Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
O mundo ainda aguarda o desenrolar da conjuntura na Venezuela após uma invasão dos Estados Unidos que capturou o então presidente do país, Nicolás Maduro, mas analistas e executivos do setor de óleo e gás já avaliam que um eventual resgate do parque industrial no país vizinho, como planeja o governo Donald Trump, ameaça o fluxo de investimentos na Margem Equatorial brasileira no longo prazo, principalmente se o desenvolvimento da produção nos mares da região Norte seguir sofrendo com resistências de caráter ambiental.
No curtíssimo prazo, para o Brasil, um consenso: descortina-se a oportunidade, ainda que marginal, de ampliar exportações para substituir parte das cargas venezuelanas bloqueadas desde dezembro, sobretudo as destinadas à China. Essa expansão, no entanto, é limitada porque o petróleo venezuelano que alimenta refinarias chinesas é pesado, enquanto o brasileiro é médio-leve ou leve. O Brasil já tem exportação relevante para a China, com 53% do óleo bruto da Petrobras no terceiro trimestre de 2024 enviado ao país asiático (431 mil barris por dia) e poderá ampliar essas vendas nos próximos meses.
Disputa por investimentos
Em que pese as diferenças entre os tipos de petróleo, os especialistas disseram à Agência iNFRA que, no futuro, os dois polos produtores podem acabar competindo pelo Capex das grandes petroleiras, mais curto nos últimos anos. Isabela Garcia, analista de Inteligência de Mercado da StoneX, admite o cenário como possível e lembra que o volume de investimentos das petroleiras em sua atividade-fim tem sido reduzido, ao passo que fica cada vez mais disputado por diferentes praças em função de fatores como políticas de transição energética; profusão de novas fronteiras exploratórias ao redor do planeta; e maior foco em valorização por meio de recompra de ações e distribuição de dividendos.
Para o sócio-fundador da consultoria CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura), Bruno Pascon, a intervenção do governo americano na Venezuela e o discurso focado no resgate da produção de petróleo pelas mãos de multinacionais norte-americanas abriu espaço para uma expectativa mais firme do mercado sobre governos locais mais “market friendly”, seja dentro da situação chavista, seja via oposição de direita.
Indício desse movimento foi a valorização das ações de petroleiras americanas nesta segunda-feira (5), casos de Chevron (+6,29%), a única que mantém atividades no país hoje; ExxonMobil (+2,54%); e ConocoPhillips (+2,29%), todas fortes candidatas a aderirem à nova empreitada do governo americano na Venezuela.
As duas primeiras petroleiras, inclusive, entraram forte na disputa por blocos da Margem Equatorial no Brasil em 2025: o consórcio encabeçado pela Chevron junto à chinesa CNPC desembolsou pouco mais de R$ 350 milhões em bônus de assinatura por nove blocos na Bacia da Foz do Amazonas, derrotando investidas da Petrobras no leilão. A estatal brasileira atuou justamente com a ExxonMobil: as duas empresas levaram dez blocos da mesma bacia para casa sob investimento igualmente milionário. A depender do cenário venezuelano, é possível que essas empresas tenham de escolher uma das regiões do continente para concentrar esforços.
“Trump deixou clara a intenção de restabelecer o ambiente [na Venezuela] para parcerias com petroleiras americanas e do resto do mundo, em regime de concessão ou partilha. A ideia é retomar os patamares de produção dos anos 1990. E isso é possível sim. Requer investimento e algum tempo, mas é muito mais rápido do que desenvolver projetos do zero. Se o Brasil demorar mais para produzir na Margem Equatorial, correrá o risco de perder investimento para a Venezuela, até porque o ‘break-even’ de lá será tão ou mais competitivo que o da Margem”, diz Pascon.
O especialista projeta um break-even (ponto a partir do qual a empresa passa a ter lucro), inferior a US$ 50 por barril para o petróleo venezuelano, compatível com o verificado no pré-sal e o esperado para a Margem Equatorial, ambos entre US$ 40 e US$ 50 por barril, a depender do projeto.
