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FACULDADE DE ECONOMIA E FINANÇAS IBMEC
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA EM
ADMINISTRAÇÃO E ECONOMIA
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AVALIAÇÃO DE CAMPO DE PETRÓLEO
MADURO POR OPÇÕES REAIS
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Rio de Janeiro, 27 de dezembro de 2006
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AVALIAÇÃO DE CAMPO DE PETRÓLEO MADURO POR OPÇÕES REAIS
FREDERICO MAGALHÃES JUNIOR
Dissertação apresentada ao curso de
Mestrado Profissionalizante em
Administração como requisito parcial para
obtenção do Grau de Mestre em
Administração.
Área de Concentração: Administração
Geral
ORIENTADOR: PROF. DR. ROBERTO MARCOS DA SILVA MONTEZANO
CO-ORIENTADOR: PROF. DR. LUIZ EDUARDO TEIXEIRA BRANDÃO
Rio de Janeiro, 27 de dezembro de 2006.
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FICHA CATALOGRÁFICA
332.6711
V181
Magalhães Junior, Frederico.
Avaliação de campo maduro de petróleo por opções reais /
Frederico Magalhães Junior -. Rio de Janeiro: Faculdades
Ibmec. 2006.
Dissertação de Mestrado Profissionalizante
apresentada ao Programa de Pós-Graduação em
Administração das Faculdades Ibmec, como requisito parcial
necessário para a obtenção do título de Mestre em
Administração.
Área de concentração: Administração Geral.
1. Opções reais. 2. Derivativos financeiros. 3. Finanças.
v
DEDICATÓRIA
Dedico essa dissertação à minha esposa, Jeanine,
fundamental presença em minha vida, e aos meus pais,
que estarão, de algum modo, sempre presentes.
vi
AGRADECIMENTOS
Ao professor Roberto Marcos da Silva Montezano, pela orientação precisa e fundamental
ajuda em todas as etapas deste trabalho.
Ao professor Luiz Eduardo Teixeira Brandão, que me orientou de maneira decisiva sobre
avaliação em tempo discreto e a modelagem do problema.
Ao professor Fernando Nascimento de Oliveira, por suas importantes contribuições.
Ao professor Marco Antonio Guimarães Dias, pela fundamental ajuda sobre o setor de
petróleo, incertezas e aplicações em opções reais.
À minha esposa, Jeanine de Lacerda Grillo, presença decisiva em minha vida.
Aos mais que simplesmente amigos, realmente irmãos, André Lopes Brandão Paraízo, Carlos
Lopes Brandão Paraízo e Paulo Lopes Brandão Paraízo, os primeiros trilhando comigo estes
mesmos passos no mestrado e o último apresentando-me aos seus contatos preciosos na
Petrobras.
E aos professores do Ibmec Antônio Carlos de Jesus Assumpção e Maria Augusta Soares
Machado, por sua ajuda em econometria e estatística, aos Cláudio Borba e Ângela Pumputis,
vii
da Petrobras, com seu conhecimento sobre o setor de petróleo, ao Leandro Almeida, com sua
rede de contatos, aos Hélio Rosa Guimarães e Normando Costa Paes, da Pamergy, na Bahia,
por seu conhecimento insuperável sobre as novas licitações sobre campos maduros no Brasil,
e ao professor José Baptista de Oliveira Júnior (China) e ao bolsista Luis Antônio de Oliveira
Júnior, da UFBA, por toda colaboração, ajuda e informações sobre os campos escola na
Bahia, e visita a Quiambina.
viii
RESUMO
A pesquisa realizada na presente dissertação objetivou avaliar uma pequena empresa
produtora de petróleo, que opera em um pequeno campo de petróleo e está inserida no atual
cenário proposto pela ANP, após a 7
a
Rodada de Licitações. Esse novo cenário, formado pelas
licitações de acumulações marginais de petróleo e gás em campos maduros no Brasil, tem
permitido o surgimento de um novo setor, formado por pequenos e médios produtores de
petróleo e gás. A avaliação pretende demonstrar o valor das flexibilidades operacionais que
esses projetos muitas vezes apresentam, tais como ampliar a produção e interrompê-la. Essas
flexibilidades serão avaliadas com a utilização da teoria das Opções Reais em tempo discreto.
Para isso, adotou-se a metodologia proposta por Copeland & Antikarov (2002), a qual
adiciona à avaliação tradicional de Fluxo de Caixa Descontado as Opções Reais que o projeto
possui.
Palavras Chave: petróleo, campos maduros, flexibilidade, opções reais
ix
ABSTRACT
The objective of this research was to evaluate a small oil producer and a small oil field,
regarding the new scenario that has just begun after the 7
th
Bidding Round organized by ANP.
This new scenario, made by marginal oil fields auctions, has allowed the creation of a new
sector, one made by small and average size oil & gas producers. The evaluation of a small
mature oil field intends to show the value of the operational flexibilities that such project
presents many times, such as improving the production capacity or stopping the production.
These flexibilities will be evaluated by the Real Option approach, considering discrete time. It
was used the Copeland & Antikarov (2002) methodology, which adds to the traditional
Discounted Cash Flow approach the Real Options that the project has.
Key Words: oil, mature field, flexibility, real options.
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Modelo Binomial 16
Figura 2 – Evolução dos Preços do Petróleo de 1947 a 2004 37
Figura 3– Gráfico demonstrativo da evolução da produção doméstica de petróleo da Petrobras
– 1970 até 2005 41
Figura 4 – Perfil de produção do campo de Pilar, após a perfuração de mais poços, Alagoas,
Brasil, 1980 - 2020 47
Figura 5 – Árvore Binomial 58
Figura 6– Modelo de parte da árvore de eventos sem Opções 79
Figura 7 – Modelo da árvore binomial com Opções de Expansão 82
Figura 8 – Modelo da árvore binomial com Opções de Abandono 85
Figura 9 – Modelo da árvore binomial com Opções de Expansão e Abandono 86
Figura 10 – Modelo da árvore binomial com Opções de Expansão e Abandono 87
Figura 11 – Resumo dos resultados percentuais do exercício das Opções de Expansão e
Abandono no mesmo campo 88
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Produção e Demanda de Petróleo no Mundo 36
Tabela 2– Resultados das Rodadas de Licitação da ANP, da 1
a
a 7a 42
Tabela 3 – Resultado da 7
a
Rodada da ANP – Fase B, out 2005 51
Tabela 4 – Resultado da 2
a
Rodada da ANP para Acumulações Marginais, jun 2006 52
Tabela 5 – Resultados do Teste de Dickey-Fuller Aumentado 64
Tabela 6 – Resultados do Teste Phillips-Perron Aumentado 65
Tabela 7 – Resultados do Teste Kwiatkowski-Phillips-Schmidt-Shin 66
Tabela 8 – Perfil de produção do campo de petróleo maduro 70
Tabela 9 – Fluxo de caixa do campo hipotético 75
Tabela 10 – Resumo dos resultados da Simulação de Monte Carlo 77
Tabela 11 - Resumo das Opções de Expansão, Abandono e Ambas no campo 90
xii
LISTA DE ABREVIATURAS
FCD Fluxo de Caixa Descontado
FC Fluxo de Caixa
VP Valor Presente
VPL Valor Presente Líquido
OR Opções Reais
MGB Movimento Geométrico Browniano
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
WACC Weight Average Cost of Capital - Custo Médio Ponderado de Capital
MAD Marketed Asset Disclaimer – Negação do Ativo Negociado
Rf Taxa de Juros Livre de Risco
EUA Estados Unidos da América
URSS União das Repúblicas Socialistas Soviéticas
xiii
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 1
1.1 O PROBLEMA .................................................................................................................................... 2
1.2 OBJETIVO ........................................................................................................................................... 3
1.3 JUSTIFICATIVA E RELEVÂNCIA ..................................................................................................5
2 REVISÃO DA LITERATURA DE AVALIAÇÃO DE PROJETOS ......................... 6
2.1 FLUXO DE CAIXA DESCONTADO E VALOR PRESENTE LÍQUIDO ...................................... 7
2.1.1 Pontos Fortes ................................................................................................................................... 11
2.1.2 Pontos Fracos .................................................................................................................................. 12
2.2 OPÇÕES REAIS ................................................................................................................................... 14
2.2.1 O Valor de uma Opção..................................................................................................................... 17
2.2.2 Tipos de Opções Reais .................................................................................................................... 19
2.2.3 Aplicações no Mundo – Fora do Brasil ........................................................................................... 21
2.2.4 Aplicações no Brasil ........................................................................................................................ 22
2.2.5 Vantagens na Utilização de Opções Reais ....................................................................................... 26
2.2.6 Limitações no Uso de Opções Reais ................................................................................................ 28
3 O SETOR DE PETRÓLEO .......................................................................................... 30
3.1 BREVE HISTÓRICO DO SETOR NO MUNDO ............................................................................ 30
3.2 HISTÓRICO DO SETOR NO BRASIL ............................................................................................ 38
3.3 CAMPOS MADUROS E MARGINAIS .............................................................................................43
4 METODOLOGIA ......................................................................................................... 53
4.1 O MODELO ......................................................................................................................................... 53
4.2 SIMULAÇÃO DE MONTE CARLO ................................................................................................ 58
4.3 PREMISSAS .........................................................................................................................................60
4.4 A HIPÓTESE DO MOVIMENTO GEOMÉTRICO BROWNIANO..............................................62
5 AVALIAÇÃO DE CAMPO MADURO DE PETRÓLEO ........................................ 67
5.1 ESTIMATIVA DO VALOR PRESENTE SEM FLEXIBILIDADES .............................................. 69
5.1.1 Principais Premissas Adotadas ........................................................................................................ 69
5.1.2 Cálculo do Custo de Capital da Empresa ........................................................................................ 71
5.1.3 Cálculo do Valor Presente sem Flexibilidade ................................................................................. 73
5.2 CÁLCULO DA VOLATILIDADE ...................................................................................................... 76
5.2.1 Identificação das Principais Variáveis para o Cálculo da Volatilidade ........................................... 76
5.2.2 Determinação da Volatilidade Consolidada do Projeto ................................................................... 76
xiv
5.3 MODELAGEM DA ÁRVORE BINOMIAL ...................................................................................... 77
5.4 CÁLCULO DAS OPÇÕES REAIS NO PROJETO E MODELAGEM DA ÁRVORE ................. 79
5.4.1 Opção Real de Expansão ................................................................................................................. 80
5.4.2 Opção Real de Abandono ................................................................................................................ 82
5.4.3 Opções Reais de Expansão e Abandono ........ ..................................................................................85
5.5 RESUMO DOS RESULTADOS .......................................................................................................... 89
5.6 LIMITAÇÕES ....................................................................................................................................... 90
6 CONCLUSÕES E SUGESTÕES .......................................................................................................... 94
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................ 99
1
1 INTRODUÇÃO
A evolução das técnicas de avaliação de negócios e projetos, o que inclui as ferramentas
utilizadas pela teoria de Opções Reais (OR), propicia uma abordagem dinâmica. Isso -
para diversas atividades - tem-se mostrado superior à análise por Fluxo de Caixa
Descontado (FCD). No caso da Exploração e Produção (E&P) de petróleo e gás, há
inúmeras incertezas e flexibilidades operacionais envolvidas para a produção econômica
de ambos, tais como a existência de hidrocarbonetos em volume, especificação e preços
que tornem as reservas comercialmente explotáveis. Vale destacar que explotação -
aqui - refere-se a tirar proveito econômico de reserva natural. As flexibilidades
operacionais estão comprometidas com o adiamento dos investimentos, com o aumento
da escala, com a possibilidade de diminuí-la ou, até, em algumas situações, com o
abandono do projeto, entre outras. A avaliação por OR tem demonstrado, nesses casos,
superioridade frente à avaliação pelo FCD, por permitir capturar o valor embutido
nessas flexibilidades.
O estudo desta dissertação visa a avaliar a atividade petrolífera no Brasil. A relevância
está em investigar cientificamente o setor depois da abertura promovida em agosto de
1997, por intermédio da Lei 9.478, que regulamentou a emenda constitucional de
flexibilização do monopólio estatal do petróleo, e, ainda, com a criação da Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que promoveu o
2
surgimento de novos participantes no setor de E&P de petróleo no Brasil, além da
Petrobras.
A 7
a
Rodada de Licitações, fase B, para acumulações marginais, promovida pela
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em 2005, revelou
a participação de pequenas empresas na atividade de produção de petróleo e gás no
Brasil. A explicação é que nos campos maduros licitados pela ANP o volume de
investimentos é menor, se comparados aos campos das licitações de blocos maiores. Ao
mesmo tempo, por serem campos onde a presença de petróleo e gás já foi confirmada,
afasta-se o risco geológico e possibilita-se a geração de caixa desde o início das
operações. Este fator facilita enormemente as pequenas empresas, sendo este mais um
facilitador a estas pequenas empresas, que assim, concebem viabilização econômico-
financeira para esses projetos.
No estudo sobre campos maduros utilizar-se-á a definição proposta por Câmara (2004),
na qual eles seriam campos onde já foi produzido volume de hidrocarbonetos que
representa pelo menos 40% do volume recuperável encontrado originalmente no campo.
Entende-se por volume recuperável aquele que efetivamente será produzido na vida útil
do campo. Para isso, basta esclarecer que o volume a produzir no campo jamais será
igual a 100% do volume de hidrocarbonetos estimado originariamente como presente
naquele campo.
1.1 O PROBLEMA
A avaliação de determinado campo de petróleo maduro procura analisá-lo de acordo
com as variáveis mais importantes, tais como o volume de petróleo que poderá ser
3
produzido, as características do petróleo a ser extraído que determinarão o preço de
venda, a razão da produção no tempo de vida, os custos fixos e os custos variáveis para
produzi-lo. Esta avaliação poderá ser feita, além disto, segundo várias abordagens que
procurem estimar seu valor.
A revisão da literatura apresenta a análise consolidada para avaliação de projetos,
representada pelo FCD, assim como a adoção da avaliação por Opções Reais (OR)
embutidas no projeto, caso ele possua flexibilidades operacionais. A avaliação por OR
seria complementar à original por FCD, pois adiciona à análise sem flexibilidade as OR
do projeto, que representam as flexibilidades existentes.
É esse exatamente o caso da Exploração e Produção (E&P) de petróleo, tendo em vista
as inúmeras flexibilidades operacionais e incertezas envolvidas, tais como adiamento,
expansão e abandono. Tudo isso em um cenário que embute o risco geológico e os
riscos inerentes à volatilidade dos preços do petróleo, o tipo de óleo, entre outros. A
avaliação do campo de petróleo embutirá, de acordo com o que se sublinhou acima, o
somatório da valoração por FCD e por OR, associada às flexibilidades operacionais do
projeto.
1.2 OBJETIVO
O estudo realizado nesta dissertação será constituído inicialmente por uma avaliação
estática, sem flexibilidades, por FCD, de um campo maduro de petróleo em terra, a qual
serão somadas posteriormente as OR relativas à ampliação da produção de petróleo por
intermédio da reabertura de mais poços produtores - se o cenário de preços do petróleo
permitir - e a interrupção da produção, caso o cenário dos preços não mais viabilize
4
economicamente a atividade. Buscará demonstrar que somente com a utilização da
abordagem por OR será possível valorar as flexibilidades embutidas no projeto, o que a
avaliação estática pelo FCD não permite.
Essa avaliação seguirá os passos propostos por Copeland & Antikarov (2002), que
compreendem o cálculo do Valor Presente (VP) sem flexibilidade, agora identificado
como o valor do ativo base, por meio do FCD, a modelagem das incertezas para a
obtenção da volatilidade consolidada do projeto com base na simulação de Monte Carlo,
assim como a modelagem da árvore de eventos sem flexibilidades operacionais, a
identificação e incorporação de flexibilidade gerencial, o que permitirá a criação de uma
árvore de decisões, e finalmente a incorporação e a análise das OR embutidas no
projeto, que representam as flexibilidades operacionais, as quais deverão somar-se ao
VP sem flexibilidade. Todo o modelo será feito em tempo discreto. Considerou-se –
para efeito da pesquisa - o intervalo de um ano entre cada momento.
O campo maduro de petróleo proposto será hipotético, mas os dados estimados, de
natureza técnica, operacional, econômica e financeira baseiam-se no Edital
Internacional da Petrobras para Licitação de E&P – CORP No 001/2002, na 7
a
Rodada
de Licitações, fase B, para acumulações marginais, promovida pela ANP em 2005 e no
campo escola operado pela Universidade Federal da Bahia e pela ANP em Quiambina,
Bahia. Baseado em informações colhidas nessas duas concorrências e no campo escola
constituiu-se o campo hipotético com volume teórico recuperável de petróleo,
característica dele, custos operacionais e fixos, além da vazão de produção versus taxa
de declínio, que estabelecerá a vida produtiva do campo em 10 (dez) anos.
5
1.3 JUSTIFICATIVA E RELEVÂNCIA
A relevância deste estudo reside no fato de realizar a avaliação por OR em projetos
relacionados à exploração e produção de petróleo, nos quais pretende demonstrar a
importância da utilização dessa ferramenta, que permite capturar as flexibilidades
operacionais do projeto ao valor dele, o que não acontece na avaliação tradicional por
FCD. Procura-se enfatizar, então, a razão da utilização de OR, as quais, diferentemente
das avaliações tradicionais, permitem mensurar as flexibilidades embutidas no projeto.
Dias (2005, p.36) observa a relevância e a importância de campos maduros, ao
exemplificar com o caso da Chevron, que com a utilização das OR decidiu investir em
campo maduro na Califórnia (EUA) e, ao mesmo tempo, não investiu em exploração de
petróleo no Canadá. Ou seja, optou por campo maduro em vez de campo exploratório,
sem a certeza da presença de hidrocarbonetos.
Além disso, a produção de petróleo e gás em campos maduros no Brasil está apenas no
início das atividades, o que atrai inúmeros novos atores para esse setor. Esses novos
participantes possuem dimensão muito menor se comparados às companhias petrolíferas
de grande porte, que têm representado maioria entre as empresas vencedoras das
licitações da ANP realizadas anteriormente à 7
a
Rodada de Licitações, fase B. O sucesso
das novas licitações - pelo número de participantes em relação às áreas oferecidas -
demonstra o interesse despertado pela atividade petrolífera no Brasil. Provavelmente
motivada por esse sucesso, a ANP realizou licitação dedicada exclusivamente a campos
maduros em 2006, no dia 29 de junho, e pretende licitar, durante a 8
a
Rodada de
Licitações, em 28 e 29 de novembro de 2006, entre outros, blocos com acumulações
marginais de hidrocarbonetos, em sua maioria campos maduros.
6
2 REVISÃO DA LITERATURA DE AVALIAÇÃO DE PROJETOS
A revisão da literatura relacionada à avaliação de projetos pretende apresentar breve
evolução dela. A ênfase da avaliação de projetos consolidada é trazer a Valor Presente
(VP) os Fluxos de Caixa (FC) do projeto em toda a vida, ao considerar nesse ponto uma
taxa de retorno adequada ao projeto e/ou à empresa no momento de retornar a VP
aqueles FC, deduzidos os investimentos necessários para a realização desse mesmo
projeto. Pretende-se, então, obter o Valor Presente Líquido (VPL). Mas a revisão da
literatura demonstra que paulatinamente procura-se incorporar flexibilidades a essa
avaliação. Brandão et al. (2005a) comentam que uma das mais importantes limitações
da utilização do Fluxo de Caixa Descontado (FCD) é não considerar o valor das
flexibilidades presentes em muitos modelos de projeto.
