Reserve Based Lending Como Alternativa de Financiamento Para Indústria de Petróleo Brasileira

8/18/2019 Reserve Based Lending Como Alternativa de Financiamento Para Indústria de Petróleo Brasileira

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Copyright 2014, Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis – IBPEste Trabalho Técnico foi preparado para apresentação na Rio Oil & Gas Expo and Conference 2014, realizado no período de 15 a18 de setembro de 2014, no Rio de Janeiro. Este Trabalho Técnico foi selecionado para apresentação pelo Comitê Técnico do evento,seguindo as informações contidas no trabalho completo submetido pelo(s) autor(es). Os organizadores não irão traduzir ou corrigiros textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo,Gás e Biocombustíveis, Sócios e Representantes. É de conhecimento e aprovação do(s) autor(es) que este Trabalho Técnico sejapublicado nos Anais da Rio Oil & Gas Expo and Conference 2014.

______________________________1 Mestre em Direito Comercial Internacional (LL.M.) pela Notre Dame University, Inglaterra. Sócio fundador do

escritório Souza, Cescon, Barrieu & Flesch – Advogados.2 Especialista em Direito do Petróleo pelo Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP/MCT. Mestre emDireito (LL.M.) pela University of Chicago, Mestre em Direito Internacional, com distinção e louvor (UERJ). Sócio doescritório Souza, Cescon, Barrieu & Flesch – Advogados.

IBP1703_14 RESERVE BASED LENDING COMO ALTERNATIVA DEFINANCIAMENTO PARA A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

BRASILEIRALuis Antonio S. de Souza1, Rafael Baptista Baleroni 2

Resumo

O artigo analisa como o reserve based lending (financiamento lastreado em reservas de petróleo) pode ser adaptadopara servir de fonte de capital para companhias de petróleo atuando no Brasil. Um dos maiores desafios para os players da indústria do petróleo brasileira será obter fontes de capital para suas atividades. Entre as diversas fontes de capitalpossíveis (relacionadas tanto a equity quanto a dívida), o financiamento lastreado em reservas apresenta grandepotencial para suprir companhias de petróleo com reservas provadas. Este mecanismo é usado frequentemente nosEstados Unidos, além de outros países produtores de petróleo. Contudo, é preciso reconhecer as diferenças entre ossistemas legais americano e brasileiro, para que estruturas inspiradas nessa modalidade de financiamento possam sereficaz e apropriadamente utilizadas no Brasil. Dessa forma, estudo comparativo será usado para sugerir melhorias naregulação brasileira sobre a matéria.

Abstract

The article examines how the reserve based lending (financing backed by oil reserves) can be adapted to serve as asource of capital for oil companies operating in Brazil. One of the biggest challenges for players in the Brazilian oilindustry will be to obtain sources of capital for their activities. Among the various possible sources of capital (both asequity or as debt), reserve based lending has great potential to supply oil companies with proven reserves. Thismechanism is often used in the United States and other oil-producing countries. However, we must identify thedifferences between the American and the Brazilian legal systems, so that structures based on this type of financing canbe used effectively and appropriately in Brazil. Thus, a comparative study will be used to suggest improvements in theBrazilian regulation on the matter.

1. Introdução: Contexto atual do setor de E&P no Brasil

O setor petrolífero brasileiro vem experimentando diversas mudanças ao longo dos últimos anos. Inicialmente,o Brasil vivenciou a descoberta de grandes reservas de hidrocarbonetos na área do pré-sal, que ensejaram alteraçõesregulatórias significativas a partir da introdução dos regimes jurídicos de outorga – partilha de produção e cessãoonerosa. Como consequência das discussões travadas nos órgãos legislativos, o país passou por um longo período deinatividade no setor petrolífero, refletido na suspensão dos leilões de blocos exploratórios por quase cinco anos.

O ano de 2013, contudo, foi marcado pela volta dos leilões tradicionais, com duas rodadas de concessões, e arealização do primeiro leilão de área do pré-sal (especificamente, o Campo de Libra), a ser explorada sob o regime departilha de produção. O retorno da atividade do setor gera perspectivas de grandes investimentos nos próximos anos. Atítulo de exemplificação, o BNDES, em 2012, projetou investimentos na ordem de R$ 354 bilhões entre 2012 e 2015,um aumento de 48% com relação aos investimentos realizados entre 2007 e 2010. Ademais, vale ressaltar que apenas a


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Rio Oil & Gas Expo and Conference 2014

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Petrobras (de acordo com seu Plano de Negócios 2013-2017) planeja investir, até 2017, cerca de US$ 147,5 bilhões nodesenvolvimento de atividades de exploração e produção, dos quais US$52,2 bilhões devem ser investidos nas áreas dopré-sal e US$27,6 bilhões nas áreas da cessão onerosa.

O grande desafio das companhias petrolíferas, portanto, talvez seja assegurar fontes de capital para financiarsuas atividades e garantir o melhor nível de retorno para os acionistas. Em especial, destaca-se que a obrigatoriedadeque a Petrobras detenha ao menos 30% de participação e opere todos os blocos das áreas de partilha trará maior pressão

financeira sobre suas finanças. Com isso, uma possibilidade é que a Petrobras negocie com seus parceiros que a“carreguem”, financiando seus investimentos necessários nas atividades de exploração das reservas. Não obstante, anecessidade de financiamento permanece, pois haverá mera transferência das necessidades financeiras para as empresasprivadas de petróleo, que precisarão buscar fontes inovadoras de recursos.

