COM DÚVIDAS SOBRE A VENEZUELA, CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO NA AMÉRICA LATINA EM 2026 SERÁ PUXADO POR BRASIL, ARGENTINA E GUIANA

Brasil, Argentina e Guiana estão posicionados para liderar o crescimento da produção de petróleo na América Latina em 2026, embora o possível retorno de barris venezuelanos levante questionamentos sobre a estratégia de investimento de capital de longo prazo da região. Análises da Rystad Energy estimam que projetos emblemáticos nesses três países devem adicionar mais de 700 mil barris por dia (bpd) à produção de petróleo ainda neste ano. Enquanto isso, no curto prazo, cerca de 300 mil bpd de oferta venezuelana poderiam ser adicionados ao mercado, mas a probabilidade de redirecionamento de investimentos dos atuais polos latino-americanos para a infraestrutura venezuelana, fragilizada e inserida em um ambiente de negócios incerto, permanece limitada.

As supermajors continuam a considerar a Venezuela difícil de viabilizar do ponto de vista financeiro no longo prazo, mas tradings e empresas como Trafigura e Hillcorp demonstram interesse crescente em oportunidades estruturadas de curto prazo no país, sinalizando um possível reequilíbrio de portfólios. Apesar da persistência de incertezas jurídicas e da fragilidade da legitimidade institucional, reformas recentes, como o alívio de sanções e a reformulação da lei de hidrocarbonetos da Venezuela, reforçam os esforços dos Estados Unidos para comercializar barris venezuelanos.

“Uma reformulação da indústria de petróleo da Venezuela será custosa e demorada, com os três grandes da região – Argentina, Guiana e Brasil – permanecendo em grande parte indiferentes ao retorno estimado, no curto prazo, do petróleo venezuelano. O excesso de oferta, seja de barris venezuelanos ou até iranianos, é o que realmente está testando a resiliência financeira de operadores que, de outra forma, se beneficiariam de uma indústria petrolífera revitalizada na República Bolivariana“, avaliou a vice-presidente de pesquisa em Óleo e Gás da Rystad Energy, Radhika Bansal.

Embora o investimento total na América Latina deva aumentar em 2026, o volume total de reservas convencionais colocadas em produção será 45% menor do que no ano passado, sinalizando uma consolidação dos investimentos em projetos com retorno sobre investimento (ROI) praticamente garantido. As decisões finais de investimento (FIDs) foram significativamente menores na região no ano passado, e 2026 não deve ser diferente. Os fluxos de capital serão fortemente direcionados a projetos greenfield na Guiana e no Suriname, enquanto a Argentina deve liderar os investimentos em brownfield, à medida que a produção em Vaca Muerta avança de forma acelerada.

De modo geral, a previsão é que a produção de petróleo da região ultrapasse 8,8 milhões de bpd neste ano, impulsionando a maior parte do crescimento da oferta fora da OPEP+ e reforçando que a América Latina já não se move como uma única região petrolífera, com diversos países ficando para trás à medida que os “três grandes” ditam seu futuro. Para a Rystad, o Brasil seguirá como o principal motor de crescimento em 2026, com produção estimada acima de 4,2 milhões de bpd, sustentada pela escala, resiliência e competitividade de custos dos projetos do pré-sal. O crescimento da produção brasileira neste ano está ligado à entrada em operação e ao aumento de produção de novas unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs).

O verdadeiro motor da aceleração dos investimentos na região, no entanto, é o setor de shale, que deve crescer de US$ 9,4 bilhões em 2025 para quase US$ 11 bilhões neste ano, integralmente na Argentina. Além disso, o segmento offshore em águas profundas deve atrair US$ 42 bilhões em investimentos em 2026, alta de 7,7% em relação ao ano anterior. Essa trajetória é sustentada por fundamentos sólidos do shale de Vaca Muerta e por barris resilientes no pré-sal, além de novas fronteiras na Guiana e no Suriname.

FUTURO DA VENEZUELA

As refinarias e as instalações de petróleo da Venezuela estão sucateadas e precisam de muitas restaurações

No caso da Venezuela, o interesse de players menores é sustentado pelo acesso via licenças, que reduz os custos iniciais de capital, além da garantia de fornecimento de petróleo pesado para refinarias da Costa do Golfo dos EUA a preços atrativos, e da capacidade das tradings de gerenciar a logística, as misturas e as restrições regulatórias necessárias para comercializar barris venezuelanos. No entanto, projetos com longos prazos de maturação e altos investimentos iniciais, como os offshore no Brasil, na Guiana e no Suriname, seguem economicamente viáveis nas atuais variações de preço do petróleo e são sustentados por preços de equilíbrio competitivos, tornando essas mudanças de curto prazo em direção à Venezuela menos relevantes.

“Supondo que a demanda por petróleo permaneça resiliente até 2035 e que o impacto de anos de subinvestimento seja plenamente sentido, os barris venezuelanos se tornariam muito mais relevantes. Se a indústria começar agora a tomar decisões mais racionais do ponto de vista econômico e de longo prazo, a produção de petróleo da Venezuela poderia fazer sentido em um ambiente de preços mais elevados. No entanto, barris mais atrativos continuarão disponíveis, com o petróleo extra-pesado e intensivo em emissões da Venezuela impondo desafios persistentes“, acrescentou Radhika.

Fora do grupo dos três grandes e no curto prazo, países geograficamente mais próximos da Venezuela podem desenvolver uma relação diferente em um mercado de exploração e produção (E&P) mais aberto. Trinidad e Tobago, por exemplo, tem oportunidades de viabilizar o gás offshore venezuelano para abastecer suas plantas de gás natural liquefeito (GNL). A Colômbia, por outro lado, pode enfrentar maior competição por capital, uma vez que o país possui poucas oportunidades remanescentes para novos desenvolvimentos de petróleo. A Colômbia pode inclusive enfrentar concorrência por mão de obra, já que a retomada da produção venezuelana exigiria uma força de trabalho especializada disponível no país vizinho.