Com Black & Scholes (1973) surge, de forma consistente, a teoria para a avaliação de
Opções Financeiras, que constrói o embasamento para a teoria das OR, a qual permitirá
a incorporação de flexibilidades à avaliação original por FCD. As OR são somadas à
avaliação de projeto sem flexibilidade e traduzem as flexibilidades que não podem ser
mensuradas segundo aquela mesma avaliação tradicional. Essas flexibilidades, portanto,
podem ser valoradas segundo o arcabouço teórico proporcionado pelas OR.
7
2.1 FLUXO DE CAIXA DESCONTADO E VALOR PRESENTE LÍQÜIDO
Segundo Brealey & Myers (2003), o VPL, derivado da avaliação por Fluxo de Caixa
Descontado (FCD), depende somente dos FC do projeto que é avaliado e também do
custo de oportunidade do capital. A avaliação da empresa ou do projeto, segundo a
abordagem do VPL sem flexibilidade, estabelece que a aceitação desses mesmos
projetos está condicionada ao VPL ser maior que zero. Com VPL igual a zero haveria
indiferença quanto a se aceitar ou não o projeto. Caso o VPL seja menor que zero, o
projeto seria rejeitado.
Ross, Westerfield & Jaffe (1995) consideram importante a avaliação por VPL baseada
no FCD, pois traduz somente os FC, ao contrário de outros parâmetros de medição,
como a regra do período de Payback, a regra do período de Payback Descontado e a
Taxa Interna de Retorno (TIR), que podem dificultar a interpretação dos resultados.
Além disso, segundo os mesmos autores, o VPL utiliza todos os FC do projeto,
enquanto algumas avaliações ignoram FC além de determinada data. Eles observam
ainda que a aceitação de projetos com VPL positivo beneficia os acionistas, pois trata-se
de medida teórica de agregação de riqueza.
Brealy & Myers (2003) argumentam que a regra do VPL facilita a separação entre o
gestor da empresa e os detentores de capital dela. Independentemente do fato de os
acionistas possuírem diferentes preferências e interesses entre si e, ao mesmo tempo, do
gestor da empresa, a esse último cabe procurar projetos que maximizem o VPL da
empresa, e que - ao mesmo tempo - maximizem o valor para o acionista. Ao fazê-lo, o
gestor terá tomado as melhores decisões para o acionista. Acrescentam que atualmente é
8
muito importante a separação entre a gestão e o controle da empresa. Destacam, ainda,
que a regra de maximização do VPL auxilia na delegação de poder pelo acionista.
Copeland & Antikarov (2002) também argumentam que um dos principais fatores da
teoria de sustentação do VPL é o princípio da separação. Para eles, os gestores de
determinada empresa, de maneira dissociada dos interesses pessoais, devem maximizar
os interesses dos acionistas ao buscarem os maiores VPL, que maximizariam a riqueza
dos acionistas.
Brealey & Myers (2003) argumentam que o VPL enfatiza o valor do dinheiro no tempo.
Comentam que isso depende somente dos FC futuros do projeto e, ao retornar todos os
FC para uma mesma data, permite compará-los na tomada de decisão.
O método possibilita ainda a classificação dos projetos, em função do tamanho do VPL.
Projetos que possuem maiores VPL são melhores. Mas segundo essa abordagem,
derivada do FCD, os projetos são aceitos ou rejeitados naquele momento, e toda a
avaliação da vida daquele projeto segue com os parâmetros definidos, bem como a
escala do projeto, nível de vendas, custos, preços, taxas de desconto, riscos etc.
A fórmula para a obtenção do VPL, baseada no FCD, considera:
VPL =
∑
=
+
n
t
t
K
FCt
0
)1(
(1)
Onde FCt representa o valor esperado de cada um dos FC do projeto, K é a taxa de
desconto apropriada ao risco do projeto e t é um instante específico associado a um FCt
9
do projeto. Importante destacar que os Fluxos de Caixa do projeto podem ser positivos
ou negativos, e o somatório deles descontados a um mesmo instante vai resultar no
VPL. A taxa de desconto apropriada para retornar esses FC em toda a vida do projeto
pode ser obtida por intermédio do Custo Médio Ponderado de Capital, também
conhecido como Weight Average Cost of Capital (WACC), o qual considera a
ponderação do Custo de Capital Próprio empregado e do Custo do Capital de Terceiros,
em função da composição da estrutura de capital e do benefício fiscal da dívida.
O WACC considera a ponderação entre o custo do capital próprio, e o custo do capital
de terceiros emprestado à empresa que compõe a estrutura de capital da empresa,
abatido do benefício fiscal decorrente do pagamento dos juros da dívida.
Onde WACC =
Ke
)Pr(
Pr
erceirosCapitaldeTóprioCapital
óprioCapital
+
+
)Pr( erceirosCapitaldeTópioCapital
erceirosCapitaldeT
Kd
+
x(1–AlíquotaIR) (2)
Ressalte-se a natureza estática da avaliação, com base na consideração de estrutura de
capital próprio e de terceiros imutável na avaliação. Para o cálculo do Custo do Capital
Próprio (Ke), utiliza-se o Capital Asset Price Model (CAPM), de acordo com Sharpe
(1970). Formalmente:
Ke = Rf
+ Beta x (E(Rm)– Rf) (3)
Onde Rf é Taxa Livre de Risco; Beta é o risco sistêmico da ação que corresponda ao
risco do capital próprio e E(Rm) é o retorno esperado da carteira de mercado.
10
A Taxa Livre de Risco seria a taxa de juros equivalente a um título de renda fixa
emitido pelo governo, o qual se conceitua como risco igual a zero. Para o Custo de
Capital de Terceiros (Kd) emprestado aquele projeto e/ou empresa, ele seria calculado
ao considerar-se o patamar das taxas de juros da economia do país no qual o projeto
estiver inserido e o risco de não pagamento daquele empréstimo. As empresas de
classificação de risco procuram avaliar esses componentes. Para isso, consideram a
geração de caixa da empresa e/ou projeto frente aos compromissos com terceiros, de tal
forma a considerar a empresa mais ou menos arriscada, no que tange a se emprestar
recursos a ela.
Luehrman (1997) propõe que a avaliação baseada no cálculo do WACC possui
limitações. Ao considerar a mesma estrutura de capital para todas as operações de
determinada empresa, ao mesmo tempo assume o mesmo custo médio ponderado de
capital para todos os projetos, pode trazer os FC a valor presente de forma incorreta.
Observa que o problema seria mais apropriadamente abordado ao se avaliar as
operações da empresa por intermédio do Valor Presente Ajustado.
O Valor Presente Ajustado, segundo Luehrman (1997), representaria considerar os
vários FC e/ou projetos da empresa separadamente, em vez de limitar-nos à obtenção do
Valor Presente por um único WACC. Ele considera que as variadas operações da
empresa supõem diferentes premissas para os respectivos FC, tais como diferentes taxas
de desconto apropriadas ao risco inerente a cada um daqueles FC. Deve-se considerar
ainda que a estrutura de capital da empresa pode mudar durante a avaliação, o que
prejudicaria a abordagem de estrutura de capital fixa segundo o WACC. Isso,
conseqüentemente, inviabilizaria a obtenção dos FCD e do VPL segundo uma única
taxa de desconto.
11
2.1.1 Pontos Fortes
São apresentados a seguir alguns pontos fortes encontrados na literatura, conforme Ross
et al. (1995) e Brealy & Myers (2003), para a utilização do FCD e do VPL para
avaliação de projetos.
A avaliação por VPL apresenta valores que facilitam a classificação dos projetos, do
maior para o menor VPL segundo o FCD. A avaliação utiliza Fluxos de Caixa, que
podem ter qualquer destino, como dividendos, novos investimentos etc. Não possui
parâmetros que possam dificultar a análise, como lucros. Utiliza todos os Fluxos de
Caixa do projeto, enquanto algumas abordagens ignoram os Fluxos de Caixa além de
determinada data, como a avaliação por Payback. Considera, ainda, o custo de capital
para trazer os Fluxos de Caixa a VP. Depende, portanto, de somente dois parâmetros: os
Fluxos de Caixa do projeto e/ou empresa e o custo de capital.
Além disso, como todos os projetos podem ser avaliados segundo um valor no mesmo
instante de tempo, é possível somar esses valores obtidos de cada projeto. Rejeita os
projetos com VPL negativos. Caso o VPL seja muito negativo, provavelmente será
difícil que eventuais Opções Reais embutidas tornem o VPL do mesmo projeto positivo.
Além disso, um projeto sem flexibilidade, que não admita OR, é extremamente
adequado à avaliação estática por VPL. Além de considerar todos os FC do projeto,
também considera somente os FC, o que torna a avaliação mais simples, clara e
objetiva.
12
2.1.2
Pontos Fracos
São apresentados, a seguir, alguns pontos fracos dessa abordagem. Os FC são futuros. A
menos que sejam certos, possuem riscos na estimação. São estimados os FC futuros do
projeto, e todas as incertezas inerentes a, por exemplo, vendas, preços de venda, custos,
participação de mercado etc. A definição da taxa de desconto para o FCD e o risco
correto para ele supõe premissas baseadas na estimativa atual, não necessariamente
constantes ao longo do tempo. Premissas essas que poderão alterar-se no futuro.
Na consideração de uma única taxa de desconto, o FCD apresenta rigidez e
simplificação que podem se traduzir em erro na avaliação. Além disso, a utilização do
WACC também representa simplificação que pode traduzir-se em erro, pois considera
estrutura de capital fixa durante a vida do projeto. E não é só. De acordo com Brandão
et al. (2005a), a avaliação por FCD não considera o valor das flexibilidades
operacionais presentes em vários tipos de projeto.
Brandão (2002) observa que o método do FCD avalia o projeto com as informações
conhecidas no momento inicial dele. Ao receber novas informações no futuro, o gestor
daquele projeto que possua flexibilidade operacional poderá tomar novas decisões que
maximizem o resultado ou minimizem o prejuízo. E o valor associado a essas decisões
não é capturado pelo FCD. Dias (2005) também observa que em aplicações de projetos
de Exploração e Produção (E&P) de petróleo, os quais possuem flexibilidade
operacional e estão submetidos a incertezas como variação do preço do petróleo e
existência dele, entre outras, o método de avaliação por FCD subavalia o projeto.
13
Damodaran (1997) acrescenta que há várias considerações iniciais que podem embutir
erros na avaliação de determinada empresa ou projeto. Muitas vezes consideram-se
etapas e taxas de crescimento cujas premissas podem embutir erros. Acrescenta ainda
que o nível de risco para cada fase de crescimento e maturidade da empresa poderá
mudar. Diz mais: que ao assumir-se, na avaliação de determinado projeto, a taxa de
desconto como o WACC, assume-se o mesmo nível de risco da empresa e para aquele
projeto, o que muitas vezes embute erros.
Ehrhardt & Daves (2000) apresentam artigo que discute a técnica de avaliação de FC
que não ocorre normalmente nas operações de projetos. Comentam o caso de projetos
iguais, exceto que possuam FC negativo certo e FC negativo com risco. Ao trazermos os
FC a VP, descontando os FC negativos por taxa sem risco e com risco respectivamente,
produziremos menor VPL no caso de FC negativo certo. Propõe, nessa abordagem, a
taxa de desconto ajustada ao risco que minimize esse efeito, visto que este FC não usual
ao projeto possa ser positivo ou negativo.
Permanece, no entanto, a imensa potência do VPL baseado em FCD para decisões de
investimento, por obtenção de resultados de forma objetiva, de clara visualização, além
da facilidade na classificação deles, do maior VPL para o menor VPL. Além desse
ponto, mesmo projetos com flexibilidade que se traduza em OR, quando possuem VPL
muito negativo, dificilmente serão atrativos, pois dificilmente essas OR somadas ao
VPL original o tornarão positivo.
14
2.2 OPÇÕES REAIS (OR)
A avaliação por Opções Reais (OR) deve ser considerada como extensão da avaliação
por VPL sem flexibilidade, por intermédio do FCD, pois contempla as flexibilidades
embutidas no projeto, as quais, na abordagem rígida tradicional do FCD, não são
mensuradas. Fundamenta-se, sim, na teoria desenvolvida para a avaliação de Opções
Financeiras, segundo a proposição de Black & Scholes (1973). Essa teoria permite,
porém, uma única fonte de incerteza e uma única Opção. A abordagem da teoria das
Opções Financeiras é então expandida para a avaliação que compreenda diversas
incertezas, que permita múltiplas Opções e que esteja associada a ativo real, sendo então
aplicada a OR. A terminologia OR foi utilizada por ser tratar de avaliação de Opções
relacionadas a ativos reais, enquanto que Opções, isoladamente, representam ativos
financeiros.
Bachelier (1900) realizou estudo que, de acordo com Merton (1995), representa a base
da matemática utilizada para processos estocásticos em tempo contínuo e a valoração de
Opções também em tempo contínuo. Demonstra que os fundamentos para a teoria de
Opções antecedem o trabalho de Black & Scholes (1973), mas permaneceram
desconhecidos durante dezenas de anos.
Ferraro, Pfeffer & Sutton (2005) apresentam estudo no qual demonstram que a teoria
das Opções, segundo Black & Scholes (1973), foi empregada paulatinamente pela Bolsa
de Opções de Chicago (Chicago Board Options Exchange – CBOE). Inicialmente, a
Bolsa de Opções de Chicago não adotou essa teoria para a valoração de Opções, apesar
de ter sido criada também em 1973. Os primeiros meses de operação da Bolsa de
Chicago indicam desvios, em relação à teoria proposta, de até 40%. Somente a partir de
15
1976 esses desvios foram reduzidos substancialmente. O estudo revelou que no período
entre 1976 e 1978 os desvios caíram a aproximadamente 2%, o que demonstra que a
partir daquele momento as operações na Bolsa de Chicago incorporam a teoria proposta.
Trigeorgis (1993) observa que a avaliação por FCD muitas vezes subavalia o projeto, ao
não considerar as OR embutidas nele. Brandão (2002) acrescenta que ativos financeiros,
compatíveis com a abordagem proposta por Black & Scholes (1973), têm como uma das
características serem investimentos passivos, cujos preços independem de qualquer ação
que um investidor individual venha tomar. No entanto, ainda de acordo com Brandão
(2002), isso não se aplica a ativos reais, que podem apresentar flexibilidade operacional.
Os FC futuros podem ser alterados em função das decisões tomadas à medida que o
cenário futuro seja descortinado. Ou seja, as OR podem ter o valor alterado por ações
daquele que possuir o ativo do qual derivam. A gestão é ativa.
Dias (2004) observa que a abordagem das OR é uma ferramenta para avaliação de
projetos sob incerteza. Dixit e Pindyck (1998) afirmam que, analogamente às Opções
Financeiras, para as OR a oportunidade de investir é uma opção de compra, assim como
a oportunidade de desinvestimento é uma opção de venda. Ainda segundo Dixit &
Pindyck (1998), o exercício ótimo da OR ocorre quando o VPL obtido é grande o
suficiente frente aos custos por esperar por mais informações. Brandão (2002)
acrescenta que para determinado projeto possuir valor para OR, deve embutir três
características: o investimento necessário deverá ser total ou parcialmente irreversível,
ter flexibilidade que admita adiamento, suspensão, ampliação e abandono, e, também,
que os FC futuros sejam incertos.
16
Dixit & Pindyck (1994) apresentam estudo cuja ênfase é a avaliação econômica por
intermédio da teoria das OR em tempo contínuo. Considerada a modelagem em tempo
discreto com árvore binomial, Cox, Ross & Rubinstein (1979) pela primeira vez
desenvolveram proposição na qual o valor inicial evolui segundo a variável aleatória,
em tempo discreto. E esta mesma variável aleatória pode assumir dois valores, u ou d. O
modelo proposto, conforme a Figura 1, prevê que o preço de determinado ativo S pode
assumir no momento 1 um valor Su, com probabilidade de ocorrência p, e um valor Sd,
com probabilidade de ocorrência (1-p). No momento 2 o ativo S poderá assumir três
valores: Su
2
, Sud ou Sd
2.
Su Su
2
S Sud
Sd Sd
2
t=0 t=1 t=2
Figura 1 – Modelo Binomial
Essa mesma proposição é utilizada por Copeland e Antikarov (2002) na avaliação da
evolução dos preços em tempo discreto, segundo a multiplicação do mesmo por u, no
movimento ascendente, e d, no descendente, ainda considerada a probabilidade p para o
movimento ascendente e (1-p) para o movimento descendente.
17
O estudo revela ainda que os movimentos ascendentes e descendentes seriam
proporcionais à volatilidade do projeto. Quanto maior a volatilidade, maior a variação
para mais ou para menos dos preços. A abordagem de Copeland & Antikarov (2002)
propõe ainda que o valor que inicialmente melhor representa um ativo real, desde que se
admita que o mesmo não seja negociado no mercado, é o próprio Valor Presente sem
flexibilidade. Copeland & Tufano (2004) também consideram que a evolução do valor
do projeto pode ser aproximada, em tempo discreto, a uma grade binomial, e o VP desse
mesmo projeto representa o ativo subjacente.
Ainda segundo Copeland & Antikarov (2002), a avaliação de determinado projeto com
OR abrange obter o VP sem flexibilidade dele, modelar as incertezas, utilizar a
Simulação de Monte Carlo para obter a volatilidade consolidada do projeto avaliado, e -
de posse dessa volatilidade - construir a árvore de eventos de acordo com o Movimento
Geométrico Browniano, e finalmente inserir as OR. O novo VP obtido, após a inserção
das OR, será o somatório do VP sem flexibilidade com as OR. O valor dessas OR será,
portanto, a diferença entre ambos.
2.2.1 O Valor de uma Opção
Damodaran (1997) apresenta alguns determinantes e características do valor de uma
Opção. Uma Opção deriva o valor de determinado ativo subjacente. Importante ressaltar
que a posse de uma Opção assegura ao detentor o direito, mas não o dever, de compra
ou venda do ativo sobre o qual deriva aquela Opção. Essa Opção pode ser de 2 (dois)
tipos: Européia ou Americana. A do tipo Européia tem o prazo de exercício somente ao
final do prazo de vencimento dela. Já a Opção do tipo Americana pode ser exercida em
18
qualquer momento até o vencimento da Opção. Para um ativo sem dividendos, os
determinantes do valor das Opções são apresentados a seguir.
O valor atual do ativo do qual deriva a Opção influencia o valor da Opção; no caso de
uma Opção de Compra, o valor dela aumenta com o aumento do valor do ativo, e no
caso de uma Opção de Venda o valor dela diminui com o aumento do valor do ativo. A
Variância do valor do ativo do qual deriva a Opção também influencia seu valor: quanto
maior for a variância do ativo, maior será o valor da Opção, seja de Compra ou Venda.
O preço do exercício da Opção, o preço contratado para a compra ou venda do ativo do
qual deriva essa Opção, afeta o valor da Opção. No caso da Opção de Compra, o valor
dela decresce com o aumento do preço de exercício. E no caso da Opção de Venda
ocorre o contrário. O valor dela aumenta à medida que aumenta o preço de exercício.
