Grupo de Economia da Energia

Exploração e produção de petróleo e gás em águas profundas: evolução e tendências IV

In petróleo on 26/03/2012 at 00:15

Por Thales Viegas

Nas postagens anteriores  (*) tratamos de aspectos geológicos, operacionais e tecnológicos das operações em águas profundas. O objetivo desse artigo é discutir as questões que influenciam na atratividade dos investimentos em exploração e produção. Será feita uma comparação entre as características dos três principais produtores mundiais em águas profundas, a saber: Brasil, Estados Unidos e Angola.

As descobertas acumuladas desses países também figuraram entre as maiores na última década. O potencial remanescente de petróleo ainda por descobrir em águas profundas também é alto. Os três países compõem o que a indústria convencionou chamar de “Triângulo de Ouro”.  Juntos  eles respondem por dois terços das operações e da produção mundial em águas profundas como se pode observar no gráfico 1.

São duas questões relevantes que serão tratados aqui em conjunto. O primeiro se refere ao regime regulatório e contratual da exploração e produção. O segundo corresponde às características do sistema fiscal. Os dois aspectos se reflem diretamente na média da participação governamental nos resultados dos projetos em cada região. O percentual apropriado pelo governo influencia diretamente os indicadores de rentabilidade que são avaliados pelas empresas antes de realizar seus investimentos.

São dois os regimes regulatórios e contratuais presentes no “Triângulo de Ouro”, a saber: Concessão e Partilha. Nos Estados Unidos vigora a Concessão, em Angola, basicamente, a Partilha e no Brasil será a efetiva convivência dos dois regimes assim que a partilha entrar em vigor na “área estratégica” do pré-sal. O modelo de Partilha geralmente é associado a regiões com menores riscos exploratórios. A princípio, as petroleiras o preferem quando o país hospedeiro das reservas oferece menor maturidade institucional, ou seja, menor segurança jurídica. Já o modelo de Concessão é largamente utilizado em países com instituições mais maduras, onde, em muitos casos, o risco exploratórico também é maior.

Importa salientar que os três países experimentaram relativa estabilidade institucional. Nos últimos dez anos não ocorreram mudanças profundas no sistema fiscal dos mesmos que tenha afetado significativamente os contratos já firmados. Em Angola e nos Estados Unidos se verificou o aumento de alíquotas de taxas governamentais e, consequentemente, a elevação da participação governamental.

No Brasil, as descobertas recentes realizadas alteraram a percepção de risco exploratório no país, o que teria embasado a adoção do regime de Partilha. No entanto, isso não significa que o risco de desenvolvimento agora seja menor. De fato ele é significativo, quando se trata de reservas localizadas em ambientes exploratório ainda não dominados completamente pela indústria, como o pré-sal. Sob o novo marco regulatório de partilha, talvez este seria o maior risco envolvido na área onde ele irá vigorar.

Já em Angola o risco exploratório é baixo, mas existe e a petroleira que ali explorar está sujeita a ele. Caso não ocorra descoberta, o setor público local não se responsabiliza pelos custos do programa exploratório.

Em um pólo oposto está o Golfo do México americano onde o risco exploratório é considerável, a plataforma continental é madura e existe ainda mais competição na busca por reservas. Embora as três regiões, a princípio, se apresentem promissoras, existem especificidades entre elas no que tange à rentabilidade esperada e a consequente atratividade de cada região.

A fim de verificar possíveis diferenças na capacidade de incentivar investimentos no upstream desses países, utilizamos nosso modelo econômico de avaliação de projetos. Estudos realizados pela CERA, BOOZ & Company e Ernest Yung analisam aspectos regulatórios e fiscais relevantes e chegam a resultados interessantes, que são compatíveis com os que apresentaremos aqui. Nós consideramos as diferenças principais nos sistemas fiscais e realizamos análises de sensibilidade com o objetivo de mensurar a atratividade de projetos em águas profundas nos três países. Foram utilizados três estruturas de custos e três cenários de preços.

Nossos resultados apontam que os projetos em Angola tendem a gerar maior participação governamental do que no Brasil e nos Estados Unidos. O fato do risco exploratório em Angola ser baixo leva o governo a exigir uma contrapartida maior nos resultados da produção. Embora em Angola não haja cobrança de royalties, a alíquota de imposto de renda é de 50%. Já a fatia apropriada pelo governo na partilha tem uma escala de 20% à 70%. Ele varia conforme a magnitude do lucro. Essa flexibilidade ajuda a conferir neutralidade ao sistema angolano, uma vez que a participação governamental aumenta à medida que o lucro se eleva. No artigo denominado Preços, custos e o novo marco regulatório para o petróleo falamos dos benefícios de um sistema fiscal neutro.

Por outro lado, sob o regime de Concessão o potencial de lucratividade no Brasil tem sido maior, em parte porque a participação governamental é moderada e em grande medida proque o tamanho médio dos campos no país é relativamente grande, o que permite reduzir o custo unitário de produção. Por outro lado, o sistema fiscal brasileiro não se adapta aos movimentos de custos e preços. Ele ele é regressivo, assim como o americano. Considerando todos os aspectos regulatórios e fiscais supramencionados, os resultados apontam que o Brasil é lider em termos de atratividade para futuros investimentos, seguido por Angola. O Golfo do México ainda sofre consequências do acidente de 2010.

O Grafico 2 mostra que do total de unidades de produção FPSO (utilizadas em águas profundas) a serem instaladas no próximo quinquênio, 50% ocorrerá na America Latina, a maior no Brasil. Na África o vetor dos investimentos é Angola. Mesmo que outras regiões começem a despontar como destinos de inversões em águas profundas o Triângulo de Ouro  segue com dois terços dos investimentos mundiais.

Enfim, o Triângulo de Ouro figurou como o principal destino dos investimentos no ambiente offshore em águas profundas basicamente porque possui as seguintes características: i) grande volume de reservas a serem descobertas; ii) produção em curso significativa; ii) níveis razoáveis de participação governamental; iii) bons indicadores de criação de valor e rentabilidade sob o capital investido; iv) relativa estabilidade institucional. No Brasil, em particular, os altos índices de sucesso exploratório e a elevada magnitude das reservas contribuiiram para manter a atratividade do país, a despeito do aumento dos custos em escala mundial e, particularmente, no Brasil, quando se considera os ítens fornecidos localmente.

 (*)Postagens relacionadas:

Exploração e produção de petróleo e gás em águas profundas: evolução e tendências III

Exploração e produção de petróleo e gás em águas profundas: evolução e tendências II

Exploração e produção de petróleo e gás em águas profundas: evolução e tendências I

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