A inflação e as pressões orçamentárias enfraqueceram a determinação do governo e das empresas em dobrar os gastos anuais para os estimados US$ 3,5 trilhões necessários para construir um sistema energético de baixo carbono e cumprir as metas do Acordo de Paris.

Autores
Fraser McKay, Diretor de Análise Upstream – Wood MacKenzie
Angus Rodger, Vice-presidente, SME Upstream APAC & Middle East – Wood MacKenzie

No nosso cenário base, o mundo está a caminho de um aumento de 2,5 ºC, com a procura de líquidos a atingir lentamente o pico no início da próxima década, em torno de 106 milhões de barris por dia (b/d), e a procura de gás, uma década depois, em mais de 440 mil milhões de pés cúbicos por dia (bcfd). A indústria upstream e os seus setores de apoio podem fornecer o abastecimento necessário 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. Isso resultaria numa trajetória de 3 ºC, exigindo 5% a mais de abastecimento de petróleo e gás. A procura de líquidos seria, em média, 6 milhões de b/d (6%) superior ao nosso cenário base para 2050, e a procura de gás seria, em média, 15 bcfd (3%) superior ao nosso cenário base.

Atender à crescente procura no curto prazo, tanto no cenário de atraso quanto no cenário base, apresenta poucos desafios. Há líquidos em abundância disponíveis, com o abastecimento 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 por mais tempo e o declínio natural da produção dos campos existentes representaria um desafio mais difícil para a indústria. O aumento do fornecimento de líquidos é aproximadamente equivalente ao volume de uma nova bacia Permiana nos EUA; o fornecimento adicional de gás está em pé de igualdade com a 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 levariam, 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 conseguiria lidar com isso? Quanto mais investimento upstream seria necessário? Como a inflação dos custos afetaria o preço do petróleo e do gás? E a indústria pode alterar a sua abordagem disciplinada?
 

Fonte: Wood Mackenzie Energy Markets Service – Perspectivas para a Transição Energética Global (ETO)

Pergunta 1: De onde viria o fornecimento adicional?

Petróleo – apelando aos grandes players

O Médio Oriente e os 48 estados contíguos dos EUA são os mais capazes de aumentar a oferta. Ambos têm investidores que normalmente são favoráveis, acesso a capital e liberdade para agir, uma vez que enfrentam menos problemas sociais, ambientais ou de acesso do que outros 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 o aumento da quota de mercado da região no nosso cenário base e acreditamos que ela também seria capaz de avançar num cenário de preços mais elevados por mais tempo, para atender a mais de 40% do aumento total da procura por líquidos.

Os produtores norte-americanos não responderiam com a agressividade impulsionada pelo crescimento bruto dos ciclos ascendentes anteriores, apesar dos apelos da nova administração dos EUA para «perfurar, perfurar, perfurar». 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 ascendentes anteriores, a oferta do resto do mundo aumentaria em relação ao nosso cenário base. Os principais contribuintes para os 30% finais da oferta adicional incluem os setores de águas profundas da América Latina e África, enquanto a Rússia e o Cáspio, Ásia-Pacífico e Europa também produziriam mais do que as nossas previsões atuais.

Gás - uma história mais complexa

Atender ao aumento de 3% na demanda global de gás em um cenário de transição atrasada é uma tarefa menos desafiadora do que no caso do petróleo. Quase metade do fornecimento adicional de gás viria como um subproduto da atividade intensificada impulsionada por líquidos, incluindo gás associado de áreas como a bacia do Permiano, nos 48 estados contíguos dos EUA. Os campos de gás seco nos EUA e em todo o mundo forneceriam o restante.

O setor de gás natural liquefeito (GNL) enfrentaria um desafio mais difícil. Os exportadores de GNL dos EUA estariam entre os principais players capazes de fornecer as 40 milhões de toneladas por ano (6%) de demanda adicional, exercendo pressão ascendente sobre os preços domésticos do gás Henry Hub. O Catar também procuraria aproveitar a oportunidade, tirando partido da sua base de recursos de baixo custo. No entanto, a maior procura poderia incentivar o fornecimento de outras fontes, e os compradores já estão interessados em diversificar o fornecimento 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 conseguiria lidar com isso?

A cadeia de abastecimento a montante – já perto dos seus limites – ficaria severamente sobrecarregada.

A cadeia de abastecimento global upstream foi dimensionada corretamente na última década para se adequar aos gastos atuais upstream, que são em média de meio trilhão de dólares por ano (custos de desenvolvimento de projetos, excluindo exploração e despesas gerais, termos de 2024). A expansão moderada da capacidade e a renovação contínua da frota devem ser suficientes para atender às nossas perspectivas de demanda base até 2050.