Com respeito ao prazo até o vencimento da Opção, quanto maior for o prazo, maior será
o valor das Opções, sejam de Compra ou Venda. As taxas de juros influenciam as
Opções diferentemente: o aumento incrementa o valor das Opções de Compra e diminui
o valor das Opções de Venda.
Trigeorgis (1993) desenvolve estudo sobre a interação das OR, ao concluir que elas
podem ser aditivas ou não. Por exemplo, uma Opção de Abandono pode eliminar o
valor do exercício futuro de OR após ele ter sido exercida. Assim como uma Opção que
reduz a escala de um projeto fará com que o ativo subjacente do próximo exercício seja
menor, ocasionando a redução do valor da Opção que poderá ser exercida após esse
fato.
19
2.2.2 Tipos de Opções Reais
De acordo com Trigeorgis (1993), as oportunidades de investimento em um projeto
produzem flexibilidade associada a diferir o projeto, abandonar o projeto, contrair a
escala dele, aumentar a escala e trocar a opção existente tecnológica por uma melhor.
Cada uma dessas oportunidades representa uma Opção.
Segundo Copeland e Antikarov (2002), de maneira semelhante a Trigeorgis (1993), as
OR associadas a esse ativo podem ser como as que estão agrupadas a seguir. Porém,
essa classificação não esgota todas as possibilidades existentes de OR.
• Opções de Abandono – A Opção de encerrar-se a operação de determinado projeto
por um preço. Na proposição de estudo da dissertação sobre Campos Maduros,
equivaleria a fechar os poços de produção e desmobilizar o projeto.
• Opção de Contração – A Opção relacionada à diminuição da escala da operação de
determinado projeto. A se considerar a operação de um Campo Maduro com seis poços
produtores, significa, por exemplo, fechar três poços e manter a produção nos outros
três.
• Opção de Expansão – A Opção de ampliar a escala de determinado projeto. Também
se for considerada a operação em Campo Maduro, está relacionada à abertura de mais
poços produtores de petróleo, o que permitirá maior produção de hidrocarbonetos.
• Opção de Conversão – A Opção associada à mudança de tecnologia ou modo de
operação a custo fixo. Conforme Dias (2005, p.108) exemplifica, as sucessivas
20
conversões do navio da Petrobras P.P. Moraes, inicialmente teve dimensão e capacidade
aumentados para – finalmente - ser transformado em um FPSO – Floating, Storage,
Process and Offloading – processamento, armazenamento e transbordo de petróleo,
exemplo da plataforma P-34, significam sucessivas opções de conversão.
• Opção de Diferimento – A Opção associada a projetos, cujo início possa ser adiado
até que as condições sejam mais favoráveis à implementação, com base na espera de
mais informações. Na aquisição de um Campo Maduro, pode-se - caso as condições de
preços do petróleo não sejam favoráveis – aguardar até que as ofertas de preços sejam
favoráveis para, então, reabrir os poços para a efetiva produção de petróleo.
• Opção Composta – OR que compreendem fases sucessivas do projeto, as quais
exigem investimentos em cada uma antes de ocorrer o próximo. Pode-se optar por fazer
o projeto em etapas. Cada etapa é uma Opção contingente ao exercício anterior de
outras OR. Um fábrica, por exemplo, pode ser construída em fases, tais como projeto,
engenharia e construção.
• Opção Composta do Tipo Arco-Íris – OR sucessivas, como no caso da Opção
Composta. O desdobramento poderá resultar em investimentos de natureza diferenciada.
São OR com múltiplas fontes de incerteza. A Exploração e Produção de petróleo, com
várias fontes de incerteza, tais como a presença ou não de hidrocarbonetos, preços deles
e tipos de óleo, representam OR compostas do tipo Arco-Íris.
É possível, ainda, combinar alguns tipos de OR, sem se esgotar as possibilidades de
fazê-lo. Por exemplo, podemos diferir o início de um projeto, iniciá-lo em momento que
maximize o VPL, interrompê-lo temporariamente, caso o cenário assim determine, para
21
retomá-lo posteriormente. Verifica-se, portanto, que os diversos tipos de OR podem ser
associados de diversas maneiras.
2.2.3 Aplicações no Mundo – Fora do Brasil
O primeiro trabalho acadêmico sobre OR publicado no mundo - para valorar reservas de
recursos naturais - foi produzido pelo brasileiro Tourinho (1979). O estudo considera
haver custos de manutenção das reservas de recursos naturais, e que os custos de extraí-
los aumentam com o tempo. Considera ainda a existência de custos de armazenamento
do recurso natural extraído. Estima, também, que o preço do recurso obedeça ao
processo estocástico de Gauss-Wiener.
Kemma (1993) apresentou utilizações de avaliação por OR em petróleo, oriundas de
consultoria desenvolvida para a Shell. Discute o momento ótimo para desenvolver a
concessão de petróleo na qual a empresa é obrigada a perfurar poços extraordinários.
Dixit & Pindyck (1994) descrevem várias aplicações relacionadas ao setor de petróleo,
com as naturais considerações sobre a tomada de decisões seqüenciais na operação de
campos de petróleo.
Cortazar & Schwartz (1998) estudam modelo para avaliação de determinado campo de
petróleo não desenvolvido. Para isso, consideram que os preços do petróleo obedeçam
ao processo estocástico, mas com reversão à média. Demonstram que uma sensível
parcela do valor do campo vem da flexibilidade de adiar o investimento para
desenvolvê-lo. O tempo gasto para fazer o desenvolvimento do campo e também o
preço do petróleo são variáveis decisivas na valoração das OR. Quanto maior o tempo e
menor os preços, maiores serão as OR.
22
Cortazar, Schwartz & Casassus (2001) desenvolveram trabalho sobre avaliação de
recursos naturais por OR, baseado em 2 (duas) fontes de incerteza: preços desse recurso
e técnico-geológica. Consideraram ainda que o investimento, na fase de exploração,
pode ser interrompido ou retomado, a depender daquelas incertezas combinadas.
Mostraram, também, que com o início da produção, o projeto pode ser adiado,
interrompido temporariamente e retomado. Fazem uso da evolução do projeto segundo
o Movimento Geométrico Browniano (MGB) em tempo contínuo.
Amstrong, Galli, Bailey & Couët (2004) desenvolvem trabalho no qual, após realizar
breve histórico da evolução do estudo de OR, dos fundamentos oriundos em Opções
Financeiras, apresentam estudo sobre as incertezas técnicas e o impacto delas na
avaliação de OR em projetos ligados à exploração e produção de petróleo.
2.2.4 Aplicações no Brasil:
Dezen (2001) desenvolve trabalho onde avalia a hipótese de que determinada tecnologia
oferece à empresa flexibilidade de execução do projeto. Essa hipótese é desenvolvida na
avaliação de campos de petróleo marítimos por intermédio de OR. Procura mostrar que
o valor dessa flexibilidade somente poderá ser capturado por meio da Teoria das OR.
Propõe ainda que para cada alternativa tecnológica exista um conjunto diferente de OR
embutidas. Acrescenta que a utilização da volatilidade do projeto como sendo a
variação dos preços do petróleo representa a limitação na abordagem, face às outras
incertezas presentes.
Silva (2002) apresenta o caso da empresa Impsat, que atua no oferecimento de infra-
estrutura para o serviço de conexão à Internet por banda larga. Avalia a empresa de
23
acordo com a metodologia proposta por Copeland & Antikarov (2002), e obtém o VP
sem flexibilidade, ao considerar o período de 2002 a 2011. Para o cálculo da
flexibilidade do projeto consolida as volatilidades do crescimento de vendas, margem
bruta, taxa de juros, margem de despesas administrativas e gerais e, ainda, prazos para a
composição do capital de giro, com a utilização da simulação de Monte Carlo. Com essa
única volatilidade obtida desenvolve a árvore binomial e insere OR de expansão e
abandono. Assim, demonstra o aumento do valor do negócio com as flexibilidades
embutidas.
Brandão (2002) avalia em tempo discreto, ainda segundo Copeland & Antikarov (2002),
uma concessão rodoviária no Brasil, com a soma do valor obtido por FCD as OR de
expansão e abandono, caracterizadas por construção de mais faixas de rolamento na
rodovia em concessão e devolução da concessão. Utiliza árvore binomial, por
intermédio do programa DPL, que permite melhor visualização e inserção das OR. Mais
uma vez fica demonstrado que as OR associadas às flexibilidades do projeto
acrescentam valor à mensuração tradicional. O estudo em tempo discreto conclui que
entre as maiores limitações do projeto está a possibilidade de erros em assumir-se o VP
como o melhor Valor para ele sem flexibilidade, o que significaria as mesmas
limitações da avaliação por FCD.
Pinto (2004) apresenta o caso da empresa Vista Rio, que atua no setor de informações
geográficas digitais. O pesquisador avalia o projeto segundo FCD, sem flexibilidade, ao
qual acrescenta OR de expansão e abandono. Utiliza a mesma metodologia proposta por
Copeland & Antikarov (2002), em tempo discreto e conforme os 4 passos apresentados
por ambos. De acordo com essa abordagem, calcula a volatilidade consolidada, ao
24
considerar as volatilidades dos preços dos sistemas, quantidade dos sistemas, preço de
processamento, percentual de processamento de base e percentual de venda por sistema.
Silva (2004) avalia a Opção de expansão somada à avaliação tradicional por VPL da
CST, por intermédio da metodologia proposta por Copeland & Antikarov (2002), na
qual fica demonstrado que a flexibilidade tem valor. A Opção Real de expansão é
representada pelo aumento da capacidade de produção de placas em 1,5 milhão de
toneladas. Consolida a volatilidade do projeto para a obtenção da árvore de eventos, ao
considerar a variação dos preços de placas de aço, preço da bobina e margem bruta.
Leva em conta as limitações da aplicação por ter utilizado apenas uma Opção e o prazo
do exercício.
Dias (2004) discute aplicações de OR no setor de petróleo, apresenta breve revisão
bibliográfica, discute processos estocásticos e a reversão à média para preços de
petróleo, investimento em exploração, obtenção de informações e a opção de expansão
de produção com a utilização de poços adicionais. Felipetto (2005) estuda a Opção de
expansão em um projeto de concessão de tratamento de resíduos em Nova Iguaçu (RJ).
Para tanto, faz abordagem segundo proposição de Copeland & Antikarov (2002), em
tempo discreto. Importante ressaltar que nesse estudo de caso, a Opção de expansão
representa negócio não relacionado ao ativo base, pois pretende estudar a instalação da
planta de geração de energia elétrica, cujo combustível é o subproduto do aterro
sanitário. Faz avaliação tradicional, sem flexibilidade, do projeto, em 18 anos, para
depois inserir a Opção. Consolida as volatilidades mais relevantes, tais como o preço de
energia, para a obtenção da volatilidade consolidada do projeto.
25
Dias (2005) apresenta abordagem na qual combina a teoria das OR com outras teorias,
chamadas OR híbridas. Nesse contexto, a principal combinação é a que se refere à teoria
das OR e a teoria dos jogos, que objetiva propor a avaliação do comportamento das
outras empresas, assim como as reações. As aplicações acontecem principalmente no
setor de petróleo. Conclui também que em modelagem de incertezas, no caso do preço
do petróleo, para períodos de 10 a 30 anos, o MGB é uma ótima abordagem.
Apresentou, ainda, os conceitos inovadores de distribuição de revelações e de processos
de revelações. É discutida também a literatura existente sobre jogos de OR.
Albuquerque (2005) estuda o projeto da empresa Aracruz Celulose, avalia-o segundo a
abordagem tradicional por VPL e insere a Opção de Abandono. O estudo segue a
abordagem proposta por Copeland & Antikarov (2002). É feito em tempo discreto e
demonstra que a Opção de abandono soma valor à avaliação tradicional por VPL. As
variáveis mais importantes para o cálculo da volatilidade consolidada foram o preço
internacional da celulose de eucalipto, o preço de compra da madeira de eucalipto e a
taxa de câmbio projetada. Acrescenta que - segundo Copeland & Tufano (2004) - em
várias oportunidades semelhantes há conflitos entre o controle gerencial e o exercício
ótimo da Opção de Abandono. Argumenta, ainda, que as premissas utilizadas para o
valor dos alienáveis podem se traduzir em expressivos erros na estimativa.
Carvalho (2005) utiliza a abordagem proposta por Copeland & Antikarov (2002), avalia
em tempo discreto determinada empresa de tecnologia com OR e com a ajuda do
programa DPL. Ao fazê-lo, evolui o valor do projeto com e sem OR através de uma
árvore binomial, e não uma grade binomial, o que torna a visualização mais fácil. Após
encontrar o valor presente da empresa sem as OR, insere as Opções de Expansão,
considerando o lançamento de um novo produto, e de Abandono. O valor do projeto,
26
com as Opções Reais, é acrescido em aproximadamente 10%. Conclui que a maior
limitação do estudo está associada às premissas sugeridas por Copeland & Antikarov
(2002). Em primeiro lugar, ao avaliar-se o VP do projeto para sua melhor estimativa
sem flexibilidade podemos estar introduzindo vários erros. A utilização do MGB pode
não ser a mais apropriada, devido à assimetria de informações. Importante destacar que
esta última premissa não é pré-requisito para a metodologia de Copeland & Antikarov
(2002).
2.2.5 Vantagens na Utilização de Opções Reais
A utilização de OR para avaliar projetos e empresas permite incorporar um ponto de
vista dinâmico à avaliação tradicional por FCD. E quanto maiores as flexibilidades
intrínsecas nesse projeto, maior a existência de OR nele. A complexidade original do
ferramental utilizado para a avaliação das OR tem diminuído com o emprego de
aplicativos computacionais que proporcionam interface mais inteligível na utilização
dessa ferramenta.
Verifica-se que a avaliação de projetos com flexibilidades sem OR torna-se incompleta.
A avaliação por FCD estabelece as premissas utilizadas na vida do projeto com as
informações que hoje se possui. O futuro guarda mudanças com respeito às premissas
assumidas originalmente. Com impactos sobre os FC futuros daquele projeto. Subavalia
projetos, sem levar-se em conta possíveis OR embutidas. Propicia a tomada de decisões
equivocadas, ou no mínimo, subótimas. Além disso, projetos com VPL igual a zero ou
levemente negativos - segundo a abordagem por FCD - podem apresentar VPL positivo
quando se soma as OR reais embutidas à análise tradicional.
27
O setor de petróleo - foco do estudo desta dissertação - assim como outros onde o ativo
em questão é um recurso natural finito, apresenta inúmeras flexibilidades que o torna
inapropriado para avaliação por FCD. O desafio é o de avaliar o projeto com base nos
riscos inerentes, por exemplo, a flutuação dos preços do petróleo, variação dos preços
dos bens e serviços necessários às operações, existência ou não de petróleo, tipo de óleo
e o impacto sobre os preços dele, volume recuperável, possibilidade de adiamento da
produção, retomada da produção e abandono dela.
E essa é justamente a proposta da avaliação com a utilização de OR, de tal forma a
capturar o valor dessas flexibilidades embutidas. Ao acompanhar um princípio de
Finanças, o estudo da teoria das OR demonstra que essas flexibilidades têm valor. E
muitas vezes adicionam valor à análise tradicional por FCD de maneira que torna os
projetos atraentes e viáveis. Com a mudança paulatina de paradigmas, do paradigma da
avaliação estática de projetos por intermédio do FCD para o paradigma da avaliação
dinâmica deles com base nas OR, incorpora-se maneira de abordar o problema
relacionado à avaliação de projetos. Perfaz-se a visão dinâmica que é capaz de enxergar
o valor das flexibilidades, assim como incorporar informações à medida que o projeto
evolui.
Essa nova abordagem permite também a inserção de maiores possibilidades e
alternativas à tomada de decisão. A empresa pode comprar o direito de fazer
determinado projeto por um percentual dele. Caso não o faça, deixa de exercer esse
direito, mas o mais importante, deixa de investir valor expressivo em determinado
cenário que propiciará maior perda. Pode escalonar os investimentos sucessivos, tomar
decisões sobre eles quando obtiver mais informações. E pode criar “gatilhos” que a
28
permita abandonar o projeto. Pode, ainda, permitir que ela deixe de desperdiçar
recursos, que poderão e deverão ser melhor empregados em outros projetos.
2.2.6
Limitações no Uso de Opções Reais
As limitações no uso das OR estão relacionadas a algumas premissas assumidas por
elas. Considera-se, após realizarmos a Simulação de Monte Carlo, uma única
volatilidade para o projeto. Consolidamos as volatilidades mais relevantes do projeto em
unidade singular, obtida por Simulação de Monte Carlo. Sabemos tratar-se de
simplificação, pois a volatilidade poderá variar a cada período, o que embute
possibilidade de exercício sub-ótimo das OR. Quanto maior o período de tempo
avaliado, maior a possibilidade de incorrer-se em erros com respeito à volatilidade
considerada.
Utiliza-se o VP como o valor do projeto, pois ele não é negociado no mercado, segundo
Copeland & Antikarov (2002). Esse fato pode embutir erros na avaliação, que se
traduzirá em erros na modelagem. Este VP foi obtido segundo avaliação por FCD, com
premissas e considerações realizadas com antecedência e poderão apresentar
incorreções, o que altera o VP do projeto. Na própria determinação do custo de capital,
podem ser assumidas premissas erradas, que se traduzirão em VP equivocado.
Ao utilizar-se árvore binomial, faz-se simplificação, pois, neste caso, o trabalho
desenvolve-se em tempo discreto, e não contínuo, o que trará algumas diferenças nos
valores obtidos nas OR e promoverá exercício subótimo das OR. A teoria das OR,
segundo Brandão (2002), prevê a gestão ativa, ou seja, o detentor do direito de exercê-la
é o agente que tanto poderá exercer a Opção quanto promover decisões que influenciem
29
esse exercício. Diferentemente da situação de Opções Financeiras, em OR, esse
exercício, na maioria das vezes, não pode ser efetivado imediatamente, o que inviabiliza
o exercício ótimo das OR. Segundo Pinto (2004), o exercício não instantâneo
freqüentemente leva a decisões subótimas. Copeland & Tufano (2004) concluem que
freqüentemente os gestores não exercem as OR no melhor momento. Normalmente -
após algum tempo - seja por dificuldade de fazê-lo imediatamente seja por
subavaliações do melhor momento de exercício. Os autores sugerem, então, que as
empresas devem indicar claramente os responsáveis pelo exercício das OR, com a
natural identificação dos “gatilhos” para exercê-las.
O exercício das OR pressupõe que tudo acontecerá no cenário sem contramedidas pela
concorrência. No mundo dos negócios, no entanto, isso não acontece. Certamente, a
cada decisão de investimento haverá reação da concorrência, o que, muitas vezes, terá
como conseqüência decisões subótimas do detentor do direito sobre as OR, ou seja, a
Opção pode ou não ser exercida.
30
3 O SETOR DE PETRÓLEO
O setor de petróleo conquistou importância sem par no mundo a partir do século XX. E
essa importância tem motivado a busca crescente por mais petróleo, primeiro em terra, e
depois no mar, para atender à crescente demanda por essa matéria-prima na economia
mundial. É apresentado, a seguir, breve histórico dessa atividade, primeiro no mundo e
depois no Brasil, para, em seguida, abordarmos a produção e a exploração de petróleo
em campos maduros.
