A inflação e as pressões orçamentais enfraqueceram a determinação dos governos e das empresas em duplicar a despesa anual para os 3,5 biliões de dólares estimados, necessários para construir um sistema energético de baixo carbono e cumprir os objetivos do Acordo de Paris.

Autores
Fraser McKay, Diretor de Análise de Upstream – Wood MacKenzie
Angus Rodger, Vice-presidente, SME Upstream APAC e Médio Oriente – Wood MacKenzie

No nosso cenário base, o mundo está numa trajetória de 2,5 ºC, com a procura de líquidos a atingir lentamente o seu pico no início da próxima década, em cerca de 106 milhões de barris por dia (b/d), e a de gás uma década mais tarde, em mais de 440 mil milhões de pés cúbicos por dia (bcfd). A indústria de upstream e os seus setores de apoio podem fornecer a oferta necessária com apenas um aumento modesto no investimento e na capacidade das empresas de serviços.

No entanto, as implicações de uma transição energética atrasada seriam muito significativas. O nosso cenário de transição atrasada pressupõe um atraso de cinco anos nos esforços globais de descarbonização. Isto resultaria numa trajetória de 3 ºC, exigindo 5% mais oferta de petróleo e gás. A procura de líquidos seria, em média, 6 milhões de b/d (6%) superior ao nosso cenário de base até 2050, e a procura de gás seria, em média, 15 bcfd (3%) superior ao nosso cenário de base.

Satisfazer a procura crescente a curto prazo, quer no cenário de atraso quer no cenário de base, apresenta poucos desafios. Há abundância de líquidos disponíveis, com a oferta fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) a continuar a crescer e 6 milhões de b/d de volumes da OPEP+, o que representa vários anos de crescimento da procura global, atualmente retidos do mercado.

Em contrapartida, uma combinação de um crescimento da procura mais forte e prolongado com o declínio natural da produção dos campos existentes representaria um desafio mais difícil para a indústria. O aumento da oferta de líquidos é aproximadamente equivalente ao volume de uma nova bacia do Permiano nos EUA; a oferta adicional de gás está ao nível da produção atual do xisto de Haynesville ou da Austrália.

Existem recursos abundantes em todo o mundo para explorar, mas o investimento teria de aumentar significativamente. Mais gastos exerceriam uma pressão significativa sobre a cadeia de abastecimento, partes da qual já estão a funcionar perto da capacidade máxima. Custos de desenvolvimento mais elevados conduziriam, com o tempo, a preços mais altos do petróleo e do gás, com algumas implicações para a economia global.

Respondemos a cinco perguntas-chave nesta edição da Horizons. De onde viria o fornecimento adicional de petróleo e gás? A cadeia de abastecimento teria capacidade para lidar com isso? Quanto mais investimento a montante seria necessário? Como é que a inflação dos custos afetaria o preço do petróleo e do gás? E será que a indústria pode alterar a sua abordagem disciplinada?
 

Fonte: Wood Mackenzie Energy Markets Service – Global Energy Transition Outlook (ETO)

Pergunta 1: De onde viria o abastecimento adicional?

Petróleo – apelando aos grandes intervenientes

O Médio Oriente e os 48 estados contíguos dos EUA são os que têm maior capacidade para aumentar a oferta. Ambos contam com investidores que, em geral, se mostram favoráveis, têm acesso a capital e gozam de liberdade de ação, uma vez que enfrentam menos problemas sociais, ambientais ou de acesso do que noutros locais.

Para os principais produtores do Médio Oriente, definir os níveis de capacidade e oferta é uma escolha estratégica e não uma limitação de recursos. Já assumimos um aumento da quota de mercado da região no nosso cenário base e acreditamos que esta seria também capaz de intensificar a produção num cenário de preços mais elevados por mais tempo, de modo a satisfazer mais de 40 % do aumento total da procura de líquidos.

