A linha tênue das junior oils
A confirmação de reservas ricas em hidrocarbonetos pode multiplicar o valor de uma junior oil, enquanto um poço seco pode representar perdas severas, avaliam advogados do Campos Mello
Estratégia firme, baixa alavancagem e uma gestão de riscos extremamente eficaz. Esses são requisitos para que junior oils — petroleiras independentes, de menor porte, especializadas na recuperação de poços — tracem um caminho de êxito no mercado brasileiro.
A operação dessas empresas requer custos baixos, o que se torna um desafio, sobretudo diante dos aumentos dos preços de equipamentos e insumos de fornecedores americanos por conta das tarifas impostas pelos Estados Unidos, assim como pelo encarecimento das operações causados pela Selic a 15% ao ano, com possíveis acenos de aumento demonstrados pelo Copom na última reunião do dia 17 de setembro.
Despontadas no Brasil, principalmente, com o desinvestimento da Petrobras em campos maduros a partir de 2015, as junior oils foram bastante favorecidas pelos avanços regulatórios relacionados à exploração desses campos.
A Oferta Permanente, por exemplo, facilitou estudos e análises de novos projetos, enquanto as Resoluções 749/2018 e 853/2021 da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), reduziram os royalties.
Depois, a resolução ANP nº 877/ 2022 trouxe novos incentivos e a resolução ANP nº 785/2019 a possibilidade de as petroleiras utilizarem as reservas como garantia para empréstimos (Reserve Based Lending) — uma forma de as junior oils conseguirem financiamento para suas operações.
Com isso, as petroleiras independentes impactaram fortemente o setor. Em 2022, pagaram R$ 1 bilhão em royalties, geraram mais de 315 mil empregos e foram responsáveis por cerca de 4% da produção nacional (aproximadamente 160 mil barris por dia). Sem falar no fato de terem criado um ambiente de negócios diversificado e competitivo com incentivo às cadeias produtivas.
O entusiasmo das junior oils foi evidenciado em seus planos de investimento. Relatório da Wood Mackenzie, de 2023, apontava a intenção dessas empresas de investir US$ 10 bilhões e chegar a produzir 485 mil barris por dia em cinco anos.
Mas, com a decisão da Petrobras de encerrar o desinvestimento em campo maduros, os rumos mudaram e as operadoras independentes de petróleo precisaram recorrer a alternativas para manter seu crescimento. A partir de então, foi iniciado o movimento de fusões e aquisições, como a da Enauta com a 3R, que fez surgir, em 2024, a Brava Energia.
A nova petroleira detém a qualificação de operadora “A” perante a ANP, um forte diferencial estratégico que habilita a empresa a operar campos de óleo e gás em áreas terrestres e em mar, inclusive em águas profundas e ultra profundas, como os do pré-sal.
A Brava detém 80% de participação e opera o campo de Atlanta, na Bacia de Campos, o primeiro em águas profundas a ser desenvolvido do início ao fim por uma empresa independente brasileira.
Para dar conta desse desafio, a empresa tem conduzido um rigoroso processo de liability management — gestão de passivos que visa preservar a liquidez do negócio e facilitar a concessão de empréstimos mantendo, ao mesmo tempo, balanços patrimoniais saudáveis.
Recentemente, por exemplo, foram liquidados recebíveis no valor de US$ 260 milhões para o financiamento do projeto Atlanta. O objetivo da transação, segundo a empresa, foi otimizar a estrutura de capital por meio da redução da alavancagem e contribuir com a geração de caixa.