2. Reserve Based Lending como alternativa de financiamento

Uma operação de reserve based lending é aquela em que o valor do financiamento é determinado pelo valorpresente das reservas a serem produzidas e a amortização da dívida é feita com os recursos decorrentes da venda dopetróleo e gás produzido (no mesmo sentido, PRICE, 2006).1 Ela é estruturada como um project finance disponível paracompanhias de petróleo operando upstream, para ativos já em produção ou com a produção proximamente verificável e,evidentemente, que sejam passíveis de serem comercializados. Assim, podem possuir características tanto de project finance quanto de trade finance, especialmente quando envolverem exportação da produção (UNITED NATIONS,2005).2

O reserve based lending apresenta várias vantagens para as companhias de petróleo. Dentre outras, permite areciclagem de capital previamente investido nas atividades de exploração para efetivação do desenvolvimento eprodução de reservas descobertas. Permite, ainda, monetização presente da perspectiva de fluxos de caixa futuros deprojetos em produção, abrindo espaço para alocação de recursos assim captados para atividades de exploração emoutras áreas.

Naturalmente, o reserve based lending não é a única fonte possível de captação de recursos para companhiasde petróleo e deve ser colocado em perspectiva com outras alternativas de levantamento de recursos. Nenhuma decisãode investimento pode ser tomada sem que sejam considerados os custos da estrutura de financiamento, apurados a partirda combinação entre endividamento e capital próprio, que determinam a taxa de retorno do empreendimento. Por óbvio,a melhor alternativa dependerá da estratégia financeira de cada companhia e das características de seus ativos.

2.1. Outras Alternativas de Captação de Recursos

A venda de participações em áreas de exploração e produção é sempre uma alternativa considerada pelasempresas de petróleo. Tal alienação pode se dar de duas formas – por meio da cessão de participação em concessões(usualmente referida como farm-out ) e por meio da venda de participações societárias em sociedades de propósitoespecífico titulares de concessões. São operações geralmente velozes, confidenciais, e que permitem redução dasexigências de investimentos para a realização de atividades exploratórias ou de desenvolvimento. Além de serem usadaspara fins de portfolio management , possibilitando que os gestores da companhia busquem a melhor combinação deincertezas, interdependências e sinergias inerentes a seus ativos, balanceando risco e retorno.

Outra alternativa de captação de recursos, via equity, está na utilização dos mercados de capitais para ofertapública de ações. Seu grande atrativo é que uma empresa com reservas em qualquer estágio de desenvolvimento(contingentes, possíveis, provadas) pode acessá-los, devendo existir um bom e sólido projeto e/ou plano de negócios

para que seja possível a colocação bem sucedida. Contudo, deve-se levar em consideração a essencial inconstância dosmercados de capitais e o fato de ofertas públicas exigirem a divulgação de informações sobre as atividades comerciaisda companhia – às vezes sujeitas a obrigações de sigilo –, as quais devem ainda ser frequentemente atualizadas.

Sigilo pode ser uma consideração importante quando se opta por operações privadas de colocação de ações,como por exemplo por meio da entrada de investidores de private equity ou operações de private placement em geral.Dependendo do estágio de operações da companhia, estes investidores podem trazer uma relevante expertise financeirae uma rede de contatos útil para o desenvolvimento de negócios. Entretanto, investidores privados demandam uma boaoportunidade de negócios, bem como participação relevante na administração da companhia (por exemplo, por meio daindicação de administradores e acordos de acionistas). Além disso, demandam mecanismos de saída que asseguremliquidez ao seu investimento após um prazo razoável (LEVIN, 2008).3

1 Em sentido similar, PRICE, Kevin. Reserve-based lending markets: from projects to borrowing bases. In: Oil & Gas Financial Journal, vol. 3,issue 8. Agosto de 2006. 2 United Nations. Trade Finance Infrastructure Development Handbook for Economies in Transition. United Nations, 2005, pp.45-46.3 Conforme detalhado por Jack Levin: “The [Private Equity/Venture Capital] investor normally does not intend to maintain long-term control overthe portfolio company or to build a career running the portfolio company. Rather the PE/VC investor generally evaluates alternative exit strategies


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Já no contexto de captação de dívida, há dois grandes tipos de operações financeiras a serem consideradas:corporate finance e project finance. O corporate finance é o enfoque tradicional, que analisa a credibilidade e o risco decrédito da companhia a ser financiada. Fundamentalmente, é um olhar sobre o passado: bens e patrimônios existentes elivres, experiência e resultados já demonstrados. Geralmente, são mais simples, envolvem menos custos de transação eexigem um balanço mais robusto. Já o project finance leva em conta o fluxo de receita futuro gerado a partir daconclusão total ou parcial do empreendimento. Aqui, são relevantes os estudos de viabilidade, a organização

documental, os intangíveis que asseguram direitos exploratórios e uma avaliação positiva de uma matriz de riscoscompreensiva que permita antecipar o regular e consistente funcionamento do empreendimento. São geralmente maiscomplexas e feitas “sob medida” para o projeto, mas tendem a permitir uma maior taxa de retorno do capital investido(YESCOMBE, 2002).4

