Em 31 de agosto, a Casa Branca publicou um comunicado detalhando os mecanismos daquilo que o presidente Trump havia anunciado três dias antes como um acordo histórico de petróleo com Caracas. As autoridades interinas da Venezuela concederam à North American Blue Energy Partners, uma empresa privada controlada pelo empresário venezuelano Alejandro Betancourt e sediada em Barbados, concessões de cem anos sobre 17 campos de petróleo com aproximadamente 65 bilhões de barris de reservas provadas, cerca de um quinto do total da Venezuela. Para efeito de comparação, os próprios Estados Unidos detinham cerca de 46 bilhões de barris de reservas provadas ao final de 2024.

Em troca, a NABEP concedeu ao Office of Strategic Capital do Pentágono uma participação acionária de 35% em sua controladora corporativa. O Departamento de Estado obtém o direito de comprar 20% da produção de todos os campos atuais e futuros da NABEP a preço de custo, além de um direito de preferência sobre os 80% restantes. O acordo foi assinado pelos Estados Unidos por Marco Rubio e Pete Hegseth. Do lado venezuelano, foi concedido por Delcy Rodriguez, a presidente interina empossada em 5 de janeiro depois que forças americanas removeram Nicolas Maduro.

Dois dias depois, com o secretário de Energia Chris Wright presente em Caracas, a Chevron anunciou um acordo separado: mais de US$ 7 bilhões por meio de suas joint ventures venezuelanas ao longo de cinco anos, dois blocos adicionais na área de Carabobo, na Faixa do Orinoco, e uma meta de aproximadamente 600 mil barris por dia até 2031, contra cerca de 280 mil atualmente.

Neste artigo, exploramos o que de fato foi assinado, por que uma participação acionária do governo em uma empresa petrolífera privada é um instrumento genuinamente incomum, por que uma concessão não é a mesma coisa que um barril, a fragilidade jurídica e política por trás dos documentos e por que quase nada disso deve mover o preço do petróleo antes de 2030.

O que uma concessão realmente é

Uma concessão é um contrato pelo qual um Estado concede a uma empresa o direito de explorar e produzir hidrocarbonetos em uma área definida por um período definido, em troca de royalties e impostos. O Estado mantém a propriedade do recurso no subsolo; a empresa é dona dos barris depois de extraídos. Isso é diferente de um contrato de partilha de produção, no qual a produção é dividida entre Estado e operador, e diferente também do modelo de joint venture que a Venezuela usa desde as nacionalizações de 2007, no qual a estatal petrolífera PDVSA detém a maioria e um parceiro estrangeiro detém a minoria.

O traço marcante aqui é o prazo. Cem anos não é uma duração normal para um contrato de petróleo. Qualquer coisa acima de trinta anos já é incomum. A própria história da Venezuela reforça o ponto: as concessões mais longas que o país já concedeu até agora tinham cinquenta anos, outorgadas em 1907 sob Cipriano Castro, e o movimento democrático do século XX tratou o fim das concessões como um princípio fundador.

Os dois governos nem sequer descrevem o mesmo contrato. Washington fala em cem anos. Rodriguez declarou publicamente que o acordo tem duração de vinte e cinco anos, que a Venezuela mantém a propriedade e a soberania sobre seu petróleo, que a primeira fase poderia gerar cerca de US$ 209 bilhões para o país, e que aproximadamente US$ 19 de cada barril fluiriam para o Estado venezuelano. As duas afirmações não podem ser ambas verdadeiras, e a diferença não é um erro de arredondamento.

A participação acionária, e por que é estranha

Participação acionária significa ser dono de ações: um direito sobre os lucros e sobre o que quer que o negócio venha a valer, com posição subordinada aos credores e sem reembolso fixo. É isso que o Office of Strategic Capital, um braço de financiamento do Departamento de Defesa, está recebendo. A Casa Branca avaliou a participação em termos de centenas de bilhões em valor e dividendos eventuais, e enfatizou que ela não custou nada ao contribuinte americano.

Vale separar três pontos aqui.

  • A participação é na controladora corporativa da NABEP, não nos campos e não no próprio petróleo. Washington não é dona do petróleo bruto venezuelano no subsolo. É dona de uma fatia de uma empresa que detém direitos contratuais.
  • A entidade jurídica exata não foi claramente identificada. A Casa Branca a chamou de controladora corporativa; a NABEP descreveu uma participação na empresa; reportagens apontaram para um veículo corporativo recém-criado. Essa ambiguidade importa para quem tenta avaliar a posição.
  • O Office of Strategic Capital já afirmou anteriormente que não assume participações acionárias em empresas privadas. Sejam quais forem os méritos, trata-se de uma estrutura improvisada, e não do exercício de um programa consolidado.

