Os governos da Venezuela e dos Estados Unidos anunciaram um “acordo histórico” em matéria petrolífera que prevê a concessão venezuelana favorável a empresas norte-americanas em 17 campos petrolíferos.
Donald Trump e seu secretário de Estado, Marco Rubio, apresentaram a parceria como “o maior acordo petrolífero da história mundial”.
Por sua vez, na noite de 29 de agosto, a presidente Delcy Rodríguez se referiu à aliança como um marco que definirá o “renascimento econômico” do país.
A magnitude e a relevância do fato justificam uma análise pormenorizada a partir dos detalhes explicados pela mandatária venezuelana.
Alcance e reservas
Segundo Rodríguez, o tratado terá duração de 25 anos, o que contradiz as afirmações divulgadas por alguns meios de comunicação e contas de redes sociais sobre uma suposta duração de 100 anos.
O contrato inclui a atuação de empresas norte-americanas em oito blocos petrolíferos, que agrupam 17 campos. O conjunto de reservas nesses espaços alcança 65 bilhões de barris de petróleo.
No entanto, a mandatária indicou que há um horizonte de produção alcançável de 1,5 milhão de barris de petróleo por dia nos novos campos concedidos. É evidente que essa meta não terá sido alcançada desde o primeiro dia do acordo. Com efeito, a transação levará meses para produzir seus primeiros barris, e a meta acumulada de produção de 1,5 milhão poderá levar anos.
Isso sugere que, durante a vigência do acordo, segundo o que foi apresentado pela presidente, a meta de produção de petróleo extraível será de cerca de 11 bilhões de barris, o que impõe uma distinção importante entre os 65 bilhões de barris anunciados por Trump e a realidade prática do acordo.
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O presidente norte-americano pode estar recorrendo às suas usuais práticas de anúncios maximalistas, sobretudo se considerarmos que está na reta final das eleições de meio de mandato de seu país, justamente quando ocorre uma crise nos preços dos combustíveis e nos estoques de reservas de petróleo em razão da crise que seu governo desencadeou no estreito de Ormuz.
Esses elementos indicam a imperiosa necessidade de estabelecer distinções entre o discurso do presidente e as dimensões práticas e críveis do importante acordo.
Investimento, produção e lucros
A transação promete um investimento de 100 bilhões de dólares para seu desenvolvimento.
Um dado não menos importante sobre esse anúncio é a importante contribuição que ele daria ao conjunto da economia venezuelana, ao oferecer receitas novas provenientes de novos investimentos.
O fluxo anual de bilhões de dólares em investimento direto nos campos poderia contribuir significativamente para o sistema cambial venezuelano, o que repercutiria sobre a estabilidade da taxa de câmbio e sobre a inflação.
O governo venezuelano indicou que espera arrecadar “pelo menos” cerca de 209 bilhões de dólares em receitas fiscais durante a execução do acordo, número calculado com base em 65 dólares por barril no mercado internacional.
A primeira mandatária indicou que a Venezuela espera arrecadar, pelo menos, 19 dólares por cada barril extraído e comercializado. Cerca de 11 bilhões de barris, com um preço mínimo de 19 dólares, representam, de fato, a cifra indicada.
No entanto, os detalhes da base de receitas são explicados claramente ao se decompor certos aspectos do regime de concessão que se aplica neste acordo.
Regime de concessão
Segundo indicou a presidente, e conforme estabelece a reformada Lei Orgânica de Hidrocarbonetos (LOH), as reservas venezuelanas são intransferíveis e continuam pertencendo à nação. Por isso, é necessário fazer uma distinção entre os direitos de exploração e a propriedade das reservas no subsolo.
O lucro estimado por barril extraído e comercializado dentro dos 17 campos será de 19 dólares, podendo ser maior ou menor conforme o custo internacional dos barris. Este é calculado hoje em 65 dólares.
Essas receitas se justificam pelo regime de royalties previsto para o acordo, conforme indicado na LOH. No caso dos campos verdes concedidos, aplica-se uma alíquota de 32% de imposto de renda (ISLR) e, no mínimo, 16% de royalties.
