Aplicación de un Modelo de Evaluación Económica en Proyectos GTL
Viabilidade das Plantas GTL:
Uma Análise de Sensibilidades das
Variáveis Determinantes
Edmar Fagundes de Almeida; José Bomtempo; Ronaldo Bicalho / UFRJ, Brasil
[email protected] • [email protected] • [email protected]
Trabajo destacado en el IV LACGEC - Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y
Electricidad, realizado en Río de Janeiro, Brasil, del 26 al 28 de abril de 2004.
Índice
1.
Custos e Receitas de uma planta
GTL
2.
O modelo de análise econômicofinanceira utilizado
3.
Resultados
4.
Análise de Sensibilidade
5.
Análise de Risco via Método
Monte-Carlo
6.
Conclusões
7.
Referências bibliográficas
Introdução
A tecnologia de conversão do gás natural em líquido tem uma longa história,
que se inicia na década de 1920, quando
os cientistas alemães Franz Fischer e Hans
Tropsch introduziram o processo de
conversão do gás de síntese, produzido a
partir do carvão, em combustíveis líquidos.
A partir desse desenvolvimento inicial, a
tecnologia foi utilizada em escala comercial na Alemanha, durante a Segunda Grande Guerra; nos Estados Unidos, na década
de 1950; e na África do Sul, a partir da
década de 1950. Em todos esses casos, a
solução tecnológica atendeu a critérios
Revista CIER • Año XV, Nº 48, Enero - Febrero - Marzo 2006
Resumo:
O artigo apresenta os resultados de um modelo de avaliação econômica
aplicado a projetos GTL. Tomaram-se como base as informações disponíveis
sobre as variáveis chave para os projetos GTL, tais como: custos de
investimento, custos operacionais, eficiência de conversão, possíveis linhas de
produtos (diesel, nafta e especialidades), preços do gás e dos produtos
obtidos. A partir da análise da viabilidade econômica de projetos de plantas
GTL hipotéticas, foram realizadas simulações do fluxo de caixa destas plantas,
usando-se a técnica de Monte-Carlo. A partir destas simulações foi possível
calcular a probabilidade de viabilidade dos projetos analisados. Para uma
planta de 10.000 barris, usando-se uma distribuição de probabilidade triangular para as variáveis custo de investimento, preço e composição dos produtos,
preço e quantidade consumida de gás natural, a probabilidade de se obter um
valor presente líquido positivo foi de 59%. Para escalas de 20.000 e 40.000
barris a probabilidade de viabilidade ficou em 80% e 93%, respectivamente.
Constatou-se assim que a viabilidade econômica das plantas GTL é muito
sensível à escala de produção. Esta análise de sensibilidade foi estendida às
demais variáveis consideradas, permitindo uma avaliação das variáveis críticas
para as plantas GTL.
estratégicos, relacionados à segurança do
abastecimento de combustíveis, nos quais
as considerações sobre a competitividade
econômica em relação às tecnologias
tradicionais de produção de combustíveis
estavam ausentes.
A partir da década de 1980, a tecnologia
de conversão química de gás natural em
combustíveis líquidos vem atraindo um
interesse crescente dos agentes da indústria
de petróleo e gás. Este interesse é alimentado pela crescente disponibilidade de reservas de gás natural que não são
aproveitáveis com a utilização de
tecnologias tradicionais de transporte
(gasodutos e gás natural liquefeito). Às
reservas irrecuperáveis soma-se o
desenvolvimento de nichos de mercado
para combustíveis sintéticos, em função
da legislação ambiental, o que impulsionou
a renovação do interesse das empresas por
essa tecnologia. Cabe mencionar ainda
que o processo de liberalização da indústria
do gás natural e da eletricidade, nos
principais mercados mundiais, levou a um
aumento da volatilidade nos preços do
gás, dificultando sua venda em contratos
de longo prazo e, por conseqüência, criando obstáculos importantes para o
financiamento de grandes projetos de
gasodutos e de GNL.