Há também uma questão de governança que nenhum modelo financeiro capta. Um governo que compra produção a preço de custo é, simultaneamente, o regulador, o cliente, o acionista e, neste caso, a potência militar que instalou a contraparte. Esses papéis entram em conflito.

Reservas são um estoque, os preços respondem ao fluxo

O número que faz a maior parte do trabalho retórico é 65 bilhões de barris. Reservas provadas são uma estimativa do que pode ser recuperado de campos conhecidos sob a tecnologia e os preços atuais. São um estoque, medido uma única vez. O preço do petróleo é determinado pelo fluxo: quantos barris chegam a uma refinaria neste mês em relação a quantos são consumidos.

A Venezuela tem as maiores reservas provadas do mundo e produz aproximadamente 1,1 milhão de barris por dia, abaixo dos mais de três milhões do final da década de 1990 e do pico de cerca de 3,5 milhões em 1970. As reservas nunca foram a restrição. Poços, bombas, energia, dutos, diluentes, unidades de melhoramento, engenheiros treinados e portos em funcionamento são a restrição.

A geologia agrava isso. A maior parte da base de reservas está na Faixa do Orinoco na forma de petróleo extrapesado, um óleo tão viscoso que não flui facilmente por um duto. É preciso misturá-lo a hidrocarbonetos mais leves, conhecidos como diluentes, ou processá-lo em uma unidade de melhoramento, uma planta industrial que o converte em um petróleo sintético mais leve. Ambos exigem capital intensivo e são lentos de construir.

O que a engenharia realmente custa

É aqui que a análise publicada é notavelmente consistente, e notavelmente destoante dos anúncios.

  • A Rystad Energy estima que sejam necessários cerca de US$ 53 bilhões em investimentos upstream e de infraestrutura ao longo de quinze anos apenas para manter a produção estável em cerca de 1,1 milhão de barris por dia, e que apenas cerca de 300 mil barris por dia de oferta adicional podem ser recuperados em dois a três anos sem gastos pesados.
  • Ir substancialmente além de 1,4 milhão de barris por dia, segundo a mesma análise, exige investimento sustentado de US$ 8 bilhões a US$ 9 bilhões por ano entre 2026 e 2040, além dos gastos para manter a produção estável, com um investimento total de capital para chegar a três milhões de barris por dia estimado em cerca de US$ 183 bilhões nesse período.
  • O UBS afirmou que acrescentar um milhão de barris por dia levaria de cinco a dez anos em um cenário conservador, e que voltar a três milhões poderia levar cerca de quinze anos.
  • A Capital Economics estimou US$ 15 bilhões a US$ 20 bilhões ao longo de uma década para levar a produção a 1,5 milhão de barris por dia. O J.P. Morgan tem sido mais otimista, com a equipe de Natasha Kaneva projetando entre 1,3 e 1,4 milhão de barris em até dois anos após uma transição política, e até 2,5 milhões ao longo da próxima década.

O plano declarado da NABEP é investir até US$ 100 bilhões e pagar US$ 200 bilhões em royalties e impostos nos primeiros vinte e cinco anos. Esses números estão na ordem de grandeza correta para a tarefa. E esse é exatamente o ponto: a tarefa é enorme, e o dinheiro precisa ser captado nos mercados de capitais com base em uma concessão outorgada por um governo interino.

Os números da Chevron são o contraexemplo honesto. A empresa está investindo US$ 7 bilhões, não US$ 100 bilhões, ao longo de cinco anos, em campos onde já opera, usando estradas, energia e dutos já existentes, e espera custos totais de produção abaixo de US$ 20 por barril. Seu presidente-executivo tem sido explícito ao dizer que crescer a partir de uma posição já estabelecida em campo maduro é uma proposta diferente de começar do zero. A Chevron também é a única major americana atualmente produzindo na Venezuela.

A base jurídica é contestada

O Artigo 150 da constituição venezuelana exige que contratos de interesse público nacional firmados com Estados estrangeiros ou entidades estrangeiras sejam aprovados pela Assembleia Nacional. Chavez levou à Assembleia os criticados acordos de petróleo por crédito com a China. As concessões do final dos anos 1990, sob Rafael Caldera, foram debatidas ali. Assim como a lei de nacionalização de 1976.

A base política não é mais sólida. Rodriguez foi empossada por seu irmão Jorge, que preside a Assembleia Nacional, junto com 283 parlamentares eleitos em uma votação que a maior parte da oposição boicotou. A constituição limita um mandato interino a 180 dias, prazo que se esgotou em julho. Questionada esta semana sobre eleições, Rodriguez disse que haveria um processo eleitoral quando a Venezuela estivesse pronta, sem dar uma data. A posição de Maria Corina Machado é que a transição para a democracia ainda não ocorreu.

