análise dos modelos canadense, americano e norueguês de
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UFRJ Rio de Janeiro
2010
Enrico Brunno Zipoli de Sousa e Ferreira
ANÁLISE DOS MODELOS CANADENSE, AMERICANO E
NORUEGUÊS DE QUANTIFICAÇÃO, VALORAÇÃO E
CERTIFICAÇÃO DE RESERVAS PARA APLICAÇÃO NO SETOR
DE PEQUENOS PRODUTORES DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
BRASILEIRO
Dissertação de Mestrado (Geologia)
PPGL IGEO UFRJ
2010
Dissertação de M
estrado (Geologia)
Enrico B
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ousa e Ferreira
Análise dos M
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aloração e Certificação de
Reservas para A
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equenos Produtores de P
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atural Brasileiro
UFRJ
Rio de Janeiro 2010
Enrico Brunno Zipoli de Sousa e Ferreira
ANÁLISE DOS MODELOS CANADENSE, AMERICANO E NORUEGUÊS DE
QUANTIFICAÇÃO, VALORAÇÃO E CERTIFICAÇÃO DE RESERVAS PARA
APLICAÇÃO NO SETOR DE PEQUENOS PRODUTORES DE PETRÓLEO E GÁS
NATURAL BRASILEIRO
Dissertação de Mestrado submetida ao Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, da Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, como requisito necessário à obtenção do grau de Mestre em Ciências (Geologia).
Área de concentração:
Geologia Regional e Econômica
Orientador
Prof. Dr. José Mário Coelho
FICHA CATALOGRÁFICA
Ferreira, Enrico Brunno Zipoli de Sousa Análise dos Modelos Canadense, Americano e Norueguês de Quantificação, Valoração e Certificação de Reservas para Aplicação no Setor de Pequenos Produtores de Petróleo e Gás Natural Brasileiro [Rio de Janeiro] 2010. xviii, 119 p. (Instituto de Geociências – UFRJ, M. Sc., Programa de Pós-Graduação em Geologia, 2008). Dissertação – Universidade Federal do Rio de Janeiro, realizada no Instituto de Geociências.
1. Petróleo e Gás 2. Financiamento 3. Pequenas Empresas
I – IG/UFRJ II – Título (série)
Rio de Janeiro 2010
Enrico Brunno Zipoli de Sousa e Ferreira
ANÁLISE DOS MODELOS CANADENSE, AMERICANO E NORUEGUÊS DE
QUANTIFICAÇÃO, VALORAÇÃO E CERTIFICAÇÃO DE RESERVAS PARA
APLICAÇÃO NO SETOR DE PEQUENOS PRODUTORES DE PETRÓLEO E GÁS
NATURAL BRASILEIRO
Dissertação de Mestrado submetida ao Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, da Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, como requisito necessário à obtenção do grau de Mestre em Ciências (Geologia). Área de concentração:
Geologia Regional e Econômica Orientador:
Prof. Dr. José Mário Coelho
Aprovada em: 10 de junho de 2010
Por:
_____________________________________ Presidente: Cláudio Bettini, UFRJ
_____________________________________ Régis Rocha Motta, UFRJ
_____________________________________ Thereza Cristina Nogueira de Aquino, UFRJ
Dedico este trabalho à minha família e
companheira, pilares para meu suporte em momentos de dúvida e meus grandes incentivadores na persecução firme do sucesso que almejo na vida acadêmica, pessoal e profissional.
v
Agradecimentos
Ao Programa de Pós-Graduação em Geologia da Universidade Federal do Rio de
Janeiro que me deu a oportunidade de realizar esta pesquisa, além de me oferecer meios
físicos e intelectuais para que esta se realizasse.
Ao meu Professor Orientador, Prof. Dr. José Mário Coelho, por acreditar em meu
trabalho e perseverança dedicados a este trabalho ora apresentado, pelo oferecimento desta
oportunidade à realização além de haver me orientado tão ativamente.
Ao IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo), pela bolsa de estudos concedida para
realização desta pesquisa durante seus primeiros meses.
Às empresas e entidades que participaram do questionário e puderam contribuir para
uma visão mais realista do atual panorama do mercado brasileiro de petróleo e gás natural.
À empresa em que exerço minha profissão, Baker Hughes, por cessão de tempo para
conclusão deste trabalho.
À minha mãe, Maria Christina Zipoli de Sousa e Ferreira, por se tornar, além de
incentivadora, a redatora desta pesquisa.
À minha noiva, Emanuelle Beatriz Ferreira Martinez.
vi
“O pessimista se queixa do vento, o otimista espera que ele mude e o realista ajusta as velas.”
William George Ward
vii
Resumo
FERREIRA, Enrico Brunno Zipoli de Sousa e. Análise dos Modelos Canadense, Americano e Norueguês de Quantificação, Valoração e Certificação de Reservas para Aplicação no Setor de Pequenos Produtores de Petróleo e Gás Natural Brasileiro. Rio de Janeiro, 2010. 119 p. Dissertação (Mestrado em Geologia) – Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2010. Atualmente, no Brasil, observa-se que poucas empresas detêm uma fatia maior do mercado de petróleo e gás, contrastando com uma pequena parcela de pequenos produtores independentes. Empresas Nacionais e Internacionais de Petróleo (INOC’s) são dotadas de recursos suficientes para produzir em campos de maior rentabilidade e abandonar campos com um menor potencial, chamados de marginais e/ou maduros. Canadá e Estados Unidos, líderes mundiais no mercado de petróleo e gás, possuem políticas que beneficiam e mantêm as pequenas empresas protegidas da concorrência de INOC's, assegurando o financiamento destas empresas através da garantia de reservas provadas de petróleo, baseando-se na classificação de reservas de SPE/SEC e de outras associações no mundo inteiro. Este trabalho compara as iniciativas de financiamento para as empresas pequenas e independentes nos Estados Unidos e Canadá, relativamente à atual situação do Brasil, acompanhada de estudo de simulação de reabertura de quatro poços (workover), contendo diversos parâmetros, tais como preço, quantidade produzida, os custos operacionais, depreciação, impostos, dentre outros. No intuito de reunir informação mais realista sobre as questões que causam entraves ao ingresso das pequenas e médias empresas nas atividades envolvidas na exploração de petróleo e gás no Brasil, foi aplicado um questionário a membros integrantes de importantes instituições e empresas, havendo sido incluída no rol uma pequena empresa. O objetivo deste trabalho é analisar as possibilidades e vantagens voltadas à atuação e ingresso de forma sustentável das pequenas e médias empresas no mercado de exploração e produção de petróleo e gás em campos marginais e maduros, inclusive comparativamente a casos bem sucedidos no exterior, com indicativos de investimentos necessários e aplicáveis no âmbito nacional.
Palavras-chave: Petróleo e Gás; Financiamento; Pequenas Empresas
viii
Abstract
FERREIRA, Enrico Brunno Zipoli de Sousa e. Análise dos Modelos Canadense, Americano e Norueguês de Quantificação, Valoração e Certificação de Reservas para Aplicação no Setor de Pequenos Produtores de Petróleo e Gás Natural Brasileiro. Analysis of Canadian, American and Norwegian Models of Quantification, Evaluation and Certification of Reserves. to application in Petroleum and Natural Gas Brazilian Small Producers. Rio de Janeiro, 2010. 119 p. Dissertação (Mestrado em Geologia) – Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2010.
Currently in Brazil, it is observed that few companies have a bigger slice of the oil and gas
market as opposed to a small amount of small and independent producers. International and
National Oil Companies (INOC’s) are provided with resources enough to produce in other
fields of higher profitability and abandon fields with a lower potential, called marginal and /
or mature. Canada and USA, worldwide leaders in the oil and gas market, have policies that
benefit and maintain the small companies protected from the competition of INOC´s by
assuring small companies financing through the guarantee of proved reserves of oil, based in
SPE’s, SEC’s and other association’s worldwide reserves classification. This paper compares
the financing initiatives for small and independent companies in the United States and
Canada with Brazil’s present situation. A four wells workover project, will be simulated,
containing several parameters such as price, produced volume, operating costs, depreciation,
taxes, among others. A questionnaire was applied to important institutions and companies as
well, in order to gather information about the present situation of Brazilian oil and gas
sector. The objective of this work is to analyze the oil and gas market for marginal and
mature fields and to indicate which initiatives are needed to assure a healthy and sustainable
entry of Brazilian small and medium-sized companies in the exploration and production of oil
and gas.
Key-Words: Oil and Gas; Financing; Small and Medium-Sized Companies.
ix
Lista de figuras
Figura 1: Distribuição de volume de reservas petrolíferas brasileiras 15 Figura 2: Empresas participantes no mercado brasileiro de petróleo e gás 16
Figura 3: Os quatro fatores mais determinantes para a evolução do setor petrolífero de
um país
32
Figura 4: Função de cada política pública de investimento em exploração e produção de
petróleo e gás natural
33
Figura 5: Situação de países considerados líderes na exploração de petróleo e gás
natural, correlacionando-os com os fatores que determinam evolução do setor
petrolífero de um país
35
Figura 6 – Evolução do PROMINP 36
Figura 7: Organograma de agentes no setor de petróleo norte-americano 44
Figura 8: Modelo de Fluxo de Caixa de empresa canadense, em que um alívio de
royalties é concedido nos primeiros anos
48
Figura 9: Método Probabilístico 52
Figura 10: Método Determinístico 53
Figura 11: Classificação de Reservas da SPE/SEC, utilizada mundialmente 57
Figura 12: Agregado entre os métodos probabilísticos e determinísticos 58
Figura 13: Classificação de Reservas utilizada mundialmente em comparação à usada
pela NPD (Norwegian Petroleum Directorate)
66
Figura 14: Classificação de Reservas e Recursos Petrolíferos utilizada pelas Nações
Unidas
67
x
Figura 15: Exemplo de funcionamento do FIDC 75
Figura 16: Equações de VPL (Valor Presente Líquido) e TIR (Taxa interna de Retorno). 79
Figura 17: Fluxos de Caixa simulados do projeto proposto, com Fluxo de Caixa sem
financiamento (NF), Fluxo de Caixa com financiamento (F), Fluxo de Caixa sem
financiamento e alívio de royalties (NFR) e Fluxo de Caixa com financiamento e alívio
de Royalties (FR)
84
Figura 18: Dendrograma demonstrando as similaridades entre as respostas dos
integrantes do questionário para a Pergunta 3
86
Figura 19: Gráfico acumulativo de respostas de cada subitem da pergunta 3 87
Figura 20: Dendrograma demonstrando as similaridades entre as respostas dos
integrantes do questionário para a Pergunta 4
88
Figura 21: Gráfico acumulativo de respostas de cada subitem da pergunta 4 89
Figura 22: Dendrograma demonstrando as similaridades entre as respostas dos
integrantes do questionário para a Pergunta 5.
90
Figura 23: Gráfico com as respostas de cada subitem do item 5 do Anexo I.
91
xi
Lista de Quadros
Quadro 1: Condições para Qualificação Financeira 8
Quadro 2 – Tipos de licenças ambientais, segundo o porte da empresa e a profundidade
do poço
20
Quadro 3 – Programa de Trabalho Inicial (PTI) 21
Quadro 4: Modelo Canadense de Reporting Issuers 63
Quadro 5: Sistema de Crédito Brasileiro, segundo o tamanho da empresa 72
Quadro 6: Montante de Empréstimos Brasileiros no período 1994-2003 72
xii
Lista de Tabelas
Tabela 1: Tabela de Programa Exploratório Mínimo, com equivalência das Unidades
de Trabalho
7
Tabela 2 – Exemplo de áreas licitadas pela ANP 22
Tabela 3: Reservas Provadas de petróleo mundiais 46
Tabela 4: Variáveis de modelo de entrada da Simulação de Fluxo de Caixa
80
Tabela 5: Similaridade de respostas da pergunta 3 do Questionário. 86
Tabela 6: Similaridade de respostas da pergunta 3 do Questionário. 88
Tabela 7: Similaridade de respostas da pergunta 3 do Questionário. 90
xiii
Lista de Abreviaturas e Glossário
Agents – Agências e Entidades
ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
API – Escala hidrométrica utilizada para medir a densidade relativa de líquidos, idealizada pelo American Petroleum Institute, juntamente com National Bureau of Standarts
ASC – Alberta Securities Commission
AT – Agency Theory
b/d – Barris diários
BDEP – Banco de Dados de Exploração e Produção (de Petróleo e Gás)
Bidding – Lance em um leilão
Bloco – Parte da bacia com área determinada aonde se desenvolvem atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
BOE - Barril de óleo equivalente
Brown Fields – Acumulação de petróleo ou gás que atingiu o estágio de maturidade ou mesmo um estagio progressivo de produção declinante
Campo – Conjunto de um ou mais reservatórios de petróleo e/ou gás natural, com reservas economicamente viáveis
CAPEX (ou CapEx) - Capital expenditures (Investimentos)
CAPP – Canadian Association of Petroleum Producers
CENPES – Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello
CEPRAM – Conselho Estadual do Meio Ambiente
Cluster – Agrupamento
CMMI – Council of Mining and Metallurgical Institutions
CNPJ – Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica
COFINS – Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
Compliance – Conjunto de disciplinas para fazer cumprir as normas legais e regulamentares, as políticas e as diretrizes estabelecidas para o negócio e para as atividades da instituição ou empresa, bem como evitar, detectar e tratar qualquer desvio ou inconformidade que possa ocorrer
CPMF - Contribuição Provisória sobre Movimentações Financeiras
CPRM – Companhia de Pesquisas de Recursos Minerais
CRA – Centro de Recursos Ambientais
CSA – Canadian Securities Administrators
CTC – Programa de Pesquisa e Desenvolvimento de Tecnologia e Formação de Recursos Humanos
CT-PETRO – Fundo Setorial de Petróleo e Gás Natural
xiv
Debêntures – Título de crédito representativo de empréstimo que uma companhia faz junto a terceiros e que assegura a seus detentores direito contra a emissora, nas condições constantes da escritura de emissão
Dendrograma – (dendro = árvore) É um tipo específico de diagrama ou representação icônica que organiza determinados fatores e variáveis, segundo o grau de similaridade
DPI – Direito de Propriedade Intelectual
E&P -Exploração e Produção de petróleo
Economic Rents – Montante mínimo em dinheiro que o produtor deve receber em troca da produção, ou o trabalhador deve receber em troca de seu trabalho.
EI – Economia da Informação
EIA – Energy Information Administration (US Departament of Energy – DOE)
Equity Holder – Proprietário de ações na Bolsa de Valores
Expertise – Competência de especialista
FASB – Financial Accounting Standarts Board
FC - Fluxo de caixa
FINAME – Linha de crédito destinada a empresas de micro e pequeno porte, localizadas em qualquer região do país
GLO – General Land Office (órgão estadual que administra as terras pertencentes ao governo do Texas-EUA)
Government Take – Montante total que o governo de um país recebe em tributos a partir da produção de petróleo em seus domínios
Hedge – Cobertura ou proteção a operações financeiras contra o risco de grandes variações de preço de determinado ativo
IAEA – International Atomic Energy Agency
IBAMA – Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás
IBP- Instituto Brasileiro de Petróleo
ICMS - Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
IDH – Índice de Desenvolvimento Humano
II - Imposto de Importação
INOC’s – International and National Oil Companies
IPAA – Independent Petroleum Association of America
IPI - Imposto sobre Produtos Industrializados
IPO – Initial Public Offer
IRPJ - Imposto de Renda da Pessoa Jurídica
IRRF - Imposto de Renda Retido na Fonte
ISS - Imposto sobre Serviços
xv
Lead – Estrutura geológica (estratigráfica ou estrutural) com potencial de ter trapeado óleo e/ou gás
Lease – Contrato conferindo o direito a uma pessoa para usufruir de uma propriedade que pertence a outra pessoa
Majors – Grandes empresas de petróleo
MMbod – Milhões de barris diários de óleo
MME - Ministério de Minas e Energia
MMS – Minerals Management Service
NCMI – Nota de controle de movimentação interna
NEA – Nuclear Energy Agency
NEI – Nova Economia Institucional
Net Pay – Espessura líquida da rocha reservatório saturada de óleo ou gás
NIE – New International Economics
NOC – National Oil Company
NPD – Norwegian Petroleum Directorate
NYSE – New York Stock Exchange
Offshore – Costa afora (termo oceanográfico)
One-on-One – Um contra um
ONIP – Organização Nacional da Indústria do Petróleo
Onshore – Em terra
OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo
OPEX (ou Opex) - Operational Expenditures (Custos)
Opportunity Cost – Custo de uma alternativa benéfica para o negócio
P&D – Produção e Desenvolvimento
PAC – Programa de Aceleração do Crescimento
PE - Participação Especial
Pemex – Empresa Nacional de Petróleo Mexicana
Pertamina – Empresa Nacional de Petróleo Indiana
PIS – Programa de Integração Social
Players – Empresas atuantes no mercado petrolífero
Play - Conjunto de campos e prospectos com o mesmo estilo de acumulação dentro do mesmo sistema petrolífero
PME’s – Pequenas e Médias Empresas
Poço – Segmento que liga o reservatório petrolífero e/ou gás natural à superfície
PRMS – Petroleum Resources and Management System
PRO – China Petroleum Resources Office
xvi
PROMINP – Programa de Mobilização da Indústria de Petróleo e Gás Natural
PTI – Programa de Trabalhos Iniciais
REPETRO – Regime Aduaneiro Especial para o setor de exploração e produção de petróleo vigente até 2020
RF – Russian Ministry of Natural Resources
RICMS – Regulamentos do ICMS
Round Zero – Rodada Zero - blocos exploratórios selecionados pela Petrobras e que não foram conformados, enquanto outros posteriormente foram colocados em leilão em parceria com empresas do mundo inteiro
Royalties – Imposto relativo à extração de recursos naturais minerais, metálicos ou fósseis, ou pelo uso de recursos naturais como água
Royalty Holiday – Período em que a taxa royalty não é cobrada, dependendo da produção do campo petrolífero em questão
SEC – Securities and Exchange Commission
SORP – UK Statement of Recommended Practices
SPE – Society of Petroleum Engineers
Spread – Refere-se à diferença entre o preço de compra (procura) e venda (oferta) da mesma ação, título ou transação monetária
TCE – Transaction Costs Economics
TIR - Taxa Interna de Retorno
TRC – Texas Railroad Commission (órgão regulador do setor de petróleo e gás natural no Texas)
UNFC – United Nations Framework Classification for Fossil Energy
Upfront cost – Custos inerentes à abertura de um negócio
UPGMA – Unweighted Pair-Group Method
Upstream – Conjunto de atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás
US$/b – Dólar por Barril
USGS – United States Geological Survey
Vendor – Forma de financiamento de vendas onde o vendedor recebe à vista do banco o valor da venda e o comprador paga ao banco a prazo
Volume de Petróleo “In-Place” ou “In Situ” – Estimativa da quantidade de óleo em uma área
VPL - Valor Presente Líquido
Workover – Qualquer tipo de intervenção em poços de petróleo
WPC – World Petroleum Council
xvii
Sumário
Agradecimentos v
Resumo vii
Abstract viii
Lista de Figuras ix
Lista de Quadros xi
Lista de Tabelas xii
Lista de Abreviaturas e Glossário xiii
INTRODUÇÃO 1
1. CENÁRIO ATUAL DO SETOR PETROLÍFERO BRASILEIRO 6
1.1 Lei do Petróleo 6
1.2 Histórico de Exploração 9
1.3 Campos Maduros e Marginais de Petróleo e Gás Natural Brasileiros 13
1.4 Barreiras de Entrada às Pequenas Empresas Brasileiras 19
1.4.1 Licenciamento Ambiental 19
1.4.2 Questões Jurídicas 21
1.4.3 Oferta de Campos Maduros e Marginais 23
1.4.4 Tecnologia 27
1.4.5 Políticas Públicas 29
1.4.6 Incentivos 35
2. EXPERIÊNCIAS EM PEQUENAS E MÉDIAS EMPRESAS 40
2.1 Experiências em PME’S nos Estados Unidos e Canadá 42
2.1.1 Estados Unidos 42
2.1.2 Canadá 45
3. ANÁLISE DE MODELOS DE RESERVAS PETROLÍFERAS 49
3.1 Society of Petroleum Engineers (SPE) 51
3.1.1 Classificação de Reservas segundo SPE 51
3.1.2 Descoberta e Potencial Econômico 54
3.1.3 Classificação baseada no Desenvolvimento do Projeto 55
xviii
3.1.4 Petroleum Resources Management System (PRMS) 57
3.2 Securities and Exchange Commission (SEC) 60
3.3 Alberta Securities and Commission (ASC) 62
3.4 Norwegian Petroleum Directorate (NPD) 63
3.5 Classificações de Reservas Mundiais 66
3.6 Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo e Gás Natural da ANP
67
4. MODELOS DE FINANCIAMENTO ADOTADOS NO BRASIL 70
4.1 Sistema de Crédito Brasileiro 70
4.2 Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (PROMINP)
73
4.3 Mecanismos de Financiamentos 76
5 . SIMULAÇÃO DE PROJETO DE CAMPO MADURO DE PETRÓLEO
(Anexo III)
78
6 QUESTIONÁRIO (Anexo I) 82
7. RESULTADOS OBTIDOS 84
8. CONCLUSÕES 92
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 103
Anexo I – Questionário 108
Anexo II – Tabela de Contingência 112
Anexo III – Fluxos de Caixa 114
Índice 119
1
INTRODUÇÃO
Atualmente, no Brasil observa-se que poucas empresas detêm a fatia maior do mercado
brasileiro de óleo e gás, que prospera como nunca se viu, colocando o país como um dos
primeiros entre os grandes produtores. Em contrapartida, nota-se um número inexpressivo de
empresas de pequeno e médio porte (PME) neste setor.
Outros fatores que também determinam a presença limitada das PME são o alto grau de
incertezas e conseqüente risco de exploração, a tecnologia de produção concentrada nas
grandes empresas e a instabilidade do preço, entre outros, afastando o investidor ou agência
financiadora.
As grandes companhias sempre buscam projetos em áreas com campos de grande
volume esperado de óleo, exibindo geralmente elevados sucessos nas fases iniciais do ciclo
exploratório, mas declinando à medida que ocorrem campos com volumes mais reduzidos e
com índices de sucesso mais baixo. Estas empresas, devido a seu grande capital, são providas
de recursos necessários para atividade exploratória em outras áreas, abandonando campos de
menor lucratividade, chamados de “marginais” ou “maduros”.
Campos maduros são definidos, segundo Schiozer (2002) como campos em fase de
produção declinante, mas com volume “tecnicamente recuperável”, não superior a três
milhões boe e que esteja produzindo a pelo menos 10 anos, tanto em porções rasas da
plataforma continental como onshore.
Segundo Prates (2004), campos marginais são definidos como conceito econômico,
determinados por decisão empresarial e fatores econômicos externos (preço do óleo, etc.), e
campos maduros (conceito técnico) são associados ao declínio da produção por idade.
Segundo definição contratual 1.2.4 do Contrato de Concessão da ANP (2005), áreas
inativas com “acumulações marginais” são áreas com descoberta de petróleo e/ou gás natural
conhecidas onde, ou não houve produção, ou esta foi interrompida por falta de interesse
econômico.
Segundo Portaria 279 da ANP (2003), campos marginais são caracterizados por
produção máxima de 500 barris diários de óleo e 70.000 m³ de gás natural diários onde exista
infra-estrutura de escoamento ou 150.000 m³ diários de gás natural onde não exista tal
2
estrutura. Apesar das definições quantificadas, é nítida a falta de uma classificação
diferenciada de campos maduros e campos marginais.
Os campos hoje chamados de marginais no Brasil têm essas duas origens: ou figuravam
entre os campos retidos pela Petrobrás no Round Zero, ou integram a área sedimentar
brasileira que ficou à disposição da ANP a partir do mesmo evento, acrescidos dos
posteriormente devolvidos pela Petrobrás. A ANP aguardou até 2005 para realizar a sua
“Primeira Rodada de Licitações de Áreas com Acumulações Marginais”, onde foram
leiloadas 17 áreas situadas nas bacias do Recôncavo, Camamu-Almada, Tucano do Sul e
Sergipe-Alagoas. Em 2006, ocorreu a Segunda Rodada de Áreas de Acumulações Marginais,
tendo campos nas bacias de Barreirinhas, Potiguar e Espírito Santo oferecidas. Estes campos,
que são de menor importância para as grandes companhias, devido à rentabilidade marginal,
são de grande valor para as PME porque tornam-se lucrativos com investimentos
relativamente modestos.
A experiência americana e canadense utiliza a classificação para quantificação,
valoração e certificação de reservas da SPE (Society of Petroleum Engineers) e da SEC
(Securities and Exchange Comission) para concessão de financiamentos a PME´s. Ao obter
grande sucesso nestes países, essa proposta ajudou a criar ofertas de emprego e aumentar a
renda, alavancando as PME's no mercado de óleo e gás, e ainda contribuindo para estes países
manterem-se líderes tecnológicos neste setor. Experiências Canadenses e Norte-Americanas
em regulamentação para investimentos para produtores independentes são, neste trabalho,
fonte de comparação com métodos de financiamento utilizados no Brasil, correlacionando
políticas de agências financiadoras. Estes países conduziram políticas que beneficiassem e
mantivessem as pequenas empresas do ramo de petróleo e gás no mercado, restringindo a
produção, suportando os preços, quotizando a participação no mercado, estabelecendo divisão
de áreas e protegendo-as da competitividade das INOC´s. Nos Estados Unidos, 65 % de toda a
produção nacional de gás natural e 40 % de petróleo provém de pequenas empresas e
produtores independentes. A província de Alberta, no Canadá, é responsável por cerca de
60% da produção de petróleo do país, com presença de muitas empresas independentes de
petróleo. A economia brasileira ainda não encontrou a forma de estimular as PME´s, frente
aos altos valores de financiamento empregados e tantos riscos e incertezas que a indústria do
petróleo e gás oferece.
Esse trabalho tem como objetivo a comparação entre as iniciativas de financiamento
para PME´s no mercado de petróleo e gás nos Estados Unidos e Canadá e as atuais linhas de
3
financiamento dos principais bancos estatais e agências financiadoras brasileiras, apontando
as principais fraquezas do sistema de crédito do Brasil, viabilizando um estudo mais
detalhado para propor de novas metodologias de financiamento com base nas especificações
de reservas petrolíferas. Foi também realizado um levantamento das linhas atuais de
financiamento dos principais bancos estatais e privados brasileiros para o setor de exploração
e produção de petróleo e gás, comparando-as com as existentes em outros países, como
Estados Unidos e Canadá, além de simulações de projetos, contendo diversos parâmetros,
como preços, quantidade produzida, custos operacionais, depreciação, tributos de diversos
países, riscos de exploração, tecnologia de produção, entre outras, objetivando identificar,
através da análise de sensibilidade, os efeitos do financiamento na alavancagem do projeto.
Esta proposta visa incentivar a entrada das pequenas e médias empresas no mercado de
exploração e produção de óleo e gás no Brasil, trazendo diversos benefícios ao país, tais
como: aumento na oferta de petróleo e gás, além de maior geração de emprego e de renda.
A dissertação está estruturada em sete capítulos. O primeiro capítulo apresenta
caracterização da indústria de petróleo e gás natural brasileira, com enfoque maior para as
pequenas e médias empresas, além das distribuições de reservas petrolíferas no país. A
história brasileira na exploração e produção de petróleo e gás natural é brevemente descrita.