Os produtores norte-americanos não responderiam com a agressividade impulsionada pelo crescimento bruto dos ciclos de alta anteriores, apesar dos apelos da futura administração dos EUA para que «perfurem, perfurem, perfurem». No entanto, o setor é sensível aos preços, e a oferta reagiria. No total, a América do Norte forneceria quase 30% do incremento.

Tal como nos ciclos de alta anteriores, a oferta do resto do mundo aumentaria gradualmente em relação ao nosso cenário base. Os principais contribuintes para os 30% finais de oferta adicional incluem os setores de águas profundas da América Latina e de África, enquanto a Rússia e o Cáspio, a Ásia-Pacífico e a Europa também produziriam mais do que as nossas previsões atuais.

Gás – uma história mais matizada

Satisfazer o aumento de 3% na procura global de gás num cenário de transição atrasada é uma tarefa menos desafiante do que no caso do petróleo. Quase metade da oferta adicional de gás proviria como subproduto do aumento da atividade impulsionada pelos líquidos, incluindo gás associado de áreas como a bacia do Permiano nos 48 estados contíguos dos EUA. As jazidas de gás seco nos EUA e em todo o mundo forneceriam o restante.

O setor do gás natural liquefeito (GNL) enfrentaria um desafio mais difícil. Os exportadores de GNL dos EUA estariam entre os principais intervenientes capazes de fornecer as 40 milhões de toneladas por ano (6%) de procura adicional, exercendo pressão ascendente sobre os preços internos do gás no Henry Hub. O Catar procuraria também aproveitar a oportunidade, tirando partido da sua base de recursos de baixo custo. No entanto, uma procura mais elevada poderia incentivar o fornecimento a partir de outras fontes, e os compradores já estão interessados em diversificar o abastecimento para além destes dois gigantes.
 

Fonte: Modelo de Abastecimento de Petróleo da Wood Mackenzie. Os gráficos mostram o impacto combinado no abastecimento de petróleo e gás.

Pergunta 2: A cadeia de abastecimento teria capacidade para fazer face a isso?

A cadeia de abastecimento a montante – que já se encontra perto dos seus limites – ficaria sob forte pressão

A cadeia de abastecimento global do setor de exploração e produção foi ajustada ao longo da última década para se adequar aos atuais níveis de investimento neste setor, que rondam, em média, meio bilião de dólares por ano (custos de desenvolvimento de projetos, excluindo exploração e despesas gerais, em termos de 2024). Uma expansão moderada da capacidade e a renovação contínua da frota deverão ser suficientes para satisfazer as nossas previsões de procura no cenário base até 2050.

No entanto, alguns segmentos já estão a dar sinais de esgotamento. Um aumento da atividade seria uma má notícia para os custos dos produtores. O setor dos serviços tem vindo a reduzir o investimento de capital há uma década, e a capacidade na maioria dos setores só agora começou a recuperar lentamente.

As empresas de serviços, tal como as operadoras, têm adotado uma postura disciplinada, concentrando-se mais na eficiência, no exercício do poder de fixação de preços e na obtenção de margens do que no aumento da capacidade. Atualmente, são mais ágeis e apresentam um desempenho superior ao das últimas décadas, tornando a relação entre atividade, capacidade e preços cada vez mais não linear.

Uma transição adiada aumentaria a pressão

Uma transição atrasada levaria a que praticamente todas as regiões e segmentos sentissem os efeitos da escassez de tripulação e de equipamento. Identificamos quatro principais focos de inflação.

Terra firme da América do Norte: A cadeia de abastecimento da região pode acelerar mais rapidamente do que a maioria, mas os sinais de aumento da procura teriam de ser claros e sustentados, e as partes interessadas teriam de manifestar o seu apoio antes de se investir capital na expansão da frota. É improvável que haja uma corrida para aumentar a capacidade. Em vez disso, os preços e a capacidade aumentariam gradualmente para acompanhar a atividade, compensados por ganhos de eficiência.

