Impacto da restrição de capital global no mercado de FPSO brasileiro

Desde a eclosão do conflito armado no Leste europeu e a subsequente elevação dos preços de gás no mercado global, as petroleiras brasileiras vêm repensando a estratégia de contratação para construção de plataformas embarcadas nas bacias brasileiras.

No contexto da alta dos preços, o mercado bancário global experimentou elevação das taxas de juros nas principais economias do mundo que, apesar de já estarem em processo de redução, não evitam a contratação de empréstimos a taxas de juros ainda altas, geralmente pré-fixadas no momento do topo dos juros.

Soma-se a isso a forte volatilidade nos preços, sobretudo pelos recentes conflitos no Oriente Médio e pela expectativa de resfriamento da economia chinesa, que dificulta a estimação de receitas das petroleiras e precificação de risco nos contratos por parte dos bancos.

O impacto para o setor começou a ser sentido ainda em 2021, quando as petroleiras brasileiras iniciaram estudos para adoção de regimes alternativos ao dominante até então, o regime de afretamento ou BOO (build, operate and own). Nesse modelo, a petroleira contrata uma empresa de afretamento que assume todos os riscos do negócio em troca de se manter proprietária dos ativos ao final do contrato. O custo para a petroleira é o preço de contratação, medido por uma tarifa diária.

Um exemplo da alta de custos para as petroleiras pode ser visto na tentativa feita pela Petrobras para afretamento na bacia de Campos em que somente uma empresa encaminhou oferta ao custo diário de 9,25 bilhões de dólares. O preço espelha o custo elevado que as afretadoras estão enfrentando e rebateu no custo total alto para a Petrobras que desistiu do negócio.

Por seu turno, a primeira opção usualmente pensada nesse caso é pelo regime EPC, engenharia, aquisição e construção, pelo qual a petroleira é quem assume todos os riscos do processo, permanecendo com posse dos ativos por todo tempo de uso do capital. Porém, a própria Petrobras teria dificuldade nesse regime e necessitaria de fundos alternativos para não impactar seu caixa.

Justamente para isso foi solicitada e autorizada liberação de 8,5 bilhões de dólares pelo Fundo da Marinha Mercante. O mecanismo, contudo é insustentável já que levaria à descapitalização do fundo que já estava deficitário em relação aos desembolsos ao BNDES. Além do mais, por EPC o tempo de liberação da plataforma envolvida e a engenharia mobilizada são muito mais elevados que nos demais modelos.

Diante da escassez de crédito na ponta, uma alternativa que vem ganhando consistência é a contratação pelo modelo BOT (build, operate e transfer). Nesse regime, há compartilhamento de riscos entre a petroleira e a afretadora. A empresa contratada constrói a FPSO e a opera por um determinado período de tempo de até 5 anos, quando repassa os ativos envolvidos na integralidade para a petroleira que assume então todos os custos operacionais. O gasto para a afretadora diminui com menos custos variáveis e o custo total médio para a petroleira também já que não incorre em custos fixos nem em tarifas diárias elevadas, uma melhora para ambas as partes em relação às alternativas.

O pagamento da petroleira à afretadora também afeta menos o fluxo de caixa da petroleira que vai pagando conforme a estrutura vai sendo montada. Na prática, é como se cada uma das empresas acessassem crédito bancário a taxas de juros médias mais baixas que as de mercado, sendo, portanto uma correção do mercado às taxas altas praticadas pelos bancos.

Esse modelo está sendo pensado para o projeto de águas profundas de Sergipe, mas o setor ainda carece de marcos regulatórios. Em 2021, o TCU barrou uma licitação para construção na bacia de Campos porque a Petrobras acabaria assumindo quase que 90% dos recursos necessários para o projeto, não havendo compartilhamento de custos, como o BOT, um modelo híbrido entre EPC e BOO, sugere.

No caso, a escolha da Ocyan para o projeto tecnicamente só se justificaria porque a afretadora em questão não tinha acesso a crédito para o projeto, não sendo um caso de restrição também da Petrobras. Essa experiência tem sido bastante utilizada nos debates a respeito e marcos bem definidos são necessários para a liberação de projetos que possam compatibilizar as necessidades e riscos de ambos os lados do negócio.