Também são citadas as principais barreiras de entrada de uma pequena empresa brasileira na
E&P de óleo e gás. Visando denotar o atual cenário das pequenas empresas de exploração e
produção de petróleo e gás natural brasileiras, desde a criação da PetroRecôncavo, no final
dos anos 90, até hoje, o capítulo I também apresenta a história destas pequenas empresas,
tendo a sua evolução descrita cronologicamente.
O segundo capítulo é integrado pela exposição das trajetórias exitosas de Estados
Unidos e Canadá, no estabelecimento de suas pequenas empresas de E&P de petróleo e gás,
demonstrando-se as diferenças básicas que fazem estes agentes terem uma grande
participação na produção petrolífera destes países, contribuindo para aumento de renda e
geração de empregos.
O terceiro capítulo aborda a metodologia empregada para adquirir os métodos de
quantificação, valoração e certificação de reservas adotados, não somente nos Estados Unidos
e Canadá, como também em outros países considerados incentivadores das pequenas
empresas, como a Noruega, que tem empresas de pequeno porte atuando inclusive offshore,
geralmente meta de aquisição por parte das grandes empresas. A análise destes modelos de
reservas é perpassada pelas principais associações e sociedades no cenário petrolífero
4
mundial, sendo elas: Alberta Securities Comission (ASC), do Canadá, Society of Petroleum
Engineers (SPE) e Securities and Exchange Commission (SEC), dos Estados Unidos e
Norwegian Petroleum Directorate (NPD), da Noruega. Também são citadas nestes trabalho
as instituições UK Statement of Recommended Practices (SORP), Canadian Security
Administrators (CSA), Russian Ministry of Natural Resources (RF), China Petroleum
Resources Office (PRO), entre outras. Estas entidades geralmente seguem um padrão definido
por duas principais: a Society of Petroleum Engineers (SPE) e a Securities and Exchange
Commission (SEC). A capacidade de produzir brasileira teve um aumento significativo nos
últimos anos, com a descoberta do “pré-sal” e a esperada auto-suficiência adquirida em 2006.
Porém este progresso não se estendeu ao mercado dos pequenos e independentes produtores
de petróleo, que com investimentos modestos para os grandes investimentos necessários para
se estabelecer neste mercado, são alvos fáceis para as conhecidas variações que este mercado
sofre, sendo basicamente preço, mão-de-obra, tecnologia, entre outros.
No quarto capítulo figuram as principais formas de financiamento utilizadas no Brasil e
as dificuldades enfrentadas pelos produtores independentes de petróleo e gás natural no país
na busca por investimentos e incentivos por parte do governo e da iniciativa privada.
O quinto capítulo explicita as metodologias empregadas na formulação e aplicação dos
questionários destinados a empresas e instituições atuantes no mercado de petróleo e gás no
Brasil. Foram entrevistadas quatro instituições e duas empresas, sendo que uma destas é ativa
no segmento de consultoria geofísica e a outra se caracteriza por explorar e produzir petróleo
em campos marginais. O Questionário encontra-se no Anexo I deste trabalho.
No sexto capítulo encontra-se detalhada a simulação do Fluxo de Caixa, formado sob
condições que as pequenas empresas encontrariam atualmente ao entrar neste restrito setor
petrolífero, além de citar a revisão bibliográfica das definições e classificações de reservas
nacionais e internacionais, encontradas neste trabalho. A simulação do fluxo de caixa para
campos maduros se encontra no Anexo III.
Os resultados obtidos dos questionários aplicados e da simulação do fluxo de caixa são
discutidos no sétimo capítulo. Em relação ao questionário, é enfatizada a similaridade das
repostas, o que resulta em gráficos e dendrogramas. A simulação do Fluxo de Caixa visa
mostrar os gastos necessários para uma pequena empresa entrar no mercado brasileiro de E&P
de petróleo e gás natural, além de oferecer uma nova metodologia de incentivo à pequena
empresa, tanto no aspecto político como no aspecto financeiro, tal como em países como
Canadá e Estados Unidos.
5
O oitavo capítulo traz as conclusões, com base nas hipóteses levantadas e nos resultados
obtidos.
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1. CENÁRIO ATUAL DO SETOR PETROLÍFERO BRASILEIRO
1.1. Lei do Petróleo
A Lei n° 9.478/97, conhecida como Lei do Petróleo, dispôs que todas as atividades que
antes constituíam exclusividade estatal passaram a ser objeto de concessão para operação de
empresas privadas nacionais, ainda que o princípio constitucional defina que a pesquisa e a
lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos líquidos, refinação,
importação e exportação de derivados e o seu transporte dutoviário ou marítimo, constituem
monopólio da União (Constituição República Federativa do Brasil de 1998, art. 177).
Segundo o Art.3° da Lei n° 9.478/97, pertencem à União os depósitos de petróleo, gás
natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes no território nacional, neste compreendidos
a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva.
A Petrobrás, conforme dispõe a nova legislação e segundo Postali (2002), ainda
permanece parte da União, seu acionista majoritário, mas recebendo o mesmo tratamento
dado às outras operadoras. Somente em caso de empate numa licitação, a Petrobrás tem o
benefício de a União de ser eleita a empresa vencedora.
A Lei do Petróleo objetiva preservar o interesse nacional, incrementar a utilização de
gás natural, promover a livre concorrência, atrair investimentos na produção de energia e
ampliar a competitividade do país no mercado internacional (Lei 9.478/97).
A ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), órgão criado
pela promulgação da Lei do Petróleo, é “uma autarquia federal vinculada ao Ministério de
Minas e Energia (MME), com finalidade de promover a regulação, a contratação e a
fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo” (Art.8º, Lei
9.478/97)
Segundo Art.7° da Lei 9.478/97, a ANP é entidade integrante da Administração Federal
Indireta, submetida ao regime autárquico especial como órgão regulador da indústria de
petróleo, gás natural, seu derivados e biocombustíveis. A ANP detém uma série de
atribuições, tais como a voltadas à fiscalização das atividades de distribuição e
comercialização de derivados de petróleo e gás natural, bem como o estímulo de pesquisas
geológicas e tecnológicas. Uma de suas responsabilidades é firmar contratos de concessão,
7
através de processos licitatórios. Cada contrato deve prever sempre as fases de exploração
(atividades de pesquisa e avaliação de potenciais reservas de petróleo ou gás natural) e
produção (desenvolvimento e extração).
De acordo com os regulamentos dos contratos de concessão, o concessionário tem a
obrigação de explorar os blocos adquiridos nas licitações e absorver todo o risco e custos
associados à atividade e, em caso de êxito, produzir petróleo ou gás natural. A ANP confere-
lhe a propriedade desses bens, depois de extraídos, mas em caso de fracasso (dry hole ou
falência), o bloco exploratório deve ser devolvido, tornando o risco exploratório uma barreira
para o fator de decisão de empreender determinado projeto de investimento.
Ainda assim, sob restritas condições e uma taxa adicional, a prorrogação da fase de
exploração pode ser viável para o investidor em casos de falta de infra-estrutura ou por
questões econômicas, com prazo máximo de cinco anos para ser emitida a Declaração de
Potencial de Comercialização. (POSTALI, 2002).
Segundo ANP (2008), as empresas devem respeitar o período da fase de exploração,
definido por critérios de potencial de reservas, maturidade e dificuldades previstas, que pode
ir de dois a sete anos. Após a execução do programa de exploração mínimo (PEM), descrito
na Tabela 1, a empresa ou consórcio de empresas pode pedir dilatação do tempo, mediante
pagamento, ou ainda desenvolver a área ou mesmo devolvê-la. Mesmo que o licitante se
decida por manter a área, seja para explorar ou desenvolver, o valor da concessão da licença
aumenta de forma proporcional a um possível maior potencial de reservas.
Tabela 1: Tabela de Programa Exploratório Mínimo, com equivalência das Unidades de
Trabalho.
Fonte: ANP, 2008
Após a fase de exploração, segundo Art.2° da Portaria ANP N°259 (2000), o
concessionário que decidir avaliar uma descoberta de petróleo e/ou gás natural numa área de
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concessão é obrigado a entregar à ANP o Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo e/ou
Gás Natural. Caso o licitante decida desenvolver o campo, o prazo da fase de produção dura
27 anos, a contar da data de emissão da Declaração de Comercialidade. Se o concessionário, a
qualquer momento da fase de desenvolvimento, desistir da atividade na área, deve emitir à
ANP o Plano de Desativação das Instalações, mediante aprovação ou não, cabendo à empresa
arcar com os custos de abandono
Segundo ANP (2008), o patrimônio líquido mínimo exigido para que uma empresa
possa ser qualificada para atuar em campos licitados é apresentado no Quadro 1.
.Quadro 1: Condições para Qualificação Financeira.
Fonte: ANP, 2008.
Segundo Art.45° da Lei do Petróleo, existem quatro tributações do setor sobre as
empresas que participam e adquirem um bloco exploratório na licitação de áreas promovido
pela ANP:
A. Bônus de assinatura: terá seu valor mínimo estabelecido no edital vigente e
corresponderá ao pagamento ofertado na proposta da concessão, devendo ser pago no
ato da assinatura.
B. Royalties: compensação financeira direta à União sobre os lucros obtidos pelas
empresas na produção de petróleo e gás natural, a incidir sobre o valor bruto de
produção, geralmente 10% desta. Pagos mensalmente, são definidos através da média
ponderada entre os preços de venda no mercado ou pelo preço mínimo aplicado pela
ANP, dependendo do que for maior. Para a produção de gás, a taxa é semelhante,
porém não é aplicado um preço mínimo pela ANP, sendo determinada pela média
ponderada dos preços praticados no mercado, deduzidas as tarifas sobre a atividade.
Se necessário, a ANP pode reduzir em até cinco pontos percentuais o tributo, caso
julgue arriscadas as condições de produções e a geologia da área.
9
C. Taxa de ocupação: valor cobrado anualmente por km² ou fração da área concedida,
sendo aplicada em todas as fases relacionadas ao setor de petróleo e gás natural. O
valor da taxa aumenta com o avanço das atividades da área em questão.
D. Participações especiais: compensações extraordinárias à União, com taxas que recaem
sobre grandes volumes de produção ou lucratividade. Estas taxas são condicionadas à
localização, anos de produção e volume de produção a cada três meses, sob
fiscalização.
Segundo o Contrato de Concessão da ANP (2005), para os campos com “acumulações
marginais”, as participações governamentais que devem ser pagas pelo concessionário são:
A. Royalties no montante correspondente a 5% (cinco por cento) da Produção de
petróleo e gás natural.
B. Pagamento pela Ocupação ou Retenção da Área de Concessão
C. Pagamento aos proprietários da terra de participação equivalente a 0,5% (meio por
cento).
1.2. Histórico de Exploração de Petróleo Brasileiro
Segundo o SINDIPETRO (2009), a história do petróleo no Brasil, até o fim do
monopólio da Petrobrás, pode ser dividida em quatro fase distintas:
1.º – Até 1938, com as explorações sob o regime da livre iniciativa. Neste período, a
primeira sondagem profunda foi realizada entre 1892 e 1896, no Município de Bofete, Estado
de São Paulo, por Eugênio Ferreira Camargo.
2.º – Nacionalização das riquezas do nosso subsolo pelo Governo e a criação do
Conselho Nacional do Petróleo, em 1938.
3.º – Estabelecimento do monopólio estatal durante o Governo do Presidente Getúlio
Vargas que, no dia 3 de outubro de 1953, promulgou a Lei 2004, criando a Petrobrás. Foi uma
fase marcante da história do nosso petróleo pelo fato de a Petrobrás haver nascido do debate
democrático, atendendo aos anseios do povo brasileiro e defendida por diversos partidos
políticos.
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4.º – Fim do monopólio estatal do petróleo, durante o primeiro governo do Presidente
Fernando Henrique Cardoso.
Segundo esse estudo, o Decreto n.º 2266, assinado em 1858 pelo Marquês de Olinda,
concedeu a José Barros Pimentel o direito de extrair mineral betuminoso para fabricação de
querosene de iluminação, em terrenos situados nas margens do Rio Maraú, na Província da
Bahia. No ano seguinte, em 1859, o inglês Samuel Allport, durante a construção da Estrada de
Ferro Leste Brasileiro, observou o gotejamento de óleo em Lobato, no subúrbio de Salvador.
Em 1930, o Engenheiro Agrônomo Manoel Inácio Bastos, realizando uma caçada nos
arredores de Lobato, tomou conhecimento de que os moradores usavam uma lama preta,
oleosa para iluminar suas residências. Procedeu, então, a pesquisas e coletas de amostras. Em
1932, foi recebido pelo Presidente Getúlio Vargas no Rio de Janeiro, a quem entregou o
relatório sobre a ocorrência de Lobato.
Em 1933, o Presidente da Bolsa de Mercadorias da Bahia, Sr. Oscar Cordeiro, passou a
empreender campanhas visando à definição da existência de petróleo em bases comerciais na
área. O Diretor-Geral do Departamento Nacional de Produção Mineral – DNPM, Avelino
Inácio de Oliveira, resolveu em 1937 iniciar a perfuração de poços na área de Lobato.
Em 1938 foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), com a incumbência de
explorar petróleo e de participar na criação de parque refinador no País. Neste mesmo ano,
sob a jurisdição do recém-criado CNP, foi iniciada a perfuração do poço DNPM-163, em
Lobato. Este poço se tornou o descobridor de petróleo no Brasil, quando no dia 21 de janeiro
de 1939, o petróleo apresentou-se, ocupando parte da coluna de perfuração.
O poço DNPM-163 foi de importância fundamental para o desenvolvimento da
atividade petrolífera no Estado da Bahia. O Campo de Candeias, em 1941, foi a área onde se
deu a primeira acumulação economicamente rentável, após uma concentração de esforços na
Bacia do Recôncavo.
No período de 1938 até 1953, o cenário mundial do petróleo não contribuía para um
investimento significativo no Brasil. A produção de petróleo a baixo custo e pesquisa,
somente na Venezuela, no México, no Oriente Médio e em alguns outros países, demonstrava
excelentes perspectivas de descoberta de jazidas de óleo. No entanto, já o México, em 1938,
nacionalizara seu petróleo após intensa disputa com os Estados Unidos.
O refino era concentrado nos países ricos ou em pontos estratégicos como as Antilhas,
gerando elevados lucros somente às empresas multinacionais; além disso, a distribuição
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mundial era considerada cartelizada por multinacionais, que assim poderiam impedir, pelo seu
poder de compra e importação de derivados, o surgimento de refinarias nos países em
desenvolvimento, de propriedade de capitais nacionais.
Em decorrência do grande racionamento de combustíveis imposto por ocasião da 2ª
Guerra Mundial – 1939/1945, da pequena escala dos investimentos privados na área do
petróleo e do direcionamento, no mundo, dos investimentos das multinacionais para áreas de
seu exclusivo interesse, um forte movimento político e popular tomou conta do Brasil,
resultando, em 1953, na instituição do Monopólio Estatal do Petróleo e na criação da
PETROBRÁS, para executá-lo em nome da União.
Em 1953, o Brasil já mantinha um consumo de 150.000 barris por dia de derivados e
contava com uma refinaria particular do Grupo Ipiranga, de 6.000 barris por dia; e uma
refinaria na Bahia operada pelo CNP, com capacidade de 3.700 barris por dia
Após o decreto que instituiu o monopólio da União à Petrobrás, foram construídas as
refinarias de Manaus, com capacidade de 5.000 barris por dia e inaugurada em 1957; a
Refinaria de Manguinhos, com 10.000 barris por dia e inaugurada em 1954; e a refinaria de
Capuava, inaugurada em 1954, com 20.000 barris por dia.
Com a instalação da Petrobras, em 10 de maio de 1954, portanto, sete meses após sua
criação, o Brasil trilhou um caminho diferente, passando a deter em suas próprias mãos o
destino local da indústria que alimenta o mundo de energia. O sucesso de tal empreitada se
demonstrou via resultados e crescimento verificados até o presente momento pelo povo
brasileiro através da estatal do petróleo.
Segundo Bain et al (2009), após o ano de fundação da Petrobrás, destacam-se no período
três distintos estágios:
- 1954-1967: primeiro estágio de E&P no país, voltado aos campos onshore,
principalmente no Recôncavo Baiano e na Bacia Amazônica, onde os investimentos eram
efetuados pelo poder público, basicamente;
- 1967-1996: mudança de foco para os campos offshore, tendo como marco a descoberta
de campo de Guaricema, em Sergipe, em 1968, e a exploração em águas profundas na bacia
de Campos. Devido à insuficiência de recursos para financiar seus projetos, a Petrobrás
assinou contratos de risco com IOC’s para explorar a área e comercializar os hidrocarbonetos
encontrados nas áreas por elas contratadas. Esta modalidade se extinguiu em 1988 devido à
escassez de grandes descobertas.
12
- 1997- Hoje: o período posterior à Lei do Petróleo de 1997 foi marcado pelo fim do
monopólio da Petrobrás e a formalização desta empresa como público-privada, com a
comercialização de seus papéis em bolsas de valores NYSE (New York Stock Exchange), a
partir do ano de 2000. Ainda mais simbólica é a auto-suficiência adquirida pela estatal a partir
de 2006 e, em seguida, a descoberta de campos gigantes de petróleo na camada “pré-sal” em
águas ultraprofundas em 2007.
Atualmente, os principais mecanismos utilizados no setor de E&P de petróleo no Brasil
são créditos de instituições financeiras nacionais (BNDES) e internacionais, privadas ou
públicas; Project Finance; títulos de dívida externa e interna e seguros sobre recebíveis.
Basicamente, apenas a Petrobrás se utiliza destes mecanismos de financiamento atualmente,
porém há outros players no cenário brasileiro, como as IOC’s, NOC’s estrangeiras, empresas
privadas brasileiras e empresas menores que atuam no restrito mercado onshore brasileiro,
tema deste trabalho.
Segundo Bain et al (2009), apesar de mecanismos financeiros estarem mais presentes
atualmente no setor de E&P de petróleo e gás natural no Brasil, estas operações somente se
restringem à Petrobrás, sendo esta responsável por 99% do petróleo extraído em campos
brasileiros.
Segundo ANP (2009), até dezembro de 2008, estavam sob concessão da ANP: 446
blocos ainda na fase de exploração, 66 campos em fase de desenvolvimento da produção e
291 campos em fase de produção. Em fase de exploração havia um bloco da Rodada Zero;
dois blocos da Primeira Rodada; oito blocos da Segunda Rodada; 16 blocos da Terceira
Rodada; 17 blocos da Quarta Rodada; 33 blocos da Quinta Rodada; 90 blocos da Sexta
Rodada; 171 blocos exploratórios da Sétima Rodada e 108 da Nona Rodada de Licitações de
Blocos para Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil.
Nos 66 campos em desenvolvimento existentes, a Petrobras detinha a concessão sozinha
de 41 destes campos e participava de 15 parcerias em campos com fase de desenvolvimento.
As empresas que participavam junto à Petrobras nestes campos são: El Paso, Norse, Chevron
Brasil, Chevron Overseas, Frade Japão, Unopaso, Devon Energy, Total E&P, Esso Campos,
Brasoil, StatoilHydro e Shell.
Dos 291 campos em produção até o final de 2008, a Petrobras somente não participava de
apenas 34, sendo que outros 10 campos eram parcerias entre esta empresa e outras
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concessionárias. Os demais campos produtores - 247 - eram concessões à Petrobras, sem
parcerias.
Mecanismos particulares para o financiamento de projetos de E&P são raros no Brasil.
São caracterizados por operações que utilizam recebíveis definidos dependendo da situação,
como ocorre com a FINAME. Porém esta linha de financiamento exclui projetos de E&P de
petróleo e gás natural.
Atualmente, existe um maior uso de mecanismos de financiamento com recursos
estrangeiros, comprovadamente 70% das fontes de financiamento da Petrobrás são originadas
do exterior. Apesar de se configurar, supostamente, como uma vantajosa medida para escapar
dos altos juros praticados no Brasil, a Petrobrás se envolve em risco cambial, sendo obrigada
a executar o hedge. A maior participação de IOC’s e da OGX, que estimulou o financiamento
através de equity, também contribuiu para a maior participação dos recursos estrangeiros no
país.
Devido a períodos de escassez de recursos para financiamento de projetos do porte de
E&P, principalmente nas décadas de 70 e 80, o governo brasileiro liberou a celebração de
contratos de risco com empresas privadas. A abertura do mercado em 1997 também foi uma
conseqüência desta baixa disponibilidade de volume de recursos, o que permitiu à Petrobrás o
aumento de suas receitas e o investimento pesado em E&P entre 2000 e 2007.
1.3. Campos Maduros e Marginais de Petróleo
Segundo a própria ANP (2003), campos marginais são caracterizados por terem
produção máxima de 500 barris diários de óleo e 75.000 m³ de gás diários em locais onde
exista infra-estrutura de escoamento; ou de 150.000 m³ diários onde não exista tal estrutura.
A marginalidade econômica de um campo é baseada em fatores como:
• Estratégia do concessionário;
• Exaustão Econômica;
• Capacidade técnica de manter a produção do campo pelo produtor;
• Infra-estrutura;
• Efeitos da economia e mercado e
14
• Falta de mercado comprador de óleo.
No Brasil, segundo Ferreira (2009), campos marginais são principalmente campos
maduros explotados pela Petrobrás; ou ainda inativos
por questões econômicas. Após a descoberta de acumulações significativas na década
de 70 e 80 na bacia de Campos, e mais recentemente a descoberta do pré-sal nas bacias de
Santos e Espírito Santo, a Petrobrás está dando ainda menos importância aos considerados
campos de marginalidade econômica.
Segundo Schiozer (2002), os campos maduros de petróleo possuem quase sempre
reservatórios muitos bem caracterizados, ou seja, com um grau de incerteza bastante inferior
ao de campos que estão em fase de delimitação ou desenvolvimento. O volume de produção
que se espera obter desse tipo de campo é bastante inferior aos de águas profundas,
geralmente porque seus reservatórios já se encontram um tanto depletados e que, pelo fato de
serem, em sua quase totalidade, campos onshore ou em águas muito rasas, são
economicamente viáveis com volumes recuperáveis muito menores que os de águas
profundas. Além disso, campos maduros possuem um histórico financeiro e contábil que
permite avaliar com relativa facilidade a situação de sua viabilidade econômica.
Segundo a revista Oil & Gas Journal apud Zamith (2005), campos maduros têm
reservatório de petróleo e/ou gás natural após produção primária com volume entre 40% e
60% de seus recutsos in situ. A mesma fonte considera que campos marginais não estão
associados ao volume encontrado no reservatório, e sim à viabilidade ecônomica das reservas,
fazendo jus à relação entre o custo da extração de recursos e a taxa de retorno esperada,
baseando-se nas regras vigentes da legislação e estrutura fiscal.
Segundo Luczynski (2002) apud Zamith (2005), existem 3 formas de se avaliar um
campo marginal: geológica, econômica e tecnológica. Todas as três condições influenciam na
caracterização de campos marginais, onde a geologia pode dificultar sua exploração, o preço
do petróleo, por exemplo, pode tornar o projeto inviável economicamente e a recuperação do
óleo do campo marginal em questão pode necessitar de uma tecnologia mais avançada que a
disponível.
Segundo Schiozer (2002), não existe definição precisa para os termos “campo marginal”
e “campo maduro”.Campos marginais têm a recuperação do volume em reservatório próxima
do limite de viabilidade econômica, por qualquer razão técnica ou econômica. A fase de
15
produção irreversivelmente declinante de um campo em produção, abaixo da viabilidade
econômica leva o nome de “campo maduro”.
Segundo ANP (2007), das 29 bacias sedimentares brasileiras, apenas oito são
atualmente produtoras de petróleo e gás natural, com reservas totais de 13,1 bilhões de barris
e reservas provadas de 9,8 bilhões de barris, dos quais 90,6 % estão em áreas marítimas e
apenas 9,4% em áreas terrestres. Segundo Prates (2004), das reservas provadas brasileiras,
86% estão concentradas em apenas 20 dos 231 campos de petróleo em produção, sendo a
maioria destes campos offshore. Quanto às reservas provadas de gás, 77% se concentram nos
20 maiores campos, dos quais três se situam na selva amazônica. Essas estatísticas são
representradas na Figura 1.
Figura 1: Distribuição de volume de reservas petrolíferas brasileiras. Modificado de ANP,
2007.
O mercado de petróleo e gás natural brasileiro, desde a quebra do monopólio da
Petrobrás com a Lei 9.478/97, é quase inteiramente voltado à produção em campos offshore,
situados principalmente na região sudeste.
A ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), através de
leilões de blocos exploratórios nos anos seguintes, tem tido importante papel na abertura do
setor e consecução da auto-suficiência de petróleo. Porém, a produção de petróleo em campos
maduros e marginais acabou sendo comprometida, já que o interesse inicial era atrair grandes
empresas, geralmente as International Oil Companies (IOC's) nas primeiras rodadas, quando
a ANP concedeu blocos offshore, com grandes riscos geológicos e incompatíveis com o perfil
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das empresas de médio e pequeno porte, também chamadas de independentes. A atual
organização das empresas no Brasil é demonstrada na Figura 2.
Figura 2 – Empresas participantes no mercado brasileiro de petróleo e gás.
Fonte: Lima (2007).
Após quatro rodadas de licitação, ocorreu uma diminuição do interesse por investimento
exploratório das grandes companhias em campos de menor lucratividade, concentrando-se na
exploração dos blocos marítimos já licitados. Outrossim, as IOC´s e NOC´s não se
comprometeram na produção de petróleo e gás natural em campos de lucratividade marginal.
Este cenário seria ideal para o aparecimento de pequenas e independentes empresas de
exploração e/ou produção de óleo e gás, que teriam os benefícios de infra-estrutura montada,
de reservas quantificadas, dentre outros, para campos considerados maduros, ou seja, com
cerca de 40-60% de reservas ainda a serem produzidas, e ainda para exploração e produção
em campos marginais, com produção máxima de 500 barris por dia, segundo ANP (2003).
Os fatores que determinam a marginalidade de um campo petrolífero, segundo relatório
final do projeto Indústria de Petróleo e Gás Natural 20 (IND P&G-20), do PROMINP (2007),
são:
17
• Maturidade/declínio final do perfil de produção;
• Pequena produção e/ou pequena reserva;
• Problemas técnicos associados com processos de produção;
• Ausência ou precariedade de infra-estrutura de escoamento;
• Ausência ou dificuldade de acesso a estruturas de processamento e/ou ao mercado
consumidor e
• Baixa prioridade no plano de investimento da empresa.
Segundo Schiozer (2002) apud Ferreira, D. F. et al. (2006), o desinteresse por campos
com acumulações marginais por grandes empresas (majors) deu-se em função de alguns
fatores, dentre estes: mercado; baixo volume remanescente (exaustão física), ou pequenas
dimensões; grau API muito baixo e/ou com outras propriedades do óleo que reduzem seu
valor de mercado; alta razão gás/óleo (não havia ainda um mercado para o gás natural
estabelecido); impactos dos royalties e demais participações governamentais; estágio
incipiente de desenvolvimento das pequenas empresas petrolíferas no país; falta de uma
estrutura de suporte para novos entrantes do setor (fornecedores de serviços e equipamentos
especializados, mão-de-obra especializada, estrutura para especialização e qualificação de
pessoal, etc.); dentre outros.
Para Ferreira (2009), as causas de abandono temporário ou permanente de campos em
terra pela Petrobrás são o cenário econômico, perspectiva de preços baixos, volume
recuperável baixo e alta razão gás/óleo. Campos maduros devolvidos por empresas para a
ANP, objetivo dos pequenos empreendedores, necessitam de otimização da produção diária
com a minimização das perdas. O método de recuperação e elevação introduzido no campo
pode ter fundamental importância na revitalização destes campos, porém o pequeno produtor
necessita ter acesso à tecnologia para este tipo de produção.
