Desafios econômicos de processos de unitização no Pré-sal

Felipe Botelho Tavares , Luciano Losekann e Yanna Clara 20/06/2016  Copyleft

luciano062016O processo de individualização (ou também chamado de unitização) de jazidas é uma prática recorrente na indústria do petróleo e gás natural. O processo se torna necessário quando o reservatório descoberto se estende para além do bloco exploratório concedido. No Brasil, a unitização ganhou contornos especiais com a instauração do regime de partilha e a possibilidade de convivência de regimes distintos para o mesmo campo. Esta postagem foca a análise sobre o impacto das regras atuais de unitização na atratividade de projetos com reservatórios que se estendem por áreas da União (não concedidas), situação que se verifica em vários campos do pré-sal brasileiro. As simulações realizadas mostram que a rentabilidade dos projetos é comprometida quando o consórcio arca com os investimentos correspondentes a recursos fora da área de concessão. Assim, o desenvolvimento de parcela relevante das reservas brasileiras pode ser inviabilizado.

CONTEXTO

A unitização consiste em um processo que visa contornar de forma equilibrada questões sobre a propriedade de reservas de hidrocarbonetos compartilhadas por agentes distintos. O processo de unitização implica em acordo para produção conjunta das partes, readequando custos e lucros, de forma a evitar a produção individualista e predatória das reservas (na literatura chamada como “regra da captura”). A unitização da produção permite a otimização da produção e pode reduzir custos por economias de escala e escopo, ampliando os ganhos resultantes da produção. BORGES (2014) estima receitas extraordinárias (windfall profits) de 6,5% em campos no pré-sal brasileiro através da otimização da produção e subaditividade de custos no contexto de processos de unitização.

No caso brasileiro, incorpora-se ainda casos em que áreas sujeitas a unitização sejam de posse de uma mesma empresa sob regimes contratuais distintos, ou ainda, que envolvam áreas não contradas de propriedade da União (DAVID; LOPES & BRAGA, 2014), sendo esses casos comuns no polígono do pré-sal.

A Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) representa a União em áreas não contratadas para acordos de individualização. A PPSA participa dos acordos de individualização, porém não existe prerrogativa de investimento, ficando a cargo do consórcio operador tal responsabilidade.

A diversidade de regimes fiscais no país representa outro fator relevante no contexto de unitizações. Atualmente, existem três regimes contratuais em paralelo no polígono do pré sal (Tabela 1).

Tabela 1 – Regimes Regulatórios de E&P no Pré-Sal

Concessão

Partilha da Produção

Cessão Onerosa

– Criado em 1997 pela Lei nº 9.478

– Licenciamento obtido através de licitação

– Participação estatal não mandatória

– Óleo produzido pertence ao concessionário após o pagamento de taxas e participações governamentais

– Criado em 2010 pela Lei nº 12.304 e Lei nº12.351

– Aplicável às áreas não-concedidas e não cedidas onerosamente no Polígono do Pré-Sal das Bacias de Santos e Campos

– Criado em 2010 pela Lei nº 12.276

– Licença asseguraa à Petrobras para o prospecto de Franco (agora Búzios) e áreas adjacentes

– Capitalização governamental da Petrobras pela transferência do direito de produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente

Fonte: PPSA (2016a)

Segundo o Ministério de Minas e Energia (2016), existe uma listagem de Acordos de Individualização da Produção (AIP), são eles:

– 4 acordos assinados (Jazida Compartilhada de Tartaruga Mestiça/Campo de Tartaruga Verde, Jazida Compartilhada de Lula/Sul de Lula/Campos de Lula e Sul da Lula e Jazida Compartilhada de Massa/Campo de Argonauta e Campo de Sapinhoá),

– 3 acordos em andamento (Caxaréu, Pirambu e Sul de Sapinhoá);

– 4 pré-acordos de individualização em andamento (Libra, Gato do Mato, Carcará e Epitonium),

– 1 negociação finalizada com a conclusão sobre a não extensão da jazida para áreas não contratadas (Carapeba),

– 7 potenciais casos adicionais a serem avaliados pela PPSA, e início de negociação dependente de solicitação pela ANP.

Mapa 1 – Áreas passíveis de individualização no Pré-Sal

luciano062016a

Fonte: PPSA (2016b)

No contexto de áreas abertas, a Resolução nº 2 de 3 de março de 2016 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) trata da questão de jazidas unitizáveis da União que se encontram em áreas conectadas à blocos já concedidos, impondo celeridade nos estudos técnicos sobre o tema. A União, constitucionalmente, é a proprietária dos recursos no subsolo e detém controle sobre as áreas não concedidas. Assim, de acordo com a Resolução nº 25/2013 da ANP, o concessionário deverá “carregar” os investimentos em nome da União, sendo ressarcido a partir da produção mensal da jazida unitizada. A União por regra exime-se de quaisquer riscos exploratórios e, assim, de participação em custos de programas de atividade exploratória (sobretudo aquelas anteriores ao AIP). Esta questão necessita de aperfeiçoamento, em especial para custos incorridos após o AIP.