No entanto, certos segmentos já estão a dar sinais de desgaste. O aumento da atividade seria uma má notícia para os custos dos produtores. O setor de serviços reduziu o investimento de capital durante uma década, e a capacidade na maioria dos setores apenas começou a recuperar lentamente.

As empresas de serviços, tal como as operadoras, têm sido disciplinadas, concentrando-se mais na eficiência, exercendo poder de fixação de preços e capturando margens do que aumentando a capacidade. Hoje em dia, elas são mais enxutas e têm um desempenho melhor do que em décadas, tornando a relação entre atividade, capacidade e preços cada vez mais não linear.

Uma transição atrasada aumentaria a pressão

Uma transição atrasada levaria praticamente todas as regiões e segmentos a sentir os efeitos da escassez de tripulação e equipamentos. Vemos quatro principais pontos críticos de inflação.

Onshore na 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, enquanto as partes interessadas teriam de dar o seu apoio antes que o capital fosse comprometido com a 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 está mais elevada do que no resto do setor.

Aumentar a procura por plataformas, embarcações, instalações e equipamentos submarinos quebraria o molde. Os proprietários de plataformas, por meio da consolidação e redução da frota, conquistaram poder de fixação de preços que relutariam em diluir. Tripulações experientes e disponibilidade de estaleiros são outras restrições. Atrasos, custos excedentes e inflação se manifestariam rapidamente e teriam um impacto significativo. No entanto, os retornos do setor permaneceriam robustos. Novas construções e reformas levariam tempo, mas a capacidade aumentaria gradualmente.

O Médio Oriente: A região já é um ponto importante para investimentos em petróleo, gás e GNL. Contratos de projetos no valor de US$ 60 bilhões foram adjudicados nos últimos dois anos e espera-se que até US$ 40 bilhões adicionais sejam adjudicados em 2025. Os prazos e orçamentos já estão sob pressão. Se os principais produtores da região responderem aos sinais de maior procura do cenário de transição energética atrasada aumentando ainda mais a capacidade de oferta, isso levará rapidamente a uma inflação adicional dos custos e a excedentes.

GNL: uma nova onda de desenvolvimentos seguirá o esperado fim da pausa imposta pela administração Trump. A maior procura global de GNL aumentará a pressão ascendente existente sobre os custos de engenharia, aquisição e construção nos EUA e noutros locais, 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 ou integradas pelo governo, como a China e a Rússia, e setores onshore e de águas rasas com excesso de capacidade de serviço.


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

Pergunta 3: Quanto mais investimento a montante seria necessário?

Os gastos teriam que aumentar em 30%

Uma simples extrapolação de 5% a mais na procura para 5% a mais nos gastos seria imprecisa e uma simplificação excessiva. Calculamos a elasticidade dos custos do setor integrando os nossos modelos de oferta anual campo a campo com a nossa análise da cadeia de abastecimento global.

Os resultados não são lineares, mas em números redondos são agradavelmente simples de explicar:

5% mais procura = 10% mais atividade = 20% mais custos globais de desenvolvimento unitário = 30% mais investimento total.

Isso significa US$ 659 bilhões em gastos anuais com desenvolvimento, contra US$ 507 bilhões em nosso cenário base, e US$ 17 trilhões contra US$ 13 trilhões no total até 2050 (todos em termos de 2024).

Isso inclui uma suposição de melhorias contínuas na eficiência operacional, que o setor poderia muito bem superar, mitigando parte do impacto inflacionário.


Fonte: Wood Mackenzie Lens Upstream

Pergunta 4: Como a inflação dos custos afetaria o preço do petróleo e do gás?

Um custo de abastecimento mais elevado significaria preços mais elevados.

Os projetos greenfield pré-aprovados estão quase totalmente expostos ao aumento dos custos e aos gargalos na cadeia de abastecimento. Para os 95 maiores projetos convencionais não desenvolvidos em nosso conjunto de dados Lens, uma inflação de custos de 20% aumenta o ponto de equilíbrio em mais de US$ 15/bbl (um aumento de 28%) a uma taxa de desconto de 15%.

Os retornos do projeto cairiam de 22% para 16% sob os preços de planeamento corporativo existentes, que atualmente giram em torno de US$ 65/bbl, e o aumento dos custos unitários não seria o único fator. A construção da capacidade diluiria a qualidade das equipes e dos recursos de equipamento, levando a atrasos, custos excedentes e maior deterioração dos retornos.