Águas profundas: No nosso cenário base, a atividade atinge um patamar que o setor só consegue atingir através de melhorias operacionais contínuas. A inflação já é mais elevada do que no resto do setor.

Um aumento na procura por plataformas, navios, instalações e equipamentos submarinos quebraria esse padrão. Os proprietários de plataformas, através da consolidação e da redução da frota, conquistaram um poder de fixação de preços que estariam relutantes em diluir. A disponibilidade de tripulações experientes e de estaleiros constitui outra limitação. Atrasos, excedentes de custos e inflação manifestar-se-iam rapidamente e teriam um impacto severo. No entanto, os rendimentos do setor continuariam a ser robustos. As novas construções e as remodelações levariam tempo, mas a capacidade aumentaria gradualmente.

O Médio Oriente: A região já é um ponto nevrálgico para o investimento em petróleo, gás e GNL. Nos últimos dois anos, foram adjudicados contratos de projetos no valor de 60 mil milhões de dólares, prevendo-se mais 40 mil milhões de dólares até 2025. Os prazos e os orçamentos já se encontram sob pressão. Se os principais produtores da região responderem aos sinais de aumento da procura decorrentes do cenário de transição energética atrasada aumentando ainda mais a capacidade de oferta, seguir-se-á rapidamente uma maior inflação dos custos e ultrapassagens orçamentais.

GNL: Uma nova onda de desenvolvimentos seguirá-se ao levantamento previsto da suspensão por parte da administração Trump. O aumento da procura global de GNL irá agravar a pressão ascendente já existente sobre os custos de engenharia, aquisição e construção nos EUA e noutros países, à medida que a oferta se diversifica.

Resto do mundo: Alguns países e setores estariam relativamente imunes à inflação, incluindo aqueles com cadeias de abastecimento controladas pelo Estado ou integradas, como a China e a Rússia, e os setores onshore e de águas pouco profundas com excesso de capacidade de prestação de serviços.


Fonte: Wood Mackenzie Upstream Supply Chain Service, relatórios da empresa. Apresentadas as quatro principais empresas da cadeia de abastecimento (SLB, Halliburton, Baker Hughes e Weatherford); *dados dos primeiros três trimestres anualizados.

Pergunta 3: Qual seria o montante adicional de investimento a montante necessário?

A despesa teria de aumentar 30%

Uma simples extrapolação de um aumento de 5% na procura para um aumento de 5% na despesa seria imprecisa e uma simplificação excessiva. Calculámos a elasticidade de custos do setor através da integração dos nossos modelos de oferta anual, campo a campo, com a nossa análise da cadeia de abastecimento global.

Os resultados não são lineares, mas, em termos gerais, são agradavelmente simples de explicar:

Mais 5 % de procura = mais 10 % de atividade = custos globais de desenvolvimento por unidade 20 % mais elevados = mais 30 % de investimento total.

Isto significa 659 mil milhões de dólares em despesas anuais com o desenvolvimento, em comparação com os 507 mil milhões de dólares do nosso cenário de base, e 17 biliões de dólares, em comparação com os 13 biliões de dólares, no total até 2050 (todos em valores de 2024).

Isto inclui a hipótese de que as melhorias na eficiência operacional se mantenham, algo que o setor poderá muito bem superar, atenuando parte do impacto inflacionário.


Fonte: Wood Mackenzie Lens Upstream

Pergunta 4: De que forma a inflação dos custos afetaria o preço do petróleo e do gás?

Um aumento dos custos de abastecimento implicaria um aumento dos preços

Os projetos greenfield em fase pré-aprovação estão quase totalmente expostos ao aumento dos custos e aos estrangulamentos na cadeia de abastecimento. No que diz respeito aos 95 maiores projetos convencionais ainda não desenvolvidos incluídos na nossa base de dados Lens, uma inflação de custos de 20 % eleva os pontos de equilíbrio em mais de 15 dólares por barril (um aumento de 28 %) com uma taxa de desconto de 15 %.

