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Departamento de Engenharia Industrial

DESENVOLVIMENTO DE UM SISTEMA DE AVALIAÇÃO DE

RESERVAS DE ÓLEO E GÁS

Aluno: Julia Chueke Rochlin

Orientador: Silvio Hamacher

Introdução

Reservas de óleo e gás são ativos estratégicos não somente para avaliação das empresas

como também para nações. O valor de companhias de petróleo e o preço das suas ações, como

Petrobras ou EBX, são diretamente influenciados pelo tamanho das reservas de óleo e gás,

pelo seu preço e pelos custos de produção. Porém a estimação de reservas mostra-se um

procedimento de grande complexidade, dada a incerteza associada aos volumes, à recuperação

e ao desenvolvimento dos recursos.

O valor das reservas é estimado a partir da diferença entre a receita proveniente da

venda do petróleo e seus custos exploratórios e de produção. Enquanto esta diferença for

positiva, a quantidade de hidrocarbonetos será considerada a reserva da companhia de

petróleo. No entanto, o mundo está repleto de incertezas que acabam criando determinados

questionamentos como:

Como a variação dos custos exploratórios e de produção influenciam as reservas de óleo

e gás?

Qual o efeito da variação do preço de petróleo sobre as reservas?

Qual o impacto da mudança de impostos e taxas nas reservas?

Existem estudos que apresentam uma metodologia para a avaliação probabilística de

reservas baseada em correlações e em acordo com as orientações do SPE-PRMS (2007) e as

regras da Securities Exchange Commission (SEC- 2009). A metodologia se divide em duas

etapas principais: avaliação econômica considerando incertezas nos componentes do fluxo de

caixa e agregação probabilística para a determinação das correlações entre projetos.

Esta iniciação científica foi desenvolvida dentro do contexto do projeto de pesquisa

Análise de Sensibilidade, realizado pelo laboratório NExO – PUC-Rio e apoiado pela

Petrobrás, com o objetivo de construir um conjunto de ferramentas para analisar, de maneira

rápida e confiável, o impacto sobre as reservas da companhia dado mudanças nos custos e

preços envolvidos na exploração e produção de petróleo. Os resultados obtidos proporcionam

apoio à decisão de priorização de desenvolvimento de determinados projetos da companhia.

O sistema envolve a elaboração de um banco de dados em ACCESS através dos dados

recebidos da Petrobrás e o desenvolvimento de uma interface em VB.NET. Essa interface

possibilita ao usuário variar os parâmetros mais decisivos na construção do fluxo de caixa. Ao

simular essas mudanças, o sistema apresenta os resultados para o usuário. A ferramenta

utilizada para esse cálculo foi construída em EXCEL.

A análise de sensibilidade da Petrobrás pode ser feita em três níveis distintos:

companhia, unidade operacional (UO) ou por campo. Além disso, existem cinco classes de

reserva de óleo e gás: 1P, 2P, 3P, PVDDES e PVDDESP. Essas classes devem ser analisadas

separadamente.

O Laboratório Nexo – Núcleo de Excelência em Otimização, do Departamento de

Engenharia Industrial da PUC desenvolveu um algoritmo para o cálculo de todo fluxo de

caixa da Petrobrás. Devido ao grande porte e complexidade deste cálculo, foi imprescindível o

desenvolvimento de uma ferramenta que permita visualizar os dados de entrada e de saída de

forma clara e objetiva para a interpretação dos resultados a partir das variações dos


parâmetros. Este projeto de iniciação científica teve como principal objetivo a criação dessa

interface.

Além disso, como objetivo secundário procurou-se obter uma maior compreensão sobre

a avaliação econômica de reservas, os cálculos utilizados para o fluxo de caixa nominal e o

efeito dos resultados na variação dos diversos parâmetros.

Neste relatório, será apresentada inicialmente uma visão geral do problema, abordando

como é feita a avaliação econômica de reservas. Em seguida, serão introduzidos alguns

conceitos relacionados às variáveis do problema em questão e por fim será apresentada a

interface que foi desenvolvida para o modelo, detalhando as principais facilidades criadas.