Há possibilidades de incremento considerável nas contribuições sociais que podem
advir de pequenas operações em campos marginais e maduros, principalmente no Nordeste do
Brasil. A instalação de serviços públicos em regiões de baixo IDH (Índice de
Desenvolvimento Humano), como bancos, estradas, correios, energia elétrica, são fatores que
poderiam justificar e contribuir para as operações nestas regiões pouco investidas no Brasil,
assim como alavancar a economia local e regional, tornando a região acessível à indústria
fornecedora.
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Além destes avanços, a mão-de-obra local seria treinada de acordo com o que as
operações de óleo e gás demandam, trazendo entre as demais conseqüências positivas, a
profissionalização de pessoas que, de outro modo, talvez nunca tivessem alguma
oportunidade, ainda mais nesta atividade tão concorrida, obtendo experiência real de campo.
Sob a forma de royalties, contribuições a proprietários de terra, dentre outros, os
municípios seriam agraciados e passariam a contar com capital disponível para se desenvolver
em outras áreas carentes de investimentos, como saúde e educação. Sendo assim, ao fim das
operações, as cidades passariam a contar com novos meios de se manter, com possibilidades
de crescimento em outros setores, dado o investimento inicial pela indústria de óleo e gás.
Ferreira (2009) especifica aspectos inerentes à realidade brasileira relacionados a gargalos
para o desenvolvimento destas pequenas empresas produtoras e exploradoras de petróleo e
gás. Incluem-se:
• Carência de um programa de pesquisa e desenvolvimento para projetos deste porte,
como elevação, tratamento de óleo, questões ambientais, entre outros;
• Mão-de-obra especializada é facilmente absorvida por grandes empresas;
• Escassez de programas de financiamento para pequenos produtores;
• Escassez de dados geofísicos e geológicos sobre as áreas arrematadas;
• Restrições ambientais, como a produção de água, que ainda tem um peso econômico
devido aos altos custos aos pequenos produtores para separação da água do óleo;
• Disponibilidade de energia elétrica;
• Carência de um mercado competitivo, pois atualmente só há um comprador de óleo das
pequenas empresas: a Petrobrás. Há possíveis meios de venda deste óleo e gás
produzidos por pequenas empresas, como a indústria petroquímica, exportação do óleo
em conjunto pelas empresas independentes ou a criação ou investimento às pequenas
refinarias através de parcerias.
Este cenário acarreta maiores riscos levando a falta de confiança de agentes
financiadores brasileiros, como o BNDES (Banco Nacional do Desenvolvimento), na
atividade petrolífera. Seria admissível a desconfiança dos investidores se se tratasse de
campos marginais como novas descobertas, mas não se relacionada a campos maduros.
19
1.4. Barreiras de Entrada à Pequena Empresa Brasileira
1.4.1. Licenciamento Ambiental
Apesar das condições favoráveis de aquisição de áreas com acumulações de petróleo
marginais, pelo menos em termos contratuais, o licenciamento ambiental é uma árdua etapa a
ser vencida, se considerados os pequenos produtores entrantes no cenário brasileiro desta
atividade. A alta incidência de erros no processo de licenciamento ambiental, cometidos por
estas pequenas empresas, seja por puro desconhecimento ou pela falta de prática no processo,
acarreta a lentidão desta etapa. Por conta disso, o procedimento de licenciamento ambiental
deveria ser uma etapa com critérios e obrigações melhor definidos para os concessionários
(MACHADO, 2009).
Segundo o autor citado, no Estado da Bahia a expedição das licenças ambientais para
empresas atuantes na atividade petrolífera é de responsabilidade do CRA (Centro de Recursos
Ambientais). O CRA opera em conjunto com a Resolução CEPRAM, que aprova o Processo
de Licenciamento de Atividade de Exploração e Lavra de Jazida de Petróleo e Gás Natural em
terra no Estado da Bahia. Os atos administrativos são separados em etapas de Autorização
Ambiental, caracterizada por autorizar obras e operações que não impliquem instalações
permanentes, e, para parte dos campos, em etapa de Anuência Prévia, que é determinada pelo
órgão da Unidade de Conservação, responsável por gerir as operações ali ocorridas.
As licenças ambientais também são um ato administrativo e são classificadas por tipo
de licença, de acordo com o porte do projeto que será estabelecido, como é apresentado no
Quadro 2.
- Licença de Localização: ocorre na fase preliminar do projeto, onde é aprovada a
localização do projeto, atesta-se a viabilidade ambiental e estabelecem-se os requisitos
básicos para as próximas fases;
- Licença de Implantação: além da aprovação da instalação do projeto, inclui medidas
de controle ambiental;
- Licença de Operação: após atendimento das exigências das etapas anteriores e
estabelecimento das medidas de controle ambiental, esta é concedida;
20
- Licença Simplificada: concedida para localização, implantação e operação de projetos
de micro e pequeno porte.
Quadro 2 – Tipos de licenças ambientais, segundo o porte da empresa e a profundidade do
poço.
Fonte: Machado (2009).
Segundo Machado (2009), em fase anterior à implementação de processos de licitação,
as áreas correspondentes às acumulações marginais de petróleo e gás natural foram
diretamente exploradas e não necessitavam de licença ambiental, na época, ou tiveram o prazo
de suas licenças ambientais expirado, de fato.
Praticamente todas as áreas licitadas estão nesta situação, sendo que, para as áreas
serem de fato operadas, a empresa deve esperar um processo com duração de um a dois anos
aproximadamente, sem contar os 45 a 60 dias em média para avaliação do sucesso de
reabilitação dos poços licitados pela ANP. Isso se dá pelo PTI (Programa de Trabalho Inicial),
caracterizado como um conjunto de atividades obrigatórias que a empresa licitante deve
efetuar no prazo máximo de até dois anos, em que ao menos um poço deve ser recuperado.
Este programa pode ser visualizado o Quadro 3.
Os maiores entraves ao andamento das licenças ambientais são:
- Áreas em Unidades de Conservação e/ou áreas protegidas;
- Áreas licitadas com grande passivo ambiental;
- Anuência das prefeituras municipais;
- Permissão do proprietário da terra (superficiário);
- Anuência para supressão de vegetação e outorga de água;
21
- Programa pouco detalhado de intervenção nos campos;
- Contratação tardia de consultoria ambiental, entre outros.
Quadro 3 – Programa de Trabalho Inicial (PTI) para campos marginais
Fonte: Machado (2009).
1.4.2. Questões Jurídicas
Segundo Ribeiro (2006), atualmente a ANP produziu um cronograma de ações
necessárias para completar o processo licitatório especial destinado a campos com
acumulações marginais. Em etapas consecutivas, a empresa ou consórcio primeiramente deve
manifestar interesse através de uma carta de apresentação, nomear representantes
credenciados, assinar um termo de confidencialidade e selecionar as áreas de interesse.
Posteriormente deve-se pagar uma taxa de participação, de cerca de R$ 500 por área em
estudo. A ANP, em seu site, disponibiliza os valores de taxa de participação para cada setor
22
das bacias selecionadas para o processo licitatório de campos de acumulações marginais,
como mostra a Tabela 2. Relatórios e dados sobre as áreas ofertadas são adquiridos, como
mapas, perfis compostos, dados de produção, entre outros.
Tabela 2 – Exemplo de áreas licitadas pela ANP
Fonte: Ribeiro (2006).
As empresas licitantes são organizadas e qualificadas com base na proposta apresentada,
incluídas as partes técnica, jurídica e financeira. Para ser definida como operadora, a empresa
deve apresentar um sumário técnico e a comprovação de capacitação técnica, relacionando o
quadro de funcionários e sumário técnico das empresas terceirizadas. A qualificação jurídica
depende da apresentação de cadeia de controle societário, estatuto ou contrato social,
compromisso de regularização do CNPJ (Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica) e declaração
de pendências legais. A situação financeira da empresa também é alvo de análise, sendo que
seu patrimônio líquido deve ser no mínimo R$ 200 mil e, mesmo em consórcio, as empresas
envolvidas devem ter no mínimo R$ 50 mil de patrimônio líquido. Também são necessárias
uma referência bancária e demonstrações financeiras completas.
Para o contrato ser assinado, segundo Ribeiro (2006), devem ser respeitadas algumas
regras e critérios da licitação, como ofertas vencedoras de no máximo três áreas, garantia de
oferta (BID Bond), pagamento do bônus de assinatura, garantia financeira do PTI e garantia
de performance das subsidiárias.
23
O contrato assinado tem uma duração mínima de 17 anos, separado em três etapas:
avaliação, reabilitação e produção. A primeira etapa consiste, como dito anteriormente, na
realização do PTI e ao menos um poço deve ser recuperado. Na etapa seguinte, após a
declaração de potencial comercial, a empresa licitante deve apresentar o plano de reabilitação
para a ANP.
A terceira e última etapa do contrato é a produção do poço durante período até 15 anos,
prorrogáveis, com royalties cobrados em 5% da produção bruta. Nesta etapa alguns impostos
são cobrados, como a taxa de retenção de área, cobrada anualmente em valor de R$ 108,18
por km², além de outras contribuições como o PIS (Programa de Interação Social), COFINS
(Contribuição para Financiamento da Seguridade Social), aluguel e taxa do proprietário da
terra e ISS (Imposto Sobre Serviços).
1.4.3. Oferta de Campos Maduros e Marginais
Segundo Oliveira (2009), 67% dos campos brasileiros estão em terra firme (onshore)
com volume de produção modesto, com cerca de 200 mil barris diários, em relação à
produção de campos offshore, que apresentam volume aproximado de 1,8 milhões b/d (barris
diários).
Porém, desde a quebra do monopólio em 1997, alguns campos considerados não-
econômicos foram devolvidos a União, na sua maioria localizados na Bahia, Rio Grande do
Norte e Sergipe. Estes campos foram ofertados em licitações promovidas pela ANP com
intuito de atrair as pequenas empresas e alguns investidores que estivessem mais capitalizados
na época. Estas licitações ocorreram em 2005 e 2006, sendo chamadas de Sétima Rodada.
Novas empresas surgiram como Aurizônia, Petrosynergy, Severo Villares, Alvorada,
Koch e mais 30 outras. Estas empresas são designadas como independentes, caracterizadas
por ter rendimento exclusivamente originado da produção de petróleo na boca do poço,
diferentemente das grandes empresas, que ainda têm lucros provindos do refino e/ou
distribuição.
Tendo como base a empresa Aurizônia, que tinha previsão de chegar a uma produção de
300 barris diários no ano de 2009, se gasta em torno de 1,5 milhões de dólares para empregar
técnicas de extração de petróleo em campos maduros, e mais ainda em campos marginais.
24
Para isto, é necessária a terceirização do serviço, fato recorrente nos Estados Unidos, onde
várias empresas de serviços dão suporte às empresas produtoras de petróleo independentes, o
que gera ainda mais renda e emprego.
Os serviços de exploração custam U$ 100 mil a US$ 500 mil e o aluguel de sondas de
perfuração e workover (serviço de completação do poço para produção) custam em média
US$ 17,5 mil por dia. Ainda é necessário avaliar net pays, ou zonas a serem avaliadas no
poço, e, a partir de testes de formação, avaliar a economicidade do reservatório. No final desta
fase já se pode ter gasto cerca de US$ 5 milhões, considerado somente um poço. Além disso,
a recuperação dos lucros somente é prevista para cinco anos após o fim da fase de avaliação.
É prática comum das pequenas empresas atualmente, como a Petrosynergy, segundo
Oliveira (2009), a contratação de profissionais aposentados da Petrobrás. A causa deste
fenômeno é a expertise que estes profissionais obtiveram em vários anos de prática na
instituição público-privada, o que lhes permitiu construir uma visão do modo operacional da
empresa estatal, orientando e ensinando a parte técnica desta atividade aos novos contratados
destas empresas independentes.
Um dos grandes problemas para as pequenas empresas independentes é a falta de
campos disponíveis, pois atualmente grande parte está sob posse da Petrobrás. No final dos
anos 90, houve uma iniciativa para se estudar a economicidade de cada um dos 282 campos
petrolíferos espalhados pelo país, na época. O objetivo desta pesquisa era a transferência de
alguns campos improdutivos pela Petrobrás para terceiros, no intuito de fortalecer o
planejamento estratégico da companhia, na época investindo em campos marítimos, sem se
preocupar com campos que não tinham rentabilidade para empresa do porte da Petrobrás.
Sendo assim, avaliou-se que 90 % das receitas da Petrobrás provinham somente de 40
campos, e 150 outros campos do montante restante eram considerados realmente
improdutivos. Grande parte dos campos descartados se localizava em Rio Grande do Norte,
Bahia, Alagoas, Sergipe e Espírito Santo. Em um acordo firmado entre a empresa americana
PetroSantander, a brasileira PerBras, o fundo de investimento Petroinvest e a própria
Petrobrás, nascia o consórcio PetroRecôncavo.
A PetroRecôncavo foi criada no intuito de se firmar um contrato de serviço com a
Petrobrás para a exploração de doze campos, e a estatal se comprometeu a comprar a
produção. A partir dali, entre 2000 e 2002, outros 33 campos foram oferecidos pela Petrobrás,
mas somente via compra. Além da PetroRecôncavo, outras empresas também adquiriram
25
campos, como a empresa de transporte e logística W. Washington em associação com a
empresa Canadá BrazAlta.
Seguindo a evolução das pequenas empresas no Brasil, em 2005, segundo Oliveira
(2009), foi inaugurada a primeira (num total de duas) rodada de licitações para pequenas
empresas, dividida em duas partes: uma para blocos com risco exploratório (campos
marginais) e outra para poços desativados com acumulações provadas (campos maduros).
Todas as 17 áreas disputadas pelas 83 pequenas empresas eram desimpedidas de qualquer
intervenção pelos órgãos estaduais e pelo IBAMA, e já teriam uma infra-estrutura de
produção previamente montada.
Segundo Oliveira (2009), 16 áreas do total foram arrematadas, arrecadando para a
União 23 milhões de reais, entre bônus de assinatura e investimentos a serem realizados nos 2
anos seguintes. Na segunda licitação, que ocorreu em 2008, 14 campos foram incluídos na
licitação, sendo que onze foram arrematados. A União arrecadou cerca de 35 (trinta e cinco)
milhões de reais, entre bônus de assinatura e Programa de Trabalho Inicial, obrigatório para
realizar atividades em campos licitados pela ANP em rodadas de campos marginais.
Apesar de haver incentivos da Petrobras e do SEBRAE, as regulamentações ainda não
são muito claras e aqueles que se propõem a enfrentar tais condições, tendo como base
financiamentos de capital e equipamentos, esbarram em altas taxas e barreiras de garantia.
Bancos estatais brasileiros e agências financiadoras, como o BNDES, também tentam gerar
uma série de incentivos, através de desenvolvimento de campos de petróleo e gás natural,
gasoduto de transporte (intra e inter-regiões), expansão das malhas de distribuição de gás e
refinarias de petróleo, mas não são suficientes ao fomento do setor que consiga trazer ao
mercado expressiva quantidade de PME’s.
Em 2008, segundo ANP (2009), 8.539 poços foram responsáveis pela produção
nacional de petróleo e de gás natural, percentual de 1,7% maior que o registrado em 2007. Os
poços localizados em terra, que somam 90,9% do total, tiveram um acréscimo de 1,9% no
período. Já os poços marítimos (9,1% do total) apresentaram um decréscimo de 0,3% entre
2007 e 2008. Neste ano a produção nacional diária de petróleo (incluindo óleo cru e
condensado, porém não incluindo LGN, óleo de xisto, GLP e C5+) foi de 663 Mbo. Entre
1999 e 2008, houve um crescimento médio anual de 5,8% da produção de petróleo do País,
mantendo o Brasil como o 15º maior produtor mundial de petróleo (incluindo óleo cru,
condensado e LGN).
26
Segundo dados do Anuário da ANP (2009), a relação reserva/produção (R/P) de
petróleo, que era de 20,3 anos em 1999, passou para 19,3 anos em 2008. Em média, este
índice reduziu-se a uma taxa de 0,6% ao ano no período.
A maior parte da produção nacional de petróleo (exclusive LGN) foi extraída de campos
marítimos, responsáveis por 90% do total produzido. O Estado do Rio de Janeiro respondeu
por 91,7% da produção marítima e por 82,5% da produção total nacional, apresentando
crescimento de 5,1% na sua produção de petróleo em relação ao ano anterior. No período
1999-2008, o crescimento médio anual da produção de petróleo do Rio de Janeiro foi de
6,6%.
O maior crescimento na produção de petróleo observado em 2008 foi verificado no mar
do Estado da Bahia, de quase 112%. Contrariamente, o Estado de São Paulo apresentou a
maior queda de produção em 2008 (58,4% de queda em sua produção offshore).
Em campos situados em terra, o Rio Grande do Norte teve a maior produção petrolífera
registrada, concentrando 29% da produção terrestre nacional em 2008. Entretanto, a produção
potiguar (mar e terra) representou apenas 3,4% da produção nacional.
Com referência ao LGN, em 2008 foram produzidos 31,6 milhões de barris, 2,3% a
mais que em 2007. O principal produtor foi o Estado do Rio de Janeiro, que teve produção de
17,4 milhões de barris (55,1% do total nacional), enquanto a segunda posição foi ocupada
pelo Estado de Amazonas, com produção de 7 milhões de barris (22,1% do total nacional).
Na atividade sísmica em 2008 foram executados 30,4 mil km de sísmica 2D – 37% a
menos que em 2007; e 8,3 mil km² de sísmica 3D – 62,6% a menos que no ano anterior. Em
2008, quanto aos métodos potenciais, houve o levantamento de 32,7 mil km de gravimetria e
26,3 mil km de magnetometria.
Em 2008, foram perfurados 858 poços (26,5% a mais que em 2007), sendo 688 (80,2%
do total) em terra e 170 (19,8%) em mar. A maior parte das perfurações é de poços que se
tornaram produtores (548 poços, ou 63,9% do total). O número de descobertas em 2008 foi de
63 (18,9% a mais que em 2007), sendo 45 em terra e 18 em mar. A taxa de sucesso
exploratório (percentual de descobertas pelas perfurações de poços pioneiros) foi de 49,5%
para os poços em terra (8,3% a mais que em 2007) e de 69,2% para os poços em mar (44,8% a
mais que no ano anterior).
Atrás da Petrobrás, com grande parte da produção atual de óleo nacional, a
Petrosynergy ocupa a segunda posição, com produção beirando os 700 b/d. O terceiro lugar
27
fica com a W. Washington, que produz 265 barris diários de óleo. Cinco campos marginais
leiloados pela ANP (Foz do Vaza Barris, Fazenda São Paulo, Araçás Leste, Tigre e Cidade de
Aracaju) já entraram em operação e produzem cerca de 62 b/d de óleo. A menor contribuição
é da RAL, no campo de Foz do Várzea Barris, em Sergipe, com 26 barris diários.
Outros campos marginais encontravam-se em estudo entre o fim de 2007 e o início de
2008. Entre os mais cotados estavam Jiribatuba, em Camamu-Almada, operado pela Pioneira;
Sempre Viva, da Orteng, em Tucano Sul; Riacho Velho, da Gênesis, em Potiguar; Rio
Ipiranga, da Cheim, no Espírito Santo; Crejoá, da Koch, também no Espírito Santo; e Morro
do Barro, da Panergy, em Camamu-Almada.
A produção em terra vinha crescendo anualmente até o ano passado, quando houve
queda de 2,5% no volume de óleo e 9,4% no de gás. A quantidade extraída foi de 262.200 b/d
de óleo e 18,3 milhões de m³ diários de gás em 2006. Atualmente os campos terrestres
asseguram 190.000 barris diários de óleo e 17,4 milhões de m³ diários de gás (até agosto de
2007), que correspondem a 10,8% e 34,9%, respectivamente, da produção nacional.
Segundo Zamith (2005), muitas bacias sedimentares brasileiras onshore são
consideradas de fronteira, ou seja, foram pouco exploradas. Com algum esforço exploratório,
poderão proporcionar descobertas de novos campos nas atuais províncias petroleiras. Apesar
dos investimentos nos campos petrolíferos offshore de Tupi e em outros reservatórios na
camada pré-sal pela Petrobrás, ainda não é parte do planejamento da companhia liberar
campos de lucratividade marginal, que são menor importância estratégica para a estatal.
1.4.4. Tecnologia
Segundo Oliveira (2009), os chamados “cavalos de pau”, ou seja, equipamentos de
produção de campos em terra estão aumentando em número no nordeste brasileiro. Essa
evolução da extração de petróleo em campos nordestinos vem beneficiando, além dos
próprios produtores, os proprietários de terra, que recebem 1 % do lucro obtido em cada poço
aberto e em produção. Há ainda os royalties que as empresas pagam ao governo da região, de
no mínimo 5 % do total da produção.
Parte deste exemplo descreve como a empresa Aurizônia atua na bacia Potiguar, sendo
responsável pela extração de petróleo em três campos maduros, com cerca de 100 barris
28
diários. Esta companhia se destaca por dispor de uma estação coletora, responsável por retirar
a água e a areia do óleo cru que provém diretamente dos poços e armazenar o óleo em tonéis
que são enviados para a refinaria mais próxima, a 180 km de distância da base da empresa, na
cidade de Guamaré. Esta refinaria, por sinal, pertence à Petrobrás.
Este problema é recorrente para as pequenas empresas independentes de petróleo, que
somente podem comercializar o petróleo produzido no Brasil com parcela menor que 1 % de
quantidade de água. Há a possibilidade da reinjeção de água nos poços para aumentar a
produtividade do poço, porém esta técnica é bastante onerosa, fator determinante para que as
pequenas companhias vendam o óleo para a Petrobrás sem qualquer tratamento. Porém a
estatal cobra US$ 10 o barril para retirar a água em suas unidades de tratamento de efluentes,
fora o custo do transporte.
Existe atualmente no Brasil, somente uma refinaria privada e considerada de pequeno
porte. A Univen Petróleo é uma refinaria fundada em 1992 em Itapeva (SP), que no ano de
2003 recebeu autorização para processar e refinar petróleos leves crus, condensado de
petróleo, nafta, entre outros. Apesar de louvável, ainda é um avanço muito pequeno para
fomentar a necessidade dos pequenos produtores na venda de petróleo produzido. Considere-
se ainda que a Univen se localiza em São Paulo, sendo que grande parte dos campos maduros
e marginais onde as pequenas empresas atuam estão localizadas no Nordeste, o que
impossibilita transporte para refino com preços mais competitivos pelas PME’s desta região.
A despeito de todo otimismo mostrado pela ANP para a produção em campos maduros
e marginais em terra, ainda há agravantes na situação dos pequenos produtores de petróleo
que os impedem de evoluir neste setor. Além de as refinarias, os meios de transporte e as
instalações pertencerem exclusivamente à Petrobrás, único cliente destas pequenas empresas,
o modelo de concessão de áreas e a condição tecnológica exigida para operar em campos
licitados pela ANP são, por vezes, assemelhados aos que regulam as grandes empresas
operadoras, como Shell e Esso. (OLIVEIRA, 2009).
Segundo a seção XXVI-A do Art. 3° do RICMS, aprovada pelo Decreto n.° 13.640 de
13 de novembro de 2007, é determinado na Subseção I que as remessas de petróleo extraído
dos poços pelos pequenos produtores devem obedecer aos requerimentos do NCMI (Nota de
Controle de Movimentação Interna). Porém a lei somente menciona as unidades de
beneficiamento da Petrobrás, e especifica com bastante rigor o volume de petróleo bruto
recebido em relação ao volume puro, isento de água e sedimentos.
29
Mas a maior dificuldade para estes pequenos empreendedores é a falta de uma linha de
financiamento para os pequenos produtores de petróleo e gás natural no Brasil.
Segundo Shecaira et al. (2002), as aplicações referentes à recuperação terciária eram
todas em campos onshore, mais precisamente nos campos maduros do nordeste brasileiro. De
forma geral, entre os anos de 1969 a 2001, todas estas aplicações somente eram endereçadas à
produção em terra de petróleo e gás natural, exceto pela injeção de gás, dióxido de carbono e
fluído polimerizado. No fim dos anos 70, a injeção cíclica de vapor foi inserida no Brasil, nas
porções terrestres da bacia de Sergipe-Alagoas e Potiguar.
O método de recuperação a base da combustão foi utilizado nos campos de Buracica e
Carmópolis, situados respectivamente nas bacias do Recôncavo e Sergipe-Alagoas. Apesar
dos bons resultados, no campo de Buracica, que tinha problemas com oxidação a baixas
temperaturas, o método teve de ser interrompido devido a problemas operacionais, enquanto
que o campo de Carmópolis teve resultados poucos satisfatórios, apesar da eficiência da
combustão.
O fluido polimerizado teve sua primeira injeção em poços em 1969, no campo de
Carmópolis. Apesar da sua baixa credibilidade, houve indícios de uma recuperação de 5%
neste campo, mesmo após a interrupção do seu uso. Além deste sucesso, o custo do polímero
e a facilidade de se manuseá-lo permitiram seu uso também nos campos de Buracica e Canto
do Amaro, este localizado na bacia Potiguar. A instalação de um complexo petroquímico na
Bahia ofereceria oportunidades de injeção de gases industriais nos campos da bacia do
Recôncavo, pois geralmente estes gases são despejados e poderiam ter um preço acessível
para os projetos de recuperação terciária. (SHEICARA et al., 2002).
1.4.5. Políticas Públicas
Áreas onshore de grande dimensão brasileiras são muito pouco exploradas em relação
às bacias offshore, como a bacia de Campos. Com a crescente competição para atrair
investidores e a fragilidade do setor em relação aos ciclos econômicos, o Brasil deve
encontrar novas formas de diversificar o setor upstream de petróleo e gás natural. Para isso,
como é feito com sucesso em outros países, é necessário facilitar a introdução de um número
cada vez maior de pequenas e médias empresas nesta atividade, através de um aumento da
atratividade de suas extensas áreas sedimentares onshore.
30
Uma das questões seria a fórmula de concessão de áreas exploratórias, igualmente
utilizadas tanto para áreas offshore e onshore. Apesar de funcionar bem em áreas de grande
potencial produtivo, as áreas de menor interesse, geralmente situadas em terra, sofrem com a
falta de competição.
A New Institutional Economics (NIE), baseada no trabalho de Coase (1937) apud
Zamith (2003), permitiu a criação da chamada Teoria dos Contratos. Esta teoria é baseada na
economia da informação (EI), segundo a qual, em cada contrato é esperada uma “assimetria
da informação” de uma das partes interessadas, ou seja, uma das partes obterá benefícios
maiores a partir de informações que a outra parte não detenha. A EI, a partir deste conceito, se
divide em duas frentes, Agency Theory (AT), responsável pela análise do relacionamento
entre as partes e incentivos que as agradem, e Transaction Costs Economics (TCE), dedicada
à fase posterior de execução do contrato, lidando com os custos de transação incluídos no
contrato. A TCE ainda estuda como um dos setores da indústria se comporta, segundo regras
existentes nos contratos.
As rendas econômicas (Economic Rents), segundo Hotelling (1931) apud Zamith
(2003), são a extração de um determinado recurso mineral (mineral, petróleo ou gás natural) e
que presentemente têm um custo de oportunidade (opportunity cost), sabendo-se que este
recurso não será recuperado no futuro. As Economic Rents são constituídas pela diferença
entre o preço do recurso e o seu preço marginal de produção.