Os rendimentos do projeto cairiam de 22 % para 16 % com base nos preços de planeamento empresarial atuais, que se situam em média em cerca de 65 dólares por barril, e o aumento dos custos unitários não seria o único fator a ter em conta. O aumento da capacidade diluiria a qualidade das equipas e dos recursos de equipamento, levando a atrasos, excedentes de custos e uma deterioração ainda maior dos rendimentos.

Os preços do petróleo seriam significativamente mais elevados

Nesta análise, calculamos os preços do petróleo com base nos fundamentos de longo prazo, no custo de abastecimento e no pressuposto de que o barril marginal determina o preço. O comportamento dos produtores de baixo custo do setor continua a ser fundamental. Partimos do princípio de que a OPEP irá reverter os atuais cortes de produção ao longo dos próximos anos e continuará a expandir a capacidade e a aumentar a produção a médio prazo.

Mesmo no nosso cenário base, a oferta da OPEP, por si só, não será suficiente para satisfazer o crescimento da procura global. São também necessários investimentos noutros setores. A indústria está a explorar primeiro os seus barris mais vantajosos, de baixo custo e com baixas emissões de carbono, sendo estes substituídos por recursos de menor qualidade após o pico da procura. É igualmente necessário o crescimento das reservas provenientes de campos existentes, o desenvolvimento de novos projetos e mais exploração, sendo que o incentivo necessário é a subida dos preços. Esta dinâmica é agravada e acelerada por uma transição atrasada.

O nosso Modelo Global de Abastecimento de Petróleo prevê que o preço do Brent suba para mais de 100 dólares por barril durante a década de 2030, num cenário de transição atrasada. Em 2050, o preço desce para cerca de 90 dólares por barril, ficando, em média, cerca de 20 dólares por barril acima do nosso cenário de referência ao longo desse período (todos os valores expressos em termos de 2024).

O resultado depende, evidentemente, em grande medida do comportamento da OPEP. O grupo poderia tentar conquistar quota de mercado através de uma redução mais agressiva da produção ou mostrar-se mais cauteloso em termos de investimento do que prevemos. Qualquer uma dessas opções teria um impacto substancial nos preços.

O preço do gás também aumentaria, mas ficaria cada vez mais desvinculado

Grande parte do aumento da procura de gás resultante de um atraso na transição proviria da América do Norte, onde tanto a procura de energia como a expansão do GNL registariam um crescimento mais acentuado do que o previsto no nosso cenário de base. Embora o gás associado ao aumento da oferta de petróleo tenha um custo relativamente baixo, com o passar do tempo, os preços do gás nos EUA subiriam acima da nossa previsão de 4 dólares por mmbtu para 2030, no cenário de base, incentivando uma maior produção de gás não associado.

Uma maior procura de GNL atenuaria o risco de uma queda acentuada dos preços com a chegada da tão esperada onda de nova oferta nos próximos cinco a sete anos. Entretanto, preços mais elevados do petróleo e do Henry Hub implicariam preços mais elevados do GNL indexados ao petróleo e no mercado à vista, uma vez que o GNL dos EUA continuaria a ser o fornecedor marginal.

Pergunta 5: Será que o setor consegue adaptar a sua abordagem disciplinada?

Os indicadores que orientam as decisões estratégicas teriam de evoluir

As grandes empresas e outras sociedades utilizam vários indicadores para avaliar a adequação dos investimentos, sendo os principais a viabilidade económica e as emissões dos novos projetos. Para satisfazer os requisitos de investimento decorrentes de uma transição atrasada, a atual política rigorosa de disciplina de capital do setor teria de mudar ou, pelo menos, a definição de disciplina teria de evoluir, por exemplo:

1. Devoluções: Atualmente, as metas das empresas situam-se, em média, em cerca de 15 % para o petróleo. Para atingir este objetivo com uma inflação de custos de 20 %, é necessário prever que os preços subam de 65 dólares por barril para cerca de 80 dólares por barril, em termos reais.