Os preços do petróleo seriam significativamente mais elevados

Nesta análise, calculamos os preços do petróleo com base em fundamentos de longo prazo, custo de fornecimento e a suposição de que o barril marginal define o preço. O comportamento dos produtores de baixo custo do setor continua sendo fundamental. Presumimos que a OPEP reverta seus atuais cortes de produção nos próximos anos e continue a expandir a capacidade e aumentar a produção no médio prazo.

Mesmo no nosso cenário base, a oferta da OPEP por si só não atenderá ao crescimento da demanda global. Também são necessários investimentos em outras áreas. A indústria está a desenvolver primeiro os seus barris mais vantajosos, de baixo custo e baixo carbono, substituídos por recursos de menor qualidade após o pico da demanda. Também é necessário o crescimento das reservas dos campos existentes, o desenvolvimento de novos projetos e mais exploração, e o incentivo necessário são preços mais altos. Essa dinâmica é exacerbada e acelerada por uma transição atrasada.

O nosso Modelo Global de Abastecimento de Petróleo prevê que o preço do Brent suba para mais de US$ 100/bbl durante a década de 2030, num cenário de transição atrasada. Ele cairá para US$ 90/bbl até 2050, ficando em média cerca de US$ 20/bbl acima do nosso cenário base para o período (tudo em termos de 2024).

O resultado depende, evidentemente, do comportamento da OPEP. O grupo poderia buscar participação no mercado com uma redução mais agressiva ou mostrar mais contenção nos investimentos do que supomos. Qualquer uma das opções teria um impacto substancial nos preços.

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

Grande parte da procura incremental de gás resultante de uma transição atrasada viria da América do Norte, com a procura de energia e a expansão do GNL a atingirem níveis superiores aos do nosso cenário base. Embora o gás associado ao aumento da oferta de petróleo tenha um custo relativamente baixo, com o tempo, os preços do gás nos EUA subiriam acima da nossa previsão de US$ 4/mmbtu para 2030 no cenário base, incentivando mais gás não associado.

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

Pergunta 5: A indústria pode adaptar a sua abordagem disciplinada?

As métricas que orientam as decisões estratégicas precisariam evoluir.

As grandes empresas e outras organizações utilizam várias métricas para avaliar a adequação dos investimentos, sendo as principais delas a economia e as emissões dos novos projetos. Para atender aos requisitos de gastos de uma transição atrasada, o atual edito de disciplina de capital rigorosa do setor teria que mudar ou, pelo menos, o que define disciplina teria que evoluir, por exemplo:

1. Devoluções: As metas corporativas atuais são, em média, de cerca de 15% para o petróleo. Para atingir esse objetivo com uma inflação de custos de 20%, é necessário planejar um aumento nos preços de US$ 65/bbl para cerca de US$ 80/bbl em termos reais.

2. Pontos de equilíbrio: os limites estabelecidos pelas empresas, normalmente entre US$ 40 e US$ 50/bbl atualmente, com base no valor presente líquido (NPV10) do ponto de equilíbrio, precisariam 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 corporativas atuais, frequentemente definidas em 20 kgCO2e/boe ou menos, estariam em risco.

Os preços do planeamento corporativo aumentariam se as perspetivas para o mercado melhorassem, com maior confiança na longevidade da procura. Nesse ambiente, custos unitários de desenvolvimento e pontos de equilíbrio mais elevados seriam provavelmente toleráveis.

Resolver a questão das emissões seria mais difícil. Os operadores devem, em última análise, equilibrar os custos de mitigação com a intensidade das emissões. Aqueles com metas de emissões mais rigorosas podem considerar os seus projetos menos competitivos do que aqueles sem metas, ou terão de buscar agressivamente compensações para desbloquear um fornecimento mais intensivo em carbono sem comprometer as métricas de custo do projeto.

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 em petróleo e gás. Para que o investimento necessário se concretize, toda a cadeia de valor upstream, desde os operadores aos governos, passando pelos investidores, bancos e outros credores, terá de acreditar em fundamentos de mercado mais sólidos e preços mais firmes.

Muito poucos defenderiam um retorno à mentalidade de crescimento a qualquer custo impulsionado pela dívida da década de 2010, acreditando no crescimento perpétuo da procura, e todos estariam interessados em evitar ser apanhados pelo ciclo típico 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 upstream estava a caminhar para um declínio terminal.

Preços mais altos mudariam o sentimento

Os incentivos para apoiar o investimento seriam fortes. US$ 100/bbl traduzem-se em receitas fiscais incrementais para o governo e participações diretas da empresa petrolífera nacional (NOC) no valor de US$ 6 biliões, além de um aumento de US$ 1 bilião nas avaliações corporativas, apenas para os ativos comerciais existentes (com base no NPV10).