Vale destacar ainda, que a operação para as jazidas não contratadas localizadas no polígono do Pré-Sal passíveis à individualização pode ser feita por qualquer empresa a despeito da regra do Operador Único da Lei do Pré-Sal, ou seja, mesmo que a empresa não seja a Petrobras. No entanto, a operação será definida a partir da vontade das partes unitizantes, criando um agente operador específico à área que se distingue do operador mais genérico de áreas do Pré-Sal, no caso a Petrobras (DAVID; LOPES & BRAGA, 2014).

Em termos da grandeza do tema sobre unitização, a estimativa da ANP para as áreas com acordo de individualização já protocolados (até maio de 2016) seria de 2,2 bilhões de barris de óleo equivalentes, o que potencialmente atrairia investimentos (CAPEX) de US$ 24,2 bilhões e gastos na operação das atividades (OPEX) de US$ 86,8 bilhões em um horizonte de 10 anos (SPE/MF, 2016). A Secretaria de Política Econômica (SPE) do Ministério da Fazenda acredita que nestes 10 anos o impacto para economia deste volume de investimentos estaria na ordem de 1,4 p.p. do PIB brasileiro (1 p.p. em impactos diretos e 0,3 p.p. em impactos indiretos).

METODOLOGIA

O objetivo dessa postagem é analisar os impactos econômicos das regras atuais em projetos sob processo de individualização das jazidas do Pré-sal. Especificamente, serão estudadas as questões acerca da viabilidade econômica, sobretudo no que se refere o chamado “carregamento” do investimento e os impactos resultantes sobre a economicidade dos campos.

Para a avaliação dos impactos econômicos do processo de unitização de reservas no pré-sal utilizaremos o Modelo Upstream GEE-IBP desenvolvido pelo Grupo de Economia da Energia em parceria com o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. O Quadro 1 apresenta a parametrização específica da simulação feita para este artigo.

Quadro 1 – Parâmetros do Modelo

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O modelo permite calcular indicadores de atratividade dos projetos, valores de investimento e participações governamentais.

– Preço do petróleo: US$ 60/bl (referência)

– Reservas consideradas: 8,5 bilhões bep

– Capacidade produtiva FPSO: 100 mil barris/dia

– Taxa de desconto: 10%

– Proporção Óleo/Gás: 80/20

– Capex US$ 11/boe

– Opex US$ 10/boe

– Não considera Custo de exploração nem bônus de assinatura

– Impostos Indiretos – Taxação aplicada aos componentes do CAPEX derivados dos projetos. Inclui: ISS, CIDE, IPI, ICMS, PIS/Cofins, Imposto de Importação e Imposto de renda.

– Royalty – alíquota de 10% na área contratada em concessão e 15% na não contratada

– Imposto de Renda – Inclui imposto de renda e CSLL (34% no total)

– Participação Especial – Participação especial incidente na parcela na área contratada em concessão

Partilha da Produção – Parcela em óleo do governo na área não contratada. Nesse caso, corresponde a 100% do profit oil da parcela não contratada.

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As regras consideradas quanto ao compartilhamento de custos e benefícios da produção seguem a Resolução ANP nº 25/2013, que institui que os investimentos realizados para as áreas pós-AIP serão ressarcidos a empresa unitizante em um percentual de 20% da produção mensal compartilhada. David, Lopes e Braga (2014) alertam aos efeitos da regra sobre a viabilidade de projetos, considerando que o percentual por sua inflexibilidade e baixo valor relativo (por exemplo se comparado ao contrato de Libra) poderá inviabilizar economicamente projetos para áreas para unitização.

SIMULAÇÃO

Nas simulações propostas, supõem-se áreas com parcela dos recursos fora de sua concessão em área não contratada. Consideramos como reservas totais 8,5 bilhões de barris, 13% das quais correspondem a reservas ainda não contratadas (1,1 bilhões de barris). A simulação realizada visa capturar os impactos da aplicação das condições definidas pela unitização na viabilidade dos projetos. Desta forma avalia-se a magnitude do impacto através dos seguintes resultados:

  1. Produção nos campos

  2. Investimentos previstos

  3. Parcela dos investimentos correspondente a recursos fora da área de concessão (carrego)

Gráfico 1 – Resultados de Produção e Investimentos (CAPEX) em reservas de 8,5 bilhões de barris

luciano062016b

Como apresentado no Gráfico 1, os investimentos totais estimados nesses projetos são de US$ 92 bilhões  ao longo de toda sua extensão de tempo. Esse montante é concentrado nos primeiros 10 anos dos projetos e nos anos de maiores desembolsos (2018 e 2019) seriam investidos US$ 13 bilhões.

