O setor upstream de petróleo e gás da América Latina não é mais definido apenas por suas principais áreas de exploração em águas profundas e xisto. Um conjunto mais amplo de oportunidades – que abrange desde campos maduros até bacias de xisto emergentes – começa a chamar a atenção das partes interessadas. Carlos Garibaldi, secretário executivo da Arpel, grupo regional da indústria, disse à BNamericas que o investimento de longo prazo depende de clareza política, termos competitivos e marcos regulatórios confiáveis.
BNamericas : A Argentina consolidou uma indústria de xisto com Vaca Muerta. Por que outros países não replicaram esse modelo e quais áreas da América Latina você considera mais promissoras para projetos não convencionais?
Garibaldi : É verdade que Vaca Muerta é o xisto mais prolífico fora dos EUA e o segundo melhor do mundo. Pouquíssimos países, se houver algum, podem encontrar algo com essa extensão, espessura e riqueza. Mas há, de fato, potencial para xisto no Vale do Magdalena, na Colômbia, na bacia de Madre de Dios, no Peru e na Bolívia, nas bacias de Tampico-Misantla e Burgos, no México, e nas regiões do Paraná, Parnaíba e Amazonas, no Brasil.
Mas outra característica é que a sociedade argentina conseguiu se livrar de seus preconceitos infundados contra o fracking. O país está polarizado em muitas questões, mas parece haver uma política de Estado tácita ou não escrita, indiferente a ciclos eleitorais e oscilações ideológicas, de que é importante para a Argentina desenvolver e monetizar plenamente Vaca Muerta, bem como explorar suas reservas offshore.
BNamericas : Com o México sinalizando reformas energéticas e a Argentina implementando o Regime de Incentivo a Grandes Investimentos (RIGI), como você espera que essas mudanças afetem a alocação de capital upstream e midstream em ambos os países?
Garibaldi : Aqui, eu abordo o “olho do observador”. Investimentos em hidrocarbonetos e energia de qualquer tipo geralmente têm os mesmos requisitos: uma conjuntura atual favorável (atitude do governo, termos contratuais e fiscais e a “tomada” resultante) e, devido à exposição devido aos prazos consideráveis para a primeira receita e o pagamento, a expectativa de um clima de investimento saudável a longo prazo (estabilidade contratual, fluxos de capital desimpedidos, previsibilidade fiscal, governabilidade e qualidade institucional). Em resumo, os investimentos preferem ecossistemas legislativos, fiscais, regulatórios e judiciais que sejam sólidos, alinhados, eficientes, transparentes e estáveis. Há uma razão por trás do histórico de quatro milhões de poços dos EUA e por que eles estão atualmente utilizando mais de 60% da frota global de sondas de perfuração.
Em nossa região, Brasil, Guiana e Suriname oferecem uma prospectividade subterrânea espetacular. Vale lembrar que a América Latina e o Caribe contribuíram com 38% dos recursos globais de hidrocarbonetos descobertos entre 2020 e 2024, mas 83% deles estão nesses três países.
Mas, de acordo com um benchmark também feito pela S&P Global em 2024, eles também desfrutam da melhor percepção de atratividade do ecossistema de investimentos. México, Argentina, Colômbia, Peru, Bolívia, Equador e Venezuela devem competir por investimentos em exploração contra os três primeiros, em um ambiente de menor capital disponível para o nosso setor.
BNamericas: Credores globais e investidores institucionais estão priorizando energia limpa, restringindo as condições financeiras para hidrocarbonetos. Quão severa se tornou essa restrição de financiamento na América Latina e quais estratégias as empresas estão usando para garantir financiamento para novos projetos de petróleo e gás?
Garibaldi : Essa pressão, promovida inicialmente pelas Nações Unidas e pela Aliança Financeira de Glasgow para o Zero Líquido (2021), perdeu força. Enfrentou o mesmo choque de realidade que todos os outros. Além disso, algumas empresas globais que haviam se comprometido a explorar apenas seus campos de petróleo e gás existentes e rapidamente evoluíram para a venda de elétrons, enfrentaram a agitação dos acionistas devido aos retornos mais baixos e tiveram que reconsiderar suas oportunidades de portfólio de hidrocarbonetos. Governos que planejam incentivar as energias renováveis, barrando nosso setor de suas oportunidades naturais de crescimento (sem mais área de exploração, sem fraturamento hidráulico) ou erodindo sua lucratividade relativa aumentando a “captura”, talvez queiram reconsiderar também.
Acontece que sistemas tão complexos, multivariados e interdependentes como os que envolvem energia, desenvolvimento socioeconômico e clima não respondem bem a soluções reducionistas, como o cancelamento ou a paralisação da nossa indústria. De fato, devido à “lei das consequências imprevistas”, estas geralmente geram externalidades custosas e afetam a segurança energética, os preços internos da energia, as contas fiscais e as balanças comerciais.
BNamericas : A bacia Guiana-Suriname continua atraindo grandes investimentos, com o consórcio da ExxonMobil se preparando para perfurar até 30 poços para o projeto Hammerhead, de US$ 6,8 bilhões, no bloco Stabroek, na Guiana, e o Suriname avançando em novas áreas offshore. Em um nível macro, o que o surgimento desta bacia significa para o cenário energético de longo prazo da América Latina e como as partes interessadas do setor de petróleo e gás devem interpretar sua importância em conjunto com produtores mais maduros como Brasil, México e Argentina?
Garibaldi : Novamente, eu listaria o Brasil e seu espetacular pré-sal ao lado de seus vizinhos do norte e seu novo fairway dourado. Essas duas jogadas foram um divisor de águas para a região. Como eu disse, eles contribuíram com 83% dos 39% dos recursos de hidrocarbonetos descobertos no mundo entre 2020 e 2024. Esses três países oferecem as melhores percepções de prospectividade do subsolo e as melhores percepções de atratividade da superfície. É difícil superar essa combinação.
Mas há mais oportunidades na região além dessas duas jazidas em águas profundas. Elas são tecnologicamente desafiadoras e exigem muito capital, sendo, portanto, domínio de grandes players. Nossa região também oferece oportunidades escaláveis em terra em exploração convencional, reabilitação de campos menores, marginais e maduros e, claro, xistos, para empresas de qualquer porte.
Mas os governos seriamente interessados em atrair capital devem calibrar seus sistemas contratuais e fiscais de acordo com as percepções prospectivas de suas operações e a escala de suas oportunidades. A renda captada a 60% de um lote será maior do que a 90% de um pequeno. E, como os projetos de hidrocarbonetos abrangem décadas e têm prazos de entrega significativos para o primeiro petróleo e o pagamento, eles também devem se esforçar para demonstrar estabilidade contratual, previsibilidade regulatória e qualidade institucional a longo prazo.