O acordo petrolífero entre a Venezuela e os EUA em pormenor
Investimento, regime de concessão, receitas e variáveis políticas
Os governos da Venezuela e dos Estados Unidos anunciaram um «acordo histórico» no sector petrolífero, que implica a concessão, por parte da Venezuela, de direitos favoráveis a empresas norte-americanas em 17 campos petrolíferos.
Donald Trump e o seu secretário de Estado, Marco Rubio, apresentaram a parceria como «o maior acordo petrolífero da história mundial».
Por seu lado, na noite de 29 de agosto, a presidente Delcy Rodríguez referiu-se à aliança como um marco que assinalará o «renascimento económico» do país.
A magnitude e a importância do acontecimento justificam uma análise pormenorizada com base nos detalhes apresentados pela chefe de Estado venezuelana.
Âmbito e reservas
Segundo Rodríguez, o tratado terá uma vigência de 25 anos, o que contradiz as afirmações divulgadas em alguns meios de comunicação e contas nas redes sociais sobre uma suposta vigência de 100 anos.
O contrato prevê a participação de empresas norte-americanas em oito blocos petrolíferos, que agrupam 17 campos. O total de reservas nessas áreas ascende a 65 mil milhões de barris de petróleo (bdp).
No entanto, a presidente indicou que existe uma meta de produção exequível de 1,5 milhões de bdp nos novos campos concessionados. É evidente que, desde o primeiro dia do acordo, esta meta não terá sido atingida. Com efeito, a transacção demorará meses a produzir os primeiros barris e a meta acumulada de produção de 1,5 poderá demorar anos a ser alcançada.
Isto sugere que, durante a vigência do acordo, tal como referido pela presidente, a meta de produção de petróleo extraível será de cerca de 11 mil milhões de bdp, o que impõe uma distinção importante entre os 65 mil milhões de bdp anunciados por Trump e a realidade prática do acordo.
O presidente dos Estados Unidos poderá estar a recorrer às suas habituais práticas de declarações exageradas, sobretudo se se tiver em conta que se encontra na recta final das eleições intercalares do seu país, precisamente numa altura em que se verifica uma crise nos preços dos combustíveis e nos níveis das reservas de petróleo, devido à crise que o seu governo desencadeou no Estreito de Ormuz.
Estes elementos apontam para a necessidade imperiosa de estabelecer distinções entre o discurso do presidente e as dimensões práticas e credíveis deste importante acordo.
Ivestimento, produção e lucros
A transacção prevê um investimento de 100 mil milhões de dólares para o seu desenvolvimento. Um aspecto não menos importante deste anúncio é a contribuição significativa que representaria para a economia venezuelana no seu conjunto, ao proporcionar receitas novas provenientes de novos investimentos.
O fluxo anual de milhares de milhões de dólares em investimento directo nestes sectores poderia contribuir significativamente para o sistema cambial venezuelano, o que teria repercussões na estabilidade da taxa de câmbio e na inflação.
O governo venezuelano indicou que espera arrecadar «pelo menos» cerca de 209 mil milhões de dólares em receitas fiscais durante a execução do acordo, valor calculado com base num preço de 65 dólares por barril no mercado internacional.
A chefe de Estado indicou que a Venezuela espera arrecadar, pelo menos, 19 dólares por cada barril extraído e comercializado. Cerca de 11 mil milhões de bdp, com um preço mínimo de 19 dólares, representam, de facto, o valor indicado.
No entanto, os pormenores relativos à base de receitas são explicados de forma clara ao detalhar certos aspetos do regime de concessão aplicável neste acordo.
Regime de concessão
Segundo a presidente, e tal como estipulado na Lei Orgânica dos Hidrocarbonetos (LOH) reformulada, as reservas venezuelanas são intransferíveis e continuam a pertencer 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 nos 17 campos será de 19 dólares, podendo variar para mais ou para menos consoante o preço internacional do barril. Este está hoje estimado em 65 dólares.
Essas receitas justificam-se pelo regime de royalties previsto no acordo, conforme indicado na LOH. No caso dos campos de golfe concessionados, aplica-se uma taxa de 32% de imposto sobre o rendimento (ISLR) e, no mínimo, 16% de royalties.
