Em resumo, os riscos associados aos investimentos nas atividades relacionadas ao segmento E&P são determinados pelo capital total disponível, pelo tamanho e grau de integração entre as empresas, e pelos riscos peculiares desta indústria. O elevado nível de risco agregado e os altos custos fixos (em grande parte sunk costs ou custos irrecuperáveis) tornam assim muito complexa a decisão de investir das empresas petrolíferas, resultando no fato de as atividades E&P serem marcadas usualmente por consideráveis altos níveis de autofinanciamento por parte das companhias, entre 70 e 80%.
Obviamente, é requerida a operação em grande escala, pois a necessidade de economias de escala é determinada pelos altos custos fixos. Estas economias se dão pois, conforme já mencionado, os custos fixos da produção são altos, e o custo médio reduz-se ao se aumentar o tamanho da planta e o volume de produção. No caso da indústria de petróleo, a importância destes conceitos ocorre a partir da existência de ativos indivisíveis na, que requerem altíssimo dispêndio de implantação: quanto maiores e mais dispendiosas forem estas instalações, maior será seu custo fixo e menor seu custo marginal de produção.
A indústria de petróleo, em particular o segmento E&P, é altamente intensiva em capital e em tecnologia, sendo marcada por bens de capital e serviços tecnológicos de altíssima especificidade, alguns de natureza indivisível, o que implica na necessidade de certo nível de integração de médio e longo prazo entre empresas investidoras em E&P e empresas fornecedoras de bens e serviços de produção a estes investimentos. Em indústrias deste tipo, destaca-se a importância da chamada economia de integração: em todas as indústrias cujos investimentos se baseiam em ativos de alta especificidade, a obtenção destes ativos no mercado implica em grandes custos transacionais entre agentes, os chamados custos de transação (FIANI, 2002); ao se proceder à integração vertical entre investimento e fornecimento de bens de capital e serviços de produção, através de mecanismos como contratos de longo prazo, internalização na firma da produção dos insumos, ou fusões e aquisições, procede-se à realização de importantes economias de integração, ou economias de custos de transação.
No que tange a economias de escopo, estas são mais relevantes ao segmento downstream da cadeia de petróleo, em função de se ter refino, transporte, distribuição e comercialização de derivados de óleo conduzidos a partir da mesma logística operacional.22 No que tange ao segmento E&P, economias de escopo são relacionadas à produção conjunta de petróleo e gás natural a partir de uma mesma jazida de óleo e gás natural, o que se dá quando a jazida é de gás natural associado e há infra-estrutura de transporte e escoamento de gás natural.
A estrutura dos custos de produção pode ser dividida entre custos técnicos e custos fiscais. São os custos técnicos no ramo E&P os de maior importância, representando 70% dos dispêndios totais. Os custos fiscais se referem ao montante despendido pelos produtores no pagamento de direitos de propriedade e outros encargos tributários e fiscais aos países hospedeiros da produção. (HANNESSON, 1998).
Os custos técnicos compreendem os dispêndios envolvidos até a colocação do petróleo nos mercados primários e dependem de fatores como: dificuldades encontradas durante o processo exploratório (número de poços que precisam ser perfurados até que se encontre um poço produtivo), profundidade dos poços, taxa de retorno determinada para o investimento, etc. Os custos de exploração podem representar de 10 a 20% dos custos totais. Os custos de desenvolvimento, de 40 a 60%; e os custos operacionais de extração de 20 a 50%. Os custos de perfuração podem representar de 40% a 80% dos custos de exploração e desenvolvimento de um campo de petróleo (CONAWAY, 1999).
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