Recentemente, nota-se uma tendência de uso de mercados de capitais para operações de project finance, pormeio de project bonds. O governo federal adotou diversas medidas para estimular o financiamento privado de longoprazo, com o objetivo de tornar a iniciativa privada a fonte mais relevante de funding para projetos de infraestrutura, pormeio das chamadas “debêntures de infraestrutura” (conforme a Lei 12.431/2011). Desde que as vantagens superem oscustos envolvidos em operações de mercados de capitais, o uso de project bonds no setor de petróleo e gás podetambém se tornar uma alternativa de financiamento de projetos relevante, por permitir acesso a uma base mais ampla deinvestidores e fornecer vantagens fiscais.

2.2. Reservas: premissa para um reserve based lending

A utilização de reserve based lending depende de sobremaneira do estágio das atividades de exploração,desenvolvimento e produção da área em questão e da classificação das reservas envolvidas. O principal risco enfrentadopor financiadores em operações do gênero é o risco de produção – isto é, se as estimativas de reservas de fato seconcretizarão. Isto envolve a possibilidade, e.g., de as reservas serem menores do que o estimado por diferentes razõesgeológicas ou resultarem em produção inferior por imprevistos durante a sua produção ou características doreservatório. Outros dois riscos fundamentais são os riscos associados ao preço do petróleo e sua efetiva venda, deforma que a commodity produzida possa ser monetizada, e os riscos associados à performance do operador responsávelpela produção.

Assim, financiadores buscam reservas que apresentem um mínimo de segurança para que possam emprestarrecursos às companhias de petróleo. E, a depender do momento de desenvolvimento ou produção da área, umacombinação de fontes financeiras desenhada para o caso concreto permitirá melhor retorno financeiro para as partes

envolvidas.Nesse sentido, é relevante compreender o conceito de “reservas”, especialmente quando usado no contextofinanceiro e de mercado de capitais. A noção de que uma companhia detém (ou possui acesso) a determinada quantidadede barris de reservas de hidrocarbonetos é especulativo por natureza, na medida em que depende de uma multiplicidadede fatores: interpretações geológicas, estágio de desenvolvimento da tecnologia, custos de extração envolvidos,perspectivas a respeito do preço do petróleo, etc. Assim, em particular no contexto de empresas de petróleo listadas,cujas ações são objeto de investimento por investidores menos sofisticados, se faz necessário estabelecer uma formamais objetiva de quantificação das reservas, de forma a permitir um mecanismo mais ou menos uniforme paracomparação das reservas de várias companhias de petróleo.

Tal classificação, contudo, não é uniforme entre os vários reguladores internacionais. Na ausência de regulaçãopela Comissão de Valores Mobiliários5, selecionamos três mercados financeiros internacionais relevantes nesse contextopara fins de comparação – EUA, Canadá e Reino Unido – cujas normas são resumidas na tabela a seguir, bem como asregras brasileiras a respeito do tema:

when making the initial investment in the portfolio company. Often the original investment documents contain the terms or at least the outline of

the PE/VC investor’s anticipated exit strategy. Hence, PE/VC investing is significantly different from acquiring a company with the intent of

managing it for the indefinite future and profiting indefinitely from the operating cash flow produced by the business.” (LEVIN, Jack S. StructuringVenture Capital, Private Equity, and Entrepreneurial Transactions. Aspen Publishers, EUA, 2008, Capítulo 1, p.4.)4 YESCOMBE, E. R. Principles of Project Finance. San Diego (Cal., EUA): Academic Press, 2002, pp.14-17.5 No Brasil, a classificação de reservas é feita por meio da Portaria 9 da ANP, de 21 de janeiro de 2000.


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Tabela 1. Resumo comparativo de regras a respeito de classificação de reservas

País Origem da Regra DefiniçãoEUA Regulation S-X,

Reg. 210.4-10Proved Reserves (Reservas Provadas) – estimated quantities of crude oil,natural gas and natural gas liquids which geological and engineering datademonstrate with reasonable certainty to be recoverable in future years from

known reservoirs under existing economic and operating conditions, i.e.,prices and costs as of the date the estimate is made.

Reservas prováveis e possíveis são aquelas com menor grau deprobabilidade que as provadas de serem recuperadas.

Reservas provadas são subdivididas em developed (desenvolvidas) eundeveloped (não desenvolvidas), definidas, em síntese, como:

Developed reserves – expected to be recovered through exiting wells withexisting equipment and operating methods. Undeveloped reserves – expected to be recovered from new wells onundrilled acreage, or from existing wells where a relatively majorexpenditure is required for recompletion.

Canadá NI 51-101 eCOGE Handbook

Proved Reserves (Reservas Provadas) – can be estimated with a highdegree of certainty to be recoverable. It is likely that the actual remainingquantities recovered will exceed the estimated proved reserves.Probable reserves (Reservas Prováveis) – less certain to be recovered thanproved reserves. It is equally likely that the actual remaining quantitiesrecovered will be greater or less than the sum of the estimated proved plusprobable reserves.Possible reserves (Reservas Possíveis) – less certain to be recovered thanprobable reserves. It is unlikely that the actual remaining quantitiesrecovered will exceed the sum of the estimated proved plus probable plus

possible reserves.