53
Aplicación de un Modelo de Evaluación Económica en Proyectos GTL
Dessa forma, a tecnologia GTL representa uma opção para se monetizar reservas de gás sem a necessidade de
negociações contratuais difíceis e
complexas. A idéia é produzir combustíveis
que poderiam ser comercializados no mercado internacional já estabelecido.
Atualmente, o único obstáculo para
viabilizar esta estratégia é a viabilidade
econômica das plantas GTL. Este artigo
apresenta o resultado de um modelo de
avaliação econômica de projetos GTL,
construído com base em informações
disponíveis sobre as variáveis chave para os
projetos, tais como: custos de investimento,
custos operacionais, eficiência de
conversão, possíveis linhas de produtos
(diesel, nafta, e especialidades), preços do
gás e dos produtos obtidos. A primeira
seção do artigo apresenta e analisa as
principais variáveis utilizadas na análise
econômica de plantas GTL. Na segunda
seção, apresenta-se o modelo de análise
econômico-financeira desenvolvido. Na
terceira seção, discutemse os principais
resultados obtidos, destacando as variáveis
que apresentam maior impacto para a
economicidade destas plantas. A análise
de sensibilidade dos projetos GTL em
relação às variáveis críticas é estudada na
seção quatro. Na seção cinco, servindo-se
da simulação de Monte-Carlo, avalia-se o
risco dos projetos GTL. As conclusões do
trabalho encontram-se na seção seis.
1. Custos e Receitas
de uma planta GTL
O custo de produção de combustíveis
sintéticos
vem
se
reduzindo
significativamente
com
os
desenvolvimentos do processo ocorridos
nos últimos anos. Várias empresas têm
anunciado custos de produção em torno
de 20-25 dólares por barril. Segundo
Moncrielt et al. (1998), os custos totais do
diesel produzido por uma planta GTL se
distribuem tipicamente da seguinte forma:
• Custo de investimento na planta de
produção do gás de síntese: 33%;
• Custo de investimento na fase de
conversão de gás de síntese: 18%
Esta divisão de custos pode obviamente variar em função de aspectos tecnológicos (escala e tipo de tecnologia de
conversão adotada) ou de localização da
planta. Entretanto, pode ser tomada uma
boa indicação da divisão dos custos numa
planta GTL.
1.1.Custos de
investimento
Do ponto de vista da análise econômica
de projetos, o custo de construção de uma
planta não se resume apenas aos custos
dos equipamentos e da construção. Estes
dois tipos de custos de investimento estão,
em geral, embutidos no custo do contrato
com a empresa de serviços EPC –
Engineering,
Procurement
and
Construction. Entretanto, o tempo de
construção da planta pode afetar
sobremaneira o fluxo de caixa do projeto.
De acordo com a empresa de engenharia
Black & Veatch, o tempo de construção de
uma planta GTL varia entre 38 a 48 meses,
dependendo da escala da planta. Assim,
tendo em vista que a fase de construção da
planta pode levar até 4 anos, os custos
financeiros associados à imobilização do
capital e ao financiamento nesta fase são
expressivos.
É importante salientar ainda que os
custos OSBL (outside batery limits) são
muito importantes.
Estes custos incluem investimentos na
unidade de processamento de gás natural
(UPGN), planta de produção de eletricidade,
planta de tratamento de água, sistema de
resfriamento de água e sistema de
estocagem de produtos. Os investimentos
em ativos OSBL podem chegar a 30% do
custo de investimento total de uma planta
GTL. Assim, dependendo da localização da
planta, seus custos de investimentos podem
variar muito. Se a mesma for localizada
junto a plantas GNL ou refinarias, poderá
compartilhar os ativos OSBL, reduzindo
significativamente os custos de
investimento.
Tendo em vista a fase incipiente do
desenvolvimento da tecnologia GTL, não
existem dados de custo de investimento
que possam ser considerados inequívocos.
Os custos de investimento das plantas GTL
construídas no início dos anos 1990 (Shell
e Mossgas) situam-se em patamares muito
superiores à média dos custos anunciados
para os projetos atuais. Enquanto as plantas da Shell e Mossgas tiveram um custo
por barril de capacidade da ordem de US$
40 dólares, empresas proprietárias de
tecnologias GTL têm anunciado atualmente
custos entre 25 e 30 dólares por barril.
