O Brasil consolidou-se como o maior mercado offshore do mundo. Longe de atingir seu declínio, o país vive uma fase de sofisticação tecnológica que projeta a produção de hidrocarbonetos por várias décadas. A atividade do pré-sal, somada à atração de grandes petroleiras globais (majors) e operadoras independentes, desenha um cenário repleto de oportunidades. Contudo, traduzir o gigantismo geológico em contratos estáveis e financeiramente sustentáveis exige um domínio das particularidades regulatórias brasileiras.

Pioneira na estruturação de projetos de Petróleo e Gás no país, Daniela Davila, sócia da área de Energia e Recursos Naturais, aponta que o futuro será marcado tanto pela consolidação de ativos existentes quanto pela abertura de novas fronteiras exploratórias, como a Margem Equatorial – esta última, ressalta, em condições desafiadoras em razão das correntes marítimas e da distância da costa, o que exigirá intensa atividade de perfuração e o emprego de embarcações de apoio de maior porte e potência.

Para as multinacionais e empresas de E&P, o principal gargalo operacional e financeiro reside no descasamento de prazos entre o Programa Exploratório Mínimo (PEM), regulado pela ANP, e o cronograma de licenciamento conduzido pelo Ibama. Enquanto o PEM possui prazos rígidos, o licenciamento ambiental corre em calendário próprio, gerando atrasos que podem custar milhões de dólares ao dia. Para mitigar essa exposição, Daniela destaca a necessidade de construir um histórico documental rigoroso desde a assinatura do contrato, de forma a registrar os gatilhos de suspensão de prazo por demora do órgão ambiental, com o registro probatório correspondente (protocolos, pedidos de complementação, atas). “Esse regulatory record é o que sustenta o pleito de prorrogação do PEM ou, no limite, arbitragem anos depois”, explica.

Além disso, na contratação de sondas de perfuração, em que o custo diário de inatividade é a maior fonte de destruição de valor, recomenda-se a adoção de cláusulas espelho (back-to-back) entre o contrato com ANP e os contratos de afretamento/serviço, prevendo tarifas de standby reduzidas ou condicionando o direito de exercer o slot de sonda à efetiva emissão da licença (LI, LO ou LAE) com uma data limite (longstop date).

Adicionalmente, a reconfiguração tributária do consumo no país passa a exigir das petroleiras e operadores um novo olhar sobre a cadeia de fornecedores offshore e o afretamento de sondas e FPSOs. Segundo Tiago Severini, sócio da área Tributária & Aduaneira, a substituição do sistema fragmentado anterior pelo modelo de valor agregado dual (CBS e IBS) introduz o conceito de “operação onerosa”, que altera o tratamento fiscal de estruturas essenciais à logística do setor. “Essa transformação deve gerar efeitos relevantes sobre o setor, na medida em que afeta contratos bastante típicos, como os de afretamento de embarcações, de cessão onerosa ou compartilhamento oneroso do uso de ativos, que se encontravam em um limbo no sistema anterior (por não se confundirem com circulação de bens, nem com prestação de serviços), e passam a ser normalmente tributáveis no novo regime”, explica Severini.

Ele destaca que, apesar das incertezas e do longo período de transição, já se observa uma grande movimentação no mercado para a rediscussão de cláusulas contratuais, como as de change in law, e a inclusão de novas, como para a criação de novas obrigações procedimentais.

O mercado transacional também exige arquiteturas jurídicas sofisticadas. Em operações de farm-in e farm-out, Daniela pondera que “é aconselhável que as condições precedentes sejam atreladas a marcos de licenciamento, com longstop e direito de walk-away sem penalidade”, garantindo a proteção societária. Adicionalmente, pagamentos contingentes (earn-out) devem ser escalonados por licença obtida, não por data de calendário. Outro ponto de atenção reside na governança de consórcios, em que o prolongamento do licenciamento e a consequente elevação de custos tendem a desgastar a relação entre parceiros. Na estruturação societária, a sócia adverte que “deve-se estabelecer regras claras de sole risk / non-consent para quando um parceiro não quiser bancar custos de um licenciamento que se alonga”.

Adicionalmente, como a responsabilidade civil ambiental no Brasil é objetiva, solidária e imprescritível (Tema 999 do STF), cláusulas simples de indenidade contratual não evitam que o Estado ou o Ministério Público acionem qualquer elo da cadeia produtiva por danos ecológicos. Por isso, investidores devem exigir garantias reais de proteção ao capital, tais como garantias da controladora (parent company guarantees), contas de garantia vinculadas (escrow accounts), seguros ambientais (EIL) e retenção parcial de preço nas transações.

Embora frequentemente relegado ao fim da vida útil dos ativos, o descomissionamento de poços e plataformas tornou-se uma das obrigações mais onerosas do setor. A especialista alerta para o risco da responsabilidade residual que recai sobre o vendedor (cedente) mesmo após a conclusão de um farm-out, bem como para a necessidade de alocar os custos de descomissionamento na proporção histórica de participação dos consorciados (e não na atual) e prever o efeito de um eventual abandono precoce por inviabilidade de licença.

Já no mercado de campos maduros no pós-sal, que oferece oportunidades ricas em revitalização e recuperação secundária, novos entrantes enfrentam gargalos logísticos específicos, sobretudo no escoamento de gás de forma independente, diante de dificuldades nas negociações de tarifas razoáveis para utilização de gasodutos e UPGNs da Petrobras. Somam-se a isso as limitações do Reserve Base Lending (RBL) no modelo nacional, uma vez que no Brasil, as atividades econômicas de exploração e produção são contratadas (concessão ou partilha), mas as reservas pertencem à União Federal e, com isso, não podem ser dadas em garantia, mas apenas a produção.

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