A assimetria da informação, no caso brasileiro, é causada pelo acesso discrepante a
informações entre os agentes, sendo que o Estado (Principal) detém todos os dados geofísicos
e geológicos da área, estando em melhor situação para avaliar o potencial econômico da área
que está sendo concedida para atividades de E&P, enquanto as empresas (Agents) pouco ou
nada têm de informação. Após arrematar uma área em um bloco exploratório o Agent
(empresa licitante) passa a deter todo o acesso às informações que adquirir, porém existem
mecanismos na legislação brasileira que ainda assim permitem que o Estado obtenha qualquer
nova informação em relação à área explorada. Dentro desta realidade, na negociação entre as
partes do contrato, a análise do tempo, o cronograma e os custos envolvidos na produção
tornam-se uma barreira para a assinatura.
Na área de petróleo e gás, regulações e leis de cada país dependem da organização
destes agentes reguladores. No Brasil, onde o Estado (Principal) tem posse por direito de
todos os recursos disponíveis para exploração de óleo e gás natural, este mesmo Estado tem o
objetivo principal e compromisso constitucional e social de maximizar o valor econômico,
31
regulando as atividades sobre estes recursos. Os agentes desta organização econômica são as
empresas (Agents), que têm como objetivo maximizar o retorno de seus investimentos.
A ANP é classificada como o Principal e garante acesso a áreas específicas aos Agents.
A Petrobrás, apesar de ser considerada uma empresa pública, opera como um Agent, podendo
a interação Principal-Agent gerar conflitos de interesse, principalmente na busca por
investidores, quando estes se associam à Petrobrás. O estabelecimento das áreas de concessão
de blocos exploratórios é inteiramente definido pela ANP, assim como os critérios de
participação nos leilões. Os vencedores destes são apresentados pela mesma opção de
contrato, a despeito do potencial e risco de cada área. Todos os contratos cobrem todas as
etapas, desde a exploração até o abandono, e as taxas empregadas sobre os Agents têm cálculo
e parâmetros estipulados no grau de risco que o Estado determina (Decreto Presidencial n°
2705, de 3 de Agosto de 1998 apud Zamith, 2003).
Estas características diminuem bastante o campo de negociação entre a empresa
exploradora e a ANP, além de elevar em muito o custo de produção em uma área que não
possa ser considerada lucrativa, nestes termos. Segundo Zamith (2003), há iniciativas mais
interessantes em outros países voltadas para melhor aproveitar áreas menos exploradas e
assim elevar a competição entre os Agents.
No Texas, Estados Unidos, informações geológicas sobre a área, assim como o direito
de exploração das mesmas são concedidas às empresas (Agents) sem nenhum leilão ou
pagamento para o Estado. Somente após encontrar evidências de óleo e gás, o bidding (leilão)
é promovido, sendo que o governo também participa em iguais condições com as empresas
(Agents), porém a empresa exploradora tem uma vantagem sobre os demais. Contudo, caso
tenha usufruído de incentivos públicos para exploração, e decida continuar as atividades nesta
área, a empresa seria obrigada a ressarcir o governo pelo investimento inicial.
Segundo estudos da Bain et al, 2009, com base em análises de experiências em países
como Noruega, Reino Unido México e Indonésia voltados a avaliar e conhecer os fatores
preponderantes para o sucesso obtido no desenvolvimento do setor de Petróleo e Gás Natural
nestes países. Segundo Porter, 2007 apud Bain et al, 2009, o modelo e conceito cluster é
necessário para explicar estas experiências, caracterizado por agregação de incentivos,
incluindo-se:
• Empresas da cadeia de valor;
• Fornecedores de matéria-prima, insumos e serviços;
32
• Clientes e consumidores;
• Instituição de pesquisa e ensino e
• Instituições, órgãos governamentais e agências relacionadas ao setor, geralmente na
mesma área geográfica.
São fatores determinantes ao desenvolvimento de um cluster: Estrutura,
Desenvolvimento da cadeia de valor, Geração e transferência de conhecimento e Fatores
humanos, assim como mostra a Figura 3.
Figura 3 – Os quatro fatores mais determinantes para a evolução do setor
petrolífero de um país.
Fonte: Bain et al, 2009
Os quatro fatores para desenvolvimento do setor petrolífero de um país são aplicados à
caracterização do caso brasileiro e somente haveria efetivamente mudanças na Estrutura e na
Cadeia de Valor, sendo o Conhecimento e Recursos Humanos ignorados.
Ainda segundo o referido estudo, a estrutura é determinante em termos físicos e
institucionais, como disponibilização de infra-estrutura de transporte, comunicações, energia,
entre outros. O autor cita o caso de Bangalore, na Índia, onde as telecomunicações foram alvo
de muitos investimentos em que o conhecimento é necessário para ambientação às severas
condições de competitividade nos anos conseguintes, tal como em uma atividade como a
exploração de petróleo e gás natural.
A China é usada como exemplo para formação de profissionais. Em período pós-
revolução cultural, investiu maciçamente no fator humano, que atualmente é responsável pelo
crescente desenvolvimento do país.
33
Já a cadeia de valor, uma forma ampla destes fatores, teria como objetivo sua
densificação em uma porção geográfica, como ocorre, segundo Bain et al., 2009, em
Camaçari, na Bahia, onde existe um pólo Industrial da Ford.
O que de fato viabiliza mudanças profundas nos fatores enunciados anteriormente são as
políticas públicas, caracterizadas pela Legislação e Regulamentação, que definem o
arcabouço legal, fiscal e econômico da atividade petroleira, tendo o Poder Executivo como
elemento principal para a sua formulação e implementação.
Linhas de Financiamento se fazem necessárias para fomentar as iniciativas voltadas
para o desenvolvimento destes fatores, tais como subsídios do Estado para incentivar bancos a
investir em empreendimentos voltados à exploração e produção de petróleo. Mesmo o Estado
pode investir propriamente, no intuito de se formar massa crítica no cluster. A Figura 4
explicita o papel e exemplo de cada política pública, cabível à implementação de tais políticas
públicas, voltadas ao ingresso de PME’s no mercado de petróleo e gás.
Figura 4 – Função de cada política pública de investimento em exploração e
produção de petróleo e gás natural.
Fonte: Bain et al, 2009
Segundo Bain et al, 2009, somente cinco países tiveram desenvolvimento maior no
setor de petróleo e gás natural em relação aos países estudados: Noruega, Coréia do Sul,
Reino Unido, México e Indonésia. Estes países apresentam modelos que têm relevância e
possibilidade para aplicação no caso brasileiro. Abaixo estão caracterizadas nove políticas
34
públicas aplicadas no desenvolvimento, inseridas e aliadas aos quatro fatores competitivos
caracterizados anteriormente, que poderiam ser implementadas no Brasil:
o Estrutura
- Política 1: consolidação de arcabouço institucional para o setor;
- Política 2: implantação de infra-estrutura física.
o Cadeia de valor
- Política 3: participação estatal em empresa(s) para acelerar a formação de massa crítica setorial;
- Política 4: incentivo à utilização ou obrigatoriedade de uso de conteúdo local;
- Política 5: incentivo à concentração geográfica das empresas integrantes do cluster;
- Política 6: incentivo à exportação e à internacionalização.
o Conhecimento
- Política 7: incentivo à transferência de conhecimento ou obrigatoriedade dessa transferência;
- Política 8: incentivo ao investimento em programas de pesquisa e desenvolvimento, voltados para tecnologias e processos específicos do cluster.
o Recursos Humanos
- Política 9: incentivo ao estabelecimento de programas de formação e capacitação de recursos humanos, tanto no nível médio quanto no superior.
Dentre os países estudados, Noruega e Coréia do Sul são colocados como os maiores
exemplos de sucesso entre os países citados e chegaram a um elevado nível de
desenvolvimento de seus clusters, denotados pelo destaque alcançado de suas empresas no
cenário mundial. O Reino Unido, apesar do maior desenvolvimento inicial de seu cluster, não
obteve o sucesso contundente como o alcançado por estes dois países.
México e Indonésia não conseguiram desenvolvimento de seus clusters, tendo o
desenvolvimento setorial concentrado nas suas NOC´s, PEMEX e PERTAMINA,
respectivamente, apesar de terem obtido acumulações maiores de hidrocarbonetos em relação
35
aos países citados, Noruega e Coréia do Sul. A Figura 5 denota as políticas necessárias e o
resultado obtido de cada país no desenvolvimento do setor petrolífero.
Figura 5 – Situação de países considerados líderes na exploração de petróleo e gás natural,
correlacionando-os com os fatores que determinam evolução do setor petrolífero de um país.
Fonte: Bain et al, 2009
1.4.6. Incentivos
Segundo estudos de Bain et al, 2009, ANP, PROMINP e PAC (Programa de Aceleração
do Desenvolvimento) são considerados estrutura de suporte para o cluster brasileiro se
desenvolver, partindo da estruturação básica da qual Petrobrás e MME (Ministério de Minas e
Energias) faziam parte.
O PAC, divulgado em 2007, é caracterizado pelo financiamento em infra-estrutura,
incremento de crédito e investimento, desoneração e melhoria de sistema tributário, adoção de
medidas fiscais a longo prazo e proposição de mudanças regulatórias, entre outras iniciativas.
Além disso, detemos como grande diferencial o conhecimento técnico e estratégico provindo
da Petrobrás, que fomenta as entidades mencionadas, assim como o IBP (Instituto Brasileiro
de Petróleo), ONIP (Organização Nacional da Indústria do Petróleo), entre outras.
Na cadeia de valor, segundo demonstra o estudo citado, ocorre uma grande evolução
mostrada a partir do PROMINP, na Figura 6. Infelizmente estes avanços não transmitem a
realidade em relação à estrutura petrolífera brasileira, apresentando alguns gargalos, como a
restrição da oferta de serviços de certificação de bens e serviços brasileiros e o ponto de
36
saturação atual da capacidade de oferta de serviços da atividade petroleira em geral no Brasil.
Apesar dos resultados positivos, existe uma dificuldade na aplicação do conceito, devido à
falta de quantidade suficiente de empresas certificadoras do conteúdo local e a complexidade
do processo de certificação.
Segundo Bain et al, 2009, caso não haja um investimento no parque industrial
brasileiro, não haverá possibilidade de sustentar a produção petrolífera crescente, atualmente
no Brasil. Mesmo a produção do “pré-sal” pode ser afetada. Como exemplo, cita-se que, em
2008, estaleiros brasileiros desistiram de participar das licitações abertas pela Petrobrás para
participarem da construção de doze sondas marítimas, formando-se um gargalo produtivo.
Figura 6 – Evolução do PROMINP.
Fonte: Bain et al, 2009
Houve igualmente incentivos a partir do PROMINP, onde dois programas se basearam
na inserção de empresas locais no mercado brasileiro de petróleo e gás natural, passando
desde a implantação de projetos-pilotos em 11 estados, como Alagoas, Bahia, Rio de Janeiro,
entre outros, à qualificação de 2.027 empresas.
O REPETRO, regime aduaneiro especial de exportação e importação de bens destinados
às pesquisas e lavra de jazidas de petróleo e gás natural, foi instituído pelo Decreto
n°4.543/02. Este regime permite a importação de equipamentos específicos, para serem
utilizados diretamente nas atividades de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural,
sem a incidência dos tributos federais – II, IPI, PIS e COFINS, além do adicional de frete para
37
renovação da marinha mercante – AFRMM. Estes tributos permanecem com sua exigibilidade
suspensa pelo período de utilização no regime, tendo sua extinção prevista no caso de re-
exportação dos equipamentos admitidos no regime.
O REPETRO é aplicável aos bens constantes do anexo único da Instrução Normativa
RFB 844. Também pode ser aplicável a máquinas e equipamentos sobressalentes,
ferramentas, aparelhos e a outras partes e peças, todas destinadas a garantir a operacionalidade
dos bens do anexo único, salvamento, prevenção de acidentes e combate a incêndios e
proteção ao meio ambiente, desde que sua utilização esteja diretamente relacionada com as
atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás natural.
Empresas detentoras de concessão ou autorização, nos termos da Lei nº 9.478, de 6 de
agosto de 1997, para exercer, no País, as atividades de que trata o art. 1º são permitidas ao uso
do regime aduaneiro especial.
As principais características do REPETRO são:
• Não tributação das entradas dos equipamentos admitidos no regime, apesar de
serem utilizado em atividades econômicas;
• Possibilidade de receber e transferir bens para outros regimes aduaneiros
especiais;
• Utilização Compartilhada de bens;
• Exportação sem saída do território aduaneiro;
• Importação sob o regime de drawback de matérias primas, produtos semi-
elaborados e partes ou peças destinados à fabricação de bens objeto do REPETRO para
posterior submissão ao procedimento de exportação ficta.
O REPETRO se aplica a:
• Embarcações destinadas às atividades de pesquisa e produção ou destinadas ao apoio e
estocagem;
• Máquinas, aparelhos, instrumentos, ferramentas e equipamentos destinados às
atividades de pesquisa e produção;
• Plataformas de perfuração e produção de petróleo ou gás natural, bem como as
destinadas ao apoio nas referidas atividades;
• Veículos montados com máquinas, aparelhos, instrumentos, ferramentas e
equipamentos destinados às atividades de pesquisa e produção;
38
• Estruturas especialmente concebidas para suportar plataformas;
Segundo Bain et al. 2009, foram muitas as conquistas da Petrobrás, através do CENPES
(Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello). Há também o
Programa de Pesquisa e Desenvolvimento de Tecnologia e Formação de Recursos Humanos –
CTC. Mesmo com estas iniciativas, afora o CENPES, há somente, em termos da formação de
capital intelectual competitivo, o PROMINP e o Programa de Recursos Humanos (PRH),
capitaneado pela ANP.
Mesmo considerada tal iniciativa, segundo o referido estudo, é observado que ainda há
um peso estrutural sobre a Petrobrás, que, mesmo após o fim do monopólio, é praticamente a
única responsável pelo desenvolvimento da indústria local e de seus fornecedores, em
investimentos diretos em refino, petroquímica e distribuição ou à frente de programas como o
PROMINP.
Também seria interessante um incentivo especial para áreas onshore, como já é feito em
outros países, na tentativa de desenvolver a produção de óleo e gás na área explorada, ou
mesmo incentivar programa exploratório adicional para a mesma área ou para brown fields
(Acumulação de petróleo ou gás que atingiu o estágio de maturidade ou mesmo um estagio
progressivo de produção declinante).
A capacidade de produção de uma área em um bloco exploratório poderia flexibilizar a
cobrança de royalties pagos pelos Agents, amplamente usados atualmente nas relações
Principal-Agents, através de negociação. Casos como no Canadá mostram as taxas de
royalties compatíveis com os níveis de produção de cada poço e, respeitando a produtividade,
lucratividade e dividindo os riscos de cada locação. Gradualmente estas taxas aumentam de
forma que, em campos de alta lucratividade, o governo retém uma government take mais
significativa. Segundo Zamith (2003), na província de Alberta, Canadá, também é utilizado,
assim como em outros países, o royalty holiday, caracterizado pelo adiamento do pagamento
deste tributo para um novo poço produtivo, no intuito de a pequena empresa favorecida poder
acelerar o desenvolvimento e produção deste poço antes de passar a contribuir .
Para o crescimento da atividade petrolífera em terra, a ANP deve ter seu plano de ação
ampliado, atuando como um fator indutor e facilitador. A taxa de royalties atualmente
mantém-se em 10% da produção, porém se torna uma barreira de entrada para a lucratividade.
Por outro lado, o acesso aos dados geológicos, somente disponível após a concessão da área
em licitação ou sob taxas, aumenta ainda mais o risco para o investidor. O Estado deveria
39
considerar os dados geológicos como um bem público, para que o produtor pudesse inferir
melhor o potencial de reservas recuperáveis e assim ter uma disposição maior para investir.
(ZAMITH, 2003)
Segundo ANP (2006), o Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP), onde são
devidamente arquivados dados de sísmica, perfilagem de poços e dados de campo potenciais,
é a fonte de dados geológicos para estudos efetuados em solo nacional. Inaugurado em 2000,
este modelo de banco de dados é baseado no utilizado pela Noruega e, no Brasil, a ANP tem a
atribuição legal de administrar estes dados. A CPRM (Companhia de Pesquisa de Recursos
Minerais) também foi indicada como responsável pela salvaguarda destes dados geológicos
posteriormente. O DPI (direito de propriedade intelectual) reserva-se estritamente ao Estado
Brasileiro, restando apenas às empresas usufruir de seu uso limitado por contrato efetuado
com a ANP ao explorar e produzir óleo e gás nas áreas destinadas pelas licitações. Estes
dados são recebidos pelos operadores e concedidos como dados públicos às empresas e
universidades. Somente a ANP tem acesso a dados sigilosos.
Segundo ANP (2006), atualmente é necessário ser associado ao BDEP para ter acesso
aos dados sobre a área explorada/produzida, sendo que é necessária a assinatura de um termo
de uso. Para ter acesso a estes dados, a empresa interessada deve desembolsar entre R$10
(dez) mil a 40 mil para obter um pacote de dados básicos de uma área, com adicionais R$200
a 6 (seis) mil para outros serviços, como gravimetria e magnetometria da área.
Somente empresas de grande porte, como BP, Shell, Exxon (Esso), Devon, PGS,
Statoil, Hess, entre outras, além da própria Petrobrás, são associadas ao BDEP. Pequenas
empresas, que teriam um grande interesse e vantagem essencial na exploração e produção de
campos maduros acabam tendo acesso limitado a um bem de enorme importância em para
avaliação de reservas de óleo e gás, tornando esta atividade ainda mais dificultada para estes
pequenos produtores.
Os custos de produção, o potencial de reservas recuperáveis e os riscos exploratórios
associados, elementos importantes de competitividade entre empresas e países produtores de
óleo e gás natural, são uma incógnita na atual situação de extensas bacias sedimentares
onshore brasileiras.
40
2. EXPERIÊNCIAS DE PEQUENAS E MÉDIAS EMPRESAS
Grande parte dos campos maduros e marginais brasileiros de óleo e gás natural se situa
no Recôncavo baiano, que hoje produz 50.000 barris de óleo por dia. Apesar de sua
produtividade estar decrescendo, recompletações, restaurações, estimulação de poços,
projetos de recuperação secundária (injeção de água e gás), projetos de adensamento de
malha, novos métodos especiais de recuperação e avaliação de reservas são medidas que
podem ser empregadas e assim prolongar a competitividade da bacia do Recôncavo diante das
demais brasileiras, através de empresas produtoras de pequeno e médio porte.
Em entrevista realizada em 15 de março de 2006, pelo Jornal do Commercio, o ex-
presidente da ANP, Sebastião do Rego Barros, defendeu a disponibilidade de recursos para o
desenvolvimento das pesquisas geológicas e geofísicas que estão previstas pela legislação e a
conseqüente disposição de áreas consideradas marginais sob posse da Petrobrás, que seriam
de grande valor para o aparecimento de pequenas e médias empresas. Barros afirmou que “a
indústria do petróleo está começando no Brasil”, onde existem muitas grandes empresas, mas
faltam pequenas empresas. Ele referiu-se ainda aos modelos canadense e norte-americano de
financiamento para pequenas empresas. Apesar da legislação atrasada, de muita burocracia,
da justiça lenta e de um sistema desfavorável, do ponto de vista político e econômico,
considera o Brasil um país seguro para investimentos.
A edição no 270 da Revista Petro & Química (2005) detalha a situação e a dificuldade
para o surgimento de produtores independentes brasileiros. Nesta edição, analisando
experiências no Texas, Oklahoma e Kansas, nos Estados Unidos, e Alberta, no Canadá, a
revista critica o modelo brasileiro de aquisição de áreas, sugerindo um modelo de ambiente de
livre negociação e a incumbência do Estado ou da Província para a legislação sobre as
condições de aquisição, além da concessão de alívio na tributação de pequenos produtores. No
caso do Texas, empresas pequenas no ramo de petróleo e gás, com produção de 10 barris por
dia, têm isenção de impostos e garantia de compra de óleo pelo governo. As linhas de crédito
também são discutidas, revelando o desconhecimento das entidades financeiras nesta
atividade e explicitando como a própria Petrobrás busca recursos em agências financiadoras
estrangeiras. A questão ambiental relata o problema do abandono de poços por estas
companhias, que teriam que pagar o passivo ambiental acumulado durante todos os anos de
produção em uma época em que o poço já não apresentava mais receita.
41
Hoje no Brasil, segundo o relatório do projeto do PROMINP, o IND P&G-1, os grandes
investidores do mercado brasileiro são os diversos fundos financeiros e, especialmente, os
fundos de pensão e as carteiras técnicas das seguradoras que delineiam as atividades de
financiamento, caracterizadas por:
• Concessão de capital de giro, através de empréstimos bancários;
• Oferta de crédito restrita pelas regulamentações do Banco Central e Acordo de Basiléia;
• Empréstimos de curto prazo com vencimentos descasados dos prazos dos contratos;
• Preponderância na análise da situação cadastral da empresa;
• Negociações caso a caso, sujeitas à disponibilidade de linha de crédito do tomador e da
instituição financeira;
• Negociações one-on-one limitando a competição entre as instituições financeiras, em
detrimento da relação tomador - fornecedor.
Diferentemente, em países desenvolvidos, como Canadá e Estados Unidos, as operações
financeiras são ditadas por regras muito mais interessantes para os pequenos produtores,
como:
• Acesso a Capital de giro, via mercantil, através de uma estrutura de mitigação de riscos.
• Oferta de recursos financeiros, substancialmente ampliada através do Mercado de
Capitais.
• Operações de longo prazo, com liquidações casadas com os prazos dos contratos.
• Preponderância na análise do contrato mercantil de fornecimento
• Estrutura centralizada permitindo acesso, no momento necessário, a todo mercado de
capitais.
• Redução do custo financeiro através de leilões dos contratos junto a fundos de
Investimentos.
42
2.1. Experiências de Pequenas Empresas nos Estados Unidos e Canadá
2.1.1. Estados Unidos
Desde a descoberta do campo gigante de Spidleton (1901), a política conservacionista e
centralista do setor petrolífero texano foi o fator fundamental para a sustentação e alta
competitividade desse mercado, mesmo após o esgotamento de suas maiores reservas. Isso
pode ser explicado através da organização contratual e institucional das atividades onshore,
que são reguladas pelo Bureau of Land Management, que faz parte do U.S. Department of
Interior para áreas onshore em território federal americano e o General Land Office,
responsável por gerir áreas estaduais do Texas (ZAMITH, 2005).
A evolução da regulação na indústria do petróleo texano visou inicialmente o
desenvolvimento e a sustentabilidade a longo prazo, e até hoje mantém seu dinamismo e
competitividade de empresas de pequeno e médio porte.
O principal agente que permite, até hoje, essas características do mercado petroleiro
texano é a Texas Railroad Commission (TRC), responsável por conservação dos recursos,
desenvolvimento das atividades, proporcionalidade entre oferta e demanda, manutenção dos
direitos do produtor, pagamento dos royalties e a unitização (pooling), que se referem à ação
contígua de duas empresas sobre um mesmo campo de petróleo.
Antes de 1995, as alíquotas de royalties nos Estados Unidos eram cobradas em 20%
(um quinto) para campos onshore, 16,67% (um sexto) para campos offshore com lâmina
d’água de até 400m e 12,5% (um oitavo) para campos offshore com lâmina d’água superior a
400m, sendo dedutíveis do imposto os custos de transporte, chamados TPA (Transportation
and Processing Allowances).
Segundo Rodrigues (2007), nos anos de 1995 e 1998 foram editadas leis de alívio de
royalties para campos em águas profundas e campos maduros, respectivamente. Em relação à
redução dos royalties em campos maduros, blocos com produção inferior a 100 barris por dia
nos doze meses anteriores são considerados não-econômicos, sendo que os royalties pagos
nestes doze meses de qualificação excedem 75% da receita líquida.
Também são deliberados créditos por utilização de técnicas avançadas de recuperação
de óleo e por colocar em produção poços temporariamente ou permanentemente abandonados,
opção para capitalizar bônus de aquisição de Leases (concessão de terra para extração do
43
óleo) como adiantamento de royalties, como deferimento de aluguel de áreas para fins de
dedução do imposto a pagar, além de dilatação de prazos para créditos disponibilizados, com
juros subsidiados.
De acordo com pesquisa realizada em 1998 pela IPAA - Independent Petroleum
Association of America, as empresas independentes, presentes em 33 estados dos EUA, são
responsáveis por aproximadamente 85% das perfurações de poços de petróleo do país.
(ZAMITH op. cit.).
Comparativamente, há aproximadamente 23 mil poços abertos no Brasil em seus 60
anos de história na atividade, seja pela estatal ou pela iniciativa privada. Os Estados Unidos,
com um século de extração e produção de campos de petróleo, principalmente no Texas, já
contam cerca de 4,5 milhões de poços perfurados, com uma expressiva média de 30 mil poços
por ano. Atualmente, mesmo com a produção declinando, as empresas independentes de
petróleo dos Estados Unidos, têm participação de cerca de 82% da produção de gás natural e
65 % na produção de petróleo no país, segundo dados da IPAA (Associação Americana de
Produtores Independentes).Ainda a Argentina, que não pode ser considerada como um país
grande produtor de petróleo, tem mais poços perfurados que o Brasil no ano de 2008. A
Rússia, que, diferentemente da Argentina, é um destaque no cenário mundial de produção de
petróleo, ocupa a segunda colocação e perfura poços em quantidade muito maior que o Brasil.
Segundo Vieira et. al. (2009), no início do século 21, os Estados Unidos elaboraram
novas técnicas de financiamento, denominadas operações "ABC". Estas operações
envolveram uma forma de contrato pré-venda e foram amplamente utilizadas por pequenos
proprietários de jazidas de petróleo. Esses produtores (A), sem capacidade financeira para o
desenvolvimento de projetos, solicitavam aos bancos (B) um capital de empréstimo que tinha
como garantia o fluxo de receitas da venda futura do óleo para um comprador (C). Assim, a
garantia do empréstimo passava a ser o fluxo de caixa futuro do projeto. A Figura 7 apresenta
o organograma de agentes no setor de petróleo norte-americano.
A IPAA estimou uma composição média de capital destas empresas independentes
americanas, em que 36,2 % eram provenientes de recursos próprios, 28% de bancos e 20,3 %
de investidores externos. Segundo Rodrigues (2007), algumas empresas têm parte de seu
investimento aplicado publicamente, predominantemente na NYSE (New York Stock
Exchange), seguida da NASDAQ (National Association of Securities Dealers Automated
Quotations) e do AMEX (American Stock Exchange).
44
De acordo com Prates (2004), a composição típica da estrutura de produção destas
empresas é de 50 poços de petróleo e 30 de gás, e os projetos costumam variar de US$
100.000 até US$ 50.000.000.
Figura 7: Organograma de agentes no setor de petróleo norte-americano. Modificado de
PRMS (2007).
A sobrevivência hoje destas empresas, apesar do declínio da produção, instabilidade de
preços e ameaça das fusões, tem-se baseado no aumento de sinergias, ganhos de escala e
redução de custos. Produtores norte-americanos investiram em E&P cerca de US$ 52,9
bilhões em 2004. Neste mesmo ano foram perfurados 36.321 poços, muito mais que o número
de poços perfurados em toda a história petrolífera brasileira.