Metodologia

A primeira etapa do projeto foi entender o problema e desenvolver um protótipo em

Microsoft EXCEL para simular e testar os resultados.

Em seguida, o objetivo foi estabelecer uma arquitetura do sistema, ou seja, definir quais

ferramentas seriam utilizadas para a execução do projeto.

Os dados de entrada foram importados e armazenados pelo Sistema Gerenciados de

Banco de Dados (SGBD) Access, da Microsoft Office, a partir da leitura de arquivos

TXT recebidos pela Petrobrás;

A interface do sistema com o usuário foi desenvolvida em DOTNET. Nesta interface é

possível realizar as variações, executar os cálculos programados no Excel e visualizar os

resultados;

Os cálculos foram implementados no Microsoft EXCEL;

Os dados de saída da simulação são armazenados pelo Sistema Gerenciados de Banco

de Dados (SGBD) Access, da Microsoft Office.

A Figura 1 apresenta a arquitetura do sistema proposto:

Figura 1 - Arquitetura do Sistema

Cálculo

Aqui será mostrado como cada parâmetro do cálculo envolvido no problema é

composto:


Líquidos: Representa o óleo que é vendido pela companhia. É calculado a partir do

valor inicial acrescido ou decrescido da taxa determinada pelo usuário.

Gás Venda: Representa o gás que é vendido pela companhia. É calculado a partir do

valor inicial acrescido ou decrescido da taxa determinada pelo usuário.

Gás Reserva: Sempre é maior que o gás de venda porque também engloba o gás

consumido e perdido na operção de exploração e produção. É calculado a partir do valor

inicial acrescido ou decrescido da taxa determinada pelo usuário.

Óleo Equivalente Venda: Todo o líquido e gás que são vendidos. É calculado a partir da

fórmula: Líquidos + Gás Venda/1000.

Óleo Equivalente Reserva: Todo o líquido e gás que são declarados como reserva. É

calculado através da mesma fórmula para a obtenção do óleo Equivalente Venda porém

ao invés de Gás Venda utiliza-se Gás Reserva.

Receita Bruta: Valor obtido com a venda do óleo equivalente de venda sem considerar a

tributação de impostos. É calculada pela fórmula:

Preço-óleo × Óleo + Preço-gás × Gás × (Poder Calorifico de Venda / Poder Calorífico

Referencial) + Outras Receitas

Onde o Poder Calorífico Referencial tem valor 9400 para todos os campos. No entanto,

utilizando o Poder Calorífico de Venda fornecido pela PETROBRÁS foi obtido valores

diferentes para a Receita comparados ao valor teórico. Para corrigir o problema, foi

criado um fator de correção que corresponde a Poder Calorifico de Venda / Poder

Calorífico Referencial que é calculado a partir da fórmula do Fluxo de Caixa original

(FC = (Receita Bruta - Preço-óleo x Óleo – Outras Receitas)/ Preço-gás x Gás x fator de

correção).

Outras Receitas: Receita obtida com a venda de derivados. O valor permanece

inalterado.

Receita Bruta Tributação: Valor obtido com a venda do óleo equivalente de venda

considerando a tributação de impostos. O mesmo que é feito para Receita Bruta é feito

para a Receita Bruta Tributação, no entanto ambos o Preço-gás e o Preço-Óleo possuem

valores específicos para a tributação.

Valor residual: Valor residual dos equipamentos de exploração. O valor permanece

inalterado.

Investimentos: Investimentos feitos para dar início a produção. É calculado a partir do

investimento inicial acrescido ou decrescido da taxa determinada pelo usuário.

Custo Fixo: Custos necessários para manter os equipamentos em funcionamento. É

calculado a partir do investimento inicial acrescido ou decrescido da taxa determinada

pelo usuário.

Custo Variável: Custos com pessoas e custos associados a produção. É calculado a

partir do investimento inicial acrescido ou decrescido da taxa determinada pelo usuário.