3.1 BREVE HISTÓRICO DO SETOR NO MUNDO
Conforme Melo (2006), o setor de petróleo evoluiu paulatinamente no mundo com a
importância que essa matéria-prima tem representado desde o século XIX na economia
mundial. Em princípio, com aplicação mais limitada, o petróleo era obtido para o
aproveitamento do querosene para a iluminação. Os primeiros registros da obtenção do
petróleo por poços perfurados remontam à China, no século IV e, alguns estudos
revelam vestígios desses registros anteriores a esse período. O primeiro poço de
petróleo moderno, frente às mais antigas iniciativas, foi perfurado na Rússia imperial,
próximo a Baku, em 1848. Em 1859, o coronel Drake perfurou o primeiro poço de
petróleo, na Pensilvânia, Estados Unidos (EUA). Naquela época, a indústria do petróleo
crescia lentamente, impulsionada pela demanda por querosene e óleo para iluminação.
31
Ainda na segunda metade do século XIX, de acordo com Melo (2006), é criada a
Standard Oil e o estado da Califórnia começa a produzir o produto. Com a incorporação
da tecnologia do motor de combustão interna à indústria, no fim do século XIX - a Ford
fabrica o primeiro modelo em 1896 - e a utilização do petróleo em várias aplicações na
indústria e no transporte, o setor petrolífero é incorporada à dinâmica da economia
mundial com importância relativa cada vez maior.
O início do século XX apresenta significativas descobertas de petróleo na província de
Alberta, Canadá, Índias Orientais Holandesas - atual Indonésia - Pérsia - atual Irã,
Venezuela e México. Durante esse mesmo século, a participação do petróleo na
economia mundial ganha relevância decisiva e fundamental. A Segunda Guerra
Mundial (1939-1945), o maior conflito armado a que o mundo até hoje assistiu, foi
marcada por grandes decisões tomadas que objetivaram conquistar, assegurar ou negar a
posse do petróleo. As campanhas do exército alemão no Cáucaso, na ex-União Soviética
(URSS), objetivaram alcançar as reservas soviéticas de petróleo. A campanha culminou
na decisiva batalha de Stalingrado. No Norte da África, as campanhas dos exércitos
alemão e italiano pretendiam alcançar o canal de Suez e as reservas britânicas de
petróleo no Oriente Médio.
Conforme observa Deighton (1993), o Japão teve sua entrada no conflito precipitada
pela ameaça ao fornecimento de petróleo do exterior, do qual o Japão era totalmente
dependente. Essa situação deflagrou o início da guerra na Ásia, com o ataque à
Indonésia, à época Índias Orientais Holandesas, para assegurar a posse das reservas de
petróleo na região. Bombardeios estratégicos protagonizados por aviões anglo-
32
americanos foram realizados nas refinarias romenas em Ploesti. O objetivo era o de
destruí-las, para impedir o uso pelos exércitos alemães.
Com o fim da II Guerra Mundial e o enfraquecimento das antigas potências coloniais,
como Grã-Bretanha, França e Holanda, deflagra-se generalizado movimento de
independência nas antigas colônias localizadas na África e na Ásia. Com isso, imensas
reservas de petróleo dessas colônias, agora, passariam a pertencer a países que
recentemente conquistaram a independência nesses continentes. Ao mesmo tempo,
surgem as duas novas superpotências mundiais, EUA e URSS, que vêm ocupar o posto
mantido até a II Guerra Mundial pelas antigas potências coloniais. O mundo passa a ser
quase totalmente dividido em esferas de influência dos blocos de países alinhados com
os EUA ou com a URSS. Surgem diversos conflitos em regiões periféricas, longe da
Europa e EUA, boa parte deles relacionados aos recursos financeiros provenientes do
petróleo.
Entre os movimentos, ora pacíficos ora sangrentos, de independência desses antigos
impérios coloniais, surgem os primeiros conflitos e crises do setor de petróleo no
mundo. O primeiro deles, conforme Kinzer (2004), foi deflagrado com a nacionalização
das instalações da Anglo-Iranian pelo primeiro-ministro iraniano Mossadegh, em 1951.
Em 1960, é criada a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP),
organização constituída na maioria por ex-colônias. A entidade objetivava regular
preços e também os níveis de produção dos países-membro face à demanda dos países
importadores de petróleo.
33
Em 1967, a crise deflagrada pela secessão de Biafra, que se tornou independente da
Nigéria, também foi motivada pelas reservas de petróleo existentes na região e pelos
interesses de grandes empresas de petróleo. Nesse conflito, de acordo com Forsyth
(1977), os interesses econômicos subjugam todos os demais, pois na guerra contra a
recém-criada Biafra, o regime militar da Nigéria é apoiado pela Grã-Bretanha, EUA e
URSS. Importante ressaltar que atualmente, nesta mesma região, de um país-membro
da OPEP, um movimento guerrilheiro separatista ameaça as instalações de empresas de
petróleo.
A descoberta de petróleo no Mar do Norte, no final da década de 1960, permite o
aumento de oferta do produto no mercado mundial. Ali, os principais produtores eram a
Grã-Bretanha e a Noruega. Os EUA, apesar de possuírem produção de petróleo há
muitos anos, e terem incorporado inclusive a atividade Offshore no Golfo do México no
lado norte-americano, são cada vez mais dependentes da importação de petróleo. De
acordo com registros apresentados por Duncan & Youngquist (1998), os EUA atingiram
o pico de produção doméstica de petróleo em 1970, mas são grandes importadores do
produto desde 1955.
Porém, em 1973, acontece o chamado primeiro grande choque de preços do petróleo,
com a Guerra do Yon Kippur, entre Israel e os países árabes vizinhos. São registrados
aumentos expressivos no valor do petróleo. O preço do barril do tipo Brent subiu de
US$ 3,78, em 1973, para US$ 15,50, em 1974. Em 1974, a crise provoca o embargo do
fornecimento de petróleo pelos países árabes produtores para os EUA e a Europa. Os
países produtores membros da OPEP percebem o grande poder representado pelo
petróleo. Isso em razão de que as maiores potências industriais - representadas pelos
34
EUA, Europa e Japão – dependerem estrategicamente do petróleo, por não possuí-lo em
quantidade suficiente para atender às necessidades internas de consumo. O preço médio
do petróleo atinge US$ 13 o barril, em 1978.
Em 1979, acontece o segundo choque de preços do petróleo, com a deflagração da
Guerra Irã-Iraque. Naquele momento, os preços médios do barril do petróleo avançam
de US$ 13 para mais de US$ 40, o barril tipo Brent. No conflito, o regime do Iraque,
comandado pelo ditador Saddam Hussein, era apoiado pelos EUA.
Em 1990, o Kuwait é invadido pelo Iraque, comandado pelo regime de Sadam Hussein.
Face ao risco a algumas das maiores reservas de petróleo do mundo encontradas no
Oriente Médio, nesse caso, principalmente pelas reservas localizadas na Arábia Saudita
e no Kuwait, os EUA comandam uma coalizão de países na invasão do Kuwait para
expulsar as tropas iraquianas.
Com a manutenção dos preços do petróleo abaixo de US$ 20 por barril em boa parte da
década de 1990, identifica-se movimento de fusões e aquisições de grandes empresas de
petróleo, dentre as quais podemos exemplificar a fusão das British Petroleum e a
Amoco (1998), a aquisição da YPF pela Repsol (1999), as fusões entre a TotalFina e a
Elf Aquitaine, a Exxon com a Mobil em 1999, e a aquisição pela Chevron da Texaco em
2001. Essas empresas buscavam reunir sinergias, aumentar a escala das operações e
reduzir custos. Queriam, ainda, ampliar mercados e atingir novos, ao mesmo tempo, que
asseguravam maiores reservas e produção de petróleo.
35
Em 2003, a invasão do Iraque representou novo cenário de instabilidade ao setor de
petróleo em todo o mundo. Esse temor generalizado provocou nova subida dos preços
internacionais do produto. A instabilidade na região do Oriente Médio permanece até
hoje. A situação política promove mais incertezas no mercado de petróleo.
Concomitantemente a isso, registre-se a ocorrência de fenômenos naturais como o
furacão Katrina, no Golfo do México, em 2005, que ajudou a aumentar ainda mais o
quadro de incertezas. Resultado: a manutenção dos preços do petróleo em níveis
elevados. Em 2006, o preço do barril se aproximou de US$ 80,00.
Nesse cenário de preços que beiram os US$ 70/barril, as estimativas e projeções iniciais
de reservas de petróleo até meados do século XXI devem ser reavaliadas, uma vez que
esse novo patamar de preços tem viabilizado projetos de produção de petróleo antes
inviáveis economicamente. O desenvolvimento de tecnologias para a busca e produção
de petróleo em profundidades sob o nível do mar cada vez maiores tem permitido a
prospecção da matéria-prima em regiões antes inimagináveis por serem inatingíveis.
Porém, resta a questão: o petróleo é um recurso natural finito e deverá ter o papel na
economia mundial paulatinamente substituído. A avaliação mais precisa quanto ao
tempo de duração das reservas de petróleo, no entanto, permanece ainda sem resposta.
Na tabela 1 é apresentado quadro relacionando à produção de petróleo de países
membros da OPEP, a produção de petróleo por países que formavam a ex-URSS e a
demanda líquida significativa representada pelos EUA e China.
36
Item
País
Barris/dia x 1000 % OPEP
01 Arábia Saudita 9.550 31,82%
02 Argélia 1.352 4,50%
03 Emirados Árabes Unidos 2.433 8,11%
04 Indonésia 942 3,14%
05 Irã 3.938 13,12%
06 Iraque 1.875 6,25%
07 Kuwait 2.529 8,43%
08 Líbia 1.633 5,44%
09 Nigéria 2.438 8,12%
10 Qatar 800 2,67%
11 Venezuela 2.525 8,41%
Total OPEP 30.015
01 Ex-Membros da URSS
01 EUA
02 China
12.410
6.900
Produção de Petróleo dos Países da OPEP - média 2005
Produção de Petróleo dos Países da Ex-URSS - média 2005
Demanda Líquida de Petróleo dos EUA e China
11.730
Tabela 1 - Produção e Demanda de Petróleo no mundo. Fonte: EIA, www.eia.doe.gov .
As economias dos países-membro da OPEP não demandam a maior parte da produção
de petróleo. A maior do que é produzido é destinado à exportação. Em contrapartida, os
países desenvolvidos, maioria das vezes, demandam mais do que produzem petróleo. O
maior exemplo são os EUA. A situação da China fica também demonstrada na tabela 1.
Tanto ela quanto a Índia estão em situação semelhante. Por isso, buscam novas fontes
para a obtenção do petróleo. A Índia adquiriu direitos sobre blocos exploratórios no
Brasil e a China no Oeste da África, em 2006.
37
Figura 2 – Evolução dos preços do petróleo de 1947 a 2004, base 2004, segundo uma média dos
preços de petróleo bruto nos EUA e no mercado internacional. Fonte: WTRG Economics,
www.wtrg.com
.
O gráfico apresenta na figura 2 a evolução dos preços do petróleo e o impacto sobre
eles, representado principalmente pela Guerra do Yom Kippur (1973), a Guerra Irã –
Iraque e a crise de instabilidade de preços iniciada pela 2
a
Guerra do Iraque, com a
invasão do país e a derrubada do regime de Saddam Hussein. Essa última fase de crise
dos preços tem sido alimentada também pelos furacões no Golfo do México, pela
guerrilha na Nigéria e ainda pela crise motivada pelo programa nuclear iraniano.
38
3.2 HISTÓRICO DO SETOR NO BRASIL
A história do setor de petróleo no Brasil confunde-se com a história da Petrobras, criada
em 1953. Conforme Melo (2006), após algumas tentativas frustradas desde o final do
século XIX, em 1942 foram descobertos em Aratu, campos de gás natural e de petróleo
na ilha de Itaparica, ambos situados no recôncavo baiano.
Com a criação da Petrobras em 1953, o governo brasileiro cedeu-lhe campos de petróleo
no recôncavo baiano, uma refinaria em Mataripe, na Bahia, uma refinaria e uma fábrica
de fertilizantes, ambas em fase de construção, em Cubatão (SP), a Frota Nacional de
Petroleiros, com 22 navios e os bens da Comissão de Industrialização do Xisto
Betuminoso. A produção de petróleo naquele momento limitava-se a 2.700 barris por
dia. O parque de refino atendia a uma pequena fração do consumo nacional de
derivados, que chegava a 137 mil barris por dia, a maior parte importada.
Inicialmente, a Petrobras, detentora no Brasil do monopólio da produção e importação
de petróleo, optou pela construção de um parque de refino no Brasil que viabilizasse o
fornecimento de derivados para a demanda interna. Havia uma pequena produção de
petróleo no Brasil, basicamente concentrada no recôncavo baiano. Em contrapartida, a
produção de derivados de petróleo no Brasil - pela Petrobras - permitiria economia de
divisas, pois os derivados de petróleo representam maiores valores unitários quando
comparados ao petróleo bruto. Ou seja, seria mais vantajoso economicamente importar
petróleo bruto e refiná-lo no Brasil do que importar derivados de petróleo como a
gasolina e o diesel.
39
A aplicação dessa estratégia, de acordo com Melo (2006), permitiu que na década de
1960 a Petrobras alcançasse um dos objetivos principais: a auto-suficiência na produção
dos principais derivados. Iniciaram operações as Refinarias de Duque de Caxias
(Reduc), no Rio de Janeiro, Gabriel Passos (Regap), em Betim, Minas Gerais e Alberto
Pasqualini (Refap), em Canoas, Rio Grande do Sul. Ainda nessa mesma década, a
Petrobras realizou a primeira descoberta de petróleo no mar: o campo de Guaricema, no
litoral de Sergipe.
O crescimento médio superior a 10% ao ano do Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro
no início da década de 1970 fez com que o consumo de derivados de petróleo
duplicasse, o que obrigou a Petrobras a acelerar os investimentos em refino para atender
à demanda. São iniciadas as construções das refinarias de Paulínia (Replan) e do Vale
do Paraíba (Revap). São dessa época também a modernização da refinaria de Cubatão
(RPBC), e o início de construção da unidade de lubrificantes da Reduc.
Ao mesmo tempo a Petrobras incrementou esforços para aumentar a produção interna
de petróleo. Após a descoberta do campo de Guaricema, no litoral do estado de Sergipe,
foram realizadas mais de 20 descobertas no litoral de vários estados, todas de pequeno e
médio porte, mas que apontavam a direção dos investimentos da Petrobras em E&P nos
próximos anos. Com a descoberta do campo de Garoupa em 1974, no litoral do Estado
do Rio de Janeiro, inicia-se etapa bem-sucedida de E&P de petróleo na Bacia de
Campos, litoral brasileiro, que assumiria – anos depois - a posição de mais importante
província produtora de petróleo no país.
40
Na década de 1970 também foi adotada a modalidade dos contratos de risco. A
experiência, mal sucedida, procurava aumentar a produção de petróleo brasileiro, ao
mesmo tempo em que diminuía a importação do produto, cujo custo unitário era cada
vez maior, face às duas crises do petróleo na década. Por intermédio dessa modalidade
de contratação algumas petroleiras vieram ao Brasil e procuraram petróleo, sem
sucesso. As despesas com a importação de petróleo e produtos derivados, segundo Melo
(2006), cresciam significativamente, impulsionadas pelas sucessivas crises do petróleo,
e atingiram US$ 10 bilhões em 1981.
Para o desafio de produzir em águas na faixa de 120 metros de profundidade, a
Petrobras valeu-se de tecnologia disponível no exterior. Assim foi implantada a primeira
fase de produção da Bacia de Campos, que permitiu ao Brasil aumentar
substancialmente a produção de petróleo, antes concentrada em terra. A produção
atingiu 675 mil barris diários em dezembro de 1989.
No início dessa etapa a Petrobras precisou desenvolver tecnologia para que fosse
possível a exploração e a produção de petróleo em profundidades antes não atingidas. A
iniciativa foi bem-sucedida. Tanto que a produção de petróleo na Bacia de Campos
passou a ser maior dentre todas as províncias produtoras de petróleo no Brasil. Em
1999, a empresa registrou 1.853 metros abaixo do nível do mar no campo de Roncador,
na Bacia de Campos, o que somente comprova a evolução no desenvolvimento de
tecnologia para exploração e produção de petróleo em profundidades antes nunca
atingidas. O gráfico, figura 3, apresenta a mudança do perfil de produção interna de
petróleo da Petrobras. É possível verificar que , a partir de meados da década de 1980, a
41
parcela mais significativa da produção foi concentrada no mar, e que, em 2005, atingiu
mais de 86% de toda a produção.
Petrobras - Produção de Petróleo
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
1.800.000
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
Anos
Produção (bbl/d)
Terra
Mar
Total
Figura 3 – Gráfico demonstrativo da evolução da produção de petróleo doméstica da Petrobras –
1970 até 2005. Fonte: Petrobras.
Há dois pontos significativos que explicam o comportamento do gráfico da Figura 3.
Em meados da década de 1980 é iniciada a produção nos campos marítimos em águas
rasas na Bacia de Campos, como Garoupa e Cherne. E em meados da década de 1990 é
iniciada a produção nos campos de petróleo em águas profundas na Bacia de Campos,
como demonstrado no gráfico. As duas datas foram marcos na produção rumo à auto-
suficiência em produção de petróleo, alcançada em 2006.
Em agosto de 1997 surge um novo cenário de competição na indústria do petróleo
brasileira. É criada a Lei 9.478, que regulamenta a emenda constitucional de
42
flexibilização do monopólio estatal do petróleo. Viabiliza-se a entrada de novos
participantes na E&P de petróleo no Brasil. Por meio da mesma lei surge a Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que foi criada para
regular, contratar e fiscalizar as atividades do setor petrolífero no país.
A ANP organiza desde então licitações, nas quais blocos exploratórios no Brasil são
leiloados. As empresas vencedoras desses leilões são, durante o período de concessão,
detentoras do direito de explorar e produzir recursos de petróleo e gás que venham a ser
descobertos nesses blocos. Entre a 1
a
e a 7
a
rodada de licitação promovidas pela ANP -
sem considerar a fase B da 7
a
rodada, campos com pequenas acumulações de
hidrocarbonetos - foram ofertados 3.112 blocos. Desses, 594 forma adquiridos, o que
representou 19,09% dos blocos oferecidos em leilão. Foram arrecadados R$3,255
bilhões em bônus de assinatura para a aquisição de direitos exploratórios sobre os 594
blocos.
Na tabela 2 há o quadro com o resumo das rodadas da ANP de 1 a 7, não incluídos os
blocos com pequenas acumulações de hidrocarbonetos.
Rodada Ano Blocos Licitados Arrematados % Empresas Bônus R$
1a 1999 27 12 44,44 11 321.656.637
2a 2000 23 21 91,30 16 468.259.069
3a 2001 53 34 64,15 22 594.944.023
4a 2002 54 21 38,89 14 92.377.971
5a 2003 908 101 11,12 6 27.448.493
6a 2004 913 154 16,87 19 665.196.028
7a - Fase A 2005 1.134 251 22,13 22 1.085.802.800
Total 3.112 594 19,09 3.255.685.021
Tabela 2 – Resultado das rodadas de licitação da ANP, da 1
a
a 7
a
Rodadas. Fonte: ANP.