Por que razão «pelo menos» 16% de royalties? Isto explica-se pela LOH. Para o desenvolvimento de campos verdes, estabelece-se uma margem mínima de royalties desse valor, mas cada jazida e cada campo são únicos. Todos apresentam níveis distintos de complexidade geológica. Isto sugere que, quanto maior for a complexidade do campo, menores serão as royalties — até 16% —. Quanto menor for a complexidade do campo, maiores são as royalties, podendo atingir um nível de 20% ou 25%.
A margem das royalties é expressa em percentagem, o que sugere que, num cenário em que o preço do petróleo se situe nos 70, 80 ou 85 dólares por barril, a Venezuela obteria, a título de royalties, mais receitas por cada barril extraído nos 17 campos abrangidos pelo acordo, o que poderia ajudar a ultrapassar largamente a meta anunciada de 209 mil milhões de dólares.
É necessário fazer uma pausa neste ponto para estabelecer uma comparação com os últimos regimes fiscais aplicáveis a novos projectos — investimento upstream — na Venezuela.
Até este ano, o regime de concessões venezuelano regia-se pela LOH, criada em 2001 e reformada em 2006. Tecnicamente, a atual LOH é uma reforma da mesma lei de 2001, mas existem variações importantes no que diz respeito ao regime de concessões para campos verdes. Na lei de 2000, o regime fiscal consistia em 32% de ISLR e 30% de royalties, aplicável à maioria dos empreendimentos. Por outro lado, para novos projetos upstream, a margem mínima de royalties atingia os 20%.
A fraqueza dessa lei residia no facto de se aplicar a campos maduros, oferecendo grandes benefícios, mas criando sérias limitações ao investimento em campos verdes. O investimento em campos verdes é extremamente dispendioso, tecnicamente complexo e, em muitos casos, uma empresa pode investir em processos de exploração e produção que podem demorar anos até à extracção dos primeiros barris.
Continuando com as comparações, na década de 1990, com a chamada «abertura petrolífera», existia um regime completamente diferente. Para os campos verdes, foi criado um regime de imposto sobre o rendimento das pessoas colectivas (ISLR) de 32% e de apenas 1% de royalties. Na realidade, havia incentivos fiscais e pagamentos de royalties de 1% que eram irrisórios, numa 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 cotados a preços do carvão. As empresas levavam o petróleo praticamente de graça.
Esta distinção é necessária para reconhecer os limites do regime atual. No que diz respeito ao investimento upstream e ao desenvolvimento de campos verdes de petróleo não convencional — como é o caso dos petróleos pesados e extrapesados da faixa —, o regime dos 17 campos concessionados aos Estados Unidos em 2026 é menos vantajoso para o Estado do que o existente nas LOH dos anos 2000. Mas é claramente muito mais vantajoso do que o regime da «abertura petrolífera» da década de 1990.
Este elemento é inerente à soberania nacional e à exploração vantajosa dos recursos naturais. Para além da ponderação matemática evidente, o que é importante ter em conta neste caso é que os acordos são coerentes e adequados às necessidades de investimento na Venezuela.
Continuando em termos comparativos, a nível mundial são aprovados novos projectos petrolíferos que implicam grandes investimentos e que se caracterizam por uma elevada complexidade técnica. Se olharmos para o continente, há casos notáveis na Colômbia, na Argentina, no Canadá e nos Estados Unidos, países que, tal como a Venezuela, estão a realizar investimentos em petróleo não convencional proveniente de rochas porosas (shale oil) e em petróleo pesado.
Se compararmos o regime de concessão entre a Venezuela e os Estados Unidos, anunciado nos últimos dias, com os termos contratuais em vigor nesses países, a Venezuela obtém vantagens semelhantes às desses países em termos de impostos, royalties e Government Take (lucros dos Estados decorrentes da propriedade dos recursos ou da renda deles proveniente). Dito isto, as receitas venezuelanas nos 17 campos a serem concessionados situam-se dentro do padrão internacional de lucros aplicado ao investimento «upstream» em novos desenvolvimentos de petróleo não convencional.