Pesquisa e Desenvolvimento: Percentual da receita destinado a pesquisa e

desenvolvimento. Corresponde a 1% da Receita Bruta Tributação

Custo de Importação de Gás: As vezes é necessário importar gás para o consumo na

exploração do campo. Preço do Gás Importado × Volume de Gás Importado

Custo Total: É a soma do Custo Fixo, Custo Variável, Pesquisa e Desenvolvimento e

Custo de Importação de Gás.

Custo Abandono: Valor gasto para fechar o campo e encerrar as atividades. O valor

permanece inalterado.

Custo Operacional: É a soma do Custo Total, Custo de Abandono e Investimentos.

Provisão de Abandono: É o custo de abandono distribuído em parcelas iguais ao longo

dos anos de vida do campo.


Depreciação de Poços: Depreciação dos equipamentos de perfuração e completação. O

valor permanece inalterado.

Depreciação de Equipamentos: Depreciação dos demais equipamentos. O valor

permanece inalterado.

Royalties: Corresponde a 10% da Receita Bruta Tributação.

Participação Especial: A Participação Especial é uma compensação financeira paga em

caso de grande volume de produção conforme os critérios do decreto 2705 de 1998,

segundo a ANP. Ela é cobrada trimestralmente por campo. A cobrança é calculada da

seguinte forma: PE = (RLP – RLP×valor/VPF) × alíquota, onde:

RLP - é a receita líquida da produção trimestral de cada campo, em reais;

VPF - é o Volume de Produção Trimestral fiscalizada de cada campo, em milhares de

metros cúbicos de petróleo equivalente.

E ambos o valor e alíquota são determinados de acordo com o VPF referente ao

trimestre, da data de início de produção e da localização do campo (por meio de tabelas

presentes no decreto).

Receita Líquida Produzida: É calculada a partir da receita bruta tributação, decrescida

de Custo Fixo, Custo Variável, Custo de Importação de Gás, Pesquisa e

Desenvolvimento, Depreciacao de Pocos, Depreciacao de Equipamentos, Provisao de

Abandono, Royalties e Aluguel de Área.

Como o sistema não recebe a data de início de produção nem a localização do campo, a

primeira coisa a ser feita é determinar a lámina d’água em que o campo se encontra.

Para isso, como não temos o VPF, é feita sua estimativa através do volume de venda

anual do quarto ano em diante (uma vez que, após o terceiro ano, não há mais

diferenciação das tabelas por idade) e calculamos a participação especial para todas as

localizações possíveis e achamos a correspondente para cada campo comparando os

valores obtidos com os valores reais da participação especial. Depois que a localização

do campo é determinada, calculamos todos os valores de participação especial que

variam por data de início de produção e comparamos os valores com o valor real da

participação especial do primeiro ano achando assim a data de início de produção.

Achamos, assim, a faixa de participação especial correspondente ao campo.

Determinada a faixa correspondente ao campo, em seguida é feita fazemos a conta

inversa com o objetivo de encontrar o VPF. Determinamos então o valor do fator de

correção do gás (VPF = Líquidos + (Gás Venda/1000)*fator de correção).

Assim, para novas projeções anuais será possível calcular o valor do VPF e, por

consequência, o valor da participação especial. Após o segundo cálculo da Partcicipação

Especial, o Fluxo de Caixa é recalculado e o ano de corte determinado. Após, a Provisão

de Abandono é atualizada e a Participação Especial é calculada pela última vez.

A participaçao especial é de muita importância no cálculo do fluxo de caixa. No caso de

Marlim, por exemplo, seu valor chega a valer mais de 30% do valor da Receita Bruta

Tributação.

Exemplo: Campo MARLIM

1. Descobrir a localização do campo: Comparando as diferenças entres o valor

teórico da participação especial com os obtidos com os valores de todas as

faixas.

2. Descobrir a data de início de produção: Com a localização obtida, calcular a

participação especial para o primeiro ano com todas as faixas de idade

possíveis.


3. Calcular o VPF: Sabendo a faixa correspondente de cada campo é possível

fazer a conta inversa da participação especial para calcular o VPF.

4. Calcular o fator de correção: Através da fórmula: VPF = Líquidos + (Gás

Venda/1000) × fator de correção.