Em cada categoria, deve haver uma probabilidade mínima de recuperaçãodas quantidades indicadas, correspondente a 90%, 50% e 10%respectivamente.

Pela regulação canadense, cada categoria pode ser subdividida emdesenvolvida e não desenvolvida, conforme sintetizado abaixo:

Developed reserves – expected to be recovered from existing wells andinstalled facilities or, if facilities have not been installed, that would involvea low expenditure to put the reserves on production.Undeveloped reserves – expected to be recovered from known

accumulations where a significant expenditure is required to render themcapable of production.


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País Origem da Regra DefiniçãoReino Unido Statement of

RecommendPractice (SORP) –Accounting for Oil

and Gas

Exploration,Development,Production and

DecommissioningActivities

Este documento – um padrão contábil – permite que as companhiasescolham classificar suas reservas de uma entre duas formas: (a) Provendeveloped and undeveloped e (b) Proven and Probable.

No caso de escolha do padrão de divulgação “provadas e prováveis”, é

definido que “There should be a 50% statistical probability that the actualquantity of recoverable reserves will be more than the amount estimated asproven and probable and a 50% statistical probability that it will be less. Theequivalent statistical probabilities for the proven component of proven andprobable reserves are 90% and 10% respectively.” Ou seja, deve haver aomenos 50% de chances de produção commercial para que as reservaspossam ser classificadas como prováveis e 90% de chances de produçãocommercial para que possam ser classificadas como provadas. A análisedeve levar em conta “(i) a reasonable assessment of the future economics ofsuch production; (ii) a reasonable expectation that there is a market for all orsubstantially all the expected hydrocarbon production; and (iii) evidence thatthe necessary production, transmission and transportation facilities areavailable or can be made available.”

No caso de escolha do padrão de divulgação de reservas provadasdesenvolvidas e não-desenvolvidas, as reservas corresponderão às “estimatedquantities of crude oil, natural gas and natural gas liquids which geologicaland engineering data demonstrate with reasonable certainty to be recoverablein future years from known reservoirs under existing economic and operatingconditions, that is, prices and costs as of the date the estimate is made.”Adicionalmente, as reservas provadas podem ser sub-divididas emdesenvolvidas ou não-desenvolvidas, definidas da seguinte forma: “(i)Proved developed oil and gas reserves are reserves that can be expected tobe recovered through existing wells with existing equipment and operatingmethods. Additional oil and gas expected to be obtained through the

application of fluid injection or other improved recovery techniques forsupplementing the natural forces and mechanisms of primary recoveryshould generally be included as proved developed reserves only after testingby a pilot project or after the operation of an installed programme hasconfirmed though production response that increased recovery will beachieved. (ii) All other proved reserves which do not meet this definition areproven undeveloped.”


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País Origem da Regra DefiniçãoBrasil Portaria ANP 9, de

21/01/2000Reservas Provadas – reservas de petróleo e gás natural que, com base naanálise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperarcomercialmente de reservatórios descobertos e avaliados, com elevado graude certeza, e cuja estimativa considere as condições econômicas vigentes, osmétodos operacionais usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pela

legislações petrolífera e tributária brasileiras. Do ponto de vistaprobabilístico, implica em chance de 90% de que os volumes a seremrecuperados serão iguais ou maiores do que as estimativas.Reservas Prováveis – reservas de petróleo e gás natural cuja análise dosdados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na suarecuperação quando comparada com a estimativa de reservas provadas. Doponto de vista probabilístico, implica em chance de 50% de que os volumesa serem recuperados serão iguais ou maiores do que as estimativas.Reservas Possíveis – reservas de petróleo e gás natural cuja análise dosdados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na suarecuperação quando comparada com a estimativa de reservas prováveis. Doponto de vista probabilístico, implica em chance de 10% de que os volumesa serem recuperados serão iguais ou maiores do que as estimativas.

Dependendo do estágio em que se encontra a explotação de um campopetrolífero, as reservas podem ainda ser classificadas em:Reservas Desenvolvidas – reservas de petróleo e gás natural que podem serrecuperadas através de poços existentes e quando todos os equipamentosnecessários à produção já se encontram instalados. As reservasdesenvolvidas podem ser classificadas em: (i) Reservas Desenvolvidas emProdução – reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas deintervalos completados e em produção na data da estimativa; e (ii)Desenvolvidas a Produzir – reservas de petróleo e gás natural que podemvir a ser recuperadas de intervalos completados porém fechados ou de poçosfechados na data da estimativa.

Reservas Não Desenvolvidas – reservas de petróleo e gás natural quepodem vir a ser recuperadas através de novos poços em áreas nãoperfuradas, re-entrada ou recompletação de poços existentes, ou quedependam da instalação de equipamentos de produção e transporte previstosnos projetos de recuperação convencional ou melhorada.

Importante destacar que os termos acima não esgotam a multiplicidade de classificações a respeito daperspectiva de recuperação de hidrocarbonetos, tendo sido escolhidos para comparação tendo em vista sua relevância nocontexto do reserve based lending, pois classificações com maior grau de incerteza – ex. recursos prospectivos –dificilmente permitem a estruturação de um reserve based lending.