Em recente publicação (Agee, 2002), a
Syntroleum, por exemplo, anunciou que
seu processo tem um custo de operação e
manutenção de US$ 4 por barril e um
custo de investimento de apenas US$ 20,00
por barril de capacidade.
Tendo em vista que não existem plantas em operação que tenham sido
construídas com este nível de custos, é
importante levar em consideração o risco
tecnológico envolvido na obtenção dos
mesmos.
Dada a falta de experiência de empresas de EPC com a tecnologia, quase sempre
as propostas destas empresas embutem
um risco tecnológico que resulta num nível
de custos muito mais elevado do que
aqueles anunciados pelos licenciadores de
tecnologia.
Apesar de os reatores Fisher-Tropsch
não ainda terem passado por um processo
completo de scaleup1, as economias de
escala são significativas nas plantas GTL.
Segundo Oukaci (2002), os trens de
produção de gás de síntese possuem uma
escala máxima relativamente pequena, com
uma produção apenas suficiente para uma
planta de 10.000 barris/dia. Assim, para se
atingir uma planta de maior tamanho, é
necessário investir em vários trens de
produção de gás de síntese. Segundo Hill
(1998), um dos principais fatores que
contribuem para a limitação do tamanho
máximo dos trens de produção de gás de
síntese são as plantas de produção de
oxigênio. Esta tecnologia não foi adaptada
às grandes escalas das plantas de produção
de gás de síntese.
Godley et al. (1998) estimam que o
custo de capital de uma planta de 50 mil
barris/dia é aproximadamente 70% do custo
de uma planta de 15 mil barris/dia. A
empresa Black&Veatch estimou uma
função de escala para as plantas GTL, a
partir de 13 projetos já construídos (na
• Custo de operação e manutenção: 23%
• aquisição da matéria-prima (gás natural): 21%
54
1
As unidades produção de gás de síntese e os reatores FT possuem uma escala
máxima por trem relativamente reduzida, o que deixa um potencial, em termos de
economias de escala, a ser explorado para plantas de grande capacidade, acima de
50.000 b/d.
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Tabela 1
Estimativa do Custo de Investimento por Perfil de
Escala
Capacidade (barris/dia)
5.000
7.500
10.000
20.000
25.000
30.000
50.000
75.000
100.000
Custo de investimento
(milhões US$)
266
342
409
630
723
810
1.113
1.433
1.713
Custo por barril
(mil US$)
53,17
45,61
40,91
31,48
28,94
27,01
22,27
19,10
17,13
Fonte: elaboração própria, a partir de função de escala Black&Veatch
maioria, plantas piloto). Esta função
(r²=0,967) é dada pela expressão:
Y=1.33 X0,622
Onde, Y é o investimento em US$
milhões e X é a capacidade em barris/dia.
A expressão acima sugere uma
economia de escala típica de plantas
petroquímicas. Pode-se observar a partir
dos valores ilustrativos da tabela 1, calculados para diversas capacidades, que, cada
vez que a capacidade dobra, o investimento
cresce cerca de 50% apenas. Entretanto,
limitações de ordem mecânica e de
engenharia química não permitem ainda
que esse potencial seja concretizado.
1.2 Custos
operacionais
Os custos operacionais totais refletem
os custos com a aquisição da matéria prima (gás natural) e os custos de operação e
manutenção - O&M. Em recente estudo, o
Departamento de Energia dos EUA (World
LNG/GTL, 2003) estimou os custos de O&M
em 5 dólares por barril. Este mesmo valor
é apontado por ICGTI (2001). Segundo
Henri de Wet (2002)2, diretor da PetroSA,
antiga Mossgas, os custos de operação e
manutenção da planta sul-africana situamse em torno de 4,8 dólares por barril. A
meta da empresa é atingir um custo por
volta de 3 dólares por barril até 2005,
almejando uma redução de cerca de 35%
nos custos operacionais. É importante frisar que a planta de GTL da PetroSA é uma
2
Comunicação pessoal
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planta híbrida. Esta planta também possui
unidades convencionais de refino, podendo
assim diluir seus custos mais facilmente.