2. Limiares de equilíbrio: os limiares estabelecidos pelas empresas, que atualmente se situam normalmente entre 40 e 50 dólares por barril, com base no valor atual líquido (NPV10), teriam de aumentar para compensar a inflação dos custos.

3. Emissões: A tecnologia irá melhorar gradualmente muitos projetos, mas, para outros, a mitigação é uma tarefa dispendiosa. As metas empresariais atuais, frequentemente fixadas em 20 kgCO₂e/boe ou menos, ficariam em risco.

Os preços do planeamento empresarial aumentariam se as perspetivas do mercado melhorassem, com uma maior confiança na sustentabilidade da procura. Nesse contexto, custos unitários de desenvolvimento e pontos de equilíbrio mais elevados seriam provavelmente aceitáveis.

Resolver a questão das emissões seria mais difícil. Em última análise, os operadores terão de encontrar um equilíbrio entre os custos de mitigação e a intensidade das emissões. Aqueles com metas de emissões mais rigorosas poderão ver os seus projetos tornarem-se menos competitivos do que os que não as têm, ou terão de procurar ativamente compensações para desbloquear um abastecimento mais intensivo em carbono sem comprometer os indicadores de custo dos projetos.

A influência das partes interessadas seria fundamental

A rapidez com que os indicadores de investimento evoluem dependerá da forma como as partes interessadas encaram os fundamentos do investimento no setor do petróleo e do gás. Para que o investimento necessário se concretize, toda a cadeia de valor a montante — desde as operadoras aos governos, passando pelos investidores, bancos e outras entidades financiadoras — terá de acreditar em fundamentos de mercado mais sólidos e em preços mais firmes.

São poucos os que defenderiam um regresso à mentalidade da década de 2010, caracterizada por um crescimento a qualquer custo impulsionado pela dívida e pela crença num crescimento perpétuo da procura, e todos estariam dispostos a evitar ser apanhados de surpresa pelo típico ciclo de expansão e recessão do setor. Afinal, passaram-se apenas cinco anos desde que muitos assumiram que a transição estava a acelerar e que o setor a montante se encaminhava para um declínio irreversível.

Preços mais elevados alterariam o sentimento

Os incentivos para apoiar o investimento seriam significativos. Um preço de 100 dólares por barril traduz-se num aumento das receitas fiscais do governo e numa participação direta das empresas petrolíferas nacionais (NOC) no valor de 6 biliões de dólares, bem como num aumento de 1 bilião de dólares nas avaliações das empresas, apenas no que diz respeito aos ativos comerciais existentes (com base no VAL10).

Tal como os retornos dos projetos, muitos dos principais indicadores empresariais que os investidores acompanham dependem dos preços. As margens de fluxo de caixa operacional e as taxas de reinvestimento (capital investido/fluxo de caixa operacional) pareceriam mais favoráveis do que atualmente, apesar dos custos mais elevados. E as operadoras poderiam investir no crescimento, continuando ao mesmo tempo a distribuir uma parte crescente do fluxo de caixa livre aos investidores.

No entanto, embora o aumento dos preços seja um fator determinante para o apetite de investimento, a confiança levaria tempo a consolidar-se. Um crescimento constante e gradual da procura, que é o resultado do nosso modelo de procura baseado no equilíbrio, seria a forma mais rápida de atrair capital de forma consistente para o setor. A volatilidade — que seria mais provável num cenário de transição atrasada — cria atritos.


Fonte: Wood Mackenzie Lens. Ativos comerciais existentes, excluindo potenciais ganhos e atividades de exploração

Conclusão

Cinco consequências do aumento do investimento e dos preços

Se a transição se atrasar, tal como previsto no nosso cenário, a procura seria 5% superior à do nosso cenário de base, exigindo um aumento de 30% nas despesas. O setor a montante tem um sólido historial de resposta a desafios como este, pelo que — com a ajuda de preços do petróleo que seriam 24% superiores aos do nosso cenário de base — essa procura seria satisfeita.