Independentemente de qualquer definição que se possa adotar, é claro o grau de incerteza a respeito daquantidade de petróleo, mesmo quando indicado pela estimativa de reservas. Não à toa, uma anedota comum comparareservas a peixes para fins de classificação:

-- Proved developed: The fish is in your boat. You have weighed him. You can smell him, and you will eat him.

-- Proved undeveloped: The fish is on your hook in the water by the boat, and you are ready to net him. You

can tell how big it looks...and they always look bigger in the water.

-- Probable: Fish are in the lake. You may have caught some yesterday. You may be able to see them today,

but you have not yet caught any.

-- Possible: The lake has water. Someone may have told you there are fish in the lake. You have your boat on

the trailer, but you may go play golf instead.

3. Reserve Based Lending: Comparação EUA e Brasil.

Operações de reserve based lending podem representar uma inovadora e importante fonte de capital paraconcessionários de exploração e produção de petróleo no Brasil nos próximos anos.


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Nos Estados Unidos da América, esta alternativa de financiamento se desenvolveu amplamente em função decondições particulares do sistema jurídico deste país. Assim, julgamos relevante analisar alguns aspectos do sistemanorte-americano que permitiram seu desenvolvimento, para em seguida compará-los com aspectos do sistema brasileiro,com vistas a melhorias que possam fomentar o uso dessa alternativa no Brasil.

3.1. Reserve Based Lending nos EUA

Nada se compara à indústria do petróleo americana, seja em termos de pioneirismo, complexidade eprofundidade. Suas estruturas de financiamento refletem toda essa enorme riqueza – em particular, o mercado bancáriode reserve based lending nos EUA talvez seja o mais antigo e desenvolvido globalmente.

Um fator predominante para sua sofisticação é o tratamento da common law ao petróleo e gás, que possuicaracterísticas distintas em relação ao de outros regimes jurídicos e efeitos relevantes na estruturação de direitos degarantia em operações de financiamento lastreadas em reservas. Por isso, é fundamental enfatizar que, nos EstadosUnidos, em linhas gerais, a titularidade sobre as reservas de petróleo e gás pertence ao proprietário do solo. O conteúdodessa titularidade tem variado ao longo do tempo e entre os diversos estados norte-americanos e está além dos objetivosdeste artigo apresentá-la em detalhes. Em linhas gerais, conforme LOWE, 1995, há três abordagens a respeito datitularidade sobre as reservas: (1) inexistência de propriedade até que os recursos sejam capturados, em analogia com aregra aplicável a animais da natureza; (2) regra ad coellum, cujo princípio é de que, já que o petróleo e o gás fazemparte do solo, as reservas são de propriedade do dono da terra, além de este possuir os direitos exclusivos de explorar,

desenvolver e produzir. Esta é a regra seguida pela maioria dos estados, inclusive pelos principais estados produtores depetróleo dos EUA, havendo variações de acordo com a doutrina dos correlative rights; e (3) no caso dos leases outorgados pelo governo federal, existe apenas o direito de explorar, desenvolver e produzir o petróleo e gás contidosna área, sem direitos sobre os hidrocarbonetos do subsolo.

Esta caracterização do petróleo no subsolo como propriedade do dono da terra faz com que as reservas sejamcaracterizadas como bens imóveis antes de sua extração e que se possa criar direitos reais de garantia sobre elas(conforme HARREL e ANDERSON, CAMPBELL 2001, CROSS e BARNES). Isto permite que financiadoresobtenham prioridade sobre o petróleo antes de sua extração e, caso a legislação aplicável assim estabeleça (como p.ex.,o Texas), mantenha seu direito de garantia válido e eficaz perante terceiros após sua extração e transformação de suanatureza jurídica de imóvel para bem móvel. Além disso, a eventual obtenção de garantia hipotecária adicional sobre opróprio terreno permitiria que financiadores, ao excutirem a garantia, efetivamente tivessem o poder de alienar aterceiros ou obter para si, para pagamento da dívida garantida, o título jurídico necessário à exploração e produção das

reservas.A proteção aos direitos dos financiadores é fundamental em um evento de falência da operadora. Nesse sentido,operações de reserve based lending nos EUA podem ser também estruturadas para que pagamentos baseados naprodução ( production payments) sejam utilizados para os financiadores. Production payments correspondem aopagamento de uma parcela da produção obtida da propriedade, líquida de custos de produção, que se encerram quandoum determinado montante tiver sido pago (CAMPBELL, 2001). Sua importância é que tais interesses sobre a produçãorecebem tratamento especial em evento da falência da operadora, não sendo considerados parte da massa falida – o quesignifica não serem os financiadores beneficiários desse interesse sujeitos ao concurso de credores (CAMPBELL,2001), conforme o item §541(b)(4)(B) do Bankruptcy Code, a saber: (b) Property of the estate does not include: (4) anyinterest of the debtor in liquid or gaseous hydrocarbons to the extent that (B) the debtor has transferred such interest

pursuant to a written conveyance of a production payment to an entity that does not participate in the operation of the

property from which such production payment is transferred. Aqui, há uma marca especial e fundamental do sistema americano, seja sobre as próprias reservas ( reserve

based ) seja sobre valores de venda do óleo produzido ( production payments). Em caso de insolvência da devedora, ostitulares das garantias formalmente bem constituídas não se sujeitam ao concurso de credores, i.e., recebem seus créditosquando da realização das reservas ou encaixe dos pagamentos de produção e não partilham tais produtos com nenhumoutro credor (com as ressalvas de praxe quanto a privilégios legais).