43
3.3 CAMPOS MADUROS E MARGINAIS
A partir da 7
a
Rodada de Licitações, fase B para acumulações marginais, realizada em
outubro de 2005, é inaugurada, segundo a ANP, uma nova etapa da flexibilização do
setor de petróleo e gás no Brasil. Além dos blocos oferecidos com risco exploratório, a
ANP disponibiliza blocos na fase B da licitação constituídos por campos de petróleo e
gás em terra, nos estados da Bahia e Sergipe, na maioria pertencentes a campos
maduros, nos quais a presença de hidrocarbonetos já havia sido confirmada.
De acordo com a ANP, foram licitados pela Petrobras, na primeira iniciativa, em maio
de 2000, 73 campos maduros. Mas somente foram arrematados 13 campos, 4 deles em
Alagoas e 9 na Bahia. Ainda de acordo com a ANP, o relativo insucesso da 1
a
iniciativa
deveu-se, principalmente, aos preços mínimos excessivamente elevados. A Petrobras,
após essa primeira experiência, organizou, em 2002, a licitação internacional
CORP/001/2002, que objetivou leiloar mais campos maduros.
Para atrair interesse das empresas postulantes a esses campos, eles foram agrupados
nessa licitação. Dessa forma, o leilão compreendia grupos de campos. Cada grupo
leiloado de campos reunia campos com mais acumulações e campos com menos
acumulações de hidrocarbonetos. Ou seja, cada lote leiloado reunia ao mesmo tempo
campos com maiores volumes e com menores volumes de hidrocarbonetos. Essa
licitação, porém, foi cancelada pela Petrobras, devido à volta do cenário de elevação
preços do petróleo, que novamente tornou atrativa economicamente para a Petrobras a
atividade de produção em campos com pequenos volumes de hidrocarbonetos.
44
Segundo a Assessoria de Comunicação da Petrobras, o cenário de preços elevados do
petróleo a partir de 2001 fez com que a empresa investisse em gerenciamento de
reservatório, com o objetivo de aumentar a produção desses campos em terra. E desde lá
a empresa tem sido bem-sucedida nessa iniciativa, como atesta a experiência no campo
de Massapé, na Bahia. Em operação há mais de 40 anos, registrava produção de 200
barris/dia de petróleo. Foi objeto de trabalhos com sísmica 3D e nova modelagem
geológica. O que permitiu, no fim de 2003, a abertura de um novo poço que atingiu
vazão inicial de 1.300 barris de petróleo/dia.
Ainda de acordo com a Assessoria de Comunicação da empresa, técnicas usadas no
aumento do fator de recuperação de hidrocarbonetos nesses campos permitem que eles
sejam utilizados como pilotos no desenvolvimento de outros campos. Seriam,
posteriormente, aplicadas em campos
offshore, cuja escala de produção é muito maior.
Além disso, a aquisição da Perez Companc em 2002, na Argentina, hoje Petrobras
Energia, especializada em campos de petróleo e gás maduros em terra, tem permitido a
utilização no Brasil das melhores técnicas lá empregadas.
Os EUA e Canadá, com a atividade do setor do petróleo em um estágio de maior
maturidade que o brasileiro, possuem experiências bem-sucedidas de empresas de
pequeno e médio porte que produzem petróleo e gás em terra. De acordo com o diretor
da ANP, Newton Monteiro, 23.000 empresas de pequeno e médio porte dedicam-se nos
EUA à produção de petróleo em campos maduros, cujo volume produzido em 2005
superava a produção de petróleo da Petrobras no Brasil. Isso representa
aproximadamente 25% da produção interna de petróleo nos EUA. No Canadá, onde
segundo a Canadian Association of Petroleum Producers (www.capp.ca
) foram
45
produzidos em média em 2005 2,6 milhões barris de petróleo por dia, há uma
associação de pequenas empresas reunidas na Small Explores and Producers
Association (SEPAC). Segundo a ANP, há 2,2 mil pequenos e médios produtores de
petróleo e gás no Canadá. As pequenas e médias empresas nos EUA e Canadá, de
acordo com a ANP, são responsáveis por 300 mil empregos diretos.
A Universidade Federal da Bahia (UFBA), que junto a ANP opera o campo escola de
Quiambina, perto de Salvador, relatou que o pequeno produtor de petróleo e gás nos
EUA possui as seguintes características médias: produz 400 barris/dia de petróleo e 200
mil m
3
de gás; 75% dos poços operados produzem menos do que 15 barris de petróleo
por dia; possuem em média 50 poços de petróleo e 40 poços de gás; 11 funcionários
empregados por empresa; idade média da operação de cada campo é de 25 anos; receita
bruta anual de US$4 milhões e lucro líquido anual de US$500 mil. A UFBA ainda
acrescentou que a operação do campo de Quiambina tem demonstrado viabilidade
operacional, técnica e econômica de um campo maduro. Destaca, ainda, que o campo
possui somente um único poço produtor de petróleo.
Baseada nessas, e em outras experiências internacionais, a ANP pretendia, com as
licitações de campos maduros, estimular o surgimento de grupos de empresas até agora
ausentes na atividade de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil, constituído
por firmas de pequeno e médio porte. Nesses leilões, a ANP tem procurado afastar o
risco geológico da atividade proposta, pois na maioria das vezes, a presença de
hidrocarbonetos nos campos ofertados já havia sido comprovada. Além disso, muitos
desses campos já produziram hidrocarbonetos. Não seria necessário o aporte de
significativos recursos financeiros para iniciar-se a produção nesses campos, quando
46
comparados aos campos com risco exploratório, ao mesmo tempo em que esses campos
permitem a geração de caixa mais célere.
Um último componente contribuiu para estimular a concorrência por esses campos: os
atuais altos níveis de preço do petróleo impulsionaram a participação e viabilizaram a
produção nesses campos de acumulações marginais de hidrocarbonetos. Dados na
Bloomberg News de 4/7/2006 indicam que esse aumento de preço do petróleo tem
impulsionado pequenas empresas nos EUA a produzir petróleo de campos
subexplorados anteriormente por grandes empresas. Segunda a publicação, o
Departamento de Energia dos EUA afirma que aproximadamente 7% da produção de
petróleo norte-americana vem de campos abandonados por grandes empresas.
Conforme citado por Dias (2005), a eliminação do risco geológico tem estimulado
empresas a investirem em campos maduros, em vez de fazê-lo em campos onde o risco
está presente. Acrescenta ainda que empresas têm considerado os campos terrestres
especialmente valiosos, porque em um cenário de preços favoráveis do petróleo -
exatamente o quadro atual - podem ser colocados em produção mais rapidamente do
que os campos marítimos. Borba
et al. (2004) apresenta estudo sobre a revitalização de
um campo maduro em terra, no estado de Alagoas, o qual, como conseqüência de novos
estudos e novas perfurações realizadas, incrementa o perfil de produção, originalmente
em fase de declínio. É apresentado na figura 4 gráfico sobre esse campo, com a
produção revitalizada.
47
Figura 4 – Perfil de produção no campo de petróleo de Pilar, após perfuração de mais poços,
Alagoas, Brasil, 1980-2020. Fonte: Borba, et al (2004).
O perfil de produção projetado do campo de Pilar era declinante (linha vermelha), típico
de um campo maduro. Após as intervenções realizadas, voltou a aumentar, o que
significou a recuperação do quadro de declínio original (linha azul).
Neste trabalho utilizaremos a definição proposta por Câmara (2004) para a conceituação
de campos de petróleo maduros. Segundo pesquisa realizada por ele, diante dos
resultados obtidos com os profissionais do setor de petróleo, o autor classifica campos
maduros de petróleo como aqueles que já produziram 40% do volume recuperável de
petróleo, conforme às medições iniciais do volume de petróleo encontrado no campo.
Câmara (2004) também observa que há a superposição de conceituações de campos
maduros e marginais na literatura do segmento.
Campo de Pilar – Perfil de Produção
48
Ainda de acordo com a proposição do autor, o conceito atribuído a campos marginais
aplica-se àqueles que operam no limite da produção econômica. Em um cenário de
preços de petróleo extremamente voláteis, encontraremos campos cujas operações
podem migrar de não econômicas a econômicas à medida que os preços do barril do
petróleo aumentam, o que faz viabilizar as operações.
Portanto a abordagem destaca que a conceituação de campos maduros aplica-se a
critérios técnicos, relacionados ao volume recuperável de hidrocarbonetos do campo,
enquanto a conceituação de campos marginais relaciona-se a requisitos de natureza
econômica, sobre quanto custará produzir quando comparado a quanto significará em
receitas determinado campo de petróleo.
A conceituação de campos maduros de Câmara (2004), somada às inúmeras
acumulações de hidrocarbonetos subexplorados existentes no Brasil, descortina o
cenário promissor para esse setor recém-criado, formado pela atividade de produção de
hidrocarbonetos em pequenos volumes e por novas empresas no setor de petróleo no
Brasil. Um campo maduro de petróleo compreende, portanto, um campo cujo volume de
hidrocarboneto já havia sido confirmado, seja em volume recuperável ou em tipo de
óleo já produzido. Para a empresa que produzirá petróleo de um campo maduro, estão
afastadas incertezas técnicas referentes ao volume e ao tipo de petróleo a ser produzido.
As incertezas presentes relacionam-se à volatilidade dos preços do petróleo. Além disto,
não há dúvida sobre o início da produção em um campo maduro após a abertura de
poços produtores de petróleo. A presença dele já foi confirmada. O volume a ser
49
produzido, considerado o histórico de produção anterior, é variável estimada com
razoável precisão. Portanto, um campo maduro de petróleo e/ou gás é um que já possui
a presença do hidrocarboneto assegurada e, diante da definição de Câmara (2004), com
um perfil de produção em fase de declínio, pois já produziu pelo menos 40% do
petróleo recuperável.
De acordo com Paes (2003), a Petrobras possuía 142 campos maduros no Brasil, cujas
reservas representavam aproximadamente 100 milhões de barris de petróleo, volume
inferior a 1% das reservas provadas da Petrobras em 2005, segundo o critério da SEC.
No entanto, para um mercado emergente desse setor, representa interesse econômico
significativo.
A realização, pela ANP, da 7
a
Rodada - fase B, em outubro de 2005, e da 2
a
Rodada de
Campos com Acumulações Marginais de Hidrocarboneto, em junho de 2006,
possibilitou o surgimento de inúmeras novas empresas no setor de petróleo no Brasil.
Os resultados alcançados nas licitações demonstram o grande interesse pelas áreas
oferecidas nas duas rodadas, representado pelo percentual de campos arrematados em
relação aos oferecidos.
Na 7
a
Rodada da ANP - Fase B, foram arrematados 16 dos 17 blocos oferecidos em
leilão (94,12%), enquanto na 2
a
Rodada da ANP de Acumulações Marginais, foram
adquiridos 11 das 14 áreas oferecidas (78,57%). O grande percentual de áreas
arrematadas em relação às oferecidas, quando comparado aos percentuais registrados
nas rodadas anteriores da ANP, somado ao interesse demonstrado pelo número de
50
empresas que apresentaram propostas - 46 na 7
a
Rodada e 30 na 2
a
Rodada - demonstra
o sucesso dessa iniciativa. Baseada provavelmente no bom resultado obtido, a ANP
organizará, ainda em 2006, a 8
a
Rodada de Licitações. Nela, dentre os blocos
oferecidos, há 49 deles situados em bacias terrestres maduras. As ofertas para esses
blocos, situados na bacia de Sergipe-Alagoas, serão recebidas em novembro de 2006.
Importante observar que, enquanto nas rodadas anteriores para áreas inativas com
acumulações marginais de hidrocarbonetos, as áreas oferecidas representavam
respectivamente 88 km
2
e 220,8 km
2
, na 8
a
Rodada de Licitações da ANP, para campos
maduros, a área total oferecida totaliza 1.459,85 km
2
. As empresas vencedoras dessa
licitação deverão, segundo cronograma proposto pela ANP, assinar os contratos de
concessão em 14 de março de 2007.
A ANP, provavelmente, vai licitar, a partir de 2007, entre uma e duas vezes por ano,
áreas inativas com acumulações marginais de hidrocarbonetos. O cenário atual de
elevados preços do petróleo permite supor a manutenção do grande interesse pelas
empresas por essas licitações. Nas tabelas 3 e 4 há quadros-resumo das duas licitações
realizadas pela ANP, em outubro de 2005 e junho de 2006, de campos com pequenos
volumes de hidrocarbonetos.
51
Item Área Bacia Estado Empresa/Grupo Bônus R$
01 Sempre Viva Tucano Sul BA Orteng/Delp/Logos 300.000
02 Curral de Fora Tucano Sul BA Sem Proposta Sem Proposta
03 Araçás Leste Recôncavo BA Egesa 401.011
04 Rio Una Recôncavo BA Sinalmig 51.233
05 Bom Lugar Recôncavo BA Geobras 50.000
06 Jacarandá Recôncavo BA Alcom 279.999
07 Fazenda São Paulo Recôncavo BA Petrolab 102.601
08 Pitanga Recôncavo BA Dalcoquio 97.560
09 Gamboa Recôncavo BA Petrolab 2.001
10 Jiribatuba Camamu BA Pioneira 104.200
11 Morro do Barro Camamu BA Panergy/ERG 710.999
12 Cidade de Aracaju Sergipe SE Pioneira 106.200
13 Alagamar Sergipe SE C Foster 10.000
14 Foz Vaza Barris Sergipe SE RAL Engenharia 413.000
15 Tigre Sergipe SE Severo & Vilares 200.000
16 Carapitanga Sergipe SE Silver Marlim 207.000
17 Cidade Pirambu Sergipe SE C Foster 10.000
Totais 3.045.804
7a Rodada da ANP/Fase B -
Á
reas Inativas com Acumulações Mar
g
inais
Tabela 3 – Resultado da 7
a
Rodada da ANP, Fase B, para acumulações marginais, outubro de 2005.
Fonte: ANP
52
Item Área Bacia Estado Empresa/Grupo Bônus R$
01 Espigão Barreirinhas MA Panergy 1.115.550
02 Oeste de Canoas Barreirinhas MA Engepet/Perícia 3.275.200
03 São João Barreirinhas MA Rio Proerg 4.237.500
04 Rio do Carmo Potiguar RGN Proen 51.100
05 Carnaubais Potiguar RGN Sem Proposta Sem Proposta
06 Riacho Velho Potiguar RGN Genesis 500.000
07 Chauá Potiguar RGN Sóllita 105.000
08 São Manoel Potiguar RGN Arclima 150.000
09 Trapiá Potiguar RGN Proen 150.000
10 Quixabá Potiguar RGN Sem Proposta Sem Proposta
11 Porto do Mangue Potiguar RGN Rio Proerg 337.700
12 Rio Ipiranga E Santo ES Cheim 611.000
13 Rio Barra Nova E Santo ES Sem Proposta Sem Proposta
14 Crejoá E Santo ES Koch 144.008
Totais 10.677.058
2a Rodada da ANP de Acumulações Marginais em Áreas Inativas
Tabela 4 – Resultado da 2
a
Rodada da ANP de Acumulações Marginais, junho de 2006.
Fonte: ANP.
53
4
METODOLOGIA
O estudo apresentado nessa dissertação baseia-se na metodologia proposta por Copeland
& Antikarov (2002), a qual estabelece premissas para a evolução do projeto, da
volatilidade e das OR. Os passos previstos consideram análise em tempo discreto, que
permitirá a identificação do comportamento do projeto a cada período inteiro de tempo,
o que no caso específico desta dissertação corresponde a um ano de intervalo entre cada
momento.
4.1 O MODELO
O modelo proposto por Copeland & Antikarov (2002) considera duas premissas: a
negação do ativo negociado –
Marketed Asset Disclaimer (MAD) - cuja abordagem
prevê que o valor do ativo negociado em questão - que em nosso caso será o projeto em
análise - sem flexibilidade, representa a melhor estimativa para o valor do projeto, e que
os retornos são normalmente distribuídos, o que implica que as variações do VP
seguirão caminho aleatório.
A primeira consideração propõe uma maneira alternativa para avaliar o ativo subjacente.
Ele não é uma
commodity, nem tampouco um título negociado regularmente no
54
mercado, sobre o qual haja histórico de preços. Portanto não há parâmetros para
compará-lo a algum título cujo preço e comportamento sejam conhecidos. Nessa
situação, Copeland & Antikarov (2002) propõe abordagem na qual, face às restrições
apresentadas, o valor que melhor representa aquele projeto é o próprio VP sem
flexibilidade, obtido por intermédio do método tradicional de FCD.
A segunda consideração apresentada diz respeito à evolução dos valores do projeto
analisado e ao qual serão adicionadas as OR. Segundo Samuelson (1965), em um
mercado eficiente, os preços de um ativo já embutem todas as informações disponíveis.
Independentemente de quais sejam os fluxos de caixa esperados para o projeto, o VP
possuirá variações que obedeçam a um caminho aleatório. Se utilizar-se a abordagem de
Samuelson (1965), poder-se-á combinar as incertezas do projeto com a simulação de
Monte Carlo, o que permitirá se obter estimativas da volatilidade desse mesmo projeto.
Obtém-se, portanto, a combinação das incertezas que traduzirá a volatilidade única do
projeto.
Diante dessas considerações iniciais sobre o VP do projeto e a volatilidade dele, é
apresentada a abordagem de Copeland & Antikarov (2002) do estudo do projeto que
obedecerá aos passos que se seguem:
1
o
- Será obtido o VP sem flexibilidade do projeto em questão, um campo maduro de
petróleo, por intermédio do FCD. As premissas serão o tempo previsto para a duração
do projeto, diante da realidade inarredável de que o petróleo é um recurso natural finito,
e a avaliação em tempo discreto. O intervalo de tempo entre cada período a avaliar será
de 1 (um) ano. O projeto em questão será um campo hipotético de petróleo em terra. O
55
custo de capital, que permitirá o desconto dos Fluxos de Caixa do projeto, será obtido
por intermédio do
CAPM.
O projeto possui somente capital próprio. Conforme a abordagem realizada na revisão
da literatura:
Ke = Rf + Beta x (E(Rm) – Rf) (3)
Rf é Taxa Livre de Risco; Beta é o risco sistêmico da ação que corresponda ao risco do
capital próprio e
E(Rm) é o retorno esperado de uma carteira de ações do mercado.
2
o
- Em seguida busca-se a identificação das incertezas mais significativas do projeto,
para a combinação delas por intermédio da simulação de Monte Carlo, a ser feita com o
ferramental disponibilizado pelo programa
@Risk. Essa nova volatilidade – incerteza -
obtida será utilizada como única com a qual evolui o projeto, ano a ano. O desvio
padrão da árvore de eventos é o desvio padrão das variações do logaritmo neperiano do
VP no momento 1 sobre o VP no momento 0. As variações do VP
1
serão obtidas pelos
diferentes FC que o projeto poderá assumir. Importante salientar que se adaptou a
metodologia proposta por Copeland & Antikarov (2002), ao se utilizar as modificações
sugeridas em Brandão
et al. (2005b, p.105) e Godinho (2006). Nessa nova abordagem, a
Simulação de Monte Carlo projeta os possíveis valores das variáveis mais relevantes no
instante 1, enquanto as variáveis nos anos posteriores evoluem segundo a projeção
original do projeto sem flexibilidade, condicionadas à realização do FC
1
. Ou seja,
somente o Fluxo de Caixa em 1 é estocástico, enquanto que os posteriores são
condicionados aos valores assumidos em 1. É fixado o denominador e variamos o
56
numerador segundo a simulação de Monte Carlo, com isso projetamos vários retornos
possíveis para o projeto, a fim de obter o desvio padrão dos retornos dele, onde:
z =ln
0
11
)(
VP
FCFVP +
(4)
Em (4),
z representa o retorno do projeto, (VP
1
+ FCF
1
) é o Valor Presente dos Fluxos
de Caixa futuros do projeto no tempo igual a 1, somados ao Fluxo de Caixa no tempo
igual a 1, e
VP0 é o Valor Presente do projeto no tempo igual a zero, que será mantido
constante. Os valores que o projeto pode assumir possuem distribuição lognormal.