A Venezuela tem a maior reserva provada de petróleo do mundo. Chegou a produzir quase quatro milhões de barris por dia em meados dos anos 1970 e manteve patamares de produção relevantes até meados dos anos 1990, antes da consolidação de Hugo Chávez no poder. Hoje o país produz menos de um milhão de barris por dia.
Pascon reconhece o peso do histórico de instabilidade política na Venezuela, mas reforça que as condições para os EUA insistirem no país estão dadas: os americanos se aproximam do teto da produção doméstica – hoje sustentada pelo gás de xisto – e já buscam repor reservas para acompanhar a demanda interna; o fato de o petróleo da Venezuela ser “bookado” (comprovado e registrado), portanto livre de riscos exploratórios, e competitivo do ponto de vista econômico e logístico; além de o parque de refino americano ser amplamente adaptado ao petróleo pesado do país latinoamericano.
Desafios para a retomada
O presidente do IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás), Roberto Ardenghy, reconhece a possibilidade de competição por recursos entre Brasil e Venezuela, mas enfatiza os desafios do país vizinho. “A Venezuela é muito ‘se’ em cima de ‘se’. Há sim uma diferença brutal no volume de reservas comprovadas na comparação com o Brasil [mais de 300 bilhões de barris em reserva, ante 16 bilhões de barris no Brasil] mas é um país repleto de instabilidades. As empresas saíram escorraçadas de lá. Até hoje buscam ressarcimento na Justiça [cerca de US$ 160 bilhões]. Se voltarem, o primeiro petróleo incremental vai ter esse caráter indenizatório. Os venezuelanos vão aceitar? As empresas vão correr esse risco?”, questiona Ardenghy.
Segundo o executivo, para topar uma volta à Venezuela, as empresas podem pedir garantias ao governo americano. Tudo isso fora o investimento necessário para recuperar uma infraestrutura com defasagem superior a 25 anos. “Um primeiro ramp-up [aceleração da produção] demoraria no mínimo dois anos e, para alguns projetos, levaria de seis a oito anos. Não será do dia para a noite.” Executivos mais otimistas falam na possibilidade de um avanço da produção venezuelana um ano após os primeiros investimentos.
“Nós [Brasil] temos histórico de segurança jurídica, e isso vai pesar”, continua Ardenghy. Por outro lado, o desenvolvimento de novos projetos de produção na Margem Equatorial caminha lentamente e deve levar de seis a dez anos, segundo fontes de mercado.
Isabela, da StoneX, aponta que os dois lados têm riscos. “Na Venezuela, o risco é puramente político. No Brasil, [Margem Equatorial] é um risco operacional, natural, além da burocracia, que afastou investidores nos últimos anos. Ainda assim, o Brasil é um terreno mais seguro e estável. E, caso as companhias americanas foquem na Venezuela, o Brasil ainda terá a Petrobras e petroleiras europeias bem estabelecidas aqui para investir”, afirma.
Estabilização do ambiente político
Ex-presidente do IBP, Eberaldo de Almeida avalia que o maior desafio na Venezuela será o distensionamento político do país, condição para o retorno dos investimentos necessários, que do ponto de vista técnico não tem dificuldade para a retomada da produção. De imediato, diz Eberaldo, qualquer aumento de produção, o que também é do interesse do regime chavista, só poderá ser feito pela Chevron, que voltou para a Venezuela ainda sob o governo Joe Biden.
“O problema é mesmo essa estabilização do ambiente político econômico, que pode durar mais de ano. Será preciso haver eleições auditadas, reconstrução do ambiente para que empresas produtoras e fornecedoras topem voltar, para que mão de obra especializada aceite trabalhar lá. Isso não é simples”, afirma.
Para o Brasil, segundo Almeida, o ambiente pode, de fato, ficar “mais complexo”. “Perdemos mais de dez anos nessa indecisão sobre a Margem [Equatorial]. É aquela frase do Roberto Campos: o Brasil nunca perde uma oportunidade de perder oportunidades”, diz o ex-presidente do IBP. Nesse tempo, lamenta, o preço tem caído de forma mais estrutural em função do aumento de oferta, a Guiana e outros projetos saíram do papel e, agora, pode ser a vez da Venezuela surgir no retrovisor.