Um grande número de companhias independentes se especializou em atividades de
revitalização e retomada de poços abandonados por majors do petróleo, incorporando
tecnologia de recuperação (secundária e terciária), fornecimento de equipamentos e serviços
sofisticados de alta tecnologia, e algumas destas companhias se consolidaram. Já existe uma
tendência para que empresas com certa experiência no setor passem a expandir seus negócios
para fora dos domínios territoriais norte-americanos, com mercados abertos no Canadá e
América do Sul.
Algumas das técnicas atualmente e abertamente utilizadas, segundo Prates (2004), são
as sísmicas 3D e 4D para caracterização de reservatórios, perfuração de longo alcance lateral,
horizontal e multilateral e as conhecidas etapas de recuperação.
45
2.1.2. Canadá
De acordo com o CAPP (Associação Canadense de Produtores de Petróleo), o Canadá é
o oitavo maior produtor de petróleo do mundo e produz mais petróleo do que a maioria dos
membros da OPEP, incluindo o Kuwait, Venezuela, Nigéria e Emirados Árabes Unidos.
Reservas petrolíferas de Alberta são os responsáveis maiores, com variação na faixa
compreendida entre 175 a 179 Gbo (bilhão de barris de óleo).
Segundo a Revista Fator Brasil (2006), o Canadá é o terceiro maior produtor mundial de
gás natural, depois da Rússia e dos EUA, oitavo maior produtor mundial de petróleo, depois
da Rússia, Arábia Saudita, EUA, Iran, China, México e Noruega e tem a possibilidade de, em
2015, obter a quarta posição. Seguido da Arábia Saudita, o Canadá está em segundo no
ranking global de reservas de petróleo, se incluir os 175 bilhões de barris das reservas de areia
oleífera.
Segundo ANP (2009), as reservas provadas mundiais de petróleo atingiram a marca de
1,3 trilhão de barris em 2008, sendo que as reservas provadas no Oriente Médio têm cerca de
60% do volume mundial, cerca de 754 bilhões de barris. O Canadá tem 28,6 Gbo em reservas
provadas, grande parte situada na província de Alberta, no Canadá. Apesar de obter um
número reduzido de reservas em relação a potências como a Arábia Saudita, com cerca de
264,2 Gbo de reservas provadas, em 2008 o Canadá foi o quinto colocado em relação a
produção de petróleo, com aproximadamente três milhões b/d, como mostra a Tabela 3.
O potencial de Alberta para a exploração de gás natural está estimado em 268.000 Gm³,
incluindo 167.000 Gm³ de gás natural a partir do carvão. Alberta produz 1,8 MMbod - quase
70% do total que o Canadá consegue produzir, algo em torno de 2,6 MMbod. Alberta também
produz 130 Gm³ de gás natural por ano, representando quase 80% da produção total do
Canadá.
Em 2005, foram perfurados 25.000 poços no Canadá, sendo a maior parte localizada na
sua região oeste, na bacia sedimentar da província de Alberta, parte das províncias de
Colúmbia Britânica, Saskatchewan, Manitoba e dos territórios do Noroeste. Grande parte dos
depósitos de areia oleífera do Canadá é proveniente do norte de Alberta, no campo de
Athabasca, considerado o maior do mundo.
46
Tabela 3: Reservas Provadas de petróleo mundiais
Países Reservas Provadas de Petróleo
(Gbo)
Produção de Petróleo
(1000 barris/dia)
Brasil 12,8 1.899
Venezuela 99,4 2.566
Argentina 2,6 682
Canadá 28,6 3.238
Estados Unidos 30,5 6.736
Arábia Saudita 264,2 10.846
Rússia 79,0 9.886
Irã 137,6 4.325
Fonte: ANP (2009)
As empresas canadenses são conhecidas mundialmente por seus equipamentos e
serviços de óleo e gás, fornecidos por cerca de 2.300 empresas, com um total de 55.000
funcionários. Essas empresas contam com experiência mundial no fornecimento de diversos
equipamentos, tecnologias e serviços em terra, entre eles:
- Sondas e tecnologia de perfuração;
- Fabricação de maquinário de campo;
- Instalações de mineração e produção;
- Equipamentos de prospecção geofísica;
- Equipamentos de comunicação;
- Engenharia e gestão de projetos e
- Dutovias.
Esta tecnologia possibilitou a liderança do Canadá em operações onshore através da
extração de óleo pesado, areias betuminosas, tecnologias de recuperação de óleo leve e
geofísica avançada. Em particular, essas empresas canadenses destacam-se como inovadoras
em tecnologia sísmica 3-D e 4-D. Essas empresas possuem um amplo leque de capacidades e
47
conhecimento em análises de reservatórios, recuperação de petróleo e operações de
perfuração, dispondo de diversos produtos para exploração e produção.
O Canadá investe bilhões de dólares em pesquisa extensiva nas áreas de recuperação de
óleo bruto, refino e modernização; otimização de dutovias; processos petroquímicos e gestão
ambiental, além de oferecer diversas oportunidades de educação e formação de profissionais
para o setor de óleo e gás, desde programas técnicos para iniciantes até treinamentos
especializados nas mais novas tecnologias para profissionais experientes que atuam na
indústria. Essa iniciativa nacional conta com a participação de instituições de pesquisa e
educacionais, associações, governos, consórcios e empresas.
Seis décadas de atividade de exploração e conseqüente desenvolvimento tornaram a
província de Alberta uma das províncias mais prósperas do Canadá, com uma das taxas mais
elevadas de crescimento econômico no país. Os benefícios incluem:
• Pagamentos para as Províncias pelo Tesouro - U$ 45 bilhões em 2001/2002 a
2005/2006, ano fiscal;
• Investimentos anuais de capital para explorar e desenvolver os recursos de petróleo;
• Investimentos em tecnologia, ciência e investigação;
• Força de trabalho cada vez mais qualificada;
• Bolsas e oportunidades de formação;
• Crescimento econômico e criação de novas empresas.
O Government take (arrecadação do governo através de taxas e impostos), de acordo
com o CAPP, é bastante significativo, apesar da “facilidade” concedida aos pequenos
produtores de petróleo e gás natural, tendo em vista os investimentos, especialmente em
projetos de areias betuminosas.
A principal iniciativa implementada pelo governo canadense para suas respectivas
províncias é o recolhimento de somente 1% de royalties, principalmente quando os projetos
estão em fase de exploração e/ou início de produção, fases estas em que as despesas superam
ou rivalizam muito com as receitas e lucros que ainda não estão sendo gerados. A partir do
momento em que os custos são totalmente recuperados, o governo da província começa a
recolher 25% de royalties. A mudança destas etapas pode vir a se delongar por um prazo
48
médio de três anos, o que desonera os pequenos produtores, haja vista o recebimento de
incentivo inicial, como ilustrado na Figura 8.
Figura 8: Modelo de Fluxo de Caixa de empresa canadense, em que um alívio de royalties é
concedido nos primeiros anos.
Fonte: Weygandt, N. & Zamastsyanin, E. 2008
49
3. MODELOS DE RESERVAS PETROLÍFERAS
Segundo Moreira et al. (2006), vários estudos ao longo dos anos têm discutido a
terminologia utilizada na classificação das reservas de petróleo das empresas produtoras de
óleo e gás, sendo que este bem desperta o interesse da economia mundial por ser uma das
maiores fontes de energia do mundo.
Para evitar que cada empresa adote seus próprios critérios sem uma base sólida de
conceitos, terminologias e classificações, entidades como a SEC e a SPE estudam uma
maneira de classificar, avaliar e reportar as reservas de petróleo de maneira uniformizada,
com diversas tentativas de se padronizar a terminologia de reservas desde a década de 30.
Os avanços tecnológicos na área de exploração de petróleo e gás permitiram métodos de
avaliação de reservas cada vez mais precisos, aumentando a necessidade de uma
nomenclatura consistente de quantificação, avaliação e certificação de reservas.
A SPE e o WPC estudaram de forma independente as reservas de petróleo, e em 1997,
coincidentemente, criaram semelhantes conjuntos de definições para as reservas. Atualmente,
trabalhando juntas, as definições de ambas a entidades foram combinadas em um único
sistema, que poderia ser utilizado pela indústria mundialmente, com resultados mais
satisfatórios quanto ao critério de mensuração.
Apesar deste esforço, a SEC possuia força de Lei e a autoridade para determinar o
tratamento contábil que deve ser dado às reservas de petróleo. Em 1978, de acordo com as leis
de mercado de títulos e a Lei de Política e Conservação de Energia de 1975, a SEC emitiu o
Regulamento S-X (Accounting Rules – Formand Content of and Requirements for Financial
Statements). Este regulamento era constituído de normas de contabilidade financeira e
divulgação de informações para atividades ligadas à produção de óleo e gás.
Sendo assim, mesmo com a classificação de reservas bem definidas por SPE/WPC, os
critérios da SEC para avaliação de reservas deveria ser respeitado pelas empresas que
negociam no mercado de ações dos Estados Unidos, coexistindo assim duas classificações de
certa forma distintas.
Recentemente, a classificação da SEC de 1978 começou a ser contestada pelas
empresas. As definições de reservas tinham conceitos ultrapassados para a atual tecnologia de
50
exploração e recuperação de reservas de petróleo, além de que os métodos probabilísticos não
eram mais tão aplicáveis como anteriormente.
Segundo Munch et al. (2007), a SEC, emitiu a restrição contábil Accounting Series
Release (ASR) 253, destacando-se os seguintes pontos:
• Método “successful efforts” para contabilização dos custos
• Determinou que as reservas sejam calculadas pelo preço corrente, ou seja, como as
divulgações são encerradas no dia 31 de dezembro, então seria considerado o preço vigente à
época;
• Padronizou a taxa de desconto em 10% para fluxo de caixa estimado.
• Não considerou a divulgação das reservas provadas.
Em 25 anos, a SEC não atualizou sua classificação de reservas, tornando-se alvo de
críticas. As reservas prováveis e possíveis, durante todo esse período, não puderam ser
divulgadas por empresas e se recusava a confiar em métodos probabilísticas.
Segundo o autor, a regra do cálculo das reservas com base no preço “fechado” num
único dia, 31 de dezembro de todo ano, seria muito discutível, tendo em vista a volatilidade
do preço da commodity.
A aplicação da geologia, principalmente, na obtenção de dados, base para estimar a
probabilidade econômica das reservas nas categorias possível (por exemplo, 10%), provável
(por exemplo, 50%) e provada (por exemplo, 90%), é evidente a existência de um grau de
incerteza científica neste processo. Se as bases de informações utilizadas sofrerem alterações,
conseqüentemente as informações divulgadas deverão ser atualizadas.
A taxa de desconto de 10% a.a. para elaboração do fluxo de caixa, também é muito
discutível, assumindo que esta pode ser arbitrária em relação aos países de economias de
baixa inflação.
Em 2008, a SEC modificou algumas das definições dos relatórios de óleo e gás natural
necessários para a realização de auditorias, a fim de se atualizar a realidade tecnológica atual.
Diante dessas considerações, este trabalho de pesquisa tem como objetivo comparar os
critérios de avaliação e classificação das reservas provadas de petróleo, segundo a Society of
Petroleum Engineers e World Petroleum Council (SPE/WPC) e a Securities and Exchange
Commission (SEC) nas demonstrações contábeis da Petrobrás.
51
Antes disso, a SPE se empenhou em atualizar seu próprio sistema de classificação de
reservas petrolíferas. Foi criado em 2007, em conjunto com várias entidades mundiais, que
atuam no segmento de avaliação e certificação de reservas, o sistema PRMS (Petroleum
Reserves Management System).
No Brasil existem poucos estudos sobre aspectos contábeis relativos ao setor de petróleo
e gás. A ANP emitiu em 2000 o regulamento técnico do Plano de Avaliação de Descobertas
de Petróleo e/ou gás natural, com objetivo de avaliar as descobertas nas áreas de concessão.
Este plano deve ser preparado pelas empresas, de modo que a ANP possa avaliar e
acompanhar a avaliação de descoberta de petróleo e gás.
Segundo Moreira (2006), para que a Petrobrás possa negociar suas ações na Bolsa de
Nova Iorque e na Bovespa, a estatal precisa cumprir as exigências da SEC e da Comissão de
Valores Mobiliários (CVM), respectivamente. Essas exigências incluem uma estimativa do
volume de petróleo que pode ser extraído dos reservatórios naturais nos anos futuros.
3.1. Society of Petroleum Engineers (SPE)
3.1.1. Classificação de Reservas da SPE
Segundo Rawdon (2007), a SPE define reservas como acumulações de petróleo
previstas a serem comercialmente recuperáveis pela aplicação de projetos de
desenvolvimentos a partir de uma data futura, sob condições definidas.
“Reserves are those quantities of petroleum anticipated to be commercially recoverable
by application of development projects to known accumulations from a given date forward
under defined conditions”.
A SPE classifica reservas petrolíferas baseada em métodos probabilísticos e
determinísticos, conforme pode ser visualizado nas Figuras 9 e 10, respectivamente:
1) Reservas:
o Localizadas, recuperáveis, comerciais e não produzidas;
o Método determinístico: provada (1P), prováveis (2P); possíveis (3P);
o Método Probabilístico: 90%, 50% e 10%
52
o
Figura 9: Método Probabilístico.
Fonte: Rawdon, 2007.
2) Recursos Contingentes:
o Localizados, potencialmente recuperáveis, quase comercial, remanescentes;
o Método determinístico: 1C, 2C e 3C
3) Recursos Prospectivos:
o Não localizados, potencialmente recuperáveis, potencialmente comercial,
remanescente
4) Irrecuperável
o Não descoberto.
53
Figura 10: Método Determinístico.
Fonte:Rawdon, 2007.
Segundo Rawdon (2007), uma acumulação classificada como reserva é uma quantidade
antecipada de petróleo recuperável a ser comercializado a partir de uma data futura sob
condições definidas, usada como justificativa para desenvolvimento de projetos voltados ao
conhecimento de outras acumulações. As reservas e respectivos derivados devem satisfazer
quatro critérios: descobertas, recuperáveis, comercializáveis, remanescente.
Os recursos contingentes são quantidades estimadas em uma data pré-determinada que
são potencialmente recuperáveis de acumulações conhecidas, mas não são consideradas
recuperáveis comercialmente (recursos marginais ou sub-marginais). Os recursos prospectivos
são quantidades estimadas, a partir de uma data, que podem ser potencialmente recuperadas
de acumulações ainda não conhecidas.
Quantidades irrecuperáveis são porções de petróleo descoberto ou não-descoberto,
inicialmente "in-place”, que não serão recuperadas em desenvolvimento de projetos futuros.
No futuro estas quantidades podem se tornar comerciais sob diferentes circunstâncias
comerciais ou tecnológicas, porém nunca sob condições físico-químicas adversas.
54
3.1.2. Descoberta e Potencial Econômico
Segundo Rawdon (2007), descobertas são uma ou várias acumulações de petróleo
estabelecidas por um ou muitos poços exploratórios, através de teste de formação,
amostragem e/ou perfilagem, a existência de uma quantidade significativa de hidrocarbonetos
possivelmente movíveis e que justificam a estimativa de um volume "in-place", através de
poços ou pela avaliação do potencial econômico recuperável.
“A discovery is one petroleum accumulation, or several petroleum accumulations
collectively, for which one or several exploratory wells have established through testing,
sampling, and/or logging the existence of a significant quantity of potentially moveable
hydrocarbons”
O PRMS considera que não é necessário um teste para se quantificar uma descoberta,
nem somente uma avaliação geofísica pode definir uma descoberta em si. Tal descoberta de
acumulação está atrelada intimamente ao seu potencial econômico, caracterizada por volumes
recuperáveis descobertos (recursos contingentes) que podem ser considerados comerciáveis se
produzidos, sendo assim classificados como reservas, que assim se tornarão se a empresa que
anuncia potencial econômico demonstrar uma vontade expressiva de prosseguir com o
desenvolvimento e tal intenção esteja baseada nos seguintes critérios:
• Dar seguimento ao um cronograma para desenvolvimento;
• Avaliação racional do futuro econômico do projeto, segundo investimento definido e
critérios de operação;
• Uma expectativa razoável de que haverá mercado para todo o potencial recuperado ou
ao menos as quantidades de vendas esperadas da produção que justifiquem o seu
desenvolvimento;
• Evidências de que a produção e viabilidade de transporte possam se tornar realidade;
• Evidências de que as preocupações contratuais, legais, ambientais e outros fatores
sociais e econômicos viabilizem a implementação do projeto recuperável em avaliação
Segundo Rawdon (2007), o PRMS ainda alerta para a economicidade do projeto. Esta
característica é definida como sendo para a melhor estimativa de valor presente líquido
55
positivo do fluxo de caixa, sob o padrão de taxa de desconto da organização (SPE) ou ao
menos a existência de um fluxo de caixa descontado positivo, onde cada organização pode
definir o critério de investimento. A diferença entre economicidade e potencial econômico é
que a aquela pode refletir somente um fluxo de caixa positivo, enquanto que o potencial
econômico de fato requer que o projeto tenha um retorno positivo dos investimentos para a
organização, a partir da taxa de desconto usada para a tomada de decisão.
3.1.3. Classificação baseada no desenvolvimento do projeto
A SPE também baseia sua classificação no grau de desenvolvimento do projeto. A partir
da avaliação da rocha reservatório pode-se determinar o volume de petróleo "in place" (in
situ), o fluído e as propriedades da rocha que afetam a recuperação do petróleo.
O projeto de avaliação de potencial econômico é aplicado para um volume específico do
reservatório voltado para gerar produção e seu respectivo cronograma do fluxo de caixa; um
projeto pode desenvolver muitos reservatórios ou muitos projetos podem desenvolver um
reservatório.
Ao projeto são incorporados direitos contratuais, obrigações e termos fiscais, definindo-
se os títulos de divisão de investimentos, produção e renovação, mesmo que uma propriedade
possa conter muitos reservatórios e vice-versa, assim como mostra a Figura 11. A
classificação, segundo a maturidade do projeto é dividida em:
1) Reservas
o Desenvolvimento justificado: bases razoáveis de condições comerciais
previsíveis na formação do relatório e expectativas razoáveis de que todas as
aprovações e contratos necessários serão obtidos;
o Desenvolvimento aprovado: a aprovação de um projeto depende de que todas
as aprovações necessárias sejam obtidas, haja o fundo de capital disponível e o
estágio de implantação do projeto concluído;
o Em produção: a produção e a venda de petróleo no mercado já estão
ocorrendo.
2) Recursos contingentes
56
o Em produção de teste: acumulações descobertas onde o projeto está em
andamento para justificar o desenvolvimento comercial de um futuro
previsível;
o Desenvolvimento em espera ou não claro: acumulação descoberta onde
atividades do projeto estão em espera e/ou o potencial econômico do
desenvolvimento pode estar em avaliação;
o Desenvolvimento não-viável: a acumulação descoberta onde não há planos
presentes de desenvolvimento ou não foram adquiridos dados adicionais
devido ao limitado potencial de produção.
3) Recursos prospectivos:
o Prospecto: projeto com potencial de acumulação suficientemente definida para
representar um alvo viável de perfuração;
o Lead: projeto associado com potencial acumulação correntemente mal definida
e que requer dados adicionais e/ou avaliação para ser classificada como
prospecto;
o Play: projeto com possibilidades de ocorrerência de potenciais prospectos,
porém com necessidade de dados adicionais para definir leads específicos ou
prospectos.
Todos os projetos classificados como reservas devem ser economicamente viáveis sob
condições predefinidas. As reservas são divididas em:
o Desenvolvidas;
o Caracterizadas por terem quantidades com expectativa de serem recuperadas de
poços;
o Instalações pré-existentes e não-desenvolvidas, somente recuperadas através de
futuros investimentos.
57
Figura 11: Classificação de Reservas da SPE/SEC, utilizada mundialmente. Modificado de
Rawdon, 2007
Os recursos contingentes são divididos em quantidades marginais e sub-marginais. O
termo marginal se refere a quantidades técnica e economicamente viáveis, mas não extraídas
devido a alguma contingência. Quantias marginais de recursos são tecnicamente viáveis,
porém não econômicas, além de outras contingências.
3.1.4. Petroleum Reservers Management System (PRMS)
Segundo Etherington et al. (2007), independentemente do método analítico utilizado, na
estimação de recursos pela SPE são utilizados métodos determinísticos ou probabilísticos.
Enquanto os métodos determinísticos são utilizados para um cenário específico, apesar das
eventuais variáveis, nos cenários probabilísticos não há uma quantificação estabelecida,
mesmo com intervalos de probabilidade definidos.
58
Em altas probabilidades de se obter reservas recuperáveis economicamente de petróleo,
o agregado estatístico do método probabilístico (P90) será maior que a soma aritmética obtida
pelo método determinístico, enquanto que o inverso ocorre em menores probabilidades de se
encontrar reservas (P10). Curiosamente, as estimativas se sobrepõem quando existem pelo
menos 50% de chances de se encontrar óleo (P50), o que demonstra uma menor variação do
agregado estatístico do método probabilístico em relação à soma aritmética do método
determinístico (Figura 12).
Esse efeito é explicado, em termos estatísticos, pelo Teorema Central do Limite
(Central Limit Theorem). Sendo assim, o método probabilístico acaba sendo utilizado para
suprir a falta de definição quantitativa que o método determinístico não consegue fornecer.
Porém, por ser um método qualitativo de alto grau, grande parte das empresas o utiliza em
conjunto com o método probabilístico. (ETHERINGTON et al., 2007)
Figura 12: Agregado entre os métodos probabilísticos e determinísticos.
Fonte: Etherington, 2007.
Segundo o referido autor, apesar da promessa de boas práticas e transparência do
sistema de classificação de reservas da SPE, com vistas à promoção da clara divulgação dos
meios desta classificação para a indústria de óleo, gás e derivados, governos e agências
reguladoras, persistem preocupações em relação a este sistema, mesmo com a recente
classificação de reservas promovida pela entidade. São elas:
• Falta de clareza para separar a linha tênue entre reservas não provadas e recursos
contingentes;
• Indefinição nas classes de recursos e categorias de incerteza;
59
• Indefinição na classificação de reservas e divulgação precipitada devido à falta de um
critério melhor definido;
• Melhor aplicação de critérios para recursos não convencionais e
• Confusa utilização dos métodos probabilísticos e determinísticos.
Antes de o sistema PRMS de classificação de reservas ser implementado, segundo
Etherington et al. (2007), o Comitê de Reservas de Óleo e Gás da SPE (OGRC), estudou
proativamente outras classificações de reservas usadas mundialmente, a fim de comparar
características e melhores práticas para virem a ser incorporadas ao PRMS. Este estudo
envolvia três agências regulatórias:
• Securities and Exchange Commission (SEC);
• UK Statement of Recommended Practices (SORP);
• Canadian Security Administrators (CSA).
Três sistemas de divulgação nacionais:
• Russian Ministry of Natural Resources (RF)
• China Petroleum Resources Office (PRO)
• Norwegian Petroleum Directorate (NPD).
E dois sistemas de avaliação de recursos minerais e de petróleo:
• US Geological Survey (USGS);
• United Nations Framework Classification (UNFC)
Apesar das terminologias variarem bastante entre as classificações de reservas das
respectivas entidades, houve um alto grau de definições em comum. Todos os sistemas têm as
mesmas classes de recursos e três classes de categorias incrementais determinísticas de
reservas, graduadas com índices variando de baixa a alta estimativa (apenas a NPD utiliza
exclusivamente método probabilístico).
As agências reguladoras utilizam uma subcategoria da classificação para divulgação de
reservas, utilizando desde as mais severas, baseadas somente em reservas provadas (SEC) até
as mais brandas, como a do Canadá. Neste país são divulgadas reservas provadas e prováveis
nos relatórios, baseando-se na previsão de preços futuros do óleo. Reservas possíveis e
recursos contingentes e prospectivos são opcionais.
60
3.2. Securities and Exchange Commission (SEC)
A SEC (Securities and Exchange Commission), nos Estados Unidos, mantém a
regulação sobre reservas provadas de petróleo mais severas que todas as outras instituições, e
contudo, se somente atinentes a tal regulação as empresas alcançam acesso aos
financiamentos e capital de mercado nos Estados Unidos para atividade petrolífera. A SEC
utiliza os fluxos de caixa descontados no futuro e mudanças nas definições de reservas
provadas de óleo e gás, padronizados pela Financial Accounting Standarts Board (FASB)
para obter informações suplementares na regulação desta atividade.
O panorama econômico é utilizado pela SEC (Heiberg et al., 2002) como base para
padronizar os relatórios de reservas confeccionados pelas empresas e/ou pelo governo. As
tomadas de decisão por estes agentes, por motivos de negócio ou por gerenciamento de
recursos do país, às vezes não se baseiam no mesmo cenário econômico do qual a SEC se
utiliza; estes cenários, por vezes, são muito variados e pouco estáveis. Relatórios direcionados
à SEC contêm as reservas e o resultado das mudanças em relação ao mais recente relatório
produzido.
A SEC define somente as reservas provadas e por ela caracterizadas, com informações
relativas a quantidades estimadas de óleo cru, gás natural e gás natural líquido, tudo
produzido com base em dados geológicos e de engenharia apresentados sob uma certeza
razoável para serem recuperáveis nos anos seguintes a partir de reservatórios que demonstrem
condições de ser econômicas e operacionais. Também são considerados os preços e custos
vigentes à época da classificação da reserva, sem previsões voltadas a especulações futuras.
Os reservatórios são considerados provados caso sua produtibilidade seja
economicamente viável com base em avaliação da atual produção e nos testes de formação
conclusivos. A área destes reservatórios é delimitada a partir da porção definida pela
perfuração, pelos contatos óleo-gás e/ou óleo-água, se houver, e por porções ainda não
perfuradas que sejam adjacentes e caracterizadas a partir de dados geológicos e de engenharia
como economicamente produtoras.
Segundo a SEC, reservas provadas podem ser definidas em reservatórios denominados
análogos, caracterizados por uma combinação de perfis de poço e análise de testemunhos, os
quais devem indicar possuir similaridade com reservatórios que detenham indicativo de
acumulação provada no mesmo campo ou que tenham demonstrado habilidade de vir a
61
produzir óleo e/ou gás em testes de formação. Técnicas de recuperação de reservas que sejam
economicamente viáveis também podem classificar reservas como provadas, somente quando
houver testes bem sucedidos de um projeto piloto ou de uma operação já em andamento.
Em 1976, a SEC regulamentou o relatório de reservas provadas a ser adotado por todas
as empresas associadas até hoje. O guia da SEC, segundo Rawdon (2007), determina que,
para obter a certeza razoável da categorização de reservas, é necessário obter dados que de
fato indiquem validez nas taxas de declínio de produção, fatores e mecanismos de
recuperação, limites de reservatórios, estimativas volumétricas e razões gás-óleo.
Segundo SEC/WPC (1997, apud Rawdon, 2007), eram caracterizadas como reservas
provadas de óleo e gás natural e natural líquido aquelas cujos dados geológicos e de
engenharia demonstram uma razoável certeza de que estes volumes serão recuperáveis
comercialmente, nos anos subseqüentes. As acumulações devem proceder de reservatórios
sob atual situação econômica (preços, etc), métodos de operação reconhecidos e regulações
governamentais vigentes.
Porém as condições de mercado, propriedade e tecnologia naquela época, em 1997,
eram diferentes das atuais. Contudo, até 2008 não houve mudanças nas definições que
regulamentavam a entrega destes relatórios e esta realidade afetava os produtores, que se
obrigavam a limitar tecnologia, preço e avaliação de reservas.