3
o
- De posse dessa única incerteza para todo o projeto, em função dos resultados
obtidos na simulação de Monte Carlo, será elaborada a árvore de eventos, com a ajuda
do programa
DPL, a qual prevê os movimentos ascendentes e descendentes do valor do
projeto em cada nó da árvore segundo Cox
et al.(1979), as variáveis u (ascendente) e d
(descendente), taxa de juros livre de risco (
Rf), probabilidades neutras a risco p e (1-p),
σ
= volatilidade do projeto, e finalmente considerados intervalos de tempo de 01 (um)
ano, onde:
u = e
t
σ
(5)
d = 1/u (6)
FC
n
ascendente = FC
n-1
. u (7)
FC
n
descendente = FC
n-1
.d (8)
p=
)(
)1(
du
dRf
−
−
+
e q = (1 - p) (9)
57
De acordo com Cox
et al.(1979), para valores pequenos de variação de tempo, pode-se
adotar (5), onde
u representa o movimento ascendente da árvore que será obtida, ou
seja, o valor que multiplica o projeto com uma evolução positiva, maior que o valor
inicial, portanto,
u será sempre maior que 1. Já d significa o movimento para menos,
descendente, que o projeto assume no momento 1, que multiplica o valor inicial do
projeto. Como
d é igual a 1/u, d será sempre menor que 1.
Como uma das premissas, será adotado o Movimento Geométrico Browniano (MGB),
conforme a abordagem de verificação apresentada nesse capítulo, no item 4.4. As
evoluções ascendentes e descendentes da árvore, portanto, seguirão um MGB. No
MGB, a distribuição probabilística dos preços que o ativo ou projeto poderão assumir é
lognormal. A volatilidade do projeto
σ
será obtida pela simulação de Monte Carlo,
como será descrito em 4.2. Como o intervalo de tempo é igual a 1, a fórmula será
limitada a
e
σ
. Os Fluxos de Caixa ascendente e descendente serão obtidos com a
multiplicação dos parâmetros
u e d pelos valores iniciais do projeto.
Será utilizada árvore binomial, conforme ao que fora proposto por Brandão, Dyer &
Hahn (2005b, p.104), e não a grade binomial apresentada por Copeland & Antikarov
(2002). Brandão
et al. (2005b, p.104) propõe que para análises que envolvam muitos
períodos, a árvore binomial é de mais fácil visualização, além de permitir maior
flexibilidade para inserção de OR em seus nós. Além disso, conforme Hull (2002), a
taxa livre de risco é utilizada. Ou seja, os fluxos de caixa futuros podem ser trazidos a
valor presente pela taxa livre de risco. O ajuste ao risco ocorre nas probabilidades
neutras a risco
p e q. A árvore binomial apresenta os mesmos resultados da grade
58
binomial. Há somente uma duplicação de alguns nós, como na figura 5, onde há 2 nós
iguais a
Sud.
Su Su
2
S
Sd
t=0 t=1 t=2
Figura 5 – Árvore Binomial
4
o
- À árvore obtida segundo os parâmetros na figura 5 serão acrescentadas as OR
previstas no projeto. Será adicionada a Opção de Expansão, para depois, separadamente,
ser incluída a Opção de Abandono, e finalmente obter-se-á a árvore com OR de
Expansão e Abandono. A nova árvore representará o novo VP do projeto com as
flexibilidades operacionais, ou OR, exercidas. O valor das OR em cada uma das
hipóteses, Expansão, Abandono e ambas simultaneamente, será igual ao Valor Presente
do projeto com as flexibilidades embutidas menos o Valor Presente do projeto sem as
flexibilidades.
4.2
SIMULAÇÃO DE MONTE CARLO
O método da simulação de Monte Carlo, cujo nome, de acordo com Eckhardt (1987),
relaciona-se aos cassinos de Monte Carlo, em Mônaco, gera aleatoriamente valores para
Sud
Sud
Sd
2
59
variáveis incertas para simular um modelo. Ainda segundo Eckhardt (1987), o método
foi desenvolvido originalmente para o projeto Manhattan, cujo objetivo era a construção
da bomba atômica na II Guerra Mundial, e é creditado ao matemático polonês Stalislav
Ulam. Este matemático, ao trabalhar com John von Newman e Nicholas Metropolis,
desenvolveu algoritmos que, utilizando recursos computacionais, coletassem amostras
de um universo conhecido e realizassem simulações. Metropolis chamou essa
metodologia de Monte Carlo, justamente devido à característica aleatória dos resultados
nos cassinos, oriundo de um número conhecido de alternativas.
O comportamento aleatório/randômico dos jogos dos cassinos de Monte Carlo
aproxima-se ao modo como os números são selecionados na simulação. A simulação
prevê quais resultados poderá assumir, mas não qual será o próximo resultado. As
ferramentas de simulação computacional selecionam aleatoriamente os dados de
entrada, dentro de uma distribuição de probabilidades definida inicialmente, ao obter
dados de saída para eles. Essa simulação é repetida tantas vezes quanto se deseje. Os
dados de entrada podem ser, por exemplo, os volumes recuperáveis de petróleo de um
reservatório, e ainda os possíveis graus segundo o
American Petroleum Institute (API)
desse mesmo petróleo.
Todos esses parâmetros poderão, a cada valor específico considerado, traduzir-se em
possíveis Valores Presentes do projeto analisado. O objetivo da simulação realizada
nesta dissertação será repeti-la várias vezes, de tal forma a reduzir o desvio-padrão do
resultado obtido pela simulação de Monte Carlo. Utiliza-se repetir a simulação 10.000
vezes ou mais, a fim de reduzir esse desvio-padrão, o que pode ser realizado com
ferramentas computacionais como o
@Risk.
60
4.3 PREMISSAS
As premissas consideradas neste trabalho referem-se aos parâmetros iniciais de projeto,
de tal forma a obtermos a evolução do campo de petróleo segundo um MGB, sem as
Opções Reais embutidas, para posteriormente embuti-las. Por tratar-se do estudo de um
campo de petróleo maduro, cujas licitações a ANP iniciou em 2005, será criado um
campo fictício ou hipotético de petróleo. Descrevemos a seguir o modelo criado para o
estabelecimento das premissas.
1
a
- O campo de petróleo terrestre hipotético considera o período de dez anos de
operação, ao fim dos quais as reservas de petróleo iniciais são esgotadas. São
considerados parâmetros fundamentados no Edital Internacional CORP/001/2002, da
Petrobras, assim como na 7
a
Rodada da ANP, fase B, ocorrida em 2005, e na operação
do campo escola da Universidade Federal da Bahia (UFBA), em Quiambina, Bahia. O
projeto criado para a exploração do campo possui somente capital próprio. O custo de
capital será definido segundo a abordagem do
CAPM para Rf, Beta e E(Rm). Os
parâmetros iniciais permitirão também supor volume estimado de óleo a ser recuperado,
segundo os dados históricos que antecedem a licitação, e tipo de óleo, traduzido pelo
grau
API. Na avaliação do Valor Presente do campo de petróleo será ainda considerado
o valor estimado para a aquisição do direito à produção (valores médios da 7
a
Rodada
da ANP – fase B), e o valor estimado para instalações da produção e custos
operacionais, obtidos em estimativas para as duas concorrências citadas e a operação em
Quiambina.
61
2
a
- A volatilidade será obtida segundo a Simulação de Monte Carlo, considerada como
parâmetro mais importante para ela a volatilidade dos preços do petróleo, tipo Brent. A
Simulação de Monte Carlo consolidará essa volatilidade, o impacto no Fluxo de Caixa
do projeto, e calculará a volatilidade do projeto, representada pela variação dos retornos
esperados do projeto entre os períodos 1 e 0.
3
a
- A árvore binomial será obtida após a definição dos parâmetros u e d, em razão da
obtenção da volatilidade do projeto por meio do programa
@Risk, que fará uso da
Simulação de Monte Carlo. O programa
DPL promoverá o desenvolvimento da árvore
binomial, ao considerar, também, os parâmetros
p e (1-p).
4
a
– Serão inseridas inicialmente as Opções de Expansão, caracterizadas por reabertura
de mais poços produtores. Posteriormente, à árvore sem Opções, serão modeladas
Opções de Abandono do campo. Na conclusão da avaliação, são adicionados
conjuntamente Opções de Expansão - reabertura de mais poços produtores - e
Abandono. O objetivo é comparar o valor do projeto sem as Opções e, posteriormente,
os valores com a presença de cada grupo de Opções, sejam de Expansão, Abandono, ou
ambas. Verificar-se-á que as Opções capturam o valor das flexibilidades operacionais
do projeto, aumentam o valor original, sem flexibilidade. Serão considerados preços
estimados de reabertura de poços e valores para abandono do campo, em função dos
ativos presentes e das reservas de petróleo existentes.
62
4.4 A HIPÓTESE DO MOVIMENTO GEOMÉTRICO BROWNIANO (MGB)
O estudo apresentado nesta dissertação assume a hipótese de evolução do valor do
projeto, assim como dos preços do petróleo tipo Brent – negociado na Bolsa de Londres
– segundo um MGB. Ainda como premissas, os retornos do projeto são normalmente
distribuídos e, conseqüentemente, os valores que o projeto pode assumir são
lognormalmente distribuídos e podem ser modelados como um MGB com volatilidade
constante. Foi considerada a volatilidade dos preços do petróleo tipo Brent como a
volatilidade mais relevante para efeito da obtenção da volatilidade consolidada do
projeto, após a utilização da Simulação de Monte Carlo. Outros riscos como os
associados à presença do petróleo e volume a ser produzido estão afastados. O campo
hipotético já produziu petróleo anteriormente, quando operado pela Petrobras, a qual já
havia determinado o tipo do petróleo presente e o volume a produzir.
Muitos autores consideram que os preços de uma
commodity - como o do petróleo –
obedecem ao comportamento de um Movimento de Reversão à Média, em função das
forças de mercado que regulam a oferta e a demanda dos bens, que ditariam um
comportamento mais previsível da evolução dos preços. Esse fato favoreceria o
equilíbrio desses preços entre oferta e demanda. Dias (2005, p.62), porém, considera
que modelagens baseadas em preços do petróleo em um período de 34 anos, após o teste
de Dickey-Fuller, não rejeitam a hipótese do MGB. Ainda segundo Dias (2005, p.62),
Dixit & Pindyck (1994) confirmaram que testes econométricos realizados para um
período de dados de 30 anos não foram capazes de rejeitar a hipótese do MGB.
63
Considerando a hipótese assumida, o MGB, foram executados testes estatísticos –
Dickey-Fuller Aumentado (DFA), Phillips-Perron (PP) e Kwiatkowski, Phillips,
Schmidt e Shin (KPSS), de tal forma a verificar se a hipótese de utilização do MGB não
poderia ser rejeitada para o projeto avaliado nesta dissertação. No caso estudado, serão
considerados os preços nominais do petróleo tipo Brent, negociado em Londres, para
essa avaliação. Esses preços foram coletados de 1970 até setembro de 2006, em bases
mensais. Não foram considerados períodos anteriores, devido à volatilidade menor dos
preços antes das grandes variações promovidas pelas crises do petróleo. A primeira
delas ocorreu com a guerra entre Israel e os países árabes, em 1973. Os valores do
estudo são os logaritmos neperianos dos preços do petróleo, função das considerações
iniciais do projeto. As tabelas 5,6 e 7 apresentam os resultados dos três testes
estatísticos.
Os resultados dos três testes realizados não conseguem rejeitar a hipótese de MGB,
quando comparados aos valores críticos para 1%, 5% e 10%, para o período
considerado, 1970 a 2006. Corroboram a hipótese considerada para esse projeto, ou
seja, os valores que o projeto pode assumir podem ser modelados como um MGB. No
teste Dickey-Fuller Aumentado, o resultado obtido foi -17,58135. Para o teste Phillip-
Perron, o valor foi - 17,39659. Para o último teste, Kwiatkowski, Phillips, Schmidt e
Schin, o valor obtido foi 0,279616.
64
Teste Dicke
y
-Fuller Aumentado
Hipótese Nula: D(Petr) tem raiz unitária
Estatística-t Probab
Estatística do Teste
-17.58135 0
Valores Críticos 1% -3.445059
5% -2.867919
10% -2.570232
Equação do Teste
Variável Dependente: D(Petr,2)
Método: Mínimos Quadrados
Amostra: Jan 1970/Set 2006
Variável Coef Erro Padrão Estat t Probab
D(Petr(- 1)) -0.829758 0.047195 -17.58135 0
C 0.1353 0.094693 1.428829 0.1538
R Quad 0.414847 Var Depend Média -0.000776
R Q Ajust 0.413505 Var Depend SD 2.579097
SE Regr 1.975149 Critério Akaike 4.203721
Res S Q 1700.93 Critério Scwarz 4.222361
Poss Log -918.6149 Estat F 309.104
DW 1.961431 Probab Estat F 0
Tabela 5 – Resultados do Teste Dickey-Fuller Aumentado.
65
Teste Phillips-Perron
Hipótese Nula: D(Petr) tem raiz unitária
Estat-t Adj Probab
Estatística do Teste
-17.39659 0
Valores Críticos 1% -3.445059
5% -2.867919
10% -2.570232
Variância Residual 3.883401
Variância Corrigida HAC 3.319791
Equação do Teste
Variável Dependente: D(Petr,2)
Método: Mínimos Quadrados
Amostra: Jan 1970/Set 2006
Variável Coef Erro Padrão Estat t Probab
D(Petr(- 1)) -0.829758 0.047195 -17.58135 0
C 0.135300 0.094693 1.428829 0.1538
R Quad 0.414847 Var Depend Média -0.000776
R Q Ajust 0.413505 Var Depend SD 2.579097
SE Regr 1.975149 Critério Akaike 4.203721
Res S Q 1700.93 Critério Scwarz 4.222361
Poss Log -918.6149 Estat F 309.104000
DW 1.961431 Probab Estat F 0
Tabela 6 – Resultado do Teste Phillips-Perron
66
Teste Kwiatkowski-Phillips-Schmidt-Shin
Hipótese Nula: D(Petr) é Estacionária
Estat LM
Estatística do Teste
0.279616
Valores Críticos Assintót. 1% 0.739000
5% 0.463000
10% 0.347000
Variância Residual 3.990245
Variância HAC Corrigida 4.688462
Equação do Teste
Variável Dependente: D(Petr)
Método: Mínimos Quadrados
Amostra: Jan 1970/Set 2006
Variável Coef Erro Padrão Estat t Probab
C 0.162847 0.095447 1.706153 0.0887
R Quad 0 Var Depend Média 0.162847
R Q Ajust 0 Var Depend SD 1.999839
SE Regr 1.999839 Critério Akaike 4.226285
Res S Q 1751.718 Critério Scwarz 4.235590
Poss Log -926.6697 DW 1.659406
Tabela 7 – Resultados do Teste Kwiatkowski-Phillips-Schmidt-Shin
67
5 AVALIAÇÃO DE CAMPO MADURO DE PETRÓLEO
A avaliação proposta compreenderá o estudo de uma empresa hipotética vencedora de
um leilão da ANP para a aquisição dos direitos de produção de petróleo durante um
período definido de tempo. Ao fim desse período, esse campo deverá ser devolvido à
ANP. O início da avaliação vai considerar a empresa que estiver na operação do campo
de petróleo sem flexibilidades operacionais. Isso permitirá obter-se o valor dele sem
flexibilidade, por intermédio da avaliação por FCD, para posteriormente inserir-se as
OR de expansão, abandono, e combinação de ambas à avaliação original. Considerou-se
que a empresa utiliza somente capital próprio nas atividades.
Conforme ao que fora apresentado no item 4.3, o campo de petróleo terrestre hipotético
pressupõe o período de dez anos de operação, ao fim dos quais, segundo o parâmetro
histórico de fator de recuperação, as reservas de petróleo inicialmente consideradas
estarão esgotadas. Os valores iniciais das reservas - 200 mil barris de petróleo -
representam a estimativa inicial do volume de petróleo a ser produzido. Esses dados são
oriundos do histórico de operação anterior do campo, o qual havia sido descoberto pela
Petrobras, que o operou durante algum tempo. Posteriormente esse campo foi devolvido
a ANP, que o licitou em leilão.
68
Inicialmente, não são considerados quaisquer incrementos das técnicas de produção que
permitam aumentar esse fator de recuperação, segundo parâmetros históricos. São
considerados dados operacionais, de custos e receitas baseados no Edital Internacional
CORP/001/2002, da Petrobras, de 2002, na 7
a
Rodada de Licitações da ANP, fase B,
ocorrida em 2005, e na operação do campo escola da Universidade Federal da Bahia,
em Quiambina, Bahia.
Na avaliação do Valor Presente do campo de petróleo será utilizado um valor estimado
para a aquisição do direito à produção, representado pelos valores médios de aquisição
dos direitos dos campos de petróleo e gás terrestres obtidos na 7
a
Rodada da ANP – fase
B. Serão ainda estimados valores para instalações para produção e manutenção delas.
Como afirmado há pouco, esses dados fundamentam-se no Edital Internacional
CORP/001/2002, da Petrobras, de 2002, na 7
a
Rodada da ANP, fase B, ocorrida em
2005, e na operação do campo escola da Universidade Federal da Bahia, em Quiambina,
Bahia. De posse dessas premissas será feita avaliação do campo maduro de acordo com
os passos propostos por Copeland & Antikarov (2002), segundo a metodologia
apresentada no Capítulo 4. O percentual adotado para os Royalties sobre a produção,
5%, é o mesmo utilizado pela ANP na 7
a
Rodada de Licitações, Fase B.