3.2. Principais Pontos de Consideração para um Reserve Based Lending no Brasil

Como detalhado acima, os principais fatores envolvidos no sucesso do reserve based lending nos EUA são oregime de propriedade das reservas de petróleo e o tratamento dado às garantias constituídas sobre as reservas em casosde falência. Quando comparado ao sistema norte-americano, o sistema jurídico brasileiro apresenta entraves. Além dadiferença relativa ao regime de propriedade das reservas e seus efeitos, a capacidade de obter garantia real sobre osdireitos da concessão (e sua exequibilidade) e hipóteses de término da concessão (e suas consequências) são questõesfundamentais na análise do valor das garantias concedidas por companhias de petróleo para financiadores.

Diferentemente dos EUA, no Brasil, as reservas in situ pertencem à União Federal, por força do art. 20, incs. Ve IX da Constituição Federal, verbis: “São bens da União: V – os recursos naturais da plataforma continental e da zona


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econômica exclusiva; IX – os recursos minerais, inclusive os do subsolo.” Estes dispositivos são reforçados pelodisposto no art. 3º da Lei do Petróleo: “Pertencem à União os depósitos de petróleo, gás natural e outroshidrocarbonetos fluidos existentes no território nacional, nele compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, aplataforma continental e a zona econômica exclusiva.”

Além disso, nos termos do art. 177 da Constituição Federal, “a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gásnatural e outros hidrocarbonetos fluidos” constituem monopólio da União. Nos termos autorizados pelo art. 177, §1º, o

art. 5º da Lei do Petróleo (conforme alterada pela Lei do Pré-Sal) condiciona o seu exercício à obtenção de concessãoou contratação sob o regime de partilha de produção.No sistema brasileiro, o concessionário só adquire a propriedade do petróleo após produzido nos termos do

contrato de concessão e recebido no ponto de medição, conforme o art. 26 da Lei do Petróleo. Assim, ao sertransportado das profundezas do reservatório e perpassar o ponto de medição na cabeça do poço, a propriedade dopetróleo é transferida da União para ingresso no patrimônio da concessionária. Nesse momento, tal bem pode sercomercializável por esta e, como tal, passa a ser passível de apreensão pelos credores.

Ademais, o direito de explorar e produzir petróleo e gás natural decorre de um contrato de concessão e não dedireitos inerentes à propriedade. Assim, além de não ser possível obter direitos de garantia diretamente sobre asreservas, é preciso especial atenção ao regime jurídico da concessão para exploração, desenvolvimento e produção depetróleo e gás natural.

Dois aspectos são de particular interesse nessa análise – capacidade de obter garantia real sobre os direitos daconcessão (e sua exequibilidade) e hipóteses de término da concessão (e suas consequências).

Embora a concessão em si não seja um direito passível de alienação por ato unilateral da concessionária, osdireitos emergentes da concessão podem ser oferecidos em garantia (conforme aplicação analógica do art. 28 da Lei8.987). No setor de petróleo e gás, isso significa substancialmente oferecer em garantia eventuais indenizações a seremrecebidas em caso de término do contrato de concessão. Entretanto, exceto no caso de desapropriação (expropriação pormotivação exclusivamente política ou no interesse público) onde a proteção constitucional exigindo indenização préviae justa é aplicável (à semelhança da cláusula taking do direito constitucional americano e demais países sob o jugo dalei), os concessionários de exploração e produção de petróleo não fazem jus à indenização pela reversão de bens aotérmino da concessão (nos termos do art 28, §1º da Lei do Petróleo).

A respeito da criação de direitos de garantia sobre os contratos de concessão, a ANP disponibilizou em seusite, em outubro de 20126 (em substituição a orientação original de janeiro de 2012, retirada do ar em maio de 2012),orientação a respeito do penhor de direitos emergentes dos contratos de concessão, a qual traz pontos de atençãoadicionais na estruturação de financiamentos a concessionárias de exploração e produção de petróleo e gás.

Três são os pontos principais dessa orientação. Em primeiro lugar, a possibilidade de, após o vencimento dadívida, dar-se os direitos objeto da garantia em pagamento da dívida (nos termos do parágrafo único do art. 1.428 doCódigo Civil) não é admitida sem a aprovação prévia da ANP, vez que corresponde a uma cessão. De fato: a dação empagamento é uma forma de transferência da titularidade sobre um bem em pagamento de uma obrigação e atransferência do contrasto de concessão (cessão) exige prévia aprovação da ANP.

