Brasil Energia | Ed. 465 - Outubro, 2020

Brasil Energia , nº 465, 31 de outubro de 2020 81 veremos negócios do shale americano crescer na mes- ma taxa que aconteceu no passado recente. Nesse pa- tamar de preço de petróleo já existem várias empresas que apresentam “exaustão” de “ sweet spots ” e, algumas poucas empresas, ainda apresentam em seu portfólio (estoque) poços de alta qualidade. Quais são, então, as perspectivas futuras para o shale americano? O ciclo de vida dos projetos do shale está evoluin- do para um estágio mais maduro. Deste modo, as em- presas estão sendo forçadas a viver dentro do fluxo de caixa, para autofinanciar suas atividades de desenvol- vimento e completação (D&C). Este é um contraste marcante em relação aos tempos de “ boom ”, quando todas as empresas eram forçadas pelos seus investi- dores a gastar mais do que o seu fluxo de caixa na busca de mais produção. Era a época do “ growth over return ”. Esse jogo mudou. Agora, os investidores es- tão exigindo que as mesmas retornemmais capital aos acionistas, de modo que a redução da dívida, dividen- dos e recompras de ações já estão competindo com o “D&C” pelo mesmo capital. Neste cenário, o jogo ago- ra é “ return over growth ”. E se houver uma reviravolta nos preços do petróleo? Se houver um retorno de preço de petróleo ao pa- tamar de US$ 60, com fundamentos fortes, o ritmo das atividades pode mudar drasticamente. Mesmo assim, por causa do grande endividamento das empresas, es- se retorno seria lento para a grande maioria delas. Ade- mais, este é um ano de eleições. Há uma diferença dra- mática na política energética entre as duas partes. Sus- peito que haja muita cautela dos investidores esperan- do para ver como serão os resultados das eleições. Em relação Brasil, você acredita que os leilões do pré- -sal, quando retomados, serão tão competitivos quanto eram antes da pandemia? Quanto à questão da competitividade, não acho que os próximos leilões serão tão competitivos como os an- teriores, ainda mais se os níveis de exigência de bônus de assinatura e profit-share se mantiverem próximo aos dos leiloes passados. Essa pergunta tem que ser vista de um modo mais abrangente, pois a mesma envolve os fun- damentos de mercado atual, onde novos investimentos em exploração foram cancelados e os já existentes foram adiados, em sua grande maioria. As empresas, neste mo- mento, estão remodelando seus portfólios de modo a re- duzir a exposição de risco, tanto geológicos quanto fi- nanceiros, afastando nesse momento investimentos em projetos green-field e com foco voltado aos seus projetos brown-field , de modo a “produzir”mais reservas em suas concessões de produção já existentes. Quais são os riscos geológicos do pré-sal nesse contexto? Acho que os últimos 4 a 5 poços exploratórios per- furados no play do pré-sal não trouxeram os resultados esperados, alguns deles secos ou com muito CO 2 . Agora, adicione a isso as condições impostas nos leilões passa- dos e os valores das apostas que foram colocadas sobre a mesa. Ao final, a conta não fecha, os projetos começam a perder competitividade. Entendo que o governo, através do Ministério de Minas e Energia e ANP vem discutindo com a indústria de modo a encontrar uma solução pa- ra esses desafios. Há uma discussão entre alguns mem- bros do governo e também no Congresso sobre o even- tual término dos bids de partilha, fim do polígono de pré-sal e do direito de preferência da Petrobras. Essas são ações que poderiam aumentar, de certo modo, a compe- titividade dos projetos. E quantos aos riscos financeiros? Temos a questão fiscal e os compromissos já assu- midos, notadamente os altos profit shares , nos bids de partilha. Algum dos projetos de partilha, em fase ex- ploratória, que apresentam essas altas taxas de parti- cipação governamental terão muitas dificuldades em atingir o retorno do investimento esperado, mesmo quando consideramos um preço de Brent em torno de US$ 60,00. A IHS Markit fez uma avaliação dos recentes leilões na América Latina, e observou que a participação governamental média dos contratos ofertados na sexta rodada dos contratos de partilha foi o maior da região, com taxa de retorno interna (%IRR) média de 11%, o menor de todos os bid rounds recentes da região. Quan- to aos contratos de concessão, são bem mais competiti- vos, com IRR médio de 23%. O governo está preocupa- do com essas questões, mas não sei ainda quais decisões práticas podem ser tomadas nesse sentido. n