PREÇOS ELEVADOS DO PETRÓLEO PODEM AJUDAR A DESTRAVAR MAIS DE 2 MILHÕES DE BARRIS DE PETRÓLEO POR DIA NA AMÉRICA DO SUL

Os preços do petróleo subiram ainda mais na quinta-feira (23) e passaram do patamar de US$ 105 por barril Brent. A elevação no valor da commodity é uma resposta do mercado à indefinição quanto ao desenrolar da guerra no Oriente Médio. Qualquer previsão sobre os próximos passos do confronto e dos efeitos de médio e longo prazo no mercado de óleo e gás precisa ser revista dia após dia. Ainda assim, se esse preço US$ 100 por barril for mantido por bastante tempo, a América do Sul seria uma das regiões mais beneficiadas. É o que aponta uma nova análise da Rystad Energy, que prevê que a região poderia destravar até 2,1 milhões de barris por dia (bpd) de oferta adicional de petróleo bruto até meados da década de 2030 diante do atual cenário de preços.

“O conflito no Oriente Médio fez mais do que elevar os preços do petróleo — ele expôs o quão perigosamente concentradas estão as cadeias globais de suprimento em torno do Estreito de Ormuz. A América do Sul agora está posicionada como a fonte mais relevante de oferta incremental no mundo. A região oferece escala, qualidade geológica e relativa estabilidade política exatamente no momento em que o mundo busca alternativas”, disse a vice-presidente sênior de Pesquisa em Óleo e Gás da Rystad Energy, Radhika Bansal.

FPSO da ExxonMobil na Guiana

Os desenvolvimentos offshore no Brasil, Guiana e Suriname representam a fonte mais imediata de potencial de crescimento. A aceleração de projetos nesses mercados poderia entregar mais de 1 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boepd) de produção adicional ao longo da próxima década, apoiada por aproximadamente US$ 33 bilhões em investimentos incrementais em novos projetos até 2035.

Na Guiana, a ExxonMobil mira até 300 mil bpd no projeto Yellowtail, que entrou em operação com produção média inicial de 250 mil bpd, e a Rystad avalia que medidas semelhantes de eliminação de gargalos poderiam liberar mais 80 mil a 90 mil bpd nos campos Errea Wittu, Jaguar e Hammerhead. No entanto, o maior potencial está em decisões finais de investimento (FID) antecipadas para novos projetos, e não na expansão de ativos existentes. Ainda assim, a capacidade limitada dos estaleiros para novas unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarregamento (FPSOs) segue como principal restrição.

Fora desses três polos, a Venezuela voltou ao debate global sobre oferta após a captura, em janeiro, do presidente Nicolás Maduro e a redução da disponibilidade de petróleo ácido médio a pesado vindo do Oriente Médio. Em um cenário de US$ 100 por barril, a Rystad Energy estima que a Venezuela poderia adicionar 910 mil bpd até 2035, sendo 57% oriundos de campos existentes nas províncias Leste e Oeste, onde os custos operacionais de petróleo médio giram entre US$ 7 e US$ 8 por barril.

A ExxonMobil, cujo CEO classificou a Venezuela como “não investível” em janeiro, desde então enviou equipes técnicas para avaliar oportunidades. A Shell assinou acordos preliminares com a estatal venezuelana PDVSA no início de março, cobrindo gás offshore e exploração onshore. Todos os cronogramas, porém, continuam dependentes do alívio de sanções e de reformas fiscais. O potencial pode ser significativamente maior se mais empresas seguirem o mesmo caminho, à medida que a confiança dos investidores aumente, impulsionada pela presença de companhias como Chevron, Eni, Repsol e Shell. Maior participação em campos subdesenvolvidos, especialmente por meio de parcerias com a PDVSA, ampliaria ainda mais o potencial adicional de produção.

A formação de Vaca Muerta, na Argentina, é a principal história de crescimento dinâmico da região. A produção de petróleo deve alcançar 1 milhão de bpd até o fim da década, ante cerca de 600 mil bpd atualmente, e 1,5 milhão de bpd até 2035 no cenário padrão de preços. Em um cenário mais otimista, a produção poderia atingir 1,8 milhão de bpd, ponto em que o oleoduto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) se tornaria a principal limitação. A China tende a emergir como principal destino das exportações, com embarques regulares de petróleo a partir de 2027.

“O ritmo de crescimento na América do Sul dependerá menos da disponibilidade de recursos ou da atratividade econômica e mais da capacidade de execução, das restrições da cadeia de suprimentos e do ambiente geral de investimentos. Países que oferecem estruturas fiscais e regulatórias claras estão melhor posicionados para acelerar aprovações de projetos e capturar os ganhos de preços mais altos. Aqueles que hesitarem ou demorarem a agir simplesmente verão o capital fluir para outros lugares”, acrescentou Radhika Bansal.