Os novos projetos de petróleo e gás aprovados não iniciarão suas atividades rápido o suficiente ou com volumes necessários para compensar a produção que foi perdida no Oriente Médio pela guerra. 

Segundo análise da Wood Mackenzie desta terça-feira (7), os grandes projetos têm prazos de entrega de quase três anos. Além disso, antes da guerra, o gasto planejado no Oriente Médio para mais de 20 projetos em andamento ou em pré-FID era de US$ 16 bilhões, totalizando cerca de US$ 98 bilhões para manutenção e expansão nos campos em operação.  

O valor era o segundo maior Capex em exploração e produção em 2026, somente atrás dos EUA. Com o conflito, a consultoria estima que 22% do investimento pode ser adiado ou até cancelado.  

Na análise da Wood Mackenzie, US$ 30 bilhões foram adiados pela redução das exportações. Mais de 10% da produção global de petróleo foi bloqueada, com exportações de produtores regionais caindo mais de 50% em relação aos níveis antes da guerra. 

Os players do resto do setor podem aproveitar o lucro vindo do adiamento, os produtores do Golfo não têm a mesma sorte. Os afetados pelo fechamento do Estreito de Ormuz podem recuperar o que foi perdido em relação aos preços pré-conflito se permanecerem altos logo depois que o fluxo dos volumes retidos voltar. 

Por exemplo, cerca de US$ 500 milhões por dia poderiam ser recuperados a US$ 85 por barril.  

Europa pode voltar seus “olhos” para produção interna com a guerra

Com a deflagração da guerra, países como Reino Unido e Holanda percebem a necessidade de se voltarem para o aumento da oferta, explorando recursos domésticos que antes tinham sido abandonados ou ignorados por serem pouco econômicos ou indesejáveis. 

A Wood Mackenzie aponta que em vez da Europa visualizar a ideia de “um ou outro” sobre os hidrocarbonetos e às energias renováveis, será importante adotar uma abordagem que considerem ambos. E isso considerando que à medida que a demanda cai, o continente continuará a consumir petróleo e gás, mesmo que atinja as metas de net zero.

“Uma mudança estratégica de volta para os recursos domésticos europeus de petróleo e gás oferece oportunidades interessantes para as empresas de E&P (Exploração e Produção) que possuam os dados e a visão corretos”, explicou a consultoria. 

No caso do Reino Unido, a WoodMac mostra alguns pontos importantes do porquê os hidrocarbonetos do Mar do Norte são importantes para fornecer energia, mesmo que recentemente o governo firmou a posição de que o futuro esteja na energia eólica offshore, na captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS) e hidrogênio. 

Um desses é o fato de que se o Reino Unido se encontrar sob ameaça direta de nações hostis, poderá ser forçado a depender de recursos internos em vez de importações.

Em relação às importações, a consultoria enfatiza o risco de depender de um único país, vide o caso da Rússia. Na situação atual, em 2035, o Reino Unido dependerá dos EUA para 60% do seu fornecimento de gás. Além disso, o custo do gás da Plataforma Continental do Reino Unido é quase metade do custo do GNL importado dos EUA.

No caso da Holanda, há o campo de gás de Groningen (operado pela NAM, joint venture entre Shell e ExxonMobil), que está sendo descomissionado. No entanto, com os preços do Title Transfer Facility (TTF) em alta, os apelos para que o campo seja mantido como reserva estratégica estão se tornando frequentes. 

Groningen é o segundo maior campo da Europa, somente atrás do de Troll (operado pela Equinor). Um cenário com a manutenção de 30 poços poderia sustentar uma produção de cerca de 1,4 bilhão de pés cúbicos por dia. 

Combinado com a produção de campos menores, esse cenário poderia atender a 85% da demanda de gás da Holanda até 2035. Também, este gás seria quase sete vezes menor em emissões comparado com importações de GNL dos EUA. 

A consultoria alerta que a janela de oportunidades está se fechando, já que a desativação de todos os poços pode ocorrer até 2030. Mas, mesmo com a pressão, o governo holandês não mostrou sinais de mudança sobre o descomissionamento, e a NAM descartou a operação de Groningen como reserva estratégica. 

Para outro cenário, o Estado precisaria definir condições necessárias para ativar a reserva, seja por termos de preços elevados e/ou interrupção de fornecimento. Além disso, os lucros precisam ser compartilhados com a região e as residências afetadas com a atividade sísmica induzida pela produção teriam que receber indenização. “O reforço da segurança energética da Holanda, em um cenário geopolítico global tão volátil, seria significativo”, finalizou a Wood Mackenzie.

Fonte: Brasil Energia.