Para um investidor, nada disso é um detalhe moral à parte. É a taxa de desconto. Uma concessão de cem anos só vale cem anos de fluxos de caixa se a contraparte, sua constituição e seus tribunais ainda estiverem dispostos a honrá-la. A Venezuela expropriou ativos petrolíferos estrangeiros em 2007. Um contrato que um futuro governo eleito possa plausivelmente argumentar ter sido nulo desde o início não é um ativo de cem anos.

Por que o preço do petróleo praticamente não reage

O secretário de Energia Wright afirmou que a produção venezuelana deve chegar a dois milhões de barris por dia até o final da década. Tomando isso ao pé da letra, isso implica cerca de 900 mil a um milhão de barris adicionais por dia, incorporados gradualmente ao longo de cerca de quatro anos, contra uma oferta global de pouco mais de 100 milhões de barris por dia. Isso equivale a cerca de 1% do mercado, chegando de forma gradual e sinalizada com anos de antecedência. Os mercados precificam a oferta antecipada muito antes de ela se concretizar.

O contexto também importa. O Brent era negociado a cerca de US$ 96 por barril em 2 de setembro, tendo variado de cerca de US$ 69 no início de julho a US$ 105 mais tarde naquele mês, quando o tráfego de petroleiros pelo Estreito de Hormuz foi interrompido. As projeções de agosto da EIA previam o Brent com média de cerca de US$ 85 no terceiro trimestre. Essas são oscilações de vinte a trinta dólares causadas por um único ponto de estrangulamento. Um influxo gradual de petróleo pesado venezuelano não pertence à mesma categoria de evento.

Há também a compensação que ninguém menciona. Se a Venezuela adiciona barris enquanto a OPEP+ gerencia a oferta, o grupo pode ajustar-se, e geralmente o faz. A Venezuela é membro da OPEP. A produção venezuelana adicional em parte substitui a de outro país, em vez de somar-se de forma líquida à oferta global.

O ângulo da Reserva Estratégica de Petróleo

Trump afirmou que o petróleo venezuelano será usado para reabastecer a SPR. A reserva estava em 286,6 milhões de barris na semana encerrada em 28 de agosto, o menor nível desde novembro de 1982 e cerca de 40% da capacidade autorizada, após uma liberação de 172 milhões de barris autorizada em março. O direito de compra de 20% é real, mas 20% da produção atual relacionada à NABEP representa um número pequeno de barris por dia, e a própria infraestrutura da reserva é um gargalo. Reabastecê-la é um exercício de vários anos, independentemente da origem do petróleo.

Enquanto isso, o preço no varejo que os eleitores efetivamente veem, cerca de US$ 4,08 por galão em agosto, é determinado pelo petróleo bruto, pelas margens de refino e pela logística de produtos, não pelos documentos de concessão.

Principais conclusões para investidores

  • Separe os dois anúncios. A expansão de campo maduro da Chevron, de US$ 7 bilhões, é um projeto convencional e financiável, com custos de produção abaixo de US$ 20. A concessão da NABEP é um instrumento político cujos termos comerciais ainda são ambíguos.
  • Reservas não são produção. Sessenta e cinco bilhões de barris no subsolo não mudam em nada o equilíbrio entre oferta e demanda até que capital, equipamentos e mão de obra os convertam em fluxo.
  • As estimativas de custo estão bastante alinhadas. Cerca de US$ 180 bilhões e quinze anos para restaurar os níveis de produção dos anos 1990 é o consenso, não uma visão isolada.
  • O risco contratual é a variável dominante. Uma concessão outorgada por uma presidente interina não eleita, sem aprovação da Assembleia Nacional, e descrita de forma diferente por cada signatário, carrega um desconto jurídico que um prazo de cem anos não elimina.
  • Não espere efeito sobre o preço nesta década. Os barris adicionais venezuelanos são poucos, chegam devagar e podem ser parcialmente compensados pela OPEP+.
  • A participação acionária é uma história de governança tanto quanto financeira. A propriedade estatal de uma empresa petrolífera em operação cria conflitos entre os papéis do governo como acionista, cliente e regulador, que acabarão vindo à tona.

Conclusão

A consequência mais duradoura desse acordo talvez não tenha nada a ver com petróleo. Uma concessão de cem anos, um ministério da defesa que assume participação acionária em um produtor privado e um direito de compra a preço de custo: em conjunto, isso é um modelo, e modelos costumam ser reutilizados. Ele estabelece que os Estados Unidos aceitarão participação acionária em empresas de recursos estrangeiras como pagamento por resultados de segurança, e que a contraparte não precisa ter mandato eleitoral.

Os barris, se vierem, virão devagar e chegarão a um mercado que já os precificou. O precedente chega imediatamente, e será citado por todos que negociarem com Washington a partir de agora.