1.3 Custo do GN
O consumo de gás natural para uma
dada capacidade de produção dependerá
da eficiência energética da planta. Quanto
maior esta eficiência, menor será o consumo de gás natural, para se produzir uma
dada quantidade de combustível sintético.
Atualmente, a eficiência média das
tecnologias disponíveis é da ordem de 60%.
A este nível de eficiência, estima-se um
consumo médio de 270 m³ por barril de
combustível produzido.
Obviamente, este número pode variar
muito com o tipo de gás natural utilizado.
O estudo de Choi et al. (2001) pressupõe o
consumo de 312 m³ de gás por barril
produzido, utilizando-se uma tecnologia
avançada de GTL (Oxidação parcial +
reatores com leito de lama com
catalisadores de cobalto). O maior consumo de GN neste processo se deveu à pior
qualidade do gás natural que continha
13% de CO2 (trata-se de gás associado).
Em geral, as análises econômicas das
plantas de GTL atribuem ao gás natural um
custo entre $ 0,50 e $1,00 por milhão de
Btu. Esta é a faixa de preços mínima para
viabilizar o aproveitamento das reservas de
gás. Ou seja, o preço que se aproxima do
custo médio de produção. Entretanto, é
importante ressaltar que a cada aumento
de $ 0,50 por milhão de Btu no custo do
gás natural, o custo total dos combustíveis
produzidos eleva-se de $ 4 a $ 5 dólares
por barril.
1.4 Receitas
Potenciais de
Plantas GTL
As receitas das plantas GTL advêm principalmente da comercialização dos
combustíveis líquidos sintéticos no mercado internacional. Assim, a receita de uma
planta GTL está diretamente ligada ao preço
do petróleo no mercado internacional. A
rigor, uma planta GTL pode produzir,
dependendo da tecnologia adotada, todo
tipo de hidrocarboneto líquido sintético.
Atualmente, as plantas de GTL em operação
produzem basicamente dois tipos de
produto: diesel sintético (PetroSA) e especialidades (lubrificantes, ceras especiais,
solventes, fluidos para perfuração de petróleo, produtos para usos alimentares,
etc) na planta da Shell, na Malásia, que
produz também nafta petroquímica. A
comercialização de diesel apresenta como
vantagem o fato de se dar num mercado
global já inteiramente estruturado. O diesel
sintético pode ser misturado ao diesel convencional e comercializado num mercado
que hoje atinge aproximadamente 5
milhões de barris/dia.
O mercado de especialidades porém é
muito reduzido em tamanho quando comparado ao do diesel.
Em contrapartida, as margens são em
geral muito superiores às do diesel. O
preço da graxa, por exemplo, situa-se em
torno de $440-$660 dólares por tonelada,
o que corresponde a cerca de $11 a $16
dólares por MMBtu. Tendo em vista que o
gás é comprado por um preço em geral
inferior a 1 dólar por MMBtu, as margens
são realmente muito compensadoras.
Assim, havendo mercado potencial
adequado, a produção de produtos
especiais pode se apresentar como uma
excelente opção.
Segundo Singleton (2002), as plantas
GTL dedicadas para especialidades podem
obter receitas entre 60 e 80 dólares o
barril, dependendo da distribuição de
produtos produzidos. As plantas dedicadas à produção de diesel sintético podem
obter, em média, uma margem de 30% em
relação ao preço do petróleo.
A produção de querosene de aviação
poderia ser uma outra opção interessante.
Duas barreiras devem ser consideradas para
este mercado. Primeiramente, a queima de
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Aplicación de un Modelo de Evaluación Económica en Proyectos GTL
querosene de aviação não está submetida
às restrições ambientais locais. O
combustível sintético perde, portanto, um
diferencial de qualidade importante que é
a ausência de enxofre. Além disso, a
comercialização deste novo tipo de
combustível requereria um processo de
certificação em relação às normas da IATA.