Tal como os retornos dos projetos, muitos dos principais indicadores corporativos que os investidores acompanham dependem dos preços. As margens de fluxo de caixa operacional e as taxas de reinvestimento (capital empregado/fluxo de caixa operacional) pareceriam mais favoráveis do que hoje, apesar dos custos mais elevados. E as operadoras poderiam investir no crescimento, continuando a alocar uma quantia crescente de fluxo de caixa livre aos investidores.

Mas, embora o aumento dos preços seja um fator determinante para o apetite de investimento, a confiança levaria tempo para ser construída. O crescimento gradual e constante da procura, que é o resultado do nosso modelo de procura baseado no equilíbrio, seria a maneira mais rápida de atrair capital para o setor de forma consistente. A volatilidade — que seria mais provável num cenário de transição atrasada — cria atrito.


Fonte: Wood Mackenzie Lens. Ativos comerciais existentes, excluindo vantagens e exploração apresentadas.

Conclusão

Cinco implicações do aumento dos investimentos e dos preços

Se uma transição atrasada se desenrolar como no nosso cenário, a procura seria 5% superior ao nosso caso base, exigindo um aumento de 30% nos gastos. O setor upstream tem um forte histórico de resposta a desafios como este, portanto, com a ajuda dos preços do petróleo, que seriam 24% superiores ao nosso caso base, essa procura seria atendida.

O impacto nas estratégias corporativas de petróleo e gás seria profundo.

As empresas mais voltadas para o petróleo sairiam ganhando: operadoras com longevidade no setor petrolífero e exposição a oportunidades de baixo custo no Oriente Médio (empresas petrolíferas nacionais detentoras de recursos) e petróleo não convencional nos EUA (grandes empresas americanas e as maiores independentes) estariam em uma 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 aquelas que podem aumentar a capacidade em pontos de investimento importantes, protegendo as margens.

A captura de recursos se tornaria uma prioridade para muitos: haveria uma corrida para recuperar o atraso entre as grandes empresas europeias e as maiores independentes internacionais que diminuíram a ênfase ou reduziram o tamanho do upstream. Uma forma de ganhar exposição à procura prolongada seria através de fusões e aquisições. No entanto, seria necessário agir rapidamente, antes que as avaliações dos negócios subissem em resposta aos preços mais elevados do planeamento corporativo. No entanto, as fusões e aquisições não acrescentam novos recursos. Seria necessário um maior investimento orgânico para aumentar a oferta. Muitas empresas cotadas em bolsa teriam receio de arriscar a confiança dos investidores, conquistada com tanto esforço, e hesitariam em aumentar o investimento orgânico, especialmente face ao aumento dos custos do setor de serviços.

A tolerância ao risco aumentaria: à medida que os fundamentos upstream se fortalecessem, o setor ficaria mais confortável com projetos maiores, mais complexos e de prazo mais longo, com mais riscos acima do solo. Isso poderia incluir a adoção de participações acionárias mais elevadas, mais exploração e novas entradas regionais. As operadoras americanas buscariam a internacionalização, enquanto algumas grandes empresas europeias aumentariam a exposição ao mercado onshore dos EUA. No entanto, o setor não pode se dar ao luxo de perder o foco na resiliência financeira para sustentar dividendos e investimentos.

A disciplina e a eficiência continuariam a ser rigorosas: as operadoras continuariam a ser responsabilizadas por custos excedentes e atrasos. A maioria continuaria a procurar faseia os projetos sempre que possível, minimizar o capital improdutivo e manter os retornos o mais curtos possível. O mesmo se aplica aos ativos maduros, que seriam impulsionados por preços mais elevados. Mas o setor estaria interessado em flexionar os seus músculos emergentes de inteligência artificial para manter os custos e as emissões controláveis.

O financiamento do petróleo e do gás ficaria mais fácil: os investidores e credores não poderiam ignorar a melhoria dos fundamentos de investimento. Alguns seriam tentados a relaxar os rigorosos critérios de empréstimo impostos ao setor. Modelos de negócios de nicho, como exploradores especializados ou especialistas em ativos maduros, poderiam ressurgir. Mas, embora o foco dos credores voltasse para métricas operacionais, como vida útil dos recursos e longevidade da produção, para a maioria, os critérios de empréstimo para 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. No entanto, os preços mais elevados aumentariam a competitividade de alternativas como veículos elétricos, energias renováveis e armazenamento de energia, mesmo que outras barreiras — como a política e as finanças — permanecessem. 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.