Em segundo lugar, a referida orientação autoriza expressamente o penhor (e, nos parece, a cessão fiduciária)dos direitos emergentes dos contratos de concessão. Na forma dos arts. 1.451 e seguintes do Código Civil. Contudo,determina que “a ANP deverá ser notificada [a respeito], mesmo que a obrigatoriedade de notificação não traduzaqualquer tipo de anuência da Agência com a operação creditícia.” Tal exigência de notificação decorre do art. 1.453 doCódigo Civil, o qual estabelece que “o penhor de crédito não tem eficácia senão quando notificado ao devedor.”

Por fim, a orientação trata também, de forma implícita, do penhor sobre as ações da concessionária, ao sepreocupar com contratos de penhor que “impliquem restrição do direito de voto do devedor pignoratício.” Embora sembase legal clara, preocupada com a possibilidade de restrições ao direito de voto do acionista impedirem investimentos

necessários à execução dos compromissos assumidos perante a ANP, a Agência entende essencial que se garanta opleno exercício do direito de voto na concessionária. É uma orientação em linha com a inovação presente a partir docontrato de concessão da 11ª Rodada (item 28.3), a qual prevê que qualquer mudança de controle da concessionária seráreputada equivalente a uma cessão do contrato de concessão, a qual requer prévia anuência da ANP. Contudo, talrestrição não encontra similar em contratos de rodadas anteriores, destaque-se.

Além da obtenção de garantia real sobre os direitos da concessão, as hipóteses de término da concessão poriniciativa da ANP também são fundamentais, na medida em que o término do direito de explorar e produzir petróleo egás natural esvazia o valor das garantias da operação. As hipóteses de rescisão estão descritas na Cláusula Trigésima docontrato de concessão. Em linhas gerais, decorrem de inadimplemento de obrigações contratuais ou regulatórias que nãosejam cumpridas no prazo de 90 dias e que sejam consideradas graves, sejam reiteradas ou reveladoras de imperícia,imprudência ou negligência contumazes. Igualmente, a falência ou pedido de recuperação judicial do concessionáriopermitem o término do contrato de concessão pela ANP, caso sua participação não seja cedida a terceiros ou aos demaisconcessionários no prazo de 90 dias.

6 Agência Nacional do Petróleo, SEP – Penhor de Direitos Emergentes, disponível em www.anp.gov.br > Catálogo de E&P > Outras Informações >Cessão de Direitos.


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A hipótese de término por falência é especialmente preocupante para financiadores porque, declarada falida aconcessionária, esta perde a administração de todos os seus bens, ativos e direitos de qualquer natureza, que passam acompor a massa falida. Embora os financiadores possam obter certa proteção contra o concurso de credores por meio daalienação ou cessão fiduciária em garantia, não há no Brasil mecanismo idêntico ao production payment previsto nalegislação falimentar americana.

4. Proposição de Alternativas Dentro do Contexto Regulatório ExistenteTendo em vista as dificuldades acima, é necessário considerar alternativas para implementação de uma

estrutura de financiamento que resulte em efeitos similares ao reserve based lending, a qual leve em consideração asreservas e o risco de produção como principais aspectos da financiabilidade do projeto. Sugerimos abaixo trêsalternativas, que não pretendem esgotar as possibilidades de fazê-lo. Naturalmente, não descemos a detalhes eespecificidades de cada uma neste artigo, na medida em que cada operação de project finance precisa ser customizadapara as os interesses e necessidades das partes envolvidas. Embora não sejam estruturas de reserve based lending “americanas”, são estruturas alinhadas com a prática conhecida como “international RBL model”.

Uma forma mais tradicional de fazê-lo seria um financiamento à produção de petróleo (oil production finance),obtendo-se garantias reais sobre todos os ativos possíveis do projeto e segregando os riscos do projeto específico deoutros riscos decorrentes das demais atividades dos empreendedores. Para tanto, é de se considerar a criação de umasociedade de propósito específico, a qual permite a segregação de riscos, a concentração da dívida incorrida paraimplementação do empreendimento e a concentração de receitas obtidas com o empreendimento em uma única edeterminada pessoa jurídica.

Já com relação às reservas, em tal estrutura mais tradicional, uma vez que a propriedade dos hidrocarbonetosproduzidos só surge após sua passagem pelo ponto de medição, a partir do ponto de medição poderá ser obtido umdireito real de garantia sobre a produção (um penhor mercantil sobre o petróleo produzido). Uma vez que oshidrocarbonetos produzidos serão monetizados por meio de sua venda, é de se considerar obter direitos reais de garantiasobre os direitos desses contratos – i.e., os recebíveis da venda da produção – bem como estabelecer controle do uso dosrecursos, com direito real de garantia sobre uma conta corrente centralizadora dos recebíveis e vinculação de seu uso.

Em relação aos ativos do projeto necessários à exploração e produção, pode-se buscar garantia real (porexemplo, alienação fiduciária em garantia) sobre todos eles. Isso inclui não somente maquinas e equipamentos mastambém contratos associados ao projeto, tais como apólices de seguros, joint operating agreements, contrato deconsórcio, contratos de fornecimento, contrato de concessão.

Ademais, criada uma sociedade de propósito específico, é de se esperar a obtenção de garantia real sobre suasações. Isto serve ao propósito de controle de deliberações dos acionistas que possam ter impactos relevantes ao projeto ebem como a eventual tomada de controle do projeto como um todo em caso de inadimplemento. Neste caso, contudo,será importante observar as restrições regulatórias aplicáveis.