Atualmente, ainda não é possível comercializar querosene de aviação de origem
sintética.
Staigerwald (2002), estima que, no
caso americano, o diesel GTL poderia ser
misturado na proporção de até 6% ao
diesel convencional. Um dos principais
empecilhos ao aumento da proporção de
diesel GTL é o grau API exigido para o diesel
pelas normas americanas. O grau API do
diesel sintético é maior que o do diesel
convencional. Staigerwald estima também
que o prêmio potencial para o diesel GTL
em relação ao diesel “Ultra Low Sulphur”
produzido atualmente no mercado
californiano situa-se em torno de 5 centavos de dólar por galão. Entretanto, o custo
adicional do diesel “Ultra Low Sulphur” é
estimado em aproximadamente 4 dólares
por barril. Por outro lado, este diesel é
comercializado a cerca de 4 dólares por
barril a mais que o diesel produzido em
outros estados. Desta forma, considerando-se o custo evitado da produção do
“Ultra Low Sulphur”, existiria potencialmente cerca de 8 dólares por barril para ser
apropriado por produtores de diesel sintético. Segundo Jean Bercy do IFP3, estudos
realizados por essa instituição chegaram à
conclusão de que as refinarias na Europa
estariam dispostas a pagar no máximo
15% para adquirir diesel “limpo” de modo
a acertar a composição do combustível
para atender as exigências ambientais.
A tabela 2 apresenta uma consolidação
das margens do óleo diesel e da nafta em
relação ao preço do petróleo nos últimos 5
anos, assim como a margem média considerada para as especialidades e o prêmio
médio considerado para o diesel GTL.
2. O modelo de
análise econômicofinanceira
utilizado
A partir da análise dos custos e receitas
apresentada nas seções anteriores, buscouse elaborar uma base de dados técnicoeconômicos que pudessem ser utilizados
para a realização de um estudo de avaliação
econômica para uma planta genérica de
GTL.
Os dados da tabela 3 referem-se a uma
planta GTL greenfield, construída num local não remoto.
Assim, os custos de investimento total
incluem todas as utilidades diretamente
ligadas à planta (geração elétrica e sistemas de resfriamento a água, sistemas de
estocagem), mas não inclui eventuais custos
de transporte do GN (gasodutos) e de
escoamento do produto (infra-estrutura
portuária). Três plantas de escalas diferentes são propostas para análise: 10, 20 e 40
mil barris/dia.
Para cada planta, os dados técnicos e
econômicos são apresentados numa faixa,
que reflete, por um lado, os riscos tecnológicos elevados e, por outro lado, as
incertezas econômicas intrínsecas ao mercado de petróleo. Assim, é possível
estabelecer cenários de avaliação otimistas
e pessimistas a partir da experiência das
plantas em operação e dos projetos
propostos atualmente. A proposta
apresentada pressupõe que a planta
produza basicamente 3 tipos de produtos:
diesel, nafta e especialidades. Como foi
mostrado, as plantas atualmente em
operação vêm buscando melhorar a
rentabilidade, através da produção de especialidades.
A partir desses dados, elaborou-se um
fluxo de caixa do projeto considerando-se
ainda as seguintes hipóteses: i) custos e
receitas em dólares correntes americanos;
ii) taxa de desconto de 10% ao ano; iii) por
simplificação, sem alavancagem financeira.
Tabela 2
Produtos e margens de plantas GTL
Produto
Óleo diesel
Nafta
Especialidades
Margem média em relação
ao preço do petróleo
28%
10%
60-80 dólares/barril
Prêmio médio
considerado
10%
Fonte: elaboração própria.