5. Calcular o novo valor da Participação Especial.

6. Atualizar o Fluxo de Caixa.

7. Descobrir o ano de corte.

8. Atualizar a Provisão de Abandono.

9. Recalcular a Participação Especial.

Aluguel de Área: Área do bloco de concessão * Preço do aluguel por quilômetro

quadrado.

Pagamento Superficiário: É 1% da Receita Bruta de Tributação para campos em terra.

Recolhimento de ICMS: Deduzido a partir de alíquotas estabelecidas por cada estado

para o transporte de equipamentos de exploração e produção.

Government Take: É a soma dos Royalties, Participação Especial e Aluguel de Área

decrescido de Recebimento de ICMS.

Dispêndio: É a soma do Government Take e do Custo Operacional Total.

Fluxo de Caixa Nominal: É a Receita Bruta decrescida do Dispêndio.

Valor da Companhia: Uma vez realizado o cálculo do fluxo de caixa de um campo, o

mesmo deve ser analisado para obtenção do Ano de Corte econômico, que corresponde

ao último ano do fluxo de caixa com valor positivo. Em seguida, soma-se o óleo

equivalente de reserva do ano inicial de produção até o ano de corte, obtendo assim a

reserva total do campo. Esse cálculo é realizado para todos os campos, obtendo o valor

total de reserva da companhia que é avaliado por certificadores e enviado para SEC

(U.S. Securities and Exchange Commission – órgão responsável por reportar

informações na bolsa de valores de Nova Iorque).

Principais entidades do modelo

A seguir, foi necessário orgazniar o modelo de entidades do problema, ou seja, como

seria cada entidade e como cada uma delas se relacionaria logicamente dentro do sistema:


Figura 2 – Conjunto Lógico das Principais Entidades do Sistema

Na modelagem do sistema foi concluído que toda vez que um novo conjunto de dados

for fornecido, o mesmo será organizado formando assim um estudo. Uma vez que tenham

sido escolhidas as variações de preço, custos e volumes, temos a definição de um cenário.

Dessa forma, um estudo pode ter diversos cenários onde os mesmos dados sofrem diferentes

variações. Com a definição e aplicação dos parâmetros são gerados os resultados do fluxo de

caixa para cada cenário. Agregando as reservas ao nível de campo temos as reservas ao nível

de UO e agregando as reservas ao nível de UO temos a reserva da companhia. Só podemos

atribuir um tipo de reserva/classe a cada cenário, ou seja, cada classe possui um determinado

conjunto de campos que variam diretamente em suas reservas.

Interfaces do Sistema

O sistema tem um menu de opções que consiste basicamente nos seguintes itens:

Parametrização básica;

Cadastro de Cenário / Estudo;

Seleção de Cia / Uo / Campo para simulação das variáveis;

Variação dos parâmetros por Cia / UO / Campo selecionados;

Apresentação dos Resultados;

Gráfico Tornado - Analise de sensibilidade a partir dos resultados.

Parametrização Básica

Nesta tela o usuário irá determinar os percentuais de Royalties, T.M.A e P&D que são

atribuídos ao projeto. Os Royalties correspondem ao percentual da receita obtida em um

campo que deverá ser pago ao governo pela exploração do recurso que pertence ao pais e em

geral corresponde a 10% da receita total. O T.M.A é a taxa média de atratividade que é

utilizada no fim da vida do campo para verificar se o mesmo deve ser abandonado no

momento em que o campo deixa de ser lucrativo. Ela representa o percentual que a empresa

ganha aplicando o dinheiro gasto com o fechamento do campo em outras atividades e é de

8,8% ao ano. Essa taxa é multiplicada pelo custo de abandono do campo e somada ao fluxo de

caixa negativo. Caso o mesmo se torne positivo, a exploração do campo continua. Do

contrário, o campo é encerrado. A taxa de P&D é o percentual da receita total que deve ser

destinado a pesquisa e desenvolvimento e em geral corresponde a 1% da receita total do

campo. Estas informações são usadas nos cálculos.