Muitas das principais instituições mundiais como EIA, MMS, ASC e as Nações Unidas
passaram a usar as definições da SPE/WPC de 1997, para não se tornarem obsoletas e
limitadas. A SEC então, em cinco de setembro de 2008, atualizou algumas das definições dos
relatórios de óleo e gás natural necessários para a realização de auditorias:
a) O preço é estabelecido para os 12 meses antes do fim do ano fiscal, calculado como
preço médio no último dia de cada mês;
b) Expansão da definição de reservas para que sejam incluídas as reservas não-
convencionais de hidrocarbonetos, como óleo de areias, areias betuminosas, folhelhos, entre
outros;
c) A estimativa de preço passa a se basear no produto não-refinado;
d) A Certeza Razoável tem possibilidade maior de ser alcançada pelas empresas;
e) Disponibilidade para uso de Tecnologia Confiável, que facilitaria alcançar os 90%
probabilidade;
62
f) Não somente a Estimativa Probabilística é aceita, como também a Estimativa
Determinística pode ser usada;
g) Menor conhecimento da acumulação de hidrocarbonetos é determinado pela
confiabilidade da tecnologia;
h) Padrão uniforme de Certeza Razoável, não importando o local e distância das
reservas aos poços produtores;
i) Divulgação voluntária de reservas prováveis e possíveis, menos para reservas não
desenvolvidas por pelo menos cinco anos;
j) Os produtores não registrados na SEC não terão mais isenção dos padrões de
divulgação de preços, custos de produção, número e tipos de poços, área e descrição das
técnicas de extração;
k) Não haveria mais necessidade de requerimentos por terceirizadas para ser realizadas
auditorias;
l) Consistência nas definições de número de áreas, segundo o PRMS da SPE.
3.3. Alberta Securities and Commission (ASC)
Especificamente nos campos petrolíferos de Alberta, no Canadá, a Alberta Securities
Comission (ASC) formou a Consolidated Oil and Gas Review Report (COGR), tendo como
finalidade a formação de regras voltadas à exploração de petróleo na província canadense.
Este relatório evidencia os principais erros existentes nos procedimentos de avaliação técnica
de reservas de petróleo
Analogamente no Brasil, tais conceitos podem ser aplicáveis, haja vista a falta de
informação sobre os métodos de avaliação de reservas nos nossos relatórios e o prazo mal
estimado para o período de produção, principalmente em campos de reservas provadas não-
desenvolvidas.
Com base em Reporting Issuers, ilustrado no Quadro 4, o relatório efetuado pelas
empresas é composto por informações das atividades relacionadas a óleo e gás, incluindo
regulação, prospecto e novas descobertas e previsões. Os recursos petrolíferos são avaliados e
63
categorizados em Reserves (reservas), Contingent Resources (recursos contingentes) e
Prospective Resources (recursos prospectivos).
Quadro 4: Modelo Canadense de Report Issuers..
Fonte: ASC – COGR, 2004
Durante a avaliação de reservas, os recursos podem ser classificados em Discovered
Resources (DR) e Recoverable Resources (RR). DR é o volume estimado em terra, onde
somente uma parte pode ser recuperada e deve estar dentro dos padrões de “acumulação
provada”, definido por COGEH (Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook). DR’s podem
servir como garantia, caso seja uma operação de mina de betume, geralmente com
acumulação bem definida, o que passaria a requerer um estudo mais detalhado de viabilidade.
RR é uma estimativa de recursos, resultado da soma da produção e de reservas cumulativas e
deve estar integrado à utilização dos critérios para uma melhor estimativa das reservas.
3.4. Norwegian Petroleum Directorate (NPD)
Quando as atividades relacionadas à exploração e produção de petróleo e gás
começaram na Noruega, em 1970, os recursos de petróleo eram classificados de maneira
natural, sem uma organização sistemática de avaliação, certificação e quantificação de
reservas, tal como é feito atualmente. As empresas, a partir de dados e conhecimento próprio,
confeccionavam mapas e perfis, além de criar planos de desenvolvimento e produção, prever
custos, oportunidades e riscos. Analogamente ao Brasil, eram basicamente os pioneiros das
áreas exploratórias e enfrentavam as adversidades da atividade petroleira na Noruega.
A partir de 1984, segundo Heiberg et al. (2002), com o aumento do número de campos
petrolíferos, os termos reservas e recursos descobertos ou não descobertos foram adicionados
Avaliador e Auditor de Reservas
Relatório de Auditoria,
Avaliação e Revisão de Reservas
Local das Reservas
Auditado Avaliado Revisado Total
Avaliador A $XXXX $XXXX $XXXX $XXXX Avaliador B $XXXX $XXXX $XXXX $XXXX
Total $XXXX $XXXX $XXXX $XXXX
64
à indústria; o desafio de gerenciar uma empresa em um ambiente de alta competitividade
também aumentou consideravelmente.
A década de 90 foi marcada pela evolução na etapa de descrição mais detalhada de
recursos e reservas, baseando-se ainda nas decisões de oportunidade e risco tomadas pelo
gerenciamento das empresas. Contudo ainda nessa época, segundo Heiberg et al. (2002), a
classificação de reservas ainda não seguia os conceitos usados atualmente, e somente no ano
de 1994 foi definida uma classificação de recursos e reservas petrolíferas baseada
principalmente na maturidade da produção, dividida em sete classes de recursos. Finalmente
em 2001, a NPD alinhou sua classificação de recursos e reservas com a utilizada pela SPE e
principais países que produzem petróleo.
A classificação de recursos é caracterizada pelo:
- Gerenciamento dos mesmos em níveis governamentais;
- Gerenciamento da exploração e produção e fruto econômico resultante em níveis
corporativos; e
- Gerenciamento do investimento aplicado em níveis de proprietários e agentes
financiadores.
A abertura do mercado para exploração e produção destes recursos e a conseguinte
regulação visando à máxima recuperação econômica em longo prazo é o principal objetivo do
governo. Esta política requer uma revisão geral e realista de toda cadeia de recursos
petrolíferos, atividade versus tempo e a eficiência com a qual o petróleo é recuperado e
produzido para a venda.
Dentro deste cenário, mantidos como objetivo a exploração e produção de campos
petrolíferos, as companhias utilizam um padrão estruturado de decisões baseadas em fatores
econômicos, técnicos e geológicos que classificam seus recursos petrolíferos de forma a
concordar com os padrões conforme um acordo comum pré-estabelecido. O capital necessário
para conduzir tais atividades tem sua origem em bancos, donos de corporações e agentes
financiadores.
A principal preocupação dos agentes financiadores é que as informações relacionadas
aos recursos petrolíferos e o seu valor inerente devem espelhar a realidade, além de ser
imparcialmente consistentes para diferentes corporações. Para este objetivo, a avaliação de
65
recursos de alto valor deve ser mantida sob foco, ou seja, somente reservas provadas e
desenvolvidas.
Isso se torna claro devido à evidente dificuldade envolvida na própria avaliação dos
recursos como potenciais à exploração e produção pelas empresas. Essa afirmação denota
ainda mais a dificuldade que as empresas de menor porte enfrentam para se firmarem no
cenário econômico, principalmente as que resolvem se envolver na produção de campos
marginais e/ou maduros. (HEIBERG, op. cit.)
De acordo com as necessidades especificadas acima, empresas, países e comissões
avaliadoras de comércio destes países desenvolveram variações a partir das classificações
originais de reservas e recursos petrolíferos. Notadamente a certificação de reservas provadas
influi diretamente no fluxo de caixa de uma empresa, seja relacionado aos lucros provenientes
da produção ou então pelo montante que deve ser depreciado dos investimentos.
Sendo assim, os agentes reguladores certificam as reservas para o conhecimento dos
investidores a partir de sua própria normatividade ou sob padrões de contas que especificam
como as reservas deverão ser estimadas. Ao realizarem as certificações das reservas padrão,
os agentes reguladores baseiam-se nas quantidades razoáveis de petróleo em vez de no valor
esperado, num processo em que pode ser conservador em demasia.
Além disso, somente as reservas contam para o estudo de avaliação, num processo em
que todas as companhias devem confeccionar o seu relatório a partir das mesmas bases de
informação, para que os investidores possam comparar as oportunidades de investimento de
maneira mais correta possível.
Isso parece ser feito de forma imparcial, porém, dependendo do valor do investimento,
pequenas empresas com seus pequenos projetos, mesmo que lucrativos, podem não ser
atrativas para investidores desavisados e sem o conhecimento da área à primeira vista.
A classificação de reservas adotada pela NPD segue as necessidades e padrões do
governo norueguês no gerenciamento dos recursos petrolíferos, além das condições das
companhias de petróleo neste país, instaladas para gerenciar seus negócios. A Figura 13
mostra a comparação entre classificação de reservas utilizada na Noruega e pela SPE. Essa
classificação tem duas características principais que lhe permitem ser bem estruturada na
identificação de reservas: facilidade para (a) uso de estimativas com base na probabilidade e
(b) de categorização de status do projeto, relacionado aos esforços de recuperação e não
somente quanto às acumulações de petróleo.
66
Figura 13: Classificação de Reservas utilizada mundialmente em comparação à usada pela
NPD (Norwegian Petroleum Directorate). Modificado de Heiberg et al., 2002
3.5. Classificação de Reservas Européia
A União Européia, tomando como base as classificações das entidades
SPE/WPC/AAPG, NPD e a classificação de reservas da Rússia, além de terminologias usadas
na indústria do petróleo, que são definidas por um grupo de especialistas de diversas
organizações e entidades importantes, tais como OPEC, WPC, Nuclear Energy Agency
(NEA), International Atomic Energy Agency (IAEA), Council of Mining and Metallurgical
Institutions (CMMI), SPE, entre outras, definiu recursos no território europeu. Esta
classificação, mostrada na Figura 14, é definida por descrições geológicas, maturidade técnica
e viabilidade econômica.
67
Figura 14: Classificação de Reservas e Recursos Petrolíferos utilizada pelas Nações Unidas
(Heiberg et al., 2007).
3.6. Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo e Gás Natural da ANP
Segundo a Portaria ANP N°259/00, o Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo e
Gás Natural confeccionado pelos concessionários deve atender a princípios e requisitos,
como:
a) possibilitar a quantificação dos Volumes In Situ Originais de Petróleo e/ou Gás
Natural;
b) possibilitar a classificação adequada da Descoberta em Recursos e/ou Reservas, caso
ocorra a Declaração de Comercialidade;
c) possibilitar a compreensão dos mecanismos de produção, e a previsão do
comportamento de produção dos poços e reservatórios;
d) possibilitar a caracterização dos fluidos presentes nos reservatórios, bem como das
rochas que constituem os reservatórios;
e) possibilitar a compreensão do modelo geológico dos reservatórios, ou seja, seu
controle estratigráfico e estrutural, bem como delimitar espacialmente os reservatórios;
f) garantir a segurança operacional;
g) garantir a preservação ambiental.
68
O Plano de Avaliação de Descobertas deve ser enviado à ANP com dados do poço e do
concessionário. Caso este plano tenha como base somente a realização de teste de longa
duração, sua execução estará condicionada à autorização pela entidade.
O Plano de Avaliação de Descobertas deve conter o objetivo e a estratégia da avaliação,
o contexto geológico, os programas de levantamentos geofísicos, o número e o tipo de poços,
previsão total dos investimentos necessários para a avaliação e a duração da atividade. A
descrição da descoberta no dito plano deve ressaltar os resultados da avaliação preliminar, a
metodologia empregada para a avaliação quantitativa de perfis e os resultados das
interpretações dos testes de formação.
Em relação à geologia e ao reservatório, o Plano de Avaliação de Descobertas deve
conter o modelo geológico depreendido de estudos anteriores e das informações fornecidas
pela perfuração do poço descobridor, com ênfase em:
• Interpretação geológica e geofísica para locação do poço descobridor;
• Unidades lito, bio e cronoestratigráficas constatadas;
• Sistema petrolífero;
• Evolução estrutural resumida;
• Principais propriedades petrofísicas dos reservatórios;
• Informações dos poços correlatos existentes.
A ANP também destina espaço à avaliação do Programa de Avaliação, com enfoque em
programa geofísico, de perfuração e de testes de duração adicionais. A segurança e o meio
ambiente também tem importância para a entrega do plano pela concessionária, sendo
destacados o tratamento e destino dos fluídos utilizados na perfuração; atividades de avaliação
potencialmente poluidoras, com ações mitigadoras a serem tomadas em caso de acidente;
procedimentos para gerenciamento de risco, incluindo a presença de gás sulfídrico.
Entre outros requisitos, como o cronograma de atividades, previsão de investimentos
necessários e o projeto de interpretação, o Relatório Final de Avaliação e Declaração de
Comercialidade deverá ser encaminhado à ANP dentro do prazo previsto, a fim de a
descoberta em questão ser aprovada. Em relação à delimitação da área de desenvolvimento, as
jazidas somente serão avaliadas se as seguintes situações forem respeitadas:
1) Porções do(s) reservatório(s) perfurado(s), cujos fluidos presentes sejam conhecidos
a partir dos dados de rocha, perfis e/ou testes, e cujo potencial para produção
comercial tenha sido constatado; e
69
2) Porções do(s) reservatório(s) não perfurado(s), desde que possam ser consideradas
comercialmente produtoras com elevado grau de certeza, com base nos dados
geológicos, geofísicos e de teste.
70
4. MODELOS DE FINANCIAMENTO ADOTADOS NO BRASIL
4.1 Sistema de Crédito Brasileiro
Segundo Morais (2005), “a divisão do mercado de crédito no Brasil em recursos livres e
recursos direcionados reflete a histórica intervenção do governo na alocação de crédito a
determinadas setores, motivado pela inexistência de um mercado de crédito privado em
condições de conceder empréstimos de longo prazo, sob prazos e taxas de juros compatíveis
com o retorno dos capitais ou com o risco das atividades financiadas”.
A maior parte dos investimentos é feita em setores de habitação, zona rural, infra-
estrutura econômica, projetos industriais e para micro, pequenas e médias empresas atuantes
nestas atividades, além de pequenas indústrias e comércio. Há recursos originados de outros
fundos e programas especiais aplicados pela Caixa Econômica Federal, Banco do Brasil,
Banco do Nordeste, Banco da Amazônia e Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e
Social, que financiam as pequenas empresas. Estes fundos e programas são:
• PROGER (Programa de Geração de Emprego), através do FAT (Fundo de Amparo ao
Trabalhador);
• FAT (Fundo de Auxílio ao Trabalhador): recursos excedentes, que fomenta Bancos
Federais para empréstimos e
• Linhas de Crédito dos Fundos Constitucionais do Centro-Oeste, Norte e Nordeste.
As condições de acesso a essas linhas de crédito são extremamente difíceis para o
produtor independente, porque necessitam de garantias reais, equivalentes a 1,3 vezes o valor
do crédito adquirido. E mais, dentro do escopo de avaliação para sua concessão, não está
incluída a garantia do risco assumido na aplicação de recursos, o que passa a aumentar
consideravelmente as taxas de juros, acarretando a introdução de análise mais rigorosa pelos
agentes para a concessão de créditos para pagamentos no longo prazo.
O sistema financeiro brasileiro faz investimentos, em geral, através dos bancos
comerciais, cuja maior parte das atividades é voltada a investir em títulos da dívida interna do
governo brasileiro.
71
De maneira similar à prática de bancos estrangeiros e nacionais privados, o mercado de
capitais é regido por uma regulamentação restrita de um sofisticado sistema de crédito. Com
spreads altos, empréstimos de curto prazo para pessoas jurídicas (6 meses), exigências
rigorosas de garantias e por alta taxa de juros sobre as finanças (excluindo-se para
empréstimos rurais, habitação, e as operações do BNDES), estes são alguns dos fatores que
inviabilizam para as empresas de pequeno porte e independentes quaisquer possibilidades de
investimento na produção de petróleo e gás e inserção neste mercado tão promissor.
Segundo Morais (2005), cinco fatores influenciam a baixa oferta de crédito pelos
agentes financiadores às pequenas empresas em atividades de alto risco, como a petrolífera:
- Garantias reais;
- Registros negativos em sistemas de informação de crédito;
- Burocracia do Banco;
- Contagem de tempo como cliente, banco, a manutenção de depósitos de baixo valor;
- Altas taxas de juros.
Esta realidade se reveste de precaução, apesar do sucesso comprovado deste segmento
no exterior, por conta de fatos que aconteceram no período de 1994 a 2003, quando o Plano
Real foi instituído, tendo por objetivo principal a redução de spread bancário, tudo voltado
para atrair o capital externo e aumentar a oferta de crédito. Contrariando as perspectivas dos
economistas brasileiros, o volume de crédito diminuiu substancialmente e a razão
empréstimos / PIB veio a atingir 14%. Os números no Quadro 5 demonstram o porte
necessário para uma empresa obter crédito nos principais financiadores de longo prazo,
consequentemente, pequenos produtores independentes de petróleo encontram condições
muito mais desfavoráveis para investir e vir a crescer. (MORAIS, 2005)
Entre as linhas de crédito usadas pela maioria das empresas brasileiras de pequeno e
médio porte, a mais escolhida é o desconto de duplicata. Dentre outros métodos utilizados,
encontram-se as contas de garantia, que estabelecem um limite de crédito rotativo pré-
aprovado, com taxas de juros mais elevadas, considerados os compromissos de curto prazo
das empresas e o desconto de duplicatas, representantivo das vendas realizadas.
Embora as taxas de juros e spread sejam mais baixas, a modalidade vendor não é muito
popular entre as pequenas empresas, sendo mais utilizada pelas grandes empresas, modelo
financeiro em que o banco financia o valor de títulos de dívida.
72
Quadro 5: Sistema de Crédito Brasileiro, segundo o tamanho da empresa.
Classificação de Companhias Brasileiras por patrimônio (xR$1000)
Instituições de crédito Micro Pequena Média Grande BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento) Crédito MSC
1.200 1.200 a 10.500 10.500 a 60.000 mais 60.000
BNDES – Fundo de garantia
900 900 a 7.875 7.875 a 45.000
Banco do Brasil 500 5.000 5.000 a 100.000 mais 100.000
Caixa Econômica Federal 433,7 5.000
Bancos Privados até 5.000 até 10.000 até 15.000
até 80.000 até 150.000 até 180.000
mais de 100.000
Fonte: Morais (2005), Modificado
Ademais, considere-se que o prazo de carência para as linhas de crédito usadas pela
maioria das pequenas empresas também são curtos, com 70 dias na modalidade vendor, 238
dias no capital de giro e 258 dias no modo de aquisição da propriedade. Como fato agravante
à concessão de investimentos às PME’s, os bancos não realizam operações financeiras
contratadas com pessoas jurídicas às empresas cujos lucros estejam abaixo de um
determinado valor, geralmente entre R$ 120, 000 e R$ 3.000.000, dependendo da política do
banco ou agente financiador. Os bancos argumentam que as análises de crédito para pequenas
empresas não são rentáveis devido ao alto risco envolvido nestas transações, além do que tais
PME’s quase sempre não conseguem atender às exigências burocráticas.
Quadro 6: Montante de Empréstimos Brasileiros no período 1994-2003.
Rural, Habitação, Pessoa Jurídica, Governos Federal, Estadual e Municipal Empréstimos Industriais, Comerciais e Serviços
Ano (xR$1.000.000) Empréstimos/PIB (%) (xR$1.000.000) Empréstimos/PIB (%)
1994 366,8 36,4 170,6 16,7
1995 425,4 34,8 209,1 17,1
1996 410,5 31,0 191,7 14,5
1997 401,0 28,7 198,3 14,2
1998 420,0 29,7 215,0 15,2
1999 401,1 26,9 210,8 14,2
2000 423,8 27,7 216,7 14,2
2001 408,9 26,5 240,0 15,5
2002 413,5 23,8 245,1 14,1
2003 409,9 26,4 230,8 14,8
Fonte: Morais (2005,modificado.
73
4.2 Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural
(PROMINP)
Desde 2003 está sendo realizado um projeto organizado pela Agência Nacional de
Petróleo (ANP), Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP) e Comissão de
Valores Mobiliários (CVM), denominado Programa de Mobilização da Indústria de Petróleo
(PROMINP)
Este projeto visa à estruturação de mecanismos financeiros e mercantis de antecipação
de pagamentos contratuais, onde se tem como principal finalidade o desenvolvimento de um
novo mecanismo de financiamento de capital de giro, em especial voltado às pequenas e
médias empresas do setor de petróleo, com foco em investidores institucionais e não baseado
em linhas de crédito bancário para disponibilização às operadoras ou fornecedores.
O projeto proposto pelo PROMINP (2007), denominado IND P&G-1, se baseia na
formação de uma estrutura voltada à disponibilização de instrumentos e serviços de alto valor
para as empresas, oferecendo como garantia de capital de giro a venda antecipada da
produção, com função precípua de garantir aderência a regras e procedimentos pré-
estabelecidos, o que passa a conferir conformidade (compliance) ao setor financeiro. Para
isso, planeja-se a criação de Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDC), como
mostra Figura 15, no valor de 300 milhões.
O FIDC se caracteriza como um fundo de investimento que se destina à aplicação de
parcela preponderante do patrimônio (acima de 50%) em direitos creditórios e em títulos
representativos desses direitos. Nesse caso, o mínimo investido pode chegar a R$ 25 mil,
sendo que não é necessária a formação de uma Sociedade de Propósito Específico (SPE).
Neste modelo, no mínimo 50% dos recursos devem ser investidos em direitos creditórios e o
saldo em títulos de emissão do Tesouro Nacional, Banco Central, Estados e Municípios,
CDBs, RDBs, valores mobiliários e ativos financeiros de renda fixa.
74
Figura 15: Exemplo de funcionamento do FIDC. Modificado de
http://www.acionista.com.br/mercado/fidc.htm.
Segundo Edson Viriato1, diretor-presidente do Instituto de Normas Mercantis (INM), “a
idéia central do projeto IND P&G-1 é antecipar receitas através dos recebíveis gerados nos
contratos das empresas fornecedoras, visando ajudar as empresas a vender antes e produzir
depois e assim obter financiamento via mercantil e não via crédito”. Este projeto busca
principalmente desenvolver uma modelagem financeira que permita ao fornecedor obter
recursos atrelados aos prazos dos contratos, ampliar o volume de recursos em função da
capacidade de desempenho, com o oferecimento de um custo de captação inferior às
operações de crédito, sem que se onere o limite de crédito junto aos bancos, viabilizando o
acesso das pequenas e médias empresas ao mercado de capitais e a obtenção dos recursos
financeiros no início do processo produtivo.
Para a participação neste fundo é necessário que as empresas se cadastrem no INM
(Instituto de Normas Mercantis), órgão regulador composto por instituições representativas
das diversas classes empresariais, organizadas setorialmente e responsáveis pela
normatização, regulação, registro, credenciamento, mediação, difusão e arbitração do setor
produtivo.
Infelizmente, este projeto somente pode ser habilitado para empresas fornecedoras de
bens e serviços no mercado de petróleo e gás natural que já estejam ativas. Esta característica
praticamente exclui as empresas pequenas e independentes que ainda planejam sua entrada no
1 Revista Petro e Química, 2005, citada anteriormente.
75
mercado de exploração e produção de petróleo, outro fator que dificulta ainda mais o seu
ingresso neste mercado.
O projeto IND P&G-20, citado anteriormente, coordenado pelo Instituto Brasileiro de
Petróleo (IBP), Petrobrás S.A. e Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES), tem por
objetivo ampliar a participação de pequenas e médias operadoras para as atividades de
exploração e produção (E&P) em bacias terrestres, através de medidas que englobem
propostas de financiamento e incentivos fiscais, de forma a facilitar a viabilização de
investimentos dessas empresas nesta atividade econômica.
O recurso do Project Finance, é caracterizado por uma sociedade específica (SPE) com
os seguintes agentes envolvidos: empresa patrocinadora (sponsor) e donos do projeto (equity
holders ou equity investors). Ambos têm restrito o acesso ao seu patrimônio, além do fato que
o financiamento obtido fica igualmente restrito ao projeto objeto desse financiamento. O
empreendedor (equity holder) investe em torno de 20% a 40% do valor total do projeto e
financia o restante. Embora utilizado principalmente para os setores de infra-estrutura, no qual
se tem um alto dispêndio inicial de capital, o caso da indústria do petróleo é bastante
particular, já que o estabelecimento de uma previsão de fluxo de caixa, fator fundamental para
formação de uma SPE, é formado após a fase de exploração, que dura em média cerca de três
anos. (VIEIRA et. al., 1999).
Entretanto, mesmo consideradas todas as vantagens, os campos marginais ainda
permanecem uma incógnita para a formalização de um fluxo de caixa, pois ainda não se
dispõe da quantificação e valoração do recurso, o que gera ainda incertezas nos agentes e nos
bancos financiadores.
Até mesmo os campos maduros podem ser restritivos à empresa de pouco poder de
capital, dependendo do estado dos poços, situação ambiental, entre outras. Sendo assim o
Project Finance também não seria uma opção para a alavancagem de recursos para pequenos
e médios produtores de óleo e gás brasileiros.
Numa atividade marcada pelo alto risco e com investimentos específicos e restritos,
desconhecimento dos agentes financiadores em relação à atividade petroleira e sem garantias
para oferecer como contrapartida, fica ainda mais difícil às PME’s obter empréstimos de
milhões de dólares que a atividade exige.
76
Como a maioria dos recursos brasileiros terrestres está situada no Nordeste (bacias do
Recôncavo, Sergipe-Alagoas e outras), um dos agentes financeiros mais procurados é o Banco
do Nordeste (BNB) n
a obtenção de tais incentivos financeiros. A produção de petróleo nestes campos
marginais necessita de equipamentos de alto custo para estas empresas, mesmo sendo usados.
Ao contrário do BNDES, o BNB pode financiar equipamentos importados, enquanto que o
BNDES financia equipamentos usados para microempresas.
4.3 Mecanismos de Financiamento
Segundo Bain et al. (2009), os mecanismos de financiamento atualmente utilizados nos
mercados brasileiro e internacional de exploração de petróleo e gás natural podem ser
classificados de acordo com o tipo de fundo captado, principalmente dívida ou equity, e com
relação ao seu teor comercial, ou economicidade. Os fundos podem ser transacionados em
bolsas de valores ou podem ser utilizados em negociações bilaterais ou multilaterais.
Classificam-se os mecanismos de financiamento mais utilizados na indústria do petróleo
como IPO (initial public offer) e emissões de ações, fundos de investimento privados (private
equity), títulos de dívida, empréstimos em bancos comerciais e públicos.
IPO é definido como venda de ações ordinárias para investidores ou indivíduos, no
intuito de levantar recursos. Isso acontece com quase todas as empresas internacionais de
petróleo, principalmente as de capital aberto, o que lhes facilita a entrada de capital. A própria
Petrobrás permitiu que empresas estrangeiras adquirissem ações ordinárias da empresa, sendo
negociadas na bolsa de Nova Iorque (NYSE) em 2000, ampliando sua base de acionistas.
Os fundos de investimento atuam como injeção direta de capital realizada por empresas
fechadas ou por empresas de capital aberto, que conseqüentemente fecham o seu capital. Os
fundos de investimento têm aumentado nos Estados Unidos. No Brasil, a empresa OGX é o
único exemplo de fundo de investimento privado, tendo o IPO como segundo mecanismo
mais utilizado de captação de recursos.
Os títulos de dívida configuram-se num mecanismo de redução de dívida, geralmente a
longo prazo, com pagamento periódico de parcelas de juros e reembolso de capital ao final do
período. São utilizados amplamente pelas grandes empresas internacionais (IOC’s) e pela
Petrobrás, via comercialização de debêntures ou eurobônus.
