Crise do petróleo reacende investimento na perfuração
Se o petróleo está em falta, porque não perfurar mais?
A resposta, nos últimos meses, tem sido consistente: os produtores estão a operar no limite da capacidade, não há onde armazenar o crude extraído, as refinarias estão no máximo ou perto disso e simplesmente não compensa explorar e perfurar novos poços.
O problema de fundo é que a perfuração de petróleo é um processo complexo e caro que demora anos a dar resultados. Poços perfurados em 2026 podem só começar a produzir em 2036. Um investimento desta dimensão só faz sentido se os preços se mantiverem acima dos 90 dólares por barril (cerca de 83 euros).
Pois bem.
O petróleo voltou a ultrapassar os 110 dólares (cerca de 102 euros) depois do fracasso das negociações entre os Estados Unidos e o Irão. O Estreito de Ormuz continua sem sinais de reabertura para breve. O Goldman Sachs afirmou no mês passado que espera que os preços se mantenham acima dos 90 dólares até, pelo menos, ao final do ano.
Será altura de “perfurar, perfurar, perfurar”?
Talvez. Mas não é assim tão simples.
Olhar para além do Médio Oriente
As grandes petrolíferas querem diversificar operações. A guerra com o Irão mostrou que empresas com produção espalhada pelo mundo têm uma vantagem estratégica face às que dependem de uma única região.
“A guerra com o Irão deverá levar a uma reavaliação do valor geopolítico da produção fora do Médio Oriente”, afirma Luisa Palacios, antiga presidente da Citgo e atual diretora do Center on Global Energy Policy da Universidade de Columbia. “No entanto, não é tão simples como os preços elevados podem sugerir.”
A diversificação exige tempo, dinheiro e planeamento. O atual bloqueio histórico e a falta de capacidade de armazenamento podem resolver o problema financeiro a longo prazo, mantendo os preços elevados. Mas as empresas querem garantir que haverá procura quando os novos poços entrarem em funcionamento.
A capacidade de refinação nos Estados Unidos tem sido um problema há anos. Quatro refinarias fecharam na Califórnia nesta década devido a regulamentação ambiental e custos elevados. A última grande refinaria construída no país foi a instalação da Marathon em Garyville, Louisiana, em 1977.
Refinaria da Marathon em Garyville, Louisiana (Callaghan O’Hare/Bloomberg/Getty Images)
Algumas empresas poderão ignorar a volatilidade atual e a falta de refinação, já que muitos poços de xisto nos EUA estão a esgotar o chamado petróleo “tier 1” — o mais fácil e rentável de extrair.
A KPMG estima que, em 2027, os Estados Unidos possam atingir o pico da produção de petróleo de xisto, impulsionada pelo boom do fracking [técnica de extração de petróleo] das últimas décadas.
“Estamos a ficar sem reservas de topo”, diz Angie Gildea, responsável global de petróleo e gás da KPMG. “Sem nova tecnologia, será necessário encontrar crude noutros locais.”
Os EUA não estão sozinhos: as 30 maiores empresas mundiais de exploração e produção enfrentam uma queda média de quase 40% entre 2025 e 2040, criando um défice de 300 mil milhões de barris face ao bilião de barris que o mundo deverá precisar até 2050, segundo a Wood Mackenzie.
América Latina
Tudo isto abre uma grande oportunidade — especialmente para a América Latina. A região já representa 10% da produção mundial e não enfrenta os riscos geográficos do Médio Oriente.
Além do enorme potencial de exportação de gás natural liquefeito, sobretudo no México e na Venezuela, são esperados cerca de 750.000 barris diários adicionais de produção este ano no Brasil, Guiana e Argentina, segundo Ehsan ul-Haq, analista da Petroleum Economist. Trata-se de um destino relativamente acessível para investimento.
Petroleiro atracado no cais da refinaria El Palito, em Puerto Cabello, Venezuela. (Ronaldo Schemidt/AFP/Getty Images)
Trabalhador numa refinaria no Rio de Janeiro, Brasil, a 25 de março de 2026. (Fábio Teixeira/Anadolu/Getty Images)
A América Latina poderá duplicar as exportações de gás natural liquefeito até ao final da década, refere Palacios. E o Brasil poderá aumentar a produção de petróleo em 30% nesse período.
A mudança de regime na Venezuela trouxe de volta ao radar um país com enormes reservas — e muitos problemas. É um investimento exigente, mas potencialmente rentável a longo prazo. A Chevron já está a avançar no terreno.
Ninguém espera que a Venezuela volte aos 3,5 milhões de barris diários anteriores aos governos de Chávez e Maduro. Mas aumentar a produção de menos de 1 milhão de barris por dia para 1,5 milhões nos próximos anos é considerado possível, segundo Palacios.
Os entraves
A procura de novo petróleo é sempre um risco. Nem todos os poços produzem resultados.
“Os primeiros quatro grandes poços que acompanhámos em 2026 não encontraram petróleo — faz parte do jogo e os operadores conhecem os riscos”, explica Andrew Latham, vice-presidente sénior de investigação energética da Wood Mackenzie.
Nos Estados Unidos, persiste também ceticismo quanto à sustentabilidade dos preços elevados — e ainda estão frescas as memórias da queda do petróleo na última década, que levou à falência centenas de empresas de fracking. Desde então, muitas foram adquiridas por gigantes mais conservadores, como a ExxonMobil e a Chevron.
Plataformas petrolíferas num campo em Pyote, Texas, a 17 de março de 2026. (Brandon Bell/Getty Images)
A exploração petrolífera caiu no último ano para cerca de 16 mil milhões de dólares (cerca de 14,7 mil milhões de euros), abaixo da média anual de 19 mil milhões (cerca de 17,5 mil milhões de euros) entre 2021 e 2024, segundo a Wood Mackenzie.
A chamada “destruição da procura” também pode limitar os preços — acontece quando os valores sobem tanto que consumidores e empresas deixam de comprar petróleo. Por exemplo, os preços elevados de petróleo e gás estão a acelerar a transição para energias renováveis: a procura por painéis solares chineses disparou no último mês.
Assim, as empresas norte-americanas poderão optar por ganhos de curto prazo, explorando poços já perfurados mas inativos, em vez de investir em novas explorações, explica Dan Pickering, fundador da Pickering Energy Partners.