Figura 3 – Janela do Sistema de Alteração de Parâmetros


Cadastro de Estudo / Cenário

Um estudo é um conjunto lógico de cenários. Cada cenário é consiste em uma

determinada análise. Na janela de cadastro podemos criar um novo estudo/cenário ou

podemos visualizar uma análise anteriormente simulada.

Figura 4 – Janela do Sistema de Cadastro de Cenário

Figura 5 – Janela do Sistema de Cadastro de Estudo


Seleção de Companhia / UO / Campo para simulação das variáveis

Essa tela serve para selecionar os campos de interesse da análise, que pode ser feita em

três níveis distintos. Esses níveis podem ser analisados conjuntamente ou individualmente. Os

níveis são:

Companhia: variação a nível de companhia (todos os campos da companhia)

UO: variação a nível de uma ou mais Unidades Operacionais de produção de

petróleo (que é formado por um conjunto de campos).

Campo: variação a nível de campo a campo.

Esta tela foi feita de forma a facilitar bastante as escolhas do usuário possibilitando

diversas combinações.

Vale lembrar que a análise é sempre feita de acordo com apenas uma classe de reserva:

1P (provada), 2P (provada + provável), 3P (provada + provável + possível), PVDDES

(provada + desenvolvida) ou PVDDESP.

Figura 6 – Janela do Sistema de Seleção de Cia / UO / Campo para simulação de suas variáveis

Variação dos parâmetros por Cia / UO / Campo selecionados

Essa tela serve para aplicarmos a variação nos parâmetros de interesse. Cada coluna da

tabela corresponde a um parâmetro. Ao terminar de preencher todas as variações a serem

analisadas, deverá ser acionado o botão simular. Assim, será chamado o algoritmo no Excel

para o cálculo do fluxo de caixa da companhia.


Figura 7 – Janela do Sistema de Variação dos parâmetros de Cia / UO / Campo selecionados

Apresentação dos Resultados

Essa tela serve para visualizarmos os resultados da simulação aplicada na janela

anterior. Na primeira coluna, a janela mostra a quantidade de volume de óleo equivalente

antes e após a simulação, a sua variação percentual e o ano de corte de cada campo que sofreu

alteração antes e após a simulação. Na segunda coluna, ela mostra um ranking que coloca em

ordem decrescente a variação de volume entre as unidades operacionais e campos simulados.

Figura 8 – Janela do Sistema de Apresentação de Resultados após a Simulação


A janela a seguir tem como objetivo a realização e visualização do diagrama tornado para

uma análise mais profunda sobre a simulação.

Figura 9 – Janela do Sistema de Seleção de Cia / UO / Campo para simulação de suas variáveis

Conclusões

Ao final desse projeto, pode-se concluir que, de fato, a interface gráfica desenvolvida

foi muito útil tanto para a validação do cálculo, quanto para análise dos resultados gerados.

O Microsoft Visual Studio (“.NET”) se mostrou bastante eficiente. Sua facilidade em

construir forms usando uma biblioteca de objetos particular foi de grande utilidade para que

os parâmetros pudessem ser variados da melhor maneira possível. Além disso, seu ambiente

de programação se adaptou perfeitamente à estrutura do sistema, visto que a comunicação

com o banco de dados em Access e Excel se deu de forma bem simples.

Em relação ao estudo sobre as reservas de óleo e gás, pode-se dizer que o conhecimento

adquirido ao longo do projeto foi bastante proveitoso.

A complexidade envolvida nos cálculos e a rapidez da simulação de novos resultados

fazem com que os estudos da companhia cresçam exponencialmente, colaborando claramente

com a sua produção.

Referências

1 - KAHN, M. Avaliação Econômica e Financeira de Reservas de Petróleo e Gás. Rio de

Janeiro, 2002. 105 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) - Pontifícia

Universidade Católica do Rio de Janeiro.

2 - TEIXEIRA, A. B. E. Metodologia para avaliação probabilística de reservas de óleo e

gás. Rio de Janeiro, 2009. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) - Pontifícia

Universidade Católica do Rio de Janeiro.


3 - HASTENREITER, L. Previsão da Evolução dos Custos de Exploração e Produção de

Petróleo e Gás. Rio de Janeiro, 2010. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) -

Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

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