O governo norte-americano não está a fazer qualquer concessão de boa vontade ao permitir que as suas empresas paguem dentro do regime de 16% de royalties e 32% de imposto sobre o rendimento das pessoas coletivas. Na verdade, esta decisão baseia-se numa realidade técnica. Embora o petróleo bruto venezuelano pesado e extrapesado seja muito denso e complexo de extrair, os custos de investimento para extrair cada barril continuam a ser razoáveis e podem ser comparativamente muito mais baixos quando comparados com outros campos nos Estados Unidos ou na Argentina.
Os petróleos não convencionais, como é o caso dos petróleos da faixa, exigem vantagens e incentivos significativos para as primeiras fases de investimento, que são extremamente dispendiosas, o que implica royalties e impostos moderados. O caso do acordo entre a Venezuela e os Estados Unidos não é excepcional, nem extremamente vantajoso para nenhuma das partes. Enquadra-se perfeitamente no âmbito do investimento upstream e dos novos desenvolvimentos de petróleo não convencional em todo o mundo.
Algumas variáveis políticas e geopolíticas
No plano político, há um primeiro elemento muito importante a ter em conta. O governo venezuelano demonstrou ter a capacidade política e institucional para gerir e debater um acordo deste nível e encontrar vantagens significativas numa parceria precedida por coerção assimétrica. Negociar com os Estados Unidos nunca é fácil, muito menos no contexto venezuelano após 3 de janeiro.
O acordo anunciado pela presidente Rodríguez é, do ponto de vista venezuelano, claramente prático, viável e vantajoso. Isto é possível devido a duas realidades objectivas: os Estados Unidos precisam de petróleo numa perspectiva de longo prazo e o actual governo venezuelano lidera a dinâmica do país; foi ele que demonstrou resistência operacional, apesar da pressão constante durante 12 anos de sanções. Por outras palavras: já era altura de negociar.
Em segundo lugar, esta transacção esbate as linhas de orientação traçadas nos discursos de ambas as partes. Os Estados Unidos têm exercido sobre a Venezuela uma coacção assimétrica, enquanto o governo venezuelano tem recorrido à adaptação estratégica para contornar o contexto. No entanto, entre estas duas vertentes coexiste a congruência prática e a convergência que sempre regeram as relações entre Washington e Caracas: o factor petrolífero. Este é o terreno das parcerias reais e é o ponto onde os imperativos ideológicos e os slogans se diluem para dar lugar à realpolitik na sua dimensão mais nítida.
Em terceiro lugar, o tratado refere-se a um desses raros momentos na política em que o benefício de um não implica necessariamente o prejuízo de outro. Os dados divulgados pela presidente esclarecem de forma irrefutável que ambas as partes saem a ganhar.
A Venezuela, que sempre reconheceu os Estados Unidos como um mercado de destino e um grande cliente do petróleo venezuelano, restabelece, em novas condições, os parâmetros de uma relação que nunca deveria ter sido rompida devido às sanções ilegais.
No âmbito geopolítico, este acordo sugere uma importante reavaliação do contexto energético venezuelano e também das necessidades dos Estados Unidos.
De uma perspectiva puramente discursiva, negociar com o chavismo não tem sido uma situação ideal nem para Trump nem para Rubio. Mas as explicações para isso não se encontram em Caracas, mas sim no Estreito de Ormuz. A aventura militar norte-americana no Irão alterou profundamente as condições de segurança na passagem marítima, no Mar Vermelho e em toda a Ásia Ocidental, e modificou a arquitectura política sobre a qual se erguia 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 do passado mês de fevereiro.
As reservas de petróleo nos Estados Unidos estão à beira do colapso e os preços dos combustíveis continuam a pesar sobre a população e a economia.
Independentemente de a crise actual vir a abrandar, as condições estruturais nas relações dos Estados Unidos com a Ásia Ocidental ficaram comprometidas. Essa região já não é um espaço seguro para novos investimentos, como outrora o foi.
Por outras palavras: as condições geopolíticas continuam favoráveis para que a Venezuela recupere o seu lugar como actor relevante no sector energético. Mas este não é um caminho fácil; o país terá de enfrentar o desafio de se adaptar à geometria variável que tem regido o seu modelo de relações internacionais, a fim de mitigar os novos riscos decorrentes da elevada exposição e dependência do mercado norte-americano.
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