O impacto nas estratégias empresariais do setor do petróleo e do gás seria profundo.

As empresas com maior exposição ao petróleo sairiam vencedoras: as operadoras com uma trajetória duradoura no setor petrolífero e exposição a oportunidades de baixo custo no Médio Oriente (empresas nacionais de petróleo e gás detentoras de recursos) e ao petróleo de formações compactas nos EUA (grandes petrolíferas americanas e as maiores empresas independentes) estariam numa posição ideal. O setor de serviços de petróleo e gás, em geral, teria um bom desempenho, com os maiores ganhos para as empresas mais eficientes e tecnologicamente avançadas e para aquelas que conseguirem aumentar a capacidade em pontos-chave de investimento, ao mesmo tempo que protegem as margens.

A captura de recursos tornar-se-ia uma prioridade para muitos: haveria uma corrida para recuperar o atraso entre as grandes empresas europeias e as maiores independentes internacionais que tiveram de dar menos ênfase ou reduzir as suas atividades a montante. Uma via para obter exposição a uma procura prolongada seria a fusão e aquisição (M&A). No entanto, seria necessário agir rapidamente antes que as avaliações das transações subissem em resposta a preços de planeamento corporativo mais elevados. A M&A não acrescenta novos recursos, contudo. Seria necessário um maior investimento orgânico para impulsionar a oferta. Muitas empresas cotadas em bolsa teriam receio de arriscar a confiança dos investidores, conquistada com esforço, e hesitariam em aumentar o investimento orgânico, particularmente face aos custos crescentes do setor de serviços.

A tolerância ao risco aumentaria: à medida que os fundamentos a montante se fortalecessem, o setor ficaria mais à vontade com projetos maiores, mais complexos e de prazo mais longo, com mais risco à superfície. Isto poderia incluir a aceitação de participações de capital mais elevadas, mais exploração e novas entradas regionais. As operadoras norte-americanas procurariam internacionalizar-se, enquanto algumas grandes europeias aumentariam a sua exposição ao mercado onshore dos EUA. No entanto, o setor não pode dar-se ao luxo de perder o foco na resiliência financeira para sustentar dividendos e investimento.

A disciplina e a eficiência continuariam a ser fundamentais: as operadoras continuariam a ser responsabilizadas por excedentes de custos e atrasos. A maioria continuaria a procurar fasear projetos sempre que possível, minimizar o capital improdutivo e manter os prazos de retorno tão curtos quanto possível. O mesmo se aplica aos ativos maduros, que seriam impulsionados por preços mais elevados. Mas o setor estaria ansioso por demonstrar a sua capacidade emergente em inteligência artificial para manter os custos e as emissões controláveis.

O financiamento do petróleo e do gás tornar-se-ia mais fácil: investidores e credores não poderiam ignorar a melhoria dos fundamentos de investimento. Alguns sentir-se-iam tentados a flexibilizar os rigorosos critérios de concessão de crédito impostos ao setor. Podiam ressurgir modelos de negócio de nicho, como exploradores especializados ou especialistas em ativos maduros. Mas, embora o foco dos credores voltasse para métricas operacionais, como a vida útil dos recursos e a longevidade da produção, para a maioria, os critérios de concessão de crédito relacionados com a redução de emissões seriam inegociáveis.

Haveria também impactos mais amplos na transição. A economia global sentiria o impacto destes preços mais elevados do petróleo e do gás, mas o impacto a longo prazo no produto interno bruto global seria limitado dentro dos limites de preços estáveis deste cenário. Preços mais elevados aumentariam, no entanto, a competitividade de alternativas como veículos elétricos, energias renováveis e armazenamento de energia, mesmo que as outras barreiras – como a política e as finanças – permaneçam. Por último, os preços mais elevados do GNL ameaçariam o crescimento da procura de GNL nos mercados emergentes sensíveis aos preços em toda a Ásia, que são fundamentais para o papel do gás como combustível de transição.