Tabela 3
Principais Dados Técnico-Econômicos de Projetos GTL
para Avaliação Econômica
Planta
Planta
Planta
10.000 b/d 20.000 b/d 40.000 b/d
Tempo total de construção
38
42
48
Custo de investimento total US$ mil/barril por dia
30-40
25-35
22-30
Custo de operação e manutenção US$/barril
4-5
4-5
4-5
Consumo de gás natural (m³/barril)
260-280 260-280 260-280
Disponibilidade dias/ano
340
340
340
Produção de diesel barris/dia
6.000
12.000
24.000
Produção nafta barris/dia
3.000
6.000
12.000
Especialidades barris/dia
1.000
2.000
4.000
Margem total diesel em relação
ao preço do petróleo
30%-35% 30%-35% 30%-35%
Margem total nafta em relação
ao preço do petróleo
12%-15% 12%-15% 30%-35%
Preço especialidades US$/barril
60-80
60-80
60-80
Preço do gás natural (US$/Mbtu)
0,50-1,0 0,50-1,0 0,50-1,0
Preço médio real do petróleo durante o ciclo
de vida do projeto (US$/barril)
15-30
15-30
15-30
Tempo de funcionamento da planta
25
25
25
Fonte: Elaboração Própria
3. Entrevista realizada em dezembro de 2001.
56
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Tabela 4
Análise do fluxo de caixa plantas GTL cenários otimistas e pessimistas para plantas
de 10, 20 e 40.000 b/d
Planta 10.000
Payback (anos)
Taxa Interna de Retorno (a.a.)
Valor Presente (mil US$)
Custo de capital ($/barril)
Custo de O&M ($/barril)
Matéria-prima ($/barril)
Custo total ($/barril)
Planta 20.000
Otimista
Pessimista
Otimista
3
21,99%
244.764,34
7,5
4
4,68
16,18
10
5,24%
-90.748,68
11,4
5
9,36
25,76
3
25,79%
558.488,45
5,9
4
4,68
15,58
Pessimista
Planta 40.000
Otimista
Pessimista
9
2
4
7,33%
30,96%
17,15%
-93.733,33 1.250.802,78 529.127,98
10,4
3,6
8,1
5
4
5
9,36
4,68
9,36
24,76
12,28
22,46
Fonte: Elaboração Própria
3. Resultados
Dois cenários base foram considerados
na avaliação econômica. O cenário otimista
refere-se ao caso extremo onde as variáveis
técnicas e econômicas são as mais
favoráveis dentro do intervalo estabelecido.
O cenário pessimista refere-se ao caso extremo onde as variáveis técnicas e
econômicas são as menos favoráveis. A
tabela 3 apresenta a lista das variáveis
consideradas. A partir destas variáveis, a
análise do fluxo de caixa descontado do
projeto resulta nos seguintes resultado,
conforme a tabela 4.
Como se pode observar, a planta de
10.000 barris não é viável num cenário
econômico e tecnológico pessimista. O
custo de produção desta planta situa-se
em torno de 26 dólares por barril.
No cenário otimista, a rentabilidade da
planta de 10.000 barris é compatível com
os níveis mínimos de rentabilidade exigidos para projetos desta natureza. O custo
total de produção desta planta seria de
16,2 dólares por barril, situando-se,
portanto, num patamar de custos relativamente baixo.
Da mesma forma, uma planta de
20.000 barris também não é viável no
cenário pessimista. Nesse cenário, os custos
de capital da planta de 20.000 barris são,
como se espera, menores que os da planta
de 10.000, mas não o suficiente para
viabilizar a planta. Já a rentabilidade da
planta num cenário otimista é bastante
superior à da planta de 10.000 barris. Isto
se deve basicamente à forte redução nos
custos de capital.
A análise dos custos e do fluxo de caixa
da planta de 40.000 barris deixa claro que
uma planta GTL seria rentável nessa escala
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de produção. Os efeitos das economias de
escala no custo de capital são suficientes
para compensar as elevações no custo de
operação e manutenção e da matéria prima, consideradas no cenário pessimista.
4. Análise de
Sensibilidade
Para avaliar a sensibilidade das plantas
GTL em relação às variáveis chave consideradas no modelo de avaliação econômica
(preço do petróleo, preço do gás natural,
custo de investimento, e consumo de gás),
tomou-se como referência a planta de
20.000 barris no cenário pessimista. Considerando-se as variações relativas da taxa
interna de retorno e das variáveis chave,
calcularam-se as elasticidades em relação a
essas variáveis chave. Os valores das elasticidades estão na tabela 5.