Outra forma de estruturação – utilizada no contexto do Projeto Marlim – seria por meio da outorga de umdireito, fora da concessão, a receber parcela da produção de um determinado campo, de forma similar ao production payment norte-americano. Este direito pode ter expressão monetária (ex.: o valor em moeda equivalente a umdeterminado número de barris) ou o recebimento pode se dar in natura, com um volume de petróleo e gás produzido ouuma porcentagem da produção.

Uma estrutura fora da concessão pode alocar para os financiadores o risco de reservas e de sua produção, davariação do preço do petróleo, de alienação da produção, etc., seja completa ou parcialmente, com mecanismos de floor e de cap variáveis de acordo com critérios como o preço do petróleo ou outros. Para isolamento de riscos e receitas doprojeto e estabelecimento de uma estrutura non-recourse para o patrocinador beneficiado pelo financiamento, uma

socriedade de propósito específico se torna essencial.Ainda, uma terceira forma de estruturação seria por meio de um mecanismo de pré-pagamento de exportações

de petróleo. Neste caso, a concessionária titular da produção de hidrocarbonetos contrataria a venda de sua produçãofutura, por um período de tempo, para uma entidade estrangeira. Esta entidade estrangeira, por sua vez, captaria recursospara realizar o pagamento deste pré-pagamento de exportação. Caso a produção não se concretize, contudo, será precisoatentar-se às regras cambiais, que exigem a conversão do pré-pagamento em dívida ou em investimento estrangeiro.

5. Possibilidades de Melhorias do Sistema Regulatório Existente

Antes de mais nada, é preciso se enfatizar que o regime de propriedade sobre o petróleo norte-americano é, naprática, único. A pretensão de se equiparar o regime de propriedade brasileiro ao norte-americano seria ingênua, iria deencontro à constituição federal e a considerações de geopolítica do petróleo. Ademais, o mercado de reserve based

lending existe em países outros que não os Estados Unidos, com sistema de obtenção de direitos exploratórios eaquisição de propriedade sobre a produção similares ao brasileiro, o que demonstra que tais aspectos não correspondema obstáculos críticos ao desenvolvimento do reserve based lending no Brasil.


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Um dos aspectos críticos na estruturação de financiamentos é a robustez dos direitos de garantia do credorsobre os ativos e direitos do devedor, que lhe permitam recuperar o montante emprestado em caso de não pagamento dadívida. Nesse contexto, um empreendimento via de regra possui mais valor como um going concern do que como ativosseparados e vendidos individualmente. Para que se possa capturar o valor adicional da continuidade doempreendimento, é de fundamental importância a noção de step in – isto é, a possibilidade de financiadores (ou umterceiro) assumirem o lugar do devedor na condução do empreendimento e se apropriarem do seu resultado –, e a forma

de se implementar tal propósito.Entre as possibilidades, está a assunção, pelos financiadores ou um terceiro disposto a pagar por tal direito, daparticipação do devedor na concessão, seja diretamente (por meio de participação direta na concessão), sejaindiretamente (por meio de aquisição de participação societária em sociedade de propósito específico detentora dedireitos da concessão). Contudo, muito embora tal transferência possa ser critica para a continuidade dos investimentosna exploração ou desenvolvimento de blocos, não há hoje qualquer previsão de mecanismo expedito para análise dessashipóteses. Qualquer forma de transferência de direitos sobre a concessão estaria sujeita à análise – e eventualnecessidade de aprovação – da mesma forma que uma cessão usual, entre duas companhias de petróleo. Tendo em vistaa edição de orientação pela ANP a respeito da criação de direitos de garantia, a Agência poderia também editarregulação prevendo um sistema acelerado de análise, quiçá com requisitos diferenciados, de forma a, da ótica dosfinanciadores, permitir a preservação do valor do empreendimento. É importante notar que, da ótica do regulador, talmedida estaria completamente de acordo com os princípios e objetivos da política energética nacional expressos na Lei9.478, tais como, atrair investimentos na produção de energia e ampliar a competitividade do País no mercado

internacional (art. 1o, incs. X e XI), bem como dentro de suas competência legais. Outrossim, também poderia seraprimorada a atual orientação da ANP a respeito da necessidade de seu envolvimento prévio quando da constituição degarantias sobre a concessão, trazendo-se mais clareza a respeito de quando é necessária, quais limitações devem serconsideradas na criação dos direitos e quais os efeitos do envolvimento prévio da Agência.

Outro aspecto importante são as consequências advindas em um procedimento de falência ou em umarecuperação judicial. Atualmente, o contrato de concessão prevê a possibilidade de seu encerramento quando taissituações se caracterizarem. Em particular no caso da recuperação judicial, que tem por objetivo “viabilizar a superaçãoda situação de crise econômico-financeira do devedor, a fim de permitir a manutenção da fonte produtora, do empregodos trabalhadores e dos interesses dos credores, promovendo, assim, a preservação da empresa, sua função social e oestímulo à atividade econômica”, parece ser contraditório o encerramento de contratos de concessão que podem vir arepresentar a principal chance de obtenção de receita pelo devedor.

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Reserve Based Lending Como Alternativa de Financiamento Para Indústria de Petróleo Brasileira