77
Os empréstimos de bancos privados e públicos são recursos financeiros cedidos ao
tomador e dependendo do nível de confiança do investidor na empresa com a qual contrata, o
empréstimo pode ter elemento colateral, ou seja, garantia. A previsão de produção de petróleo
no poço é utilizada amplamente em contratos de financiamento em Angola. Segundo Bain et
al. (2009), as IOC’s de capital aberto, geralmente situadas nos Estados Unidos, têm mais
opções de financiamento que as tradicionais NOC’s e as empresas de pequeno porte.
Segundo o Anexo IV do Contrato de Concessão da ANP (2005), serão utilizadas como
garantias financeiras para o PTI: cartas de crédito irrevogáveis, seguro-garantias ou outros
certificados de desempenho de obrigação contratual na forma de condições pré-estabelecidas.
78
5. SIMULAÇÃO DE PROJETO DE CAMPO MADURO DE PETRÓLEO
(Anexo III)
Com intuito de simular a entrada de uma pequena empresa no setor petrolífero
brasileiro, também objetivo deste trabalho, foi projetado o fluxo de caixa que simula a
reabertura de quatro poços abandonados em um mesmo campo maduro. Estes poços estão em
uma reserva provada que contém cerca de 200.000 Boe (barris de óleo equivalente), com
produção média em torno de 125 barris diários. O investimento inicial, contando com lance
médio da rodada mobilização, workover (rearbetura dos quatro poços) e instalações dos
equipamentos, soma um total de R$ 3.000.000.
Sendo assim, também foi incluído o financiamento, baseado em projeções de lucro
futuro, método bastante utilizado nos países desenvolvidos nesta atividade, como Estados
Unidos e Canadá, mas não utilizado no Brasil, apesar do nosso vasto potencial petrolífero.
Este financiamento foi fundamentado nas taxas de juros praticadas pelo BNDES a
empréstimos destinados a pequenas empresas, geralmente, onde a TJLP (Taxa de Juros de
Longo Prazo) equivale a 9,75% a.a. (ao ano), segundo Cavalcanti (2004). Esta modalidade de
financiamento tem tipos de garantias caracterizadas no que o mercado oferece geralmente a
novos entrantes no mercado, como:
• Garantias Reais;
• Garantias Pessoais;
• Seguro na garantia de execução;
• Fiança bancária;
• Penhor dos Direitos creditórios a serem analisadas pelo BNDES de modo a garantir a
segurança do crédito (durante a fase de operação).
O fluxo de caixa simulado com financiamento é baseado no Projeto de lei Nº 2.502/07 e
no sistema implantado no Canadá, caracterizado pelo alívio na aplicação dos royalties até que
a fase de maturação do investimento esteja terminada, ou seja, até que o projeto comece a dar
lucro. O programa utilizado para a elaboração do fluxo de caixa é o Microsoft Excel,
programa de planilha da empresa Microsoft. As imagens geradas para este trabalho foram
trabalhadas no software Corel Draw, integrante da Suíte de Aplicativos Gráficos Corel Draw.
79
A análise dos fluxos de caixa foi baseada no cálculo dos valores de VPL (Valor
Presente Líquido) e da TIR (Taxa Interna de Retorno), sendo as equações de ambas as
modalidades discriminadas abaixo. Para este trabalho o valor da taxa de desconto é
equivalente a 10% a.a., e Fluxos de Caixa que obtivessem valor menor que estes foram
classificados como não rentáveis economicamente.
Figura 16: Equações de Valor Presente Líquido (A) e Taxa Interna de Retorno (B).
Nas equações de VPL e TIR, os elementos presentes são:
Rt – receitas totais
Ct – custos totais
Ia - taxa de juros ao ano
t – tempo (anos)
Segundo Rigolon (1999), apud Coelho (2001), investimentos com VPL positivos e TIR
superior à taxa de desconto seriam mais aconselháveis que aqueles com VPL menor e TIR
abaixo da taxa de desconto. E esta condição permanece, quanto maior o VPL e a TIR, o que
torna o investimento mais lucrativo e com melhor alocação de recursos.
O resultado da avaliação mostra que a produção média ficaria em torno de 125 barris
diários. Algumas características deste projeto simulam a entrada de uma pequena empresa
com capital próprio nas atividades de petróleo e gás. Os fatores condicionantes e variáveis
relacionadas à situação de mercado e preço do barril de petróleo estão consignados à planilha
apresentada na seção no Anexo III deste trabalho.
Os royalties estariam em torno de 10%, mesma taxa aplicada em grandes produtores e
que também atinge até os mais modestos produtores de petróleo.
Seguindo a tendência mundial após a recente crise, o preço de venda do barril de
petróleo estaria em torno dos U$ 76.00, sendo que o custo por barril seria aproximadamente
U$ 23.00, assumindo a cotação do dólar a R$ 2,00/USD. O gasto previsto com a rearbetura
∑=
+
−=
n
0tt
m
ttm )i(1
CR)VPL(i 0
)i(1
CR)VPL(i
n
0tt
m
ttm =
+
−=∑
=
A B
(1 + ia)t (1 + ia)
t
80
dos poços seria algo em torno de R$ 800.000,00 e o lance médio para ter direito de exploração
na área é equivalente a R$ 200.000,00.
O projeto tem duração de 10 anos, sendo que a cada dois anos ocorre a intervenção nos
poços para manutenção das instalações, cujo custo é calculado em torno de R$ 200.000,00.
Custos menores como os de transporte e descarte de água também foram incluídos na
simulação, equivalendo a U$ 10 por barril. Este é o valor cobrado pela Petrobrás aos
pequenos produtores brasileiros de petróleo para separar a água do óleo, assim como denotado
anteriormente. Estes valores estão discriminados na tabela 4 abaixo.
Tabela 4: Variáveis de modelo de entrada da simulação de fluxo de caixa
Taxa de juros a.a. 9,75% Remuneração BNDES 3,00%
Preço venda barril US$ 76,00 Custo/barril US$ 23,00
Cotação do dólar R$ 2,00/US$ Custo transporte e separação de
água do oleo/ barril US$ 10,00
Reservas Provadas 200.000 boe Produção media diária 125 b/d
Investimento Inicial R$ 3.000.000,00 Taxa de Desconto 10%
Royalties 10%
Quanto às taxas e impostos aplicados antes da incidência do Imposto de Renda, segundo
Gutman (2007), as principais incluídas na legislação brasileira são o imposto sobre a
propriedade, royalties e taxa de ocupação do superficiário, que se deduzem do lucro bruto e
formam o lucro tributável. São inseridos no questionário como:
• Taxa de ocupação do superficiário: valor de 1% do lucro bruto,
• Royalties: equivalem a 10% do lucro bruto;
• Participação Especial: não ocorre devido à baixa produtividade do campo petrolífero.
• Pagamento pela ocupação ou retenção da área: calculada em R$ 180,00/km².
Custos inerentes à operação de um poço petrolífero estão incluídos nesta simulação,
como instalações (R$ 120.000,00), desmobilização (R$ 800.000,00), deduzidos no início do
81
projeto, além da manutenção das instalações (R$ 60.000,00), deduzida anualmente. Estes
valores podem ser muito onerosos para pequenos entrantes no mercado.
No fluxo de caixa, o valor financiado (cerca de R$ 1.755.000,00), para os investimentos
seriam fornecidos pelo BNDES, sendo que a empresa teria somente o dispêndio inicial de R$
1.255.000,00. Este valor, equivalente a cerca de 60% do valor empregado pela pequena
empresa e seria quitado em parcelas mensais com valor total anual de R$ 255.000,00, dividido
entre amortização e juros do financiamento. O fluxo de caixa do financiamento seria
composto pela remuneração do BNDES e a TJLP (taxa de juros a longo prazo), 3% e 9.75%
ao ano, respectivamente, segundo Cavalcanti (2004).
Segundo o Projeto de Lei Nº 2.502/07, foi proposto que os royalties fossem aliviados
aos pequenos produtores de petróleo, a critério da ANP. Nesta simulação, devido a este
projeto recente ainda não haver sido regulamentado, foi utilizada uma combinação entre o
sistema canadense de aplicação de royalties, o royalties Holiday, citado anteriormente, e a
hipótese de que este projeto de lei teria sido sancionado. Sendo assim, até que o projeto venha
a obter lucratividade, incluindo-se o aporte inicial da empresa, os royalties estariam zerados.
Quando as receitas e despesas estivessem niveladas, os royalties seriam tomados a uma taxa
de 10%. Este procedimento foi simulado nos fluxos de caixa financiado e não-financiado.
Os resultados obtidos com a simulação de fluxo de caixa para PME’s estão no capítulo
7 deste trabalho.
82
6. QUESTIONÁRIO (Anexo I)
O setor petrolífero brasileiro tem avançado economicamente desde a abertura do
mercado a partir da lei 9.478/07, lei esta que propiciou a quebra do monopólio da Petrobrás
sobre as atividades de exploração e produção de óleo e gás natural. Essa iniciativa permitiu
que novos agentes integrassem o setor de E&P brasileiro, como Shell, Exxon, entre outros.
Porém esta lei não foi suficientemente direcionada para a entrada de pequenas empresas
brasileiras, o que sobremaneira dificulta a formação de renda e novos empregos no país e, por
via de conseqüência, enfraquece o desenvolvimento do mercado interno.
Existem, contudo, pequenas empresas brasileiras que atualmente perduram diante da
realidade enfrentada pelos pequenos produtores de petróleo. Geralmente situados no
Nordeste, estas PME’s recebem incentivos mais concretos nesta região, conhecida por conter
a maior parte dos campos marginais e maduros do Brasil. Este trabalho procurou algumas
destas empresas atuantes nesses campos de acumulações marginais, as quais,
comparativamente a outros países, como Estados Unidos e Canadá, têm ínfima participação
no mercado no Brasil.
A aplicação do questionário ocorreu através de entrevistas remetidas via correio
eletrônico. Instituições e associações que participam ativamente no setor de E&P de petróleo
e gás natural no Brasil, também responderam ao questionário quando conclamadas,
totalizando quatro integrantes classificados como Inst 1, Inst 2, Inst 3 e Inst 4. Também
participou do questionário uma empresa de consultoria de exploração de petróleo e gás
natural, identificada como Consult.
Através de um critério de grau de importância, variando de 1 = Menor Importância a 5 =
Extremamente Importante, o questionário proposto salienta as principais dificuldades
encontradas por pequenas empresas operantes no mercado, uma avaliação dos incentivos
governamentais e financeiros necessários para alavancagem de pequenas empresas e as
barreiras encontradas por possíveis novos entrantes. Devido ao sigilo estipulado pelo autor
deste trabalho, os nomes de todos os participantes do questionário não serão divulgados.
Para a análise dos dados foi utilizada técnica de análise de agrupamento (Cluster
Analisys), segundo Martinez (2007) apud Coelho (2001). A similaridade entre as observações
das variáveis (empresas, instituições e associações) são agrupadas em conjuntos diversos,
83
sendo considerados todos os elementos medidos simultaneamente. Este tratamento de dados
foi realizado através do software estatístico MVSP© - MultiVariate Statistical Package
(versão 3.13r) criado pela empresa Kovach Computing Services, que apresenta 23 opções de
medidas de (dis)similaridade. (KOVACH, 1993)
Segundo Possoli (1984), o objetivo da Análise de Grupamentos (Cluster Analysis), que
utiliza o grau de similaridade, é esquematizar a classificação no intuito de agrupar os
indivíduos em um número de classes distintas, sendo que os indivíduos devem ter alguma
similaridade dentro de seus grupos e, assim, ser diferentes dos indivíduos em outro grupo.
Resumindo, os grupamentos devem conter elementos homogêneos entre si e ser heterogêneos
em relação aos elementos de outros grupamentos. Os diagramas confeccionados no programa
são dendrogramas, construídos através do método UPGMA - (Unweighted Pair-Group
Method), utilizando-se a porcentagem de similaridade.
A análise deste questionário foi realizada utilizando a Análise de Grupamentos Dupla
(Dual Clustering), caracterizada por agrupar os objetos e variáveis (geralmente somente os
objetos são agrupados). Este tipo de diagrama é útil para investigar como os dados afetam a
análise e a avaliação de padrões e tendências nos próprios dados, lembrando que são duas
análises distintas matematicamente a incidir sobre a mesma gama de dados. Neste trabalho
somente os dendogramas com referência aos objetos são retratados.
84
7. RESULTADOS OBTIDOS
A análise dos fluxos de caixa gerou resultados diferentes para cada condição
especificada neste trabalho, sendo que o Fluxo de Caixa sem financiamento foi identificado
como NF, o Fluxo de Caixa com financiamento foi identificado como F, o Fluxo de Caixa
com alívio de royalties foram identificados como NFR e FR, sendo o primeiro sem
financiamento e o segundo com financiamento.
Em NF obteve-se um VPL negativo de R$ 1.146.012, 97, com TIR igual a -4%, e em F
obtiveram-se um VPL de R$ 26.574,30, com TIR igual a 14%. Isso demonstra que as
condições de financiamento auxiliam nos resultados.
Com alívio de Royalties, o Fluxo de Caixa não financiado mostrou uma melhoria
significativa, embora ainda negativo, em seu VPL, calculado em R$ -1.179,05, com TIR a
10%. Isso significa que o projeto não dá prejuízo, mas também não há razão para ser
desenvolvido. O Fluxo de Caixa financiado com alívio de Royalties obteve a melhor VPL, R$
369.014,72, com TIR a 22%. (Figura 17).
Figura 17: Fluxos de Caixa simulados do projeto proposto, com Fluxo de Caixa sem
financiamento (NF), Fluxo de Caixa com financiamento (F), Fluxo de Caixa sem
financiamento e alívio de royalties (NFR) e Fluxo de Caixa com financiamento e alívio de
Royalties (FR).
85
Os custos que o projeto gerou durante os dez anos de operação foram menores nos
Fluxos de Caixa financiados, sendo este resultado esperado devido a valores menores dos
impostos antes e depois da arrecadação do Imposto de Renda. Isso se dá pelo montante
entregue ao BNDES, referente ao pagamento do financiamento no início do projeto, o que
influi no cálculo dos tributos posteriores, além do menor investimento inicial. Sendo assim, as
despesas totais foram maiores para o Fluxo de Caixa NF, decrescentemente para NFR, F e
FR.
O alívio de Royalties, quando aplicado, mais que triplica o VPL adquirido em um Fluxo
de Caixa simulado. Apesar de o government take ser menor quando há o alívio de royalties, o
tributo Imposto de Renda quase compensa, tendo uma diferença entre FR e F de
aproximadamente R$700.000,00 durante todo o projeto, mesmo com os tributos anteriores ao
Imposto de Renda diminuindo R$1.000.000,00 em relação ao Fluxo de Caixa Financiado sem
alívio de Royalties. Sendo assim, a arrecadação do Estado diminui, nesta simulação, cerca de
R$300.000,00.
Embora seja uma quantia considerável, a soma de empresas que viriam a ampliar o
mercado interno brasileiro decerto sanaria esta diferença, criando empregos e gerando renda,
mesmo em regiões com menor IDH. (MONTEIRO, 2009).
O tema principal deste trabalho é ilustrar a necessidade de incentivar, com benefícios
políticos, econômicos e financeiros, como linhas de financiamento à pequenas empresas a
partir de garantia de produção futura de petróleo e/ou gás natural, com base em um fluxo de
caixa previsto para uma acumulação de petróleo quantificada, avaliada e certificada por
órgãos que gerenciem esta indústria.
Os resultados aqui divulgados para esta simulação de fluxo de caixa de campos maduros
de petróleo corroboram com a atual situação que estes pequenos produtores de petróleo
atravessam atualmente no Brasil. A falta de incentivos para financiar pequenos projetos de
E&P de petróleo, além da descrença do investidor nesta atividade tão dispendiosa acaba por
dificultar a entrada e a sustentabilidade destas pequenas e médias empresas no Brasil
Os resultados das análises de agrupamento a partir de porcentagem de similaridade,
aplicadas no questionário do Anexo I, foram realizados utilizando-se a tabela de contingência,
localizada no Anexo II, no intuito de se encontrar semelhanças e discrepâncias entre as
respostas dos principais agentes do setor petrolífero brasileiro. Sendo assim, foram
86
encontrados grupos diferenciados para todas as perguntas, considerando o teor de cada uma
delas. Em relação ao Item 3 do Anexo I foram encontrados três grupos:
1. Consult e Inst 2
2. Inst 4 e Inst 1
3. PME e Inst 3
Possíveis causas do menor número de PME's
Similaridade (%)
Inst 1
Inst 4
Inst 2
Consult
PME
Inst 3
70 75 80 85 90 95 100
Figura 18: Dendrograma demonstrando as similaridades entre as respostas dos integrantes
do questionário para o item 3 do Anexo I.
Em relação ao item 3 do Anexo I, as similaridades das respostas entre cada integrante
dos 3 grupos de similaridade e os nós dos dendogramas estão denotados na Tabela 5.
Tabela 5: Similaridade de respostas do item 3 do Anexo I.
Nódulo Grupo 1 Grupo 2 Simil.(%) Objetos no Grupo
1 Inst2 Consult 100 2
2 Inst 1 Inst 4 84,444 2
3 Nódulo 1 PME 83,077 3
4 Nódulo 2 Nódulo 3 77,805 5
5 Nódulo 4 Inst 3 73,056 6
Nódulo 1
Nódulo 2
Nódulo 3
Nódulo 4
Nódulo 5
87
Segundo o gráfico em barras, na Figura 19, a maior causa para o menor número de
pequenas empresas no mercado petrolífero brasileiro são os altos investimentos, seguida de
taxas e impostos, poucos projetos de investimento e restrições do mercado.
Figura 19: Gráfico mostrando respostas de cada subitem do item 3 do Anexo I.
O item 4 do Anexo 3 salientava prováveis ações governamentais que poderiam ser úteis
no sentido de encorpar o segmento de pequenas empresas no setor petrolífero do país. Foram
encontrados 3 grupos:
1. Consult e Inst 2
2. Inst 4 e Inst 3
3. PME e Inst 1
88
Ações governamentais necessárias para aumentar osegmento das PME's
Similaridade (%)
Inst 1
Inst 2
Consult
PME
Inst 4
Inst 3
76 80 84 88 92 96 100
Figura 20: Dendrograma demonstrando as similaridades entre as respostas dos integrantes do
questionário para o item 4 do Anexo I.
Em relação a pergunta 4 do Questionário, as similaridades entre as respostas de cada
integrante dos 4 grupos e a similaridade das respostas entre todos os integrantes estão
denotados na tabela 6.
Tabela 6: Similaridade de respostas do item 4 do Anexo I.
As principais ações governamentais escolhidas pela maioria dos integrantes do
questionário que entenderam como as mais importantes para aumento do número de pequenas
empresas no mercado são alívio de taxas e impostos, como royalties, seguido de mecanismos
de financiamento para produção em campos maduros existentes, com reservas quantificadas,
Nódulo Grupo 1 Grupo 2 Simil.(%) Objetos no Grupo
1 Inst 2 Consult 100,0 2
2 Inst 1 Nódulo 1 87,619 3
3 Nódulo 2 PME 84,618 4
4 Nódulo 3 Inst 4 79,786 5
5 Nódulo 4 Inst 3 76,285 6
Nódulo 1
Nódulo 2
Nódulo 3
Nódulo 4
Nódulo 5
89
valoradas e certificadas. Outras duas ações ratificadas são segregação de taxas e impostos,
dependendo da lucratividade do campo e a exploração de novas áreas classificadas como
campos marginais. (Figura 21).
Figura 21: Gráfico mostrando respostas de cada subitem da pergunta 4.
As decisões tomadas para investir no mercado de pequenos produtores de petróleo e gás
natural eram questionadas na terceira pergunta, relacionada às áreas de trabalho características
da indústria do petróleo que deveriam receber maior atenção por parte de agências, entidades
e instituições. As respostas dos integrantes do item 5 do Anexo I foram efetuadas em
porcentagem para as para cada ação que julgassem mais ou menos necessária por parte de
agências, entidades e instituições atuantes na indústria do petróleo.
Foram identificados 4 grupos de similaridade:
1. Inst 3 e Inst 4
2. Inst 1 e Inst 2
3. PME
4. Consult
90
Área que necessita mais incentivo por parte deAgência/Associação
Similaridade (%)
Inst 1
Inst 4
Inst 2
Consult
Inst 3
PME
4 20 36 52 68 84 100
Figura 22: Dendrograma demonstrando as similaridades entre as respostas dos integrantes do
questionário para o item 5 do Anexo I.
Tabela 7: Similaridade de respostas do item 5 do Anexo I.
As áreas que necessitam maior incentivo, segundo a maioria dos integrantes deste
questionário, são financiamento especial para PME’s e produção e desenvolvimento de
projetos de óleo e gás.
Nódulo Group 1 Group 2 Simil.(%) Objetos no Grupo
1 Inst 2 Consult 100,0 2
2 Inst 1 Inst 4 85,0 2
3 Nódulo 2 Nódulo 1 70,0 4
4 Nódulo 3 Inst 3 60,714 5
5 Nódulo 4 PME 27,619 6
Nódulo 1
Nódulo 2
Nódulo 3
Nódulo 4
Nódulo 5
91
Área que necessita mais incentivo por parte da entidade/ Agência/ Associação (%)
30
0
10
5
5
10
20
10
10
Financiamento especial para PME´s
Indústria Química
Meio Ambiente
Segurança do trabalho
Manutenção de equipamentos e instalações
Equipamentos
Produção e desenvolvimento de projetos de óleo e gás
Projetos de Pesquisa
Serviços Técnicos Especializados
0 10 20 30 40
Figura 23: Gráfico com as respostas de cada subitem do item 5 do Anexo I.
92
8. CONCLUSÕES
Desde 1997, através da lei do petróleo e da criação da ANP, grandes empresas
internacionais (IOC´s) tentam abocanhar uma fatia do promissor mercado brasileiro e das suas
volumosas reservas presentes, principalmente em blocos marítimos de grande profundidade.
Porém os pequenos e independentes empreendedores não têm tido oportunidades para
aproveitar esta abertura do mercado de petróleo e gás, devido à falta de recursos e incentivos
nesta atividade de alto risco.
Das 29 bacias sedimentares brasileiras, apenas oito são atualmente produtoras de
petróleo e gás natural, com reservas totais de 13,1 bilhões de barris e reservas provadas de 9,8
bilhões de barris, onde 90,6 % destas estão em áreas marítimas e apenas 9,4% em áreas
terrestres. Das reservas provadas brasileiras, 86% estão concentradas em apenas 20 dos 231
campos de petróleo em produção, sendo que a maioria destes são offshore. Quanto às reservas
provadas de gás, 77% se concentram nos 20 maiores campos, onde três se situam na selva
amazônica.
A ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), através de
leilões de blocos exploratórios nos anos seguintes tem tido importante papel na abertura do
setor e consecução da auto-suficiência de petróleo perante a demanda mundial. Porém, a
produção de petróleo em campos maduros e marginais acabou sendo comprometida, já que o
interesse inicial era atrair grandes empresas, geralmente as International Oil Companies
(IOC's) nas primeiras rodadas, quando a ANP concedeu blocos offshore, com grandes riscos
geológicos e incompatíveis com o perfil das empresas de médio e pequeno porte, também
chamadas de independentes.
Esse trabalho tem como objetivo a comparação entre as iniciativas de financiamento
para PME´s no mercado de petróleo e gás nos Estados Unidos e Canadá e as atuais linhas de
financiamento dos principais bancos estatais e agências financiadoras brasileiras.
Normalmente, as PME´s operam em campos maduros e marginais. Estes campos são
classificados segundo sua maturidade e conhecimento específico do tamanho de suas reservas.
Os fatores que determinam a maturidade de um campo petrolífero são:
• Maturidade/declínio final do perfil de produção;
• Pequena produção e/ou pequena reserva;
93
• Problemas técnicos associados com processos de produção;
• Ausência ou precariedade de infra-estrutura de escoamento;
• Ausência ou dificuldade de acesso a estruturas de processamento e/ou ao mercado
consumidor e
• Baixa prioridade no plano de investimento da empresa.
Campos marginais são caracterizados por terem produção máxima de 500 barris diários
de óleo e 75.000 m³ de gás diários em locais onde exista infra-estrutura de escoamento ou de
150.000 m³ diários onde não exista tal estrutura.
Campos maduros são definidos como campos em fase de produção irreversivelmente
declinante e campos marginais são definidos como conceito econômico, determinados por
decisão empresarial e fatores econômicos externos (preço do óleo, dentre outros).
No Brasil, campos marginais são principalmente aqueles em que a Petrobrás já efetuou a
fase de exploração ou ainda para as quais não há dados sobre a área e por essa razão são
mantidos inativos por questões econômicas e estratégicas. Após a descoberta de acumulações
significativas na década de 70 e 80 na bacia de Campos, e mais recentemente a descoberta do
pré-sal nas bacias de Santos e Espírito Santo, a Petrobrás está dando ainda menos importância
aos considerados campos de marginalidade econômica.
Campos maduros devolvidos por empresas para a ANP, objetivo dos pequenos
empreendedores, necessitam de uma otimização da produção diária e minimização das perdas
diárias. O método de recuperação e elevação introduzido no campo pode ter fundamental
importância na revitalização destes campos, porém o pequeno produtor necessita ter acesso à
tecnologia demandada para este tipo de produção, com base no fluxo de caixa previsto e no
incremento potencial de produção que estes campos podem proporcionar.
As grandes possibilidades de incremento considerável em que pode advir da
implementação de contribuições sociais, pela atividade de pequenas operações em campos
marginais e maduros, principalmente no Nordeste do Brasil. A instalação de serviços públicos
em regiões de baixo IDH (Índice Desenvolvimento Humano), como bancos, estradas,
correios, energia elétrica, são fatores que poderiam justificar e contribuir para as operações
nestas regiões pouco investidas no Brasil e alavancar a economia local e regional, tornando a
região acessível à indústria fornecedora.
94
Além destes avanços, a mão-de-obra local seria treinada de acordo com o que as
operações de óleo e gás demandam, trazendo entre as demais conseqüências positivas, a
profissionalização de pessoas que, de outro modo, talvez nunca tivessem oportunidade, ainda
mais nesta atividade tão concorrida, obtendo experiência real de campo.
Infelizmente existem muitos percalços e barreiras de entrada para os pequenos
investidores neste setor. Apesar das condições favoráveis de aquisição de áreas com
acumulações de petróleo marginais, pelo menos em termos contratuais, o licenciamento
ambiental é uma árdua etapa a ser vencida se considerados os pequenos produtores entrantes
no cenário brasileiro desta atividade. A alta incidência de erros no processo de licenciamento
ambiental cometido por estas pequenas empresas seja por puro desconhecimento ou pela falta
de prática no processo acarreta a lentidão desta etapa. Por conta disso o procedimento de
licenciamento ambiental deveria ser somente uma parte secundária nas licitações de blocos
marginais.
Outra grande barreira de entrada para os pequenos produtores de petróleo brasileiro é a
falta de campos disponíveis, pois atualmente grande parte está sob posse da Petrobrás. No
final dos anos 90, houve uma iniciativa na estatal no sentido de se estudar a economicidade de
cada um dos 282 campos petrolíferos espalhados pelo país na época, com o objetivo de
descartar alguns campos improdutivos da Petrobrás para terceiros, no intuito de fortalecer o
planejamento estratégico da companhia, na época investindo em campos marítimos. Grande
parte dos campos descartados se localizava em Rio Grande do Norte, Bahia, Alagoas, Sergipe
e Espírito Santo.
Apesar de grande potencial e atual sucesso, esta iniciativa não foi suficientemente capaz
de abrir caminho para as PME´s interessadas nesta pequena fatia do mercado de E&P de
petróleo e gás natural no Brasil.