Como se pode observar, o preço de
petróleo é a variável de maior impacto
sobre a rentabilidade do projeto. Uma
variação no preço do petróleo resulta numa
variação de 2,27 vezes na taxa interna de
retorno do projeto. Isto se explica pelo fato
de o preço do petróleo determinar todo o
valor da receita. De um modo geral, os
projetos dessa natureza são muito sensíveis
às variações da receita.
Por outro lado, a variável que menos
afeta a rentabilidade é o preço do gás
natural. Isto se deve ao fato de o preço do
gás afetar apenas uma parte relativamente
pequena dos custos. A participação dos
custos de capital nos custos totais desta
planta é expressiva (40%), e portanto a
sensibilidade do projeto em relação a estes
custos também é relativamente elevada
(0,96). Da mesma forma, a eficiência da
planta medida em termos do consumo de
gás por barril de produto, é um fator
importante para a rentabilidade da planta.
Uma conclusão importante da análise
de sensibilidade é que a busca da redução
dos custos de capital deve ser priorizada no
atual esforço tecnológico. Apesar de as
elasticidades em relação ao consumo de
gás e ao custo de investimento serem próximas, parece existir, tendo em vista a
natureza dos esforços tecnológicos
atualmente empreendidos, um maior potencial para redução dos custos de
investimentos do que para o aumento da
eficiência das plantas GTL.
Tabela 5
Sensibilidade da rentabilidade (TIR) em relação às
variáveis chave
Elasticidades
Variação do preço do petróleo
Variação do preço do gás natural
Variação do custo de investimento
Variação do consumo de gás
2,27
0,36
0,93
1,06
Fonte: Elaboração própria
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5. Análise de Risco
via Método MonteCarlo
A análise de sensibilidade deixou claro
que o impacto da disponibilidade de gás a
baixo custo (reservas de gás irrecuperáveis)
é relativamente pequeno. Ou seja, o aumento das reservas irrecuperáveis pode
contribuir para melhorar a atratividade das
plantas GTL, mas numa intensidade menor
que as reduções de custo de investimento.
Em suma, a análise realizada indica
que a rentabilidade dos projetos GTL depende essencialmente do cenário
econômico e tecnológico assumido. Ou
seja, foi constatado que, dentro dos intervalos possíveis assumidos para as variáveis
chave, a rentabilidade da planta não está
garantida. Desta forma, a avaliação do
projeto hipotético deveria ser complementada por uma análise de risco que pudesse
estimar a probabilidade de que uma dada
planta GTL fosse viável. Na seção seguinte,
propõe-se uma análise de risco dos projetos
GTL com base numa simulação de MonteCarlo do fluxo de caixa.
O método Monte-Carlo representa um
excelente ferramenta para analisar os níveis
de riscos de projetos. Este método permite
a realização de simulações de diferentes
combinações das variáveis consideradas
no modelo de análise econômicofinanceira. Para realização das simulações,
é necessário definir a função de distribuição
de probabilidade das variáveis estudadas.
Essa definição por si só pode exigir um
estudo bastante elaborado, analisando de
forma aprofundada o comportamento de
cada variável. Nesse trabalho, optou-se
por adotar para todas as variáveis uma
distribuição de probabilidade triangular,
definindo-se valores mínimos, máximos e
mais prováveis para cada uma das variáveis.
A tabela 6 apresenta as variáveis
Tabela 6
Distribuição de probabilidade das variáveis chave
valores mínimo, máximo e provável
Variável
Corte diesel (%)
Corte Nafta (%)
Preço Petróleo US$/barril
Margem diesel (%)
Margem Nafta (%)
Preço especialidades US$
Custo Operacional
Consumo Gás (m³/barril)
Preço Gás US$/Mmbtu
Invest. 10 mil b/d (US$ mil/b/d)
Invest. 20 mil b/d (US$ mil/b/d)
Invest. 40 mil b/d (US$ mil/b/d)
Mínimo
Máximo
Provável
60
30
15
30
12
60
4
240
0,50
30
25
20
63
32
22
32
13
70
4,5
260
0,75
35
30
25
67
33
30
35
15
80
5
280
1,0
40
35
30
Fonte: Elaboração própria
Tabela 7
Resultados da Análise Monte-Carlo
Capacidade
(barris/dia)
10.000
20.000
40.000
Probabilidade de
ser viável ( %)
VPL mais provável
(US$ milhões)
59,0
80,8
93,0
17,0
103,0
341,7
Fonte: elaboração própria
58
selecionadas para a simulação de MonteCarlo e os valores mínimo, máximo e
provável considerados nas distribuições
triangulares de probabilidade.