Parcela relevante dos investimentos seria orientada para recursos que não estão na área de concessão. Esse investimento que corresponde ao carrego seria da ordem de US$ 12 bilhões. Nos anos de maiores desembolsos (2018 e 2019), os montantes anuais alcançariam quase US$ 2 bilhões.

Ainda no Gráfico 1, observa-se que nos anos de produção de pico, 2021 a 2024, esses projetos produziriam um total de 1,2 milhão de barris diários. Sendo 160 mil barris diários fora da área de concessão.

Quanto aos resultados para as government take (o que inclui royalties, participações especiais, impostos diretos e indiretos) ao longo da vigência desses projetos acumula US$ 176 bilhões (US$ 50 bilhões se descontados a 10%).

A arrecadação mais significativa ocorre até 2030. Nos anos de pico, a arrecadação alcança US$ 12 bilhões ao ano.

Como por hipótese, e seguindo a regulamentação vigente, a recuperação dos custos em óleo é limitada a 20% da receita, parte do investimento não é recuperada.

No caso de referência, em que 13% dos recursos está em área não contratada, US$ 160 milhões de custos não são recuperados durante a vida dos projetos. Esta restrição torna o projeto inviável na análise de projeto sob os critérios de viabilidade considerados.

Como critério de sensibilidade optamos por variar a parcela das reservas não contratadas (7% e 20%) buscando identificar se a dimensão da área unitizada não contratada influiria na avaliação econômica e ainda testar a hipótese de produção sob regime tradicional de concessão, sem o limite de ressarcimento do carregamento da União.

Gráfico 2 – Resultados para a Taxa Interna de Retorno em diversos cenários

luciano062016c

Nota: O critério adotado para a viabilidade é 10% nesta simulação 

O Gráfico 2, apresenta os resultados que indicam que para o projeto em questão, apenas na hipótese de não restrição de reembolso ao carregamento da União, haveria viabilidade. Note que a medida que a área a ser unitizada se reduz, a atratividade econômica do investimento se eleva, denotando uma menor restrição na recuperação de custos do projeto.

Portanto, as regras de unitização que estão definidas comprometem a rentabilidade dos projetos, inviabilizando-os nas condições que foram expostas. Para projetos que contam com 20% dos recursos em áreas não contratadas, a taxa interna de retorno é de 7,2%. Mesmo para projetos com menor proporção em áreas não contratadas, a rentabilidade é inferior a 10%, ou seja, inviáveis dado o critério estabelecido neste estudo. 

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

BORGES, C. “Análise da unitização da produção de petróleo no Brasil e seus impactos sobre a política de conteúdo local e receitas extraordinárias.” Tese de Doutorado em Planejamento Energético COPPE/UFRJ. 2014.

BRAGA, L. “Pré-Sal: Individualização da Produção e Contratos Internacionais de Petróleo.” Ed. Saraiva. 230p. 2014

CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA – CNPE, “Resolução n 2, de 3 De Março De 2016.” Diário Oficial da União, p. 5 Seção 1. Brasília. 2016.

DAVID, O., LOPES, L.; BRAGA, L. “Compromisso de Individualização da Produção e Unitização em Áreas Não Contratadas à Luz da Resolução ANP nº 25/2013”Conferência Rio Oil & Gas 2014. 2014.

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA – MME. “Relatório Semestral de Atividades Relacionadas aos Contratos de Partilha de Produção para Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural” 2º Semestre 2015. Brasília. 2016

PRÉ-SAL PETRÓLEO S.A. – PPSA, “Perspectivas do Pré-Sal e a Crise do Petróleo”Apresentação de Oswalo A. Pedrosa Jr. (Diretor Presidente-PPSA) no Instituto de Economia da UFRJ. Rio de Janeiro. 2016a

——————, “Perspectivas para Exploração e Desenvolvimento do Pré-Sal”Apresentação de Oswalo A. Pedrosa Jr. (Diretor Presidente-PPSA) na Fundação Getúlio Vargas. Rio de Janeiro. 2016b

SECRETARIA DE POLÍTICA ECONÔMICA – SPE/MF, “Medidas regulatórias no setor de óleo e gás elevarão o crescimento da economia”. Ministério da Fazenda. Brasília. 14 Março 2016

(*) Doutorandos do IE/UFRJ

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