Por que 16% de royalties “no mínimo”? Isso se explica pela LOH. Para o desenvolvimento de campos verdes, estabelece-se uma margem mínima de royalties dessa magnitude, mas cada jazida e cada campo são particulares entre si. Todos têm diferentes níveis de complexidade geológica. Isso sugere que, quanto maior a complexidade do campo, menor será o royalty — até 16%. Quanto menor a complexidade do campo, maiores serão os royalties, podendo alcançar um patamar de 20% ou 25%.
A margem de royalties é percentual, o que sugere que, em um cenário de preço do petróleo de 70, 80 ou 85 dólares por barril, a Venezuela obteria, por meio dos royalties, maiores ganhos por cada barril extraído nos 17 campos incluídos no acordo, o que poderia ajudar a superar com folga o horizonte de 209 bilhões de dólares anunciado.
É necessário nos determos neste ponto para estabelecer uma comparação com os últimos regimes fiscais aplicáveis a novos empreendimentos — investimento upstream — na Venezuela.
Até este ano, o regime de concessão venezuelano era regido pela LOH criada em 2001 e reformada em 2006. Tecnicamente, a LOH atual é uma reforma da mesma lei de 2001, mas há variações importantes quanto ao regime de concessão para campos verdes. Na lei dos anos 2000, o regime fiscal era de 32% de ISLR e 30% de royalties; isso, sim, aplicado rigorosamente a todos os empreendimentos.
A fragilidade dessa lei era que ela se aplicava a campos maduros, oferecendo grandes benefícios, mas criava sérios limites para o investimento em campos verdes. O investimento em campos verdes é extremamente caro, tecnicamente complexo e, em muitos casos, uma empresa pode investir em processos de exploração e produção que poderiam levar anos antes de extrair seus primeiros barris.
Dando continuidade às comparações, nos anos 1990, com a chamada “abertura petrolífera”, existia um regime completamente distinto. Para os campos verdes, foi criado um regime de ISLR de 32% e apenas 1% de royalties. Na prática, houve incentivos fiscais e pagamentos de royalties de 1% que eram irrisórios, em uma época em que o barril chegava a custar 15, 20 ou 25 dólares. Além disso, os petróleos pesados e extrapesados da Faixa Petrolífera do Orinoco, vendidos como betume, eram referenciados a preços do carvão. As empresas levavam o petróleo praticamente de graça.
Essa distinção é necessária para reconhecer as margens do regime atual. Falando de investimento upstream e desenvolvimento de campos verdes de petróleos não convencionais — tal como é o caso dos petróleos pesados e extrapesados da faixa —, o regime dos 17 campos concedidos aos Estados Unidos em 2026 é menos vantajoso para o Estado do que o existente nas LOHs dos anos 2000. Mas é claramente muito mais vantajoso do que o regime da “abertura petrolífera” dos anos 1990.
Esse elemento é inerente à soberania nacional e à disposição vantajosa dos recursos naturais. Para além da ponderação matemática evidente, o importante a ser apreciado neste caso é que os acordos são coerentes e pertinentes com as necessidades de investimento na Venezuela.
Dando continuidade aos termos comparativos, no mundo são aprovados novos empreendimentos petrolíferos que implicam grandes investimentos e estão sujeitos a grande complexidade técnica. Se olharmos para o continente, há casos notáveis na Colômbia, Argentina, Canadá e Estados Unidos, países que, assim como a Venezuela, estão desenvolvendo investimentos em petróleos não convencionais baseados em rocha porosa (shale oil) e petróleos pesados.
Se compararmos o regime de concessão entre Venezuela e Estados Unidos anunciado durante estes dias com os termos contratuais nesses países, a Venezuela obtém vantagens semelhantes às desses países em termos de impostos, royalties e Government Take (ganhos dos Estados pela propriedade dos recursos ou pela renda deles). Dito assim, as receitas venezuelanas nos 17 campos a serem concedidos estão dentro do padrão internacional de ganhos aplicado ao investimento upstream em novos empreendimentos de petróleos não convencionais.