A falta de estações coletoras e refinarias privadas também adicionam um fator de
dificuldade para estabelecimento de pequenas empresas de E&P no Brasil. Este problema é
recorrente para as pequenas empresas independentes de petróleo que devem vender para
Petrobrás o óleo com menos de 1 % de quantidade de água. Porém a estatal cobra US$ 10 o
barril para retirar a água em suas unidades de tratamento de efluentes, fora o custo do
transporte.
Existe atualmente no Brasil, somente uma refinaria privada e considerada de pequeno
porte. A Univen Petróleo, uma refinaria fundada em 1992 em Itapeva (SP), e que no ano de
95
2003 recebeu autorização para processar e refinar petróleos leves crus, condensado de
petróleo, nafta, entre outros. Apesar de louvável, ainda é um avanço muito pequeno para
fomentar a necessidade dos pequenos produtores na venda de petróleo produzido.
Considerando-se ainda que a Univen está localizada em São Paulo, sendo que grande parte
dos campos maduros e marginais onde as pequenas empresas atuam estão localizadas no
Nordeste, o que impossibilita transporte para refino com preços mais competitivos pelas
PME’s desta região.
A despeito de todo otimismo mostrado pela ANP para a produção em campos maduros
e marginais em terra, ainda há agravantes na situação dos pequenos produtores de petróleo
que os impedem de evoluir neste setor. Além das refinarias, meios de transporte e instalações
pertencerem exclusivamente a Petrobrás, único cliente destas pequenas empresas, o modelo
de concessão de áreas e a condição tecnológica exigida para operar em campos licitados pela
ANP são, por vezes, assemelhados aos que regulam as grandes empresas operadoras, como
Shell e BP.
Questões políticas também são abordadas neste trabalho, considerando o modo como
são feitas as transações e as licitações promovidas pela ANP. Uma das questões seria a
fórmula de concessão de áreas exploratórias, igualmente utilizadas tanto para áreas offshore e
onshore. Apesar de funcionar bem em áreas de grande potencial produtivo, as áreas de menor
interesse, geralmente situadas em terra, sofrem com a falta de competição.
Na área de petróleo e gás, regulações e leis de cada país depende da organização destes
agentes reguladores. No Brasil, onde o Estado (Principal) tem posse por direito de todos os
recursos disponíveis para exploração de óleo e gás natural, este mesmo Estado tem o objetivo
principal e compromisso constitucional e social de maximizar o valor econômico destes
recursos, regulando as atividades por sobre estes recursos. Os agentes desta organização
econômica são as empresas (Agent), que têm como objetivo maximizar o retorno de seus
investimentos.
O estabelecimento das áreas de concessão de blocos exploratórios é inteiramente
definido pela ANP, assim como os critérios de participação nos leilões. Aos vencedores destes
é apresentada a mesma opção de contrato, a despeito de diferença de potencial e risco de cada
área. Todos os contratos cobrem todas as etapas, desde a exploração ate o abandono, e as
taxas pagas pelos Agents tem cálculo e parâmetros estipulados no grau de risco que o Estado
determina.
96
Estas características diminuem bastante o campo de negociação entre a PME
exploradora e a ANP, além de elevar em muito o custo de produção em uma área que não
possa ser considerada lucrativa.
Existem iniciativas interessantes em outros locais, como no Texas, Estados Unidos,
voltadas para o melhor aproveitamento de áreas menos exploradas e assim maior competição
entre os Agents, como o livre acesso às informações geológicas sobre a área, assim como o
direito de exploração das mesmas, que são concedidas às empresas (Agents) sem nenhum
leilão ou pagamento para o Estado.
Países com uma perspectiva diferente ao Brasil em relação às oportunidades dadas aos
pequenos investidores tem tido grande sucesso. Com base em análises de experiências em
países como Noruega, Coréia do Sul, Reino Unido, México e Indonésia, foi feita uma
avaliação dos fatores preponderantes para o sucesso obtido do desenvolvimento de clusters de
petróleo e gás natural.
São fatores determinantes ao desenvolvimento de um cluster: estrutura, desenvolvimento
da cadeia de valor, geração e transferência de conhecimento e fatores humanos. Os quatro
fatores para desenvolvimento do setor petrolífero de um país são aplicados à caracterização do
caso brasileiro. Porém, somente haveria efetivamente mudanças na estrutura e na cadeia de
valor, sendo o conhecimento e recursos humanos ignorados.
O que de fato viabiliza mudanças profundas nos fatores enunciados anteriormente são as
políticas públicas, caracterizadas pela legislação e regulamentação, que definem o arcabouço
legal, fiscal e econômico da atividade petroleira e o Poder Executivo como elemento principal
para a sua formulação e implementação.
Linhas de financiamento se fazem necessárias para fomentar as iniciativas voltadas para
o desenvolvimento destes fatores, tais como subsídios do Estado para incentivar bancos a
investir em empreendimentos voltados à exploração e produção de petróleo. Mesmo o Estado
pode investir propriamente, no intuito de se formar massa crítica no cluster.
Mesmo considerada tal iniciativa, é observado que ainda há um peso estrutural sobre a
Petrobrás, que mesmo após o fim do monopólio é praticamente única responsável pelo
desenvolvimento da indústria local e de seus fornecedores, em investimentos diretos em
refino, petroquímica e distribuição ou à frente de programas como o PROMINP.
Para o crescimento da atividade petrolífera em terra, a ANP deve ter seu plano de ação
aumentado, atuando como um fator negociante e facilitador. Acesso aos dados geológicos,
97
somente disponíveis após a compra da área em licitações ou sob taxas, aumenta ainda mais o
risco para o investidor. O Estado deveria considerar os dados geológicos como um bem
público.
O Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP), onde são devidamente
arquivados dados de sísmica, perfilagem de poços e dados de campo potenciais, é a fonte de
dados geológicos para estudos efetuados em solo nacional. Estes dados são recebidos pelos
operadores e concedidos como dados públicos às empresas e universidades. Somente a ANP
tem acesso a dados sigilosos. Atualmente é necessário ser associado ao BDEP para ter acesso
aos dados sobre a área explorada/produzida, sendo que é necessária a assinatura de um termo
de uso, mas somente empresas de grande porte, como BP, Shell, Exxon, Devon, PGS, Statoil,
Hess, entre outras, são associadas ao BDEP.
Os custos de produção, o potencial de reservas recuperáveis e os riscos exploratórios
associados, elementos importantes de competitividade entre empresas e países produtores de
óleo e gás natural, são uma incógnita na atual situação das extensas bacias sedimentares
onshore brasileira. Também contribui para a não inclusão das PME’s no setor petrolífero, o
fato de não haver estudos eficientes entre o potencial econômico brasileiro nestas bacias e de
outras regiões mais competitivas e atrativas economicamente, mesmo com um volume de
reservas recuperáveis, por vezes, menor.
O fator determinante desta realidade são as oportunidades dadas para os pequenos
produtores de óleo e gás natural. Em países, como Estados Unidos, estas empresas são
valorizadas desde o início do século passado e, até hoje, estes países acreditam no potencial
de seus pequenos investidores.
O principal agente que permite, até hoje, essas características do mercado petroleiro
texano é a Texas Railroad Commission (TRC), responsável por conservação dos recursos,
desenvolvimento das atividades, proporcionalidade entre oferta e demanda, manutenção dos
direitos do produtor, pagamento dos royalties e a unitização (pooling).
Nos anos de 1995 e 1998 foram editadas leis de alívio de royalties para campos em
águas profundas e campos maduros, respectivamente. Em relação à redução dos royalties em
campos maduros, blocos com produção inferior a 100 barris por dia nos doze meses anteriores
são considerados não-econômicos, sendo que os royalties pagos nestes doze meses de
qualificação excedem 75% da receita líquida.
98
Também são deliberados créditos por utilização de técnicas avançadas de recuperação
de óleo e por colocar em produção poços temporariamente ou permanentemente abandonados,
opção para capitalizar bônus de aquisição de Leases (concessão de terra para extração do
óleo) como adiantamento de royalties, como deferimento de aluguel de áreas para fins de
dedução do imposto a pagar, além de dilatação de prazos para créditos disponibilizados, com
juros subsidiados.
De acordo com pesquisa realizada pela IPAA as empresas independentes, presentes em
33 estados dos EUA são responsáveis por aproximadamente 85% das perfurações de poços de
petróleo do país. A IPAA estimou uma composição de capital média destas empresas
independentes americanas, em:
• 36,2% são provenientes de recursos próprios,
• 28% de bancos e
• 20,3 % de investidores externos.
• Parte aplicada publicamente, predominantemente na New York Stock Exchange
(NYSE), seguida da NASDAQ e do American Stock Exchange (AMEX).
Produtores norte-americanos investiram em E&P cerca de US$ 52,9 bilhões em 2004.
Neste mesmo ano foram perfurados 36.321 poços, muito mais que o número de poços
perfurados em toda a história petrolífera brasileira.
No Canadá, as medidas políticas tomadas pelo governo das províncias, principalmente
Alberta, responsável por mais da metade do petróleo produzido no país, são efetivamente
importantes para o crescimento das pequenas empresas de exploração e produção de petróleo.
Áreas como estrutura, recursos humanos e tecnologia são suportadas pela principal associação
que media o cenário do petróleo na província canadense de Alberta: Alberta Securities
Commission (ASC).
Em 2005, 25.000 poços foram perfurados no Canadá, sendo a maior parte localizada na
sua região oeste, na bacia sedimentar da província de Alberta, parte das províncias de
Colúmbia Britânica, Saskatchewan, Manitoba e dos territórios do Noroeste. Grande parte dos
depósitos de areia oleífera do Canadá é proveniente do norte de Alberta, no campo de
Athabasca, considerado o maior do mundo.
As empresas canadenses são conhecidas mundialmente por seus equipamentos e
serviços de óleo e gás, fornecidos por cerca de 2.300 empresas, com um total de 55.000
funcionários.
99
Os investimentos em novas tecnologias possibilitaram a liderança do Canadá em
operações onshore através da extração de óleo pesado, areias betuminosas, tecnologias de
recuperação de óleo leve e geofísica avançada. Em particular, essas empresas canadenses
destacam-se como inovadoras em tecnologia sísmica 3-D e 4-D. Essas empresas possuem um
amplo leque de capacidades e conhecimento em análises de reservatórios, recuperação de
petróleo e operações de perfuração, dispondo de diversos produtos para exploração e
produção.
Seis décadas de atividade de exploração e consequente desenvolvimento tornou a
província de Alberta uma das províncias mais prósperas do Canadá, com uma das taxas mais
elevadas de crescimento econômico no país.
A principal iniciativa implementada pelo governo canadense para suas respectivas
províncias é o recolhimento de somente 1% de royalties enquanto os projetos estão em fase de
exploração e/ou início de produção, fases estas onde as despesas superam ou rivalizam muito
com as receitas e lucros que ainda não estão sendo gerados. A partir do momento que o
projeto atinge razoavelmente um nível lucrativo da produção total, o governo da província
começa a recolher 25% de royalties.
Um projeto foi formulado simulando a reabertura de quatro poços abandonados em
terra, tendo como base as reservas petrolíferas de um campo maduro e seu fluxo de caixa
projetado na produção destas reservas. O projeto, de duração de cerca de nove anos, consiste
em uma reserva provada com cerca de 200.000 barris de óleo equivalente. Com todos os
dados do poço, foi avaliado que a produção média ficaria em torno de 125 barris diários.
Condicionando o fluxo de caixa às variáveis do modelo de entrada e às condições de
financiamento e alívio de royalties propostas, os resultados obtidos geraram um fluxo de caixa
sem financiamento (NF), um fluxo de caixa com financiamento (F), um fluxo de caixa sem
financiamento, mas com alívio de royalties (NFR) e um fluxo de caixa com financiamento e
alívio de royalties FR.
Em NF obteve-se um VPL negativa de R$ 1.146.012, 97, com TIR igual a -4%, e em F
obtiveram-se um VPL de R$ 26.574,30, com TIR igual a 14%.
Com alívio de Royalties, o Fluxo de Caixa não financiado mostrou uma melhora
significativa, embora ainda negativo, em seu VPL, calculado em R$ -1.179,05, com TIR a
10%. Isso significa que o projeto não dá prejuízo, mas também não há razão para ser
100
desenvolvido. O Fluxo de Caixa financiado com alívio de Royalties obteve a melhor VPL, R$
369.014,72, com TIR a 22%.
Analisando os resultados, percebe-se uma considerável diferença entre os Fluxos de
Caixa financiados e não financiados, o que denota o quão custosa é a produção de petróleo e
os tributos e taxas pagas por uma pequena empresa brasileira deste ramo. O alívio de
Royalties, quando aplicado, mais que triplica o VPL adquirido em um Fluxo de Caixa em que
não se aplique alívio de Royalties.
Assim como a simulação apontou, alívios de taxas e impostos e mecanismos de
financiamento para produção de campos maduros são identificados por estes agentes como
possíveis soluções ou ao menos iniciativas viáveis para um desenvolvimento do setor
petrolífero de pequeno porte brasileiro.
Através da simulação de reabertura de poços situados em campos considerados maduros
é possível vislumbrar a entrada das pequenas e médias empresas no mercado de exploração e
produção de óleo e gás no Brasil, trazendo diversos benefícios ao país como: aumento na
oferta de petróleo e gás, maior independência no processo produtivo com conseqüências
positivas diretas para a autonomia brasileira de petróleo, para a maior geração de emprego e
de renda.
As simulações de fluxos de caixa permitem sugerir que, na atual conjuntura do mercado
de E&P de petróleo e gás natural brasileiro, as taxas e impostos pagos pelas PME’s pelo
direito de extrair petróleo e a falta de um incentivo especial, como financiamento por fluxo de
caixa futuro, são as principais barreiras de entrada a esses pequenos produtores.
Comparativamente com outros países, que adotaram medidas semelhantes a estas sugeridas há
muito tempo, a realidade do cenário brasileiro de E&P tem diferenças políticas, econômicas e
geológicas em relação a estes. Porém, com foco nas principais questões, as ações necessárias
para incrementar a atividade exploratória no Brasil não são tão distintas aos casos exitosos
demonstrados neste trabalho
Simultaneamente foram realizados questionários a instituições e empresas que cumprem
papel importante na atual conjuntura do setor de petróleo e gás natural brasileiro. Para a
análise destes dados foi utilizada técnica de análise de agrupamento (Cluster Analisys). A
similaridade entre as observações das variáveis (empresas, instituições e associações) são
agrupadas em conjuntos diversos, sendo considerados todos os elementos medidos
simultaneamente.
101
O questionário foi caracterizado por três perguntas principais. O item 3 do Anexo I
enumera as possíveis causas para a menor presença de PME’s no setor petrolífero brasileiro
de E&P. O resultado foi: Altos Investimentos; Taxas e Impostos; Poucos Projetos de
Investimento e Restrições do Mercado.
O item 4 do Anexo I dispõe as principais ações governamentais necessárias para mudar
este panorama. Segundo as respostas obtidas, as ações escolhidas foram: Alívio de Taxas e
Impostos, como Royalties; Mecanismos de Financiamento para Produção em Campos
Maduros Existentes, com Reservas Quantificadas, Valoradas e Certificadas; Segregação de
Taxas e Impostos, dependendo da lucratividade do campo e a Exploração de Novas Áreas
Classificadas como Campos Marginais.
O item 5 do Anexo I tem como objetivo avaliar as áreas que necessitam maior
incentivo. Segundo a maioria dos integrantes deste questionário, são: Financiamento Especial
para PME’s e Produção e Desenvolvimento de Projetos de Óleo e Gás.
Segundo análise das respostas, a principal conclusão que se chega é que as instituições e
associações que participaram do questionário concordam com as PME’s, em grande parte, às
causas pelo pequeno número de PME’s no cenário petrolífero brasileiro e às ações
governamentais necessárias para incrementar o segmento de destes novos entrantes no setor
de E&P de petróleo e gás natural. Porém não há concordância em relação aos setores que
necessitam de desenvolvimento por parte das agências e associações que regulam o setor,
assim como citado no Anexo I. Isso denota uma dificuldade de iniciativa de estruturação por
parte das próprias agências e associações para dar oportunidade aos pequenos empresários
entrarem e se estabelecerem no setor de E&P de petróleo brasileiro.
Este trabalho apresenta as metodologias americanas e canadenses, além de citar outras
utilizadas em outros países, de financiamento para os pequenos e médios produtores de
petróleo e gás natural de cada país, através da quantificação, valoração e certificação de
reservas petrolíferas. É esperado que, como nestas grandes potências, seja praticado no Brasil
um conjunto de medidas similares que possam garantir o crescimento deste setor.
Para que haja mais empresas independentes no mercado de petróleo e gás natural
brasileiro são necessárias: políticas institucionais e ambientais, maior disponibilidade de mão-
de-obra especializada, um parque supridor de equipamentos e serviços diversificados o
suficiente para atender toda a demanda, novas tecnologias e investimentos específicos,
102
parcerias com fornecedores, melhor avaliação do risco exploratório e de produção e reduções
nas cargas tributárias.
Com isso, estabelece-se uma possibilidade de crescimento da economia nacional no
setor de produção e distribuição de petróleo e gás, com conseqüências diretas no crescimento
econômico-social em regiões tradicionalmente dependentes de programas de fomento para
luta contra seca, no Nordeste do Brasil, propiciando a geração de empregos e renda que esta
atividade pode fornecer, posicionando não apenas a região, como também o Brasil, ainda mais
no rol de potências mundiais, com desenvolvimento e oferecimento de oportunidades de
crescimento pautados nos princípios constitucionais, de isonomia entre os cidadãos de
diferentes regiões do país.
103
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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de Avaliação de Descobertas de Petróleo e/ou Gás Natural. Disponível em: http://www.anp.gov.br. Acesso em: 15 jun. 2010.
BRASIL. Portaria ANP n° 279 de 31 de Outubro de 2003. Procedimento para a Cessão Total
de Direitos Inerentes a Contratos de Concessão de Campos Marginais. Disponível em: http://www.anp.gov.br. Acesso em: 15 ago. 2010
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Acumulações Marginais para Avaliação, Reabilitação e Produção de Petróleo e Gás Natural. Disponível em: http://www.anp.gov.br. Acesso em 15 ago. 2010
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de Petróleo e Gás Natural. Disponível em: http://www.anp.gov.br. Acesso em 15 jun. 2010
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Rodada de Licitações, de 30 de outubro de 2008. Disponível em: http://www.anp.gov.br/brnd/round10/arquivos/editais/EDITAL_R10_%2030Out08.pdf. Acesso em 15 jun. 2010
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108
Anexo I – Questionário
109
QUESTIONÁRIO PARA ENTIDADES, AGÊNCIAS REGULADORAS E ASSOCIAÇÕES DO SETOR DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS
DO SETOR 1. IDENTIFICAÇÃO DA ENTIDADE/AGÊNCIA NOME ENDEREÇO TELEFONE FAX E-MAIL DIA DA FUNDAÇÃO PÚBLICA OU PRIVADA? ENTREVISTADO FUNÇÃO DA AGÊNCIA / ENTIDADE / ASSOCIAÇÃO
2. SETOR QUE REGULA / ORGANIZA
a) Exploração e Produção de Petróleo [ ] b) Exploração e Produção de Gás Natural [ ] c) Prestadora de Serviços [ ] d) Logística e Transporte [ ] e) Engenharia/Construção Civil [ ] f) Consultoria [ ]
3. POSSÍVEIS CAUSAS DO MENOR NÚMERO DE PEQUENAS E MÉDIAS
EMPRESAS NO MERCADO BRASILEIRO DE PETRÓLEO E GÁS 1 - MENOR IMPORTÂNCIA, 2 - ALGUMA IMPORTÂNCIA; 3 - IMPORTANTE; 4 - MUITO IMPORTANTE E 5 - EXTREMAMENTE IMPORTANTE
. ALTOS INVESTIMENTOS [ ] RESTRIÇÕES DE MERCADO [ ] TAXAS E IMPOSTOS [ ] TECNOLOGIA [ ] TEMPO DE MATURAÇÃO ATÉ O RETORNO DO INVESTIMENTO
[ ]
POUCOS PROJETOS PARA INVESTIMENTOS NA ATIVIDADE
[ ]
ALTO CUSTO DE TRANSPORTE [ ] POUCO OU INEXISTENTES DADOS DE [ ]
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO CENTRO DE CIÊNCIAS MATEMÁTICAS E DA NATUREZA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS DEPARTAMENTO DE GEOLOGIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEOLOGIA
INSTITUTO BRASILEIRO DE PETRÓLEO
110
GEOLOGIA CRÍTICOS POUCO OU INEXISTENTES PROJETOS DE AQUISIÇÃO DE DADOS DAS ÁREAS
[ ]
EQUIPAMENTOS CAROS [ ] ACESSO AOS DADOS DAS ÁREAS EXISTENTES [ ] INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E/OU GÁS NATURAL
[ ]
COMPETIÇÃO [ ] RESTRIÇÕES QUANTO AOS REQUERIMENTOS PARA QUALIFICAÇÃO NAS LICITAÇÕES DE BLOCOS EXPLORATÓRIOS DA ANP
[ ]
OUTROS [ ]
4. AÇÕES GOVERNAMENTAIS NECESSÁRIAS PARA AUMENTAR O SEGMENTO DE PEQUENAS E MÉDIAS EMPRESAS DE PETRÓLEO E GÁS
1 - MENOR IMPORTÂNCIA, 2 - ALGUMA IMPORTÂNCIA; 3 - IMPORTANTE; 4 - MUITO IMPORTANTE E 5 - EXTREMAMENTE IMPORTANTE
NOVAS AQUISIÇÕES SÍSMICAS [ ]
SEGREGAÇÃO DE TAXAS E IMPOSTOS, DEPENDENDO DA PRODUTIVIDADE E LUCRATIVIDADE DO CAMPO
[ ]
PROGRAMA DE EXPLORAÇÃO LIVRE DE BLOCOS MARGINAIS POR EMPRESAS PRIVADAS
[ ]
MECANISMOS DE FINANCIAMENTO PARA PRODUÇÃO DE CAMPOS MADUROS EXISTENTES (COM RESERVAS QUANTIFICADAS, VALORIZADAS E CERTIFICADAS)
[ ]
ADOTAR MECANISMOS PARA MANTER OU MELHORAR A TECNOLOGIA DOS EQUIPAMENTOS UTILIZADOS POR EMPRESAS DE MENOR PODER ECONOMICO
[ ]
MAIOR ACESSIBILIDADE A EQUIPAMENTOS [ ]
FABRICAÇÃO NACIONAL DE EQUIPAMENTOS USADOS NA INDUSTRIA DO PETROLEO
[ ]
INCENTIVOS PARA PEQUENAS EMPRESAS FORNECEDORAS DE EQUIPAMENTOS
[ ]
ALIVIO DE TAXAS E IMPOSTOS (ROYALTIES, ETC.) POR REATIVAÇÃO DE CAMPOS MADUROS DESATIVADOS
[ ]
EXPLORAÇÃO DE NOVAS ÁREAS CLASSIFICADAS COMO CAMPOS MARGINAIS
[ ]
NOVOS REQUERIMENTOS PARA UMA EMPRESA SER CLASSIFICADA COMO OPERADORA NAS LICITAÇÕES DE BLOCOS EXPLORATÓRIOS REALIZADO PELA ANP
[ ]
TAXAS E IMPOSTOS MENOS RIGIDOS PARA EMPRESAS QUE REATIVEM PRODUÇÃO EM CAMPOS MADUROS
[ ]
SEPARAÇÃO DAS FASES DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO NOS CONTRATOS LICITADOS PELA ANP
[ ]
DADOS GEOLOGICOS DISPONÍVEIS (BENS PÚBLICOS) [ ]
111
5. ÁREA QUE NECESSITA MAIS INCENTIVO POR PARTE DA ENTIDADE / AGÊNCIA / ASSOCIAÇÃO
6. AVALIAÇÃO DO MERCADO ATUAL NO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL (ESCOLHA UMA OPÇÃO)
UMA COMPANHIA CONTROLA O MERCADO COM ALGUMAS PEQUENAS EMPRESAS
[ ]
CONDIÇÕES POUCO ADVERSAS [ ] INVESTIMENTO DE RISCO [ ] INVESTIMENTO COM MUITO RISCO [ ] HOSTIL [ ]
1 - OS DADOS E RESPOSTAS FORNECIDAS NESTE QUESTIONÁRIO SÃO DE ORDEM SIGILOSA PARA NÃO HAVER BENEFICIAMENTO POR NENHUMA PARTE INTERESSADA DAS INFORMAÇÕES DIVIDIDAS PELAS EMPRESAS PARTICIPANTES. 2 – NOMES DE EMPRESAS E EMPREGADOS NÃO SERÃO DIVULGADOS NO TRABALHO DE DISSERTAÇÃO DE MESTRADO PROPOSTO, SENDO ESTA PESQUISA SOMENTE DE INTERESSE ACADÊMICO E DE FORMA A MOSTRAR A SITUAÇÃO ATUAL DO SETOR DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL BRASILEIRO. 3 – AGRADEÇO PREVIAMENTE A PARTICIPAÇÃO DAS MESMAS NESTE QUESTIONÁRIO, ALÉM DO INSTITUTO BRASILEIRO DE PETRÓLEO (IBP) POR INCENTIVAR ESTE ESTUDO.
SEGMENTO Percentual (%)
SERVIÇOS TÉCNICOS ESPECIALIZADOS
PROJETOS DE PESQUISA PRODUÇÃO E DESENVOLVIMENTO
DE PROJETOS DE ÓLEO E GÁS
EQUIPAMENTOS
MANUTENÇÃO DE EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES
SEGURANÇA DO TRABALHO MEIO AMBIENTE
INDÚSTRIA QUÍMICA FINANCIAMENTO ESPECIAL PARA PME´s
Total 100%
112
Anexo II – Tabela de Contingência
113
114
Anexo III – Fluxos de Caixa
115
FLUXO DE CAIXA SEM FINANCIAMENTO - NF
CAPEX
Items
116
FLUXO DE CAIXA SEM FINANCIAMENTO COM ALÌVIO DE ROYALTIES – NFR
CAPEX
Items
117
FLUXO DE CAIXA COM FINANCIAMENTO - F
CAPEX
Items
118
FLUXO DE CAIXA FINANCIADO COM ALÍVIO DE ROYALTIES – FR
CAPEX
Items
119
Índice
“in-place” ou in situ – p. 48, 49
Agents – p. 27, 28, 35
Bidding – p. 28
Brown fields – p. 35.
Cluster – p. 28, 29, 30, 31, 32, 35, 73, 74
Compliance – p.64
Debêntures – p.68
Dendrograma – p. 5, 77, 78, 80
Economic Rents – p. 27
Equity holder – p.66
Equity – p.9, p.66, p.67, p.68
Expertise – p. 21
Government Take – p. 35, 44, 76
Hedge – p. 9
Lead – p.51
Net pays – p. 21
Offshore – 4, 8, 10, 11, 12, 19, 20, 26, 34,
35, 40
One-on-one – p. 39
Onshore – p. 8, 9, 19, 20, 22, 24, 25, 26,
34, 35, 37, 40, 43
Opportunity cost – p. 27
Pemex – p. 32
Pertamina – p. 32
Players – p. 9
Plays – p. 46
Round Zero – p. 2
Royalty Holiday – p. 35
Spreads – p.61
Upfront cost – p. 35
Upstream – p. 26
Vendor – p.63
Workover – p. 21, 69, 71