69
5.1 ESTIMATIVA DO VALOR PRESENTE SEM FLEXIBILIDADE
5.1.1 Principais Premissas Adotadas
O projeto considera as seguintes premissas no cálculo do Valor Presente sem
flexibilidade:
a) Tempo de duração das reservas - sem considerar novas intervenções - será de 10
anos, que representam o período de operação do campo de petróleo. Ao final desse
período, as reservas estarão esgotadas;
b) Gasto inicial de instalações previsto em R$ 1,2 milhão, depreciado em 10 anos, com
a inclusão dos cavalos mecânicos de produção;
c) Gasto previsto de desmobilização, aprovisionada no início do projeto, de R$ 800 mil;
d) Gasto para a reabertura de 4 poços produtores de petróleo, também chamado de
Workover, de R$ 800 mil - aproximadamente R$ 200 mil por poço;
e) Custo de manutenção das instalações com estimativa anual de R$ 60 mil no ano 1,
corrigido aproximadamente em 5% ao ano até o ano 10, o que traduz um custo no
último ano de operações R$ 93 mil;
f) Lance médio da 7
a
Rodada, fase B, da ANP, para a aquisição dos direitos de produção
de hidrocarbonetos foi de R$200 mil. Esse será o valor adotado para a aquisição deste
campo de petróleo, o que a ANP convenciona como bônus de assinatura;
g) Considera-se inicialmente a utilização de 4 poços produtores de petróleo na operação
do campo de petróleo;
h) O volume inicial de petróleo estimado, sem considerar novas intervenções que
venham a aumentar o fator de recuperação das reservas, será de 200 mil barris. Esse
70
será, portanto, o volume do campo sem que se considere flexibilidades operacionais,
tais como reabertura de mais poços ou abandono;
i) A produção inicial projetada para o campo será de 32 mil barris de petróleo por ano, a
qual decrescerá, à medida que as reservas forem esgotadas. No último ano de operação
do campo de petróleo atingirá 7 mil barris de petróleo. A tabela 6 apresenta a produção
a cada ano e as reservas restantes;
Ano Produção Barris Reservas Restantes
01 32.000 168.000
02 30.000 138.000
03 27.000 111.000
04 24.000 87.000
05 22.000 65.000
06 19.000 46.000
07 16.000 30.000
08 13.000 17.000
09 10.000 7.000
10 7.000 0
Tabela 8 – Perfil de produção do campo de petróleo maduro.
j) São previstas a cada dois anos intervenções nos poços, de tal forma a assegurar a
produção de petróleo, a um custo médio de R$ 220 mil no ano 2, R$ 243 mil no ano 4,
R$ 268 mil no ano 6 e R$ 295 mil no ano 8, o que representa aproximadamente o
incremento de 5% ao ano;
l) Os Royalties adotados são os mesmos da 7
a
Rodada de licitações da ANP, Fase B, de
2005: 5% sobre a receita bruta da produção de petróleo do campo;
m) O preço nominal esperado no ano 0 de venda do barril de petróleo é de R$ 110,00,
baseado na projeção inicial de preço a US$ 50,00/barril, de acordo com as
características do petróleo do campo hipotético, tais como grau API e percentual de
71
água presente no petróleo. Além disso, espera-se um câmbio de R$ 2,20 por dólar norte-
americano. Adotou-se a projeção de preços nominais do petróleo baseada no
International Energy Agency. De acordo com o Dow Jones, em 7/11/2006, essa agência
prevê o crescimento dos preços do petróleo até 2030 da ordem de 1,7% ao ano, o que
resultaria, no fim desse período, em preços nominais de aproximadamente US$ 97,00 o
barril. Com isso, a cada ano será considerado o incremento nos preços nominais do
petróleo de 1,7%, baseado no parâmetro inicial de R$ 110,00, no ano 0;
n) Foi projetado custo variável inicial estimado de R$ 17,60/barril de petróleo
produzido, baseado em custo variável estimado em US$ 8,00/barril;
o) A tributação sobre o lucro será igual a 34%, o que inclui o Imposto sobre a Renda e
a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido.
5.1.2 Cálculo do Custo de Capital da Empresa
Como a empresa hipotética considerada possui somente capital próprio (
Ke), o custo de
capital será obtido através do cálculo do
CAPM, conforme a pesquisa realizada por
Silva (2006), onde:
Ke= ))((Pr RfRmErasilêmioRiscoBRf
−
++
β
(10)
Os termos desta equação são apresentados a seguir:
a) Rf – Taxa de juros equivalente ao bônus emitido pelo governo norte-americano, para
um período de 10 anos, semelhante ao período do projeto estudado. Será adotada a
72
Treasury Constant Maturities, com prazo de vencimento de 10 anos, mesmo prazo do
esgotamento do campo de petróleo, igual a 4,46% ao ano, cotação a 30/11/2006,
conforme ao descrito no site www.federalreserve.gov/releases/h15/Current/
, em
4/12/2006;
b) Beta – Beta médio desalavancado do setor norte-americano de petróleo, empresas de
serviços e equipamentos de petróleo, em um universo de 98 empresas, beta igual a 0,98,
dados de janeiro de 2006, conforme ao que fora sugerido pelo Professor Damodaran em
http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/
, 2/11/2006;
c) (E(Rm) – Rf) – Prêmio de risco do mercado norte-americano, considera os dados que
representam a média geométrica dos prêmios do período de 1928 a 2005, que resultam
em 4,80% ao ano, conforme ao que fora sugerido pelo Professor Damodaran em
http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/
, 2/11/2006;
d) Ajuste do CAPM ao prêmio de risco Brasil – Spread do risco Brasil em relação a um
título de dívida do governo norte-americano. Foi utilizado o Embi+ Brasil, que procura
aferir o risco Brasil ao considerar vários títulos de dívida, igual a 223 pontos-base sobre
títulos emitidos pelo governo norte-americano, cotação de 30/11/2006, Jornal Valor
Econômico, 1
0
/12/2006.
Substituindo na fórmula (10), o Custo de Capital da empresa hipotética é igual a:
Ke = 4,46% + 2,23% + 0,98 x (4,80%) = 11,39 % aa.
73
5.1.3 Cálculo do Valor Presente sem Flexibilidade
Com os parâmetros calculados foi construída planilha que apresenta, como resultado, o
Fluxo de Caixa Livre do Campo Maduro Hipotético para a obtenção do Valor Presente e
o Valor Presente Líquido do projeto, sem as flexibilidades operacionais. Cada passo
estará presente, conforme as hipóteses apresentadas em 5.1.1 e 5.1.2.
O Valor Presente obtido será, de acordo com o 1
o
passo proposto por Copeland &
Antikarov (2002), o valor do projeto sem flexibilidade, o mesmo valerá para o VPL, ao
deduzir-se investimentos iniciais. Esse mesmo valor aparecerá na árvore binomial,
mostrada no programa DPL, a qual representa também o projeto sem as flexibilidades
operacionais. O resultado encontrado na avaliação do campo de petróleo sem
flexibilidades operacionais considera o custo de capital igual a 11,39 % ao ano
demonstra que ele possui VPL de R$ 4,591 milhões, como na Tabela 7, que abate os
investimentos iniciais.
Os investimentos iniciais serão os relativos à reabertura dos 4 poços produtores de
petróleo, o chamado workover, instalações no campo de petróleo, lance médio de
aquisição dos direitos de produção sobre o campo por 10 anos e provisão para
desmobilização e devolução do campo à ANP. O VP do campo, estimado com esse
custo de capital, é de R$ 7,598 milhões.
A planilha na tabela 7 relaciona os dados compatíveis com a produção declinante do
petróleo, ano a ano, o que representa menores receitas a cada ano, e conseqüentemente
74
menores Fluxos de Caixa Livre, até o encerramento das operações no ano 10, com o
esgotamento das reservas do campo de petróleo.
Há também intervenções nos poços produtores, para manutenção da produção, a cada
dois anos, com custo estimado em R$ 220 mil, R$ 243 mil, R$ 268 mil e R$ 295 mil,
sucessivamente. É apresentada linha, a última da planilha, constituída pelo Fluxo de
Caixa Livre do projeto, cujo valor, ano a ano, descontado pelo custo de capital do
projeto, será utilizado para a obtenção dos VP e VPL do projeto.
A planilha na tabela 7 também demonstra a evolução do declínio das reservas de
petróleo do campo, chegando a zero no último ano, produção estimada a cada ano, e os
custos estimados de manutenção a cada ano, projetados como R$ 60 mil no primeiro
ano e com a adição de incrementos de aproximadamente 5% a cada ano.
75
Simulação de Campo de Petróleo Maduro
04 poços Unidade R$
Ano
Descrição 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Reservas 200.000 168.000 138.000 111.000 87.000 65.000 46.000 30.000 17.000 7.000
Produção-Barris 32.000 30.000 27.000 24.000 22.000 19.000 16.000 13.000 10.000 7.000
Workover (800.000)
Intervenções (220.000) (243.000) (268.000) (295.000)
Manutenção (60.000) (63.000) (66.000) (69.000) (73.000) (77.000) (80.000) (84.000) (89.000) (93.000)
Instalações (1.200.000)
Custo/Barril-USD8 (563.200) (528.000) (475.200) (422.400) (387.200) (334.400) (281.600) (228.800) (176.000) (123.200)
Vda/Barril_USD50 3.579.840 3.413.154 3.124.060 2.824.150 2.632.814 2.312.448 1.980.429 1.636.453 1.280.210 911.382
Bid Médio ANP (200.000)
Vb Desmobilização (800.000)
Royalty-5% (178.992) (170.658) (156.203) (141.207) (131.641) (115.622) (99.021) (81.823) (64.011) (45.569)
Lucro Bruto 2.777.648 2.431.496 2.426.657 1.948.542 2.040.973 1.517.426 1.519.808 946.831 951.200 649.613
Depreciação Antes LL (120.000) (120.000) (120.000) (120.000) (120.000) (120.000) (120.000) (120.000) (120.000) (120.000)
LAIR 2.657.648 2.311.496 2.306.657 1.828.542 1.920.973 1.397.426 1.399.808 826.831 831.200 529.613
IRPJ/CSLL-34% (903.600) (785.909) (784.263) (621.704) (653.131) (475.125) (475.935) (281.122) (282.608) (180.068)
LL (3.000.000) 1.754.048 1.525.587 1.522.393 1.206.838 1.267.842 922.301 923.873 545.708 548.592 349.544
Mais Depreciação 120.000 120.000 120.000 120.000 120.000 120.000 120.000 120.000 120.000 120.000
FCL
(3.000.000) 1.874.048 1.645.587 1.642.393 1.326.838 1.387.842 1.042.301 1.043.873 665.708 668.592 469.544
TIR
52,39%
VPL
4.598.204
11,39%
7.598.204
Tabela 9 – Fluxo de Caixa do Campo Hipotético sem Flexibilidades.
76
5.2 CÁLCULO DA VOLATILIDADE
5.2.1 Identificação das Principais Variáveis para o Cálculo da Volatilidade
O campo maduro considerado já possui a presença de petróleo comprovada, pois já produziu
no passado. A principal incerteza presente no projeto é a volatilidade dos preços do petróleo.
Mas ao utilizar-se um MGB para simular a evolução dos preços, esses mesmos preços
assumem uma distribuição lognormal. A volatilidade calculada, portanto, é o desvio-padrão
da diferença dos logaritmos neperianos dos preços, ou seja, a volatilidade representa um
desvio-padrão do retorno dos preços do petróleo.
Para tanto são utilizados dados do petróleo tipo Brent, negociado em Londres, de janeiro de
1970 a setembro de 2006. A partir de 1970 inicia-se um período de maior volatilidade dos
preços do petróleo, comparado à evolução dos preços em períodos anteriores. Há a 1
a
crise
dos preços, em 1973, após a Guerra do Yom Kippur, seguida do período de maior volatilidade
dos preços. A volatilidade consolidada desse período – janeiro de 1970 a setembro de 2006 - é
igual a 33,71% ao ano.
5.2.2 Determinação da Volatilidade Consolidada do Projeto
Será utilizado o programa @Risk para, com a Simulação de Monte Carlo, chegar-se à
volatilidade consolidada do projeto, considerada a evolução dos valores segundo um MGB. O
programa, em 10.000 iterações, simulará os resultados no ano 1 da operação do campo,
77
considerando os dados de entrada de simulação dos preços do petróleo, 33,71% ao ano, o VP
do projeto sem flexibilidade de R$7.598.204, e a evolução projetada dos preços do petróleo
segundo a International Energy Agency, de 1,7% ao ano, até 2030. Vale lembrar que o
programa simulará as variações no ano 1, mantendo o VP no ano 0 fixo. A cada variação do
ano 1, o preço do petróleo dos anos 2 até o ano 10 será alterado, de acordo com a evolução
projetada de 1,7% ao ano. O desvio-padrão obtido como resultado da Simulação de Monte
Carlo é 45,39%. O mesmo, na tabela 8, é obtido pela variação de:
Z = )0/)11(( VPFCLVPLN + (4)
Statistic Value
Minimum -356,93%
Maximum 152,30%
Mean -0,50%
Std Dev 45,39%
Variance 0,206007986
Skewness -0,425351699
Kurtosis 3,874732057
Median 1,94%
Mode 3,58%
Tabela 10 – Resumo dos resultados da Simulação de Monte Carlo, no programa @Risk.
5.3 MODELAGEM DA ÁRVORE BINOMIAL
De posse da volatilidade consolidada do projeto, obtida por intermédio da Simulação de
Monte Carlo, o programa DPL constrói a árvore binomial do projeto sem as flexibilidades
operacionais. O valor do projeto será igual ao valor calculado na planilha de preços, ou seja,
R$ 7,598 milhões, obtido por FCD tradicional. Essa árvore binomial será a base sobre a qual
serão inseridas as OR de (1) Expansão, (2) Abandono e (3) Ambas simultaneamente.
78
As variáveis relevantes para o desenvolvimento da árvore binomial são:
VP = R$ 7.598.204
Volatilidade do Projeto
σ
= 45,39%
Rf Brasil = 4,46% + 2,23% = 6,69% (ajustado com o Embi+ Brasil)
u = e
t
σ
= 1,5744 (5)
d = 1/u = 0,6351 (6)
p =
)(
)1(
du
dRf
−
−+
=
)6351,05744,1(
6351,0)0669,01(
−
−+
= 0,4597 = 45,97% (9)
q = (1-p) = (1- 0,4597) = 0,5403 = 54,03% (9)
Na figura 7 é demonstrado trecho da árvore binomial sem OR, segundo o programa DPL.
Como não foram inseridas OR, o valor da árvore é exatamente o valor do projeto sem
flexibilidades operacionais, ou seja, sem as Opções de Expansão, nem de Abandono. O valor
que a árvore apresentará, portanto, é de R$ 7,598 milhões. Posteriormente, a essa árvore serão
inseridas as OR de Expansão, de Abandono e ambas, simultaneamente. Fica também
demonstrada a facilidade de visualização dos nós em cada galho. Ela calcula o valor da árvore
em cada nó.
79
Figura 6 – Modelo de parte da árvore de eventos sem Opções, mostrando o valor do projeto – R$7.598.204
- e os anos 1, 2, 3 e 4, segundo o DPL.
5.4 CÁLCULO DAS OPÇÕES REAIS NO PROJETO E MODELAGEM DA ÁRVORE
COM AS OPÇÕES
Neste item serão inseridas inicialmente OR de Expansão à árvore binomial de eventos.
Posteriormente serão inseridas OR de Abandono. Finalmente serão adicionadas,
simultaneamente, OR de Expansão e de Abandono. As OR de Expansão representarão a
reabertura de mais 3 poços produtores de petróleo, além de intervenções que aumentem o
fator de recuperação do petróleo produzido. As OR de Abandono serão constituídas pelo
abandono negociado do campo de petróleo, por um determinado valor, diante do cenário de
80
preços declinantes do petróleo. Finalmente, será avaliado o impacto de ambas as OR serem
exercidas durante o mesmo cenário, ou seja, Opções Conjuntas de Expansão e Abandono.
5.4.1 Opção Real de Expansão
As OR de Expansão são caracterizadas pelo exercício da flexibilidade operacional constituída
por reabertura de mais poços produtores de petróleo. Esse evento poderá ser realizado nos
anos 1, 2 e 3, sucessivamente, um poço a cada ano. Esses poços já existiam originalmente no
campo, antes da licitação da ANP, mas estavam fechados, devido à baixa produtividade. Um
cenário de preços do petróleo que viabilize a reabertura permitirá o exercício dessas OR de
reabertura de poços produtores de petróleo. Além disso, associada às reaberturas dos poços
produtores de petróleo, serão realizadas intervenções nos poços de tal forma a aumentar o
fator de recuperação de petróleo, e conseqüentemente a produção do campo maduro, quando
comparado ao volume original de petróleo do campo.
Melo & Aboud (2006) apresentam novas técnicas de intervenção em campos maduros, cujo
resultado foi o incremento da produção em 37%. Essas técnicas já foram utilizadas no Brasil
com sucesso. Borba et al. (2004) demonstraram o aumento de produção de determinado
campo de petróleo maduro (Pilar), após a abertura de mais poços, diante de novos estudos
geológicos e geofísicos. O trabalho realizado em Pilar fez com que a produção, em outubro de
2003, atingisse mais de 6 mil barris de petróleo/dia, número 5 vezes superior à produção
anteriormente prevista. Para o campo hipotético estudado, é estimado o custo de reabertura de
poço, convencionado como Workover, intervenção para incremento de produção, e instalações
de produção, que incluem a instalação de mais um cavalo de produção de petróleo, de R$ 500
mil, por cada poço, valores no instante 0.
81
O exercício dessas OR permitirá, então, o aumento do valor do campo por meio do aumento
do fator de recuperação de petróleo obtido, ou seja, maior volume de petróleo será produzido,
se comparado ao volume inicialmente previsto de 200 mil barris. O novo volume total
estimado será maior que os 200 mil barris de petróleo previstos originariamente, sem o
exercício das OR de Expansão. O exercício das OR de Expansão dar-se-á quando o cenário de
preços do petróleo for de tal modo que justifique a reabertura de mais poços de produção,
além da utilização de procedimentos que aumentem a produção nesses poços. Ou seja, valerá
a pena pagar os custos necessários à reabertura daquele poço, R$ 500 mil no momento 0, pois
os resultados conseguidos em aumento de produção serão superiores àqueles custos.
A Opção de reabertura do poço e incremento de produção de petróleo no ano 1, com
intervenção para aumento do fator de recuperação, projeta o incremento do valor do campo de
20%, por meio do aumento da produção de petróleo, assim como do volume total a produzir
no campo. No ano 2 o incremento será de 15%, enquanto que a reabertura e a intervenção
para aumento de produção no ano 3 projetam o incremento no valor do campo de 10%.
O exercício dessas OR faz com que o valor do campo maduro atinja R$ 8.803.141, segundo o
resultado obtido pelo programa DPL. Comparado ao valor do campo sem as flexibilidades
operacionais, R$ 7.598.204, percebe-se que essas OR representam a diferença entre ambos,
R$ 1.204.937, ao adicionar 15,86% ao projeto original, sem flexibilidade. Na figura 8 é
apresentada parte do modelo conforme o programa DPL.
82
Figura 7 – Modelo de Árvore Binomial com OR de Expansão no DPL, com o projeto valendo R$8.803.141,
e apresentando a Opção sendo exercida no ano 2.
A árvore apresenta o novo valor do projeto, R$ 8,803 milhões, e parte da evolução do projeto,
com o exercício da Opção de Expansão no ano 2.
5.4.2 Opção Real de Abandono
O exercício dessas OR representa abandonar o campo, caso o nível dos preços do petróleo
seja reduzido de forma que o VP da operação fique abaixo de determinado valor de abandono.
Nesse caso, seria mais interessante interromper a produção e devolver o campo à ANP. O
campo poderia ser negociado por valores dos ativos que possam ser vendidos, no caso, os
83
cavalos de pau de produção de petróleo, que se estima que possuam liquidez e bom valor de
revenda.
Considera-se que, face ao aumento sensível da atividade de produção de hidrocarbonetos em
campos maduros, o mercado de bens e serviços estará muito “aquecido”, o que permite supor
que os cavalos de pau de produção de petróleo possam ser negociados por custos próximos
daqueles de aquisição deles. Com dados das operações do campo-escola em Quiambina,
estima-se que cada cavalo de pau represente R$ 150 mil. Inicialmente há quatro cavalos, que
totalizam R$ 600 mil. Com a reabertura de mais poços, estima-se que pelo menos mais dois
cavalos sejam incorporados às operações do campo, o que representaria mais R$ 300 mil. No
total, o valor dos cavalos representará R$ 900 mil.