O governo norte-americano não faz uma concessão graciosa ao permitir que suas empresas paguem dentro do padrão de 16% de royalties e 32% de ISLR. Na realidade, isso se rege por uma realidade técnica. Embora o petróleo venezuelano pesado e extrapesado seja muito denso e complexo de extrair, os custos de investimento para extrair cada barril continuam sendo administráveis e podem ser comparativamente muito mais baixos quando comparados com outros campos nos Estados Unidos ou na Argentina.
Os petróleos não convencionais, tal como é o caso dos petróleos da faixa, requerem vantagens e incentivos importantes para as etapas iniciais de investimento, extremamente custosas, o que implica royalties e impostos moderados. O caso do acordo entre Venezuela e Estados Unidos não é excepcional, nem extremamente fabuloso para nenhuma das partes. Está completamente dentro do padrão de investimento upstream e de novos empreendimentos de petróleos não convencionais em todo o mundo.
Algumas variáveis políticas e geopolíticas
No âmbito político, há um primeiro elemento muito importante a ser discernido. O governo venezuelano demonstrou ter capacidade política e institucional para gerir e debater um acordo desse nível e encontrar vantagens importantes em uma associação precedida pela coerção assimétrica. Negociar com os Estados Unidos nunca é fácil, menos ainda no contexto venezuelano posterior a 3 de janeiro.
O pacto anunciado pela presidente Rodríguez é, da perspectiva venezuelana, claramente prático, viável e vantajoso. Isso é possível às custas de duas realidades objetivas: os Estados Unidos precisam de petróleo com perspectiva de longo prazo, e o atual governo venezuelano dirige as dinâmicas do país; foi ele que manteve a resistência operacional apesar da pressão constante durante 12 anos de sanções. Dito de outra forma: era tempo de negociar.
Em segundo lugar, essa transação esbate os pontos cardeais traçados nos discursos de ambas as partes. Os Estados Unidos exerceram sobre a Venezuela uma coerção assimétrica, enquanto o governo venezuelano empregou a adaptação estratégica para contornar o contexto. No entanto, entre essas duas arestas convive a congruência prática e a convergência que sempre regeram as relações entre Washington e Caracas: o vetor petrolífero. Este é o terreno das associações reais e o ponto em que os imperativos ideológicos e as palavras de ordem se diluem para dar lugar à realpolitik em sua dimensão mais nítida.
Em terceiro lugar, o tratado se refere a um daqueles poucos momentos na política em que o benefício de um não necessariamente é o prejuízo de outro. Os dados divulgados pela presidente esclarecem de maneira irrefutável que ambas as partes ganham.
A Venezuela, que sempre reconheceu os Estados Unidos como um mercado de destino e um grande cliente do petróleo venezuelano, em novas condições restabelece os parâmetros de uma relação que nunca deveria ter sido rompida por causa das sanções ilegais.
No âmbito geopolítico, esse acordo sugere uma importante reformulação do contexto da energia venezuelana e também das necessidades dos Estados Unidos.
De uma perspectiva puramente discursiva, negociar com o chavismo não foi uma situação ideal nem para Trump nem para Rubio. Mas as explicações para isso não estão em Caracas, e sim no estreito de Ormuz. A aventura militar norte-americana no Irã desfigurou as condições de segurança na passagem marítima, no mar Vermelho e em toda a Ásia Ocidental, e alterou a arquitetura política sobre a qual se erigiu a correlação de poder militar dos Estados Unidos. O resultado é fatal: a região das grandes bacias petrolíferas não é nem será exatamente a mesma que era antes de fevereiro passado.
O estoque de petróleo em reservas dos Estados Unidos está perto do colapso, e os preços dos combustíveis não dão trégua à população e à economia.
Independentemente de a crise atual retroceder, as condições estruturais na relação dos Estados Unidos com a Ásia Ocidental foram fraturadas. Aquela região já não é um espaço seguro para novos investimentos, como um dia foi.
Dito de outra forma: as condições geopolíticas continuam alinhadas para que a Venezuela recupere seu lugar de ator energético relevante. Mas este não é um caminho simples; o país terá de lidar com o desafio de se firmar na geometria variável que tem regido seu modelo de relações internacionais, a fim de mitigar os novos riscos de alta exposição e dependência do mercado norte-americano.