SunSirs: África e América do Sul liderarão crescimento da produção de petróleo em 2026

Um recente relatório da indústria de petróleo bruto de 2026 divulgado pela S & P Global CERA indica que oito grandes projetos de desenvolvimento de campos petrolíferos agendados para produção globalmente adicionarão mais de 450.000 barris por dia ao mercado de petróleo bruto até 2026. A África e a América do Sul emergem como os principais motores, enquanto os Estados Unidos e o Oriente Médio contribuem com aumentos limitados. A nova capacidade está concentrada em países não pertencentes à Opep +, principalmente através de projetos offshore e de águas profundas.

Uganda reivindica dois títulos-chave para 2026: "Maior Novo Campo Petrolífero" e "Maior Aumento da Oferta de Mercado", ambos provenientes dos projetos Tilanga e Kingfisher da Bacia do Lago Albert, com comissionamento previsto para outubro. O projeto Tirenga, operado pela francesa TotalEnergies, representa o maior aumento anual de produção individual, com uma produção inicial de quase 149.000 barris por dia. Abrange seis campos petrolíferos terrestres com reservas recuperáveis estimadas em 836 milhões de barris. O projeto Kingfisher, operado pela CNOOC, começará com uma produção inicial diária de 27.000 barris, subindo para um pico de quase 40.000 barris por dia até 2027. Possui reservas recuperáveis superiores a 214 milhões de barris, com uma taxa de conclusão atingindo 74% até novembro de 2025. Ambos os projetos têm uma vida útil mínima de produção de 20 anos, com uma produção acumulada projetada para atingir 1,4 bilhão de barris e um pico combinado de produção diária de 230.000 barris.

No entanto, o projeto de Uganda depende fortemente do oleoduto de petróleo bruto da África Oriental de 1.443 quilômetros para exportações. Este oleoduto transporta petróleo bruto ugandês para a Tanzânia para exportação, com conclusão atual em 75%. O progresso foi atrasado pela oposição ambiental, com as operações esperadas para começar em julho de 2026. Este pipeline continua sendo a principal restrição na realização da capacidade do projeto.

A Guiana e o Brasil, na América do Sul, emergiram como a segunda maior região de petróleo incremental do mundo através de projetos de campo de águas profundas. O campo de Ultra-Deepwater Ula da Guiana ocupa o segundo lugar na lista dos maiores novos campos de petróleo para 2026. Operado pela ExxonMobil, é o quinto ativo de petróleo e gás desenvolvido no bloco de Stabroek, com produção programada para começar em julho. Este bloco está entre os maiores campos de petróleo e gás offshore do mundo, produzindo atualmente cerca de 900.000 barris por dia. O campo de Hura detém reservas recuperáveis estimadas de 825 milhões de barris, com produção inicial de 136 mil barris por dia. A produção deverá subir para 215 mil barris por dia até 2027, impulsionando a Guiana do quinto maior produtor de petróleo da América do Sul para os três primeiros.

O Brasil está avançando simultaneamente com o projeto Buzios 8, que adicionará 180 mil barris por dia de capacidade de processamento para campos de petróleo e gás subsalinos de águas ultra-profundas usando a unidade de armazenamento e descarga de produção flutuante (FPSO) P - 79. A produção diária inicial é de 23.700 barris, com pico de produção superior a 152.000 barris por dia até 2028. A Petrobras está colaborando com a CNOOC para planejar seis FPSOs adicionais para este campo, que devem entregar aproximadamente 1,4 milhão de barris por dia de nova capacidade até 2030, solidificando a vantagem de produção de petróleo e gás em águas profundas do Brasil.

No Oriente Médio, apenas o Iraque tem um projeto incluído. O campo de Águas Rasas do leste de Bagdá planeja expandir a produção até meados de 2026, adicionando 46.500 barris por dia. Após a conclusão das expansões do campo sul, a produção total chegará a 120.000 barris por dia até 2027, consistindo principalmente de petróleo bruto leve a médio. No entanto, a sua participação na produção incremental regional permanece relativamente baixa.

O crescimento do petróleo da América do Norte está concentrado nos Estados Unidos. O campo Picca do Alasca é o ativo de petróleo e gás onshore mais esperado da região. Desenvolvido conjuntamente pela Santos e pela Repsol na Bacia da Encosta Norte, inclui instalações de processamento de petróleo bruto e locais de perfuração. A produção inicial de 41.000 barris por dia é esperada até o final de 2026, com a produção de pico atingindo 76.000 barris por dia. As reservas recuperáveis são estimadas em 425 milhões de barris. Dois projetos de águas profundas no Golfo do México iniciaram a produção no primeiro semestre do ano, acrescentando coletivamente 39.000 barris por dia: a Fase II do campo Buckskin iniciou operações em março, contribuindo com 18.600 barris por dia com reservas recuperáveis de 149 milhões de barris; O campo Monument iniciou a produção em julho, produzindo mais de 20.000 barris por dia com reservas recuperáveis de 150 milhões de barris.

No que diz respeito ao impacto da nova produção no mercado de petróleo, o analista saudita Abdulaziz Al-Mukbir observou que, embora numerosos projetos a montante estejam programados para 2026, a confiabilidade e a capacidade de entrega da produção incremental enfrentam múltiplos riscos, incluindo o fornecimento de materiais, tecnologia e do projeto. Fatores como disputas ambientais e atrasos em infraestrutura podem transformar a nova capacidade nominal em fornecimento intermitente ou implantação atrasada. No entanto, limitada pela demanda, a nova capacidade ainda exacerbará as expectativas de excesso de oferta no mercado de petróleo bruto de 2026, acrescentando incerteza às tendências dos preços globais do petróleo.

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