A Opção de Abandono caracterizar-se-á pelo cenário de preços de petróleo que venha a fazer
o Valor Presente do campo ser inferior aos cavalos de pau. Neste caso, a produção poderá ser
interrompida, ser realizada a desmobilização e o campo devolvido à ANP. Importante
salientar que o cenário de várias empresas que operam em campos maduros terrestres permite
supor boa liquidez e boa demanda para esses ativos, no caso, os cavalos de pau. Portanto, se o
Valor Presente do campo for maior que o valor da venda desses ativos, continua-se a produzir.
Caso contrário, a Opção de Abandono poderá ser exercida. O VP desses ativos para venda é
estimado em 80% do valor de aquisição no ano 6, R$ 720 mil, 70% do valor na aquisição no
ano 7, R$ 630 mil, e no ano 8 estimado como R$ 540 mil, 60% do valor deles inicialmente.
Estes seriam os valores-limite para o exercício das Opções de Abandono. São valores no
momento inicial.
84
Na construção da árvore, essas OR serão inseridas para simulação nos anos 6, 7 ou 8, e seus
exercícios são condicionados ao cenário de preços do petróleo. Portanto, nesses anos essas
OR poderão ser exercidas. Verifica-se que a inserção das OR de Abandono faz com que o
projeto atinja o valor de R$ 7.912.480, o que significa aumento de 4,14% sobre o valor
original do projeto, R$ 7.598.204.
O valor das OR de Abandono, portanto, é igual à diferença entre o projeto com e sem
flexibilidade. O que representa R$ 314.276. Essas Opções são o direito que o titular do campo
de petróleo possui. Ele pode escolher se quer exercer essa Opção. A seguir, na figura 9, está
apresentada parte do modelo como no programa DPL.
A figura 9, ainda, apresenta o trecho da árvore com parte do ano 6, com a Opção exercida em
dois cenários. Eles farão com que seja vantajoso, em determinado nível de preços, devolver o
campo em troca do valor presente dos cavalos de pau. Em outros dois cenários de preços,
paralelos aos anteriores, a Opção de Abandono não é exercida.
85
Figura 8 – Modelo de Árvore Binomial com OR de Abandono noano 6, apresentando Opção de Abandono
sendo exercida e não exercidas, no DPL.
5.4.3 Opções Reais de Expansão e Abandono
Nessa seção são inseridas simultaneamente as OR de Expansão e Abandono. São no mesmo
modelo acopladas às OR de Expansão nos anos 1, 2 e 3, e Abandono nos anos 6, 7 ou 8. As
condições de exercício de cada conjunto de OR são as mesmas propostas nos itens 5.4.1 e
5.4.2. Nas OR de Expansão o aumento de valor proporcionado pela abertura de mais poços
deve ultrapassar os custos e despesas para fazê-lo, entre reabertura de poços e intervenções.
No caso das OR de Abandono, o VP do campo deverá ser inferior aos VP dos ativos com
liquidez e mais demandados, os cavalos de pau.
86
Como resultado da flexibilidade operacional representada pelas OR de Expansão e Abandono,
na mesma campanha, o campo de petróleo maduro assume novo valor, R$ 9.074.504,
superior ao do campo sem flexibilidades. Esse valor possui a diferença sobre o campo sem
flexibilidades de R$ 1.476.300, o aumento de 19,43%, referente ao valor da flexibilidade
operacional associada à possibilidade de exercício das OR de Expansão, por abertura de mais
poços e aumento da produção de petróleo, e de Abandono do campo. Nesse caso, ambas
poderão ser exercidas no mesmo projeto. Nas figuras 10 e 11 é reproduzida parte dos modelos
ao incorporar as OR de Expansão e Abandono, anos 1, 7 e 8, conforme o DPL.
Figura 9 – Modelo de Árvore Binomial com OR de Expansão e Abandono, apresentando o novo valor do
projeto – R$9,074 milhões – e parte dos anos 1 e 2, com exercício das Opções de Expansão no DPL.
87
Figura 10 – Modelo de Árvore Binomial com OR de Expansão e Abandono, apresentando os nós 7 e 8,
com exercício das OR de Abandono no DPL.
O resultado do exercício conjunto das OR de Expansão e Abandono, como demonstrado, é
inferior à soma das OR de Expansão e de Abandono, isoladamente. Enquanto o exercício no
mesmo campo de petróleo das OR de Expansão e Abandono totaliza R$ 1,476 milhão, o
exercício das OR de Expansão representa R$ 1,204 milhão e a de Abandono, R$ 314 mil,
conforme 5.4.1 e 5.4.2. Portanto, o exercício separadamente das OR supera em valor, quando
somado, R$ 1,518 milhão, o exercício das OR de Expansão e Abandono no mesmo campo,
R$ 1,476 milhão. O exercício de OR de Expansão pode impedir o eventual exercício posterior
de Opção de Abandono em um mesmo campo, diante do aumento de valor dele. Na figura 12
é apresentado resumo dos percentuais de exercício das OR.
88
Figura 11 – Resumo do resultado percentual do exercício das OR de Expansão e Abandono no mesmo
campo, no DPL.
89
Os resultados percentuais de exercício das OR, apresentados na figura 12, demonstram que no
1
o
ano de operação do campo, por exemplo, são exercidas 100% das OR de Expansão. No 2
o
ano, 76% das OR e no 3
o
ano, 51% das OR de Expansão. Já no ano 6 são exercidas as OR de
Abandono em 10% das vezes, no ano 7 em 11%, e no ano 8 as OR de Abandono são
exercidas em 43% das oportunidades. Os resultados obtidos representam as probabilidades
reais de exercício, tendo sido utilizado no modelo a taxa de desconto do projeto, 11,39%, e
não a probabilidade neutra a risco.
5.5 RESUMO DOS RESULTADOS
O resumo dos resultados representado pelo exercício das OR demonstra que as Opções
adicionam valor ao campo de petróleo maduro sem flexibilidade, sejam elas de Expansão ou
Abandono. A flexibilidade operacional representada pelas possibilidades de expandir a
atividade do campo de petróleo pela reabertura de mais poços de produção, assim como pelo
abandono dele, caso o valor seja inferior aos cavalos de produção, demonstra a importância
das OR nessa avaliação, somada à avaliação por FCD. Esse acréscimo representa
aproximadamente 20% sobre o valor do campo sem flexibilidades, se considerada a
possibilidade do exercício de ambas as OR no mesmo projeto.
Na tabela 9 é apresentado resumo dos resultados de aumento do valor do campo sem
flexibilidade. Para isso, considera-se o valor adicionado por tipo de Opção, assim como o
valor do campo sem flexibilidade. Importante destacar que as OR de Expansão e Abandono,
quando podem ser exercidas no mesmo campo de petróleo, possuem menor valor do que a
soma das OR, isoladamente, de Expansão e de Abandono. O exercício de uma Opção de
Expansão pode diminuir a possibilidade de exercício futuro de uma Opção de Abandono, por
90
isso o menor valor dessas Opções combinadas quando comparadas a cada grupo de Opções
analisado isoladamente.
R$ Acréscimo
OR Expansão 1.204.937 15,86%
OR Abandono 314.276 4,14%
OR Exp + Aband 1.476.300 19,43%
Valor s/Flexibil 7.598.204
Quadro Resumo das OR
Tabela 11– Resumo das OR de Expansão, Abandono e Expansão + Abandono.
Portanto, a flexibilidade operacional representada pelo incremento da produção do campo e
aumento do fator de recuperação, com base na reabertura de mais poços e intervenções, tem
valor. Assim como a possibilidade de abandono do campo possui valor. Além disso, o resumo
dos resultados demonstra que o maior valor está associado à reabertura de poços de produção
e intervenções que incrementem o fator de recuperação do petróleo do campo.
5.6 LIMITAÇÕES
Na estimativa do valor do campo de petróleo foi utilizada a metodologia proposta por
Copeland & Antikarov (2002). Além disso, esse projeto considerou um MGB para a evolução
do valor do campo de petróleo. Pode-se incorrer em erros na avaliação da volatilidade do
projeto, com conseqüências diretas sobre o valor do projeto. A evolução do valor do projeto
segundo o Movimento de Reversão à Média, significará menor volatilidade para o projeto, e
conseqüentemente menores valores das OR quando comparados com a abordagem proposta
neste trabalho.
91
A utilização de uma única volatilidade para todo o período do projeto, obtida pela Simulação
de Monte Carlo, baseada em variações do valor do projeto no ano 1 em relação ao momento
0, também significa uma simplificação, que poderá produzir erros durante a avaliação. Por
exemplo, nas probabilidades de evolução da árvore de decisão. Foi também utilizada uma
árvore binomial, ainda segundo Copeland & Antikarov (2002). Ela procura simplificar a
análise do projeto, ao simulá-la no tempo discreto. As OR, por exemplo, somente poderão ser
exercidas nos tempos inteiros considerados, representando, mais uma vez, decisões subótimas
de exercício das Opções. É uma simplificação para a construção de um modelo que represente
a evolução do projeto em tempo contínuo.
O exercício das OR de Expansão e Abandono, ao levar-se em conta que muitas vezes não
poder ser efetivado imediatamente, implicará em decisões subótimas de exercício de OR. As
Opções de Abandono poderão ser afetadas por inércia do controle gerencial para a tomada da
decisão pelo abandono, assim como as Opções de Expansão poderão ser prejudicadas por
limitações de orçamento que atrasem ou impeçam o exercício. Além de outros fatores de
natureza técnica que não permitam o exercício imediato das OR. Essas limitações impediriam
o exercício ótimo dessas Opções.
A avaliação do campo de petróleo maduro no Brasil apresenta limitações inerentes ao pouco
tempo dessa atividade realizada por empresas de pequeno e médio porte. Os dados começam a
ser acumulados nesse momento, com o início da operação dos campos licitados pela ANP, e,
ainda, com base no seu registro, será possível efetuar avaliações das operações desses campos
com histórico mais consolidado de informações.
92
O campo hipotético em questão possui considerações e estimativas que deverão ser ajustadas
às operações dos campos de petróleo em operação, com os dados consolidados após os leilões
da ANP para campos de petróleo maduro. Somente os dados históricos permitirão correções
necessárias às premissas originalmente consideradas. Dentre elas, os dados referentes às
instalações permanentes, entre equipamentos necessários à operação dos campos, valores de
perfurações para Workover de poços, assim como perfuração de novos poços. Informações
históricas sobre custos fixos e variáveis para a produção de petróleo, como escoá-lo, e preços
de venda. Hoje, há somente um único comprador para esse hidrocarboneto, a Petrobras. O
setor dos pequenos produtores de petróleo e gás ainda procura organizar-se para equacionar
questões relativas a preço e escoamento da produção.
Utilizou-se estimativa sobre o aumento de produção e fator de recuperação do petróleo. É
necessária melhor investigação sobre os recursos disponíveis para o incremento de produção,
considerados os resultados e os custos, assim como a avaliação sobre o acréscimo do fator de
recuperação. Tudo feito de tal forma que se possa concluir-se sobre a viabilidade técnico-
econômica dos fatores de aumento de produção para os pequenos produtores de petróleo e
gás.
A volatilidade considerada foi a dos preços do petróleo. Há outros parâmetros inerentes à
operação que poderão interferir na volatilidade do projeto, tais como a volatilidade dos preços
dos serviços - como perfuração e intervenções - a volatilidade dos preços de bens - como os
cavalos de pau a serem adquiridos em uma eventual expansão - e a volatilidade dos resultados
obtidos de aumentos de produção e fator de recuperação de petróleo após as intervenções.
93
A estrutura de capital do projeto, que produz efeitos sobre o custo do capital, também exige
maior estudo. O campo desta dissertação propôs o projeto que utilizasse somente recursos
próprios. Essa consideração representou mais uma limitação deste estudo, pois se poderia
avaliar o impacto da inserção de recursos de terceiros na estrutura de capital do projeto, com
redução dele em função do benefício fiscal. Além disso, a utilização somente de recursos
próprios poderá limitar as iniciativas de aumento da produção, que precisariam de maior
aporte de recursos financeiros. Essa limitação poderá atingir também o exercício ótimo das
OR.
94
6 CONCLUSÕES E SUGESTÕES
O presente estudo objetivou realizar a avaliação de um ativo real, um campo maduro de
petróleo, à luz de metodologia tradicional por FCD, ao adicionar a ela o valor das
flexibilidades embutidas, as OR do projeto. A avaliação - segundo a metodologia tradicional -
considerou um período estimado de operação, os investimentos, despesas e custos necessários
para as operações, assim como os resultados obtidos oriundos da produção de petróleo do
ativo. Foi proposta estrutura de capital constituída somente por recursos próprios e foi obtido
o valor do campo sem flexibilidades operacionais.
Com base nisso, foi realizada a inclusão de OR que representaram a quantificação da
flexibilidade operacional traduzida por essas OR. No caso estudado, a flexibilidade
operacional estava associada à reabertura de mais poços produtores de petróleo, nos anos 1, 2
e 3, e abandono do campo nos anos 6, 7 ou 8. Como a presença de petróleo já havia sido
comprovada - o campo já havia produzido petróleo quando fora operado pela Petrobras - a
incerteza mais importante considerada foi a volatilidade dos preços do petróleo.
Na avaliação do somatório das duas abordagens, percebeu-se que ao adicionar-se o valor das
flexibilidades operacionais do campo à avaliação tradicional por FCD, foi possível obter-se o
valor mais apropriado do campo de petróleo. Há vários projetos que possuem flexibilidades
95
operacionais as quais, caso não sejam somadas à avaliação tradicional por FCD, farão com
que esses mesmos projetos sejam subavaliados. Esse é o caso do setor de petróleo, onde há
várias flexibilidades operacionais, tais como adiamento, expansão e abandono, assim como
incertezas, como a existência de hidrocarbonetos e a volatilidade dos preços. Ao se avaliar
projetos nesse setor, assim como em vários outros, é fundamental considerar o valor destas
flexibilidades, sob pena de subavaliá-los.
O caso estudado - um campo de petróleo maduro - demonstrou o valor dessas flexibilidades.
A atividade de exploração de campos maduros de petróleo por empresas de pequeno e médio
porte foi incentivada decisivamente com a 7
a
Rodada de Licitações da ANP, realizada em
2005. Nela, campos de petróleo, muitos deles já identificados como produtores de
hidrocarbonetos pela Petrobras, após serem devolvidos à ANP, foram leiloados.
Representavam mais uma etapa da abertura do setor de petróleo no Brasil, iniciada em 1997,
quando a Lei 9.478 flexibilizou o monopólio estatal do petróleo, ao criar a ANP, responsável
pela coordenação dos leilões de blocos licitados para exploração e produção de petróleo.
Os campos de petróleo maduros, onde a presença de petróleo já havia sido comprovada, e
onde poços já estavam perfurados, representavam menor risco para as empresas postulantes à
operação. A menor dimensão representava menores custos e a geração de caixa logo após a
reabertura dos poços. Este estudo considerou Câmara (2004), que propõe que campos de
petróleo e gás maduros são aqueles que já produziram pelo menos 40% do volume de
hidrocarbonetos recuperáveis.
96
O campo de petróleo maduro estudado o foi – por se tratar de atividade ainda incipiente, ainda
não provida totalmente de informações consolidadas sobre as operações – de maneira
hipotética. Porém, os dados que nortearam sua avaliação basearam-se no Edital Internacional
da Petrobras para Licitação de E&P – CORP 001/2002, na 7
a
Rodada de Licitações
promovida pela ANP em 2005 e no campo-escola operado pelas Universidade Federal da
Bahia e ANP em Quiambina, Bahia. Estimou-se, ainda, o campo cujo perfil de produção era
declinante.
Os dados reunidos permitiram modelar o campo hipotético, com volume de petróleo
recuperável teórico, características dele – que permitiram estimar seu valor - custos fixos e
variáveis, vazão de produção e curva de declínio dela, ao levar-se em consideração o
esgotamento das reservas em 10 anos. Esses mesmos dados possibilitaram projetar custos de
reabertura de poços, intervenções para aumento de produção e abandono do campo, em troca
da venda de alguns ativos.
Os dados estimados permitiram avaliar o campo de petróleo maduro de acordo com a
metodologia proposta por Copeland & Antikarov (2002). Foi obtido o VP sem flexibilidades,
e por meio da Simulação de Monte Carlo consolidou-se a volatilidade. Estes dois dados - VP
e volatilidade - permitiram, somados à taxa de desconto livre de risco, com a análise discreta,
desenvolver uma árvore de eventos, sem flexibilidade. A essa árvore foram sucessivamente
incorporadas as flexibilidades correspondentes às OR de Expansão e Abandono.
As OR de Expansão representaram a possibilidade, caso o cenário de preços fosse favorável,
da reabertura de mais poços de produção de petróleo nos anos 1, 2 e 3, além de intervenções
para o aumento da produção e do fator de recuperação do petróleo. O exercício dessas OR
97
estava condicionado a que o Valor adicionado superasse os custos inerentes às reaberturas e
intervenções. As OR de Abandono representaram a devolução do campo nos anos 6, 7 ou 8,
caso um cenário declinante de preços não compensasse a produção até a conclusão dos 10
anos, quando comparado à venda de ativos de maior valor no campo. Finalmente foi
considerada a hipótese de exercício no mesmo campo de petróleo de OR de Expansão e
Abandono.
Os resultados, traduzidos em aumentos do valor do campo em aproximadamente 16% com as
OR de Expansão, 4% com as OR de Abandono, e 19% quando ambas as OR podem ser
exercidas no mesmo campo de petróleo, demonstraram a importância da utilização da
metodologia por OR na avaliação das flexibilidades que o projeto ofereça. A avaliação por
FCD não permitiu a captura do valor das OR embutidas no projeto. O que demonstra que,
caso existam flexibilidades operacionais, as OR devem ser avaliadas para, somadas à
avaliação tradicional por FCD, permitir a obtenção do valor mais correto para o projeto.
Importante destacar que permanecem as limitações do modelo, quer sejam da metodologia
empregada por Copeland & Antikarov (2002), como a avaliação em tempo discreto, a
utilização da mesma taxa de desconto durante a operação, e o exercício instantâneo das OR,
quer sejam das premissas adotadas quando da modelagem do campo de petróleo hipotético,
como investimento, custos, despesas, e variáveis de natureza técnica sobre fator de
recuperação de petróleo e as intervenções nos campos para aumento da produção, e os
resultados.
98
Este trabalho sugere que as premissas adotadas para a operação do campo de petróleo sejam
reavaliadas, em razão dos dados consolidados da operação dos campos maduros licitados pela
ANP. Essa reavaliação permitiria corrigir eventuais erros na estimativa dos dados de entrada e
resultados obtidos. Propõe, ainda, na avaliação de um campo de petróleo maduro, inserir-se as
OR equivalentes à flexibilidade operacional de se adiar o início da operação do campo, ao
aguardar mais informações sobre o cenário de preços, além da flexibilidade associada à
suspensão temporária da produção, para posterior reinício dela. Essas novas OR poderiam ser
comparadas às utilizadas no estudo, tanto quanto às diferenças entre elas quanto às OR que
podem ser exercidas no mesmo campo - e no mesmo período.
99
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