Tempos estranhos para exploração e produção de petróleo

Uma combinação explosiva de dois fatores externos e totalmente fora do controle das empresas de petróleo determinou a maior queda do preço do petróleo dos últimos 17 anos: a controvérsia entre sauditas e russos sobre o aumento da produção de petróleo aliada à disseminação do coronavírus.

Esses dois fatores foram determinantes para a queda expressiva do preço do barril gerando, de um lado, excesso de oferta e, do outro, forte contração da demanda pela redução da atividade econômica. Essa explosiva combinação fez com que, em 30 dias, o Light Sweet Crude Oil caísse de USD 53,78, em 20 de fevereiro, para aproximadamente USD 25,00, em 20 de março do ano corrente.

É válido afirmar que as empresas de petróleo estão acostumadas e trabalham com a volatilidade dos preços, mas nem todas estão preparadas para um ajuste tão profundo se a crise se prolongar no tempo. Nessas horas, a economicidade dos projetos é colocada em teste porque ninguém pretende continuar um projeto ou sistema de produção se os custos estiverem acima do preço de venda do óleo, ou se o net presente value (NPV) for negativo e sem perspectiva de retomada, dentro de um prazo razoável.

Esse processo de ajuste já vem ocorrendo desde o ano passado na exploração e produção do shale americano e em outras jurisdições, com perdas substanciais para os operadores, muitos dos quais atualmente em fase de recuperação judicial.

A atual crise tem reflexos jurídicos e econômicos profundos nos contratos e nas operações em curso, sobretudo no setor de E&P. Uma primeira reflexão de ordem prática decorre daquele velho adágio jurídico: “o contrato é bom quando todos assinam, mas tem de ser melhor ainda quando as partes se lembram de que ele existe para poder executá-lo”. Portanto, é justamente neste momento em que cláusulas de force majeure, hardship e material adverse change, dentre outras, entram em cena, a depender dos seus termos, para restabelecer o equilíbrio contratual, ou até mesmo para justificar o seu término.

Essa situação é mais delicada para operações que se encontram em fase de transição, entre signing e closing. Principalmente porque os ativos foram precificados considerando uma curva de preço tendo como ponto de partida a cotação do Brent entre USD 50,00 – USD 60,00/bbl,ou mais. Durante essa fase, há também a questão importantíssima da devolução do depósito financeiro para o comprador do ativo ou da participação societária, se o fechamento da operação não ocorrer por eventos imprevisíveis e fora do controle das partes, como parece ser o caso da crise atual.

A solução talvez esteja na negociação de novos patamares econômico-financeiros. Mas, se a negociação envolver as NOCs, a discricionariedade atribuída aos negociadores é muito restrita, pelo controle e supervisão a que aquelas estão sujeitas, a exemplo da própria Petrobras. É bem verdade que a queda brusca nos preços do petróleo afeta empréstimos e a captação de recursos por “emissão de dívida”. Em outras palavras, as garantias oferecidas são suficientes para assegurar o pagamento do principal e dos juros? Haverá necessidade de reforço dos volumes empenhados? As garantias oferecidas constituem verdadeiramente rights in rem, em stricto sensu, ou sua execução ainda depende de aprovações regulatórias?

As respostas a essas perguntas são cruciais em algumas jurisdições, se os financiamentos estiverem garantidos pela produção de petróleo com lastro em reservas provadas do próprio
campo (“RBL”). E são particularmente importantes aqui no Brasil, já que com o processo de desinvestimento da Petrobras e a escassez de crédito para empresas fora do circuito das
majors, muitas das estruturas financeiras foram alicerçadas na forma de RBL ou oil pre- payment.

Mas, também, da crise, surgem oportunidades para alguns. Segundo matéria recentemente veiculada pelo Financial Times, em momentos como esse, companhias que disponham de terminais e bases de armazenamento podem deles tirar proveito, pois terão a possibilidade de comprar petróleo a preços muito depreciados, apostando no aumento da curva do preço do barril no mercado futuro. Esse aumento surgirá naturalmente, seja em função do próprio ciclo das commodities, seja pela redução da oferta por força do abandono de projetos antieconômicos e suspensão de campanhas exploratórias.

E o Brasil onde fica nisso tudo? Tremendamente afetado neste momento como qualquer outro país produtor de petróleo, situação que demandará das companhias uma revisão de seu
planejamento estratégico. Haverá também um impacto imediato sobre processos de desinvestimento em andamento, até que o cenário esteja mais claro. Aqui, como em outros países, projetos com menor rentabilidade perdem força no curto prazo, resultado de uma seleção natural dentro do portfólio das empresas.

A título de exemplo, no atual plano de negócios da Petrobras, os projetos contam com VPL positivo num cenário de resiliência com o Brent girando entre USD 45,00 e USD 50,00/bbl.
Além disso, segundo a estatal, o breakeven do desenvolvimento da produção do Pré-sal situa- se na faixa de USD35,00 – USD 45,00/bbl. Olhando para o passado recente, não há dúvida de que a Petrobras e outras empresas se beneficiaram da venda de ativos e de participações societárias em patamares muito mais elevados do que os do momento atual.

Os upsides tendem, todavia, a ficar bem mais limitados daqui para frente, em “tempos estranhos” como esse, na melhor expressão cunhada por Veríssimo. Mas, não há dúvida de que as oportunidades encontram-se aqui para investimentos realizados agora com uma visão de médio prazo.

Paulo Valois é sócio do escritório Schmidt Valois