A partir da definição da distribuição
das variáveis, foram realizadas simulações
do fluxo de caixa com diferentes
combinações das variáveis. Para cada
simulação, foram calculados a taxa interna
de retorno e o valor presente líquido do
projeto. Dividindo o número de simulações
que resultam em um VPL positivo pelo
número total de simulações foi possível
calcular a probabilidade de o projeto ser
viável. O método Monte-Carlo permite
também calcular o VPL mais provável.
A análise da simulação de Monte-Carlo
mostra que a planta de 10.000 barris/dia,
nas condições consideradas, apresenta um
VPL de US$ 17 milhões como valor mais
provável mas tem apenas 59% de
probabilidade de que o valor do VPL seja
positivo e que, portanto, o projeto seja
viável. O resultado sugere que nessas
condições dificilmente a decisão seria de
realizar o projeto, dado o nível elevado de
risco associado ao investimento. Já a planta de 20.000 barris/dia apresenta um risco
consideravelmente menor, tendo 80% de
probabilidade de ser viável. A planta de
40.000 barris/dia apresenta-se como um
investimento com grande probabilidade
de resultar na rentabilidade esperada pelo
investidor, tendo apenas 7% de
probabilidade de não ser viável. O resultado reafirma o grande peso que a redução
do custo de investimento obtida com o
aumento de escala da planta tem na
viabilidade dos projetos GTL.
6. Conclusões
Este trabalho propôs um método de
análise da viabilidade dos projetos GTL. O
método foi baseado na definição de valores otimistas e pessimistas para as variáveis
chave e no calculo do Valor Presente Líquido e da Taxa Interna de Retorno dos fluxos
de caixas de plantas hipotéticas de capacidades de 10.000, 20.000 e 40.000 barris/
dia. Os resultados indicam que as plantas
de 10.000 e 20.000 barris/dia seriam
inviáveis nos cenários pessimistas, tornando-se viáveis apenas na proximidade do
cenário otimista. As plantas de 40.000
barris/dia, em razão da considerável
redução dos custos de investimento,
mostram-se viáveis mesmo no cenário
pessimista.
Revista CIER • Año XV, Nº 48, Enero - Febrero - Marzo 2006
Aplicación de un Modelo de Evaluación Económica en Proyectos GTL
Em termos de sensibilidade, o estudo
mostrou que o preço do petróleo é a variável
de maior peso na viabilidade dos projetos
GTL, enquanto o peso do preço do gás
natural tem pequeno impacto na
viabilização dos investimentos. Os projetos
são também sensíveis ao consumo de gás
natural e ao custo de investimento, sendo
a redução deste último uma fonte importante economia para melhorar a
rentabilidade dos investimentos.
A simulação de Monte-Carlo permitiu
avaliar o risco das plantas estudadas, indicando que a probabilidade de viabilidade
de uma planta de 10.000 barris/dia é de
apenas 59%, caracterizando um risco elevado do projeto. Os resultados sugerem
riscos menores, e possivelmente aceitáveis,
para as plantas de 20.000 e 40.000 barris/
dia.
Em síntese, o estudo realizado indica
que os projetos GTL tendem a ser viáveis
nas condições atuais da tecnologia e do
mercado. Essa viabilidade entretanto
repousa fortemente na busca economias
de escala que permitam reduzir o custo de
investimento. Assim, plantas acima de
40.000 barris/dia seriam viáveis, mesmo
em condições econômicas menos
favoráveis, apresentando-se como
investimento de baixo risco.
7. Referências
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