Petróleo e gás na Arábia Saudita

O guia sobre petróleo e gás na Arábia Saudita sob a Visão 2030 examina o sistema de hidrocarbonetos que ainda financia grande parte da transformação do país: Saudi Aramco, produção upstream, refino, gás de Jafurah, política da OPEP+, CCUS e oportunidades de investimento em petróleo. Petróleo e gás continuam sendo a espinha dorsal da economia nacional e o principal motor de financiamento da diversificação sob a Visão 2030, enquanto o país busca maximizar o valor de longo prazo dos hidrocarbonetos e reduzir a dependência fiscal das receitas petrolíferas.

Visão geral do setor

A base da economia saudita

Petróleo e gás continuam sendo o setor mais importante da economia saudita, contribuindo com aproximadamente 49% do PIB e oferecendo a base fiscal sobre a qual se constrói todo o programa de transformação da Visão 2030. Embora a diversificação econômica seja o objetivo estratégico declarado, o setor de hidrocarbonetos não está sendo negligenciado: ele está sendo otimizado, ampliado seletivamente e reposicionado para financiar a transição, mantendo o papel dominante da Arábia Saudita nos mercados mundiais de energia.

O país tem as segundas maiores reservas comprovadas de petróleo bruto do mundo, estimadas em aproximadamente 259 bilhões de barris, e mantém capacidade máxima sustentável de produção de cerca de 12 milhões de barris por dia. Os níveis efetivos de produção variam conforme os compromissos com a OPEP+, normalmente entre 9 milhões e 10 milhões de barris por dia. A capacidade de aumentar ou reduzir a produção em vários milhões de barris diários dá ao país influência excepcional sobre os preços mundiais do petróleo — um ativo estratégico que nenhum programa de diversificação abrirá mão voluntariamente.

Saudi Aramco: instituição âncora

A Saudi Aramco não é apenas uma companhia petrolífera nacional; é a empresa mais lucrativa do planeta e a espinha dorsal institucional do Estado saudita. Após seu histórico IPO na bolsa Tadawul, em dezembro de 2019 — que captou US$ 25,6 bilhões e avaliou a empresa em US$ 1,7 trilhão —, a Aramco passou a operar como companhia listada, embora o governo saudita mantenha participação acionária amplamente majoritária por meio do Fundo de Investimento Público (Public Investment Fund, PIF) e de participações diretas.

As operações upstream da Aramco se distinguem pela escala e eficiência. A empresa opera o campo de Ghawar, o maior campo convencional de petróleo já descoberto, que sozinho produz cerca de 3,8 milhões de barris por dia. Outros campos supergigantes, como Safaniyah — o maior campo marítimo do mundo —, Shaybah, Khurais e Manifa, diversificam a produção pela geografia do país.

A integração downstream da empresa se acelerou nos últimos anos. A aquisição, em 2020, de 70% da SABIC por US$ 69,1 bilhões criou uma das maiores empresas integradas de energia e produtos químicos do mundo. A capacidade de refino, no país e por joint ventures internacionais na China, Coreia do Sul, Japão e Estados Unidos, garante mercados estáveis para o petróleo bruto saudita e capta margens ao longo da cadeia de valor.

Excelência operacional e vantagem de custo

Os custos de extração da Aramco — despesa para retirar um barril de petróleo do solo — estão entre os mais baixos do setor mundial, normalmente de US$ 2 a US$ 4 por barril. Essa estrutura de custos oferece grande proteção contra a volatilidade do petróleo e mantém a rentabilidade mesmo em cenários de forte queda. Em outras jurisdições, produtores em águas profundas, areias betuminosas e formações compactas muitas vezes enfrentam custos de extração dez a vinte vezes maiores.

Essa vantagem é estrutural, não temporária. Ela decorre da geologia dos sistemas de reservatórios abundantes da Península Arábica, de décadas de investimentos em infraestrutura e da experiência técnica da Aramco em administrar campos supergigantes maduros. Isso significa que a produção saudita continuará economicamente viável muito depois de barris de custo mais alto em outros lugares deixarem de sê-lo — um fato que molda a estratégia energética de longo prazo do país.

Megaprojeto de gás de Jafurah

O empreendimento novo mais importante no setor saudita de hidrocarbonetos é o projeto de gás não convencional de Jafurah. Ele representa um compromisso de capital de aproximadamente US$ 110 bilhões e constitui o maior desenvolvimento de gás não convencional fora da América do Norte. Localizada na Província Oriental, a bacia de Jafurah contém recursos estimados em 200 trilhões de pés cúbicos de gás úmido.

Jafurah é estrategicamente importante por várias razões. Primeiro, atende à crescente demanda doméstica de gás, historicamente suprida por gás associado à produção de petróleo bruto. Com a expansão da indústria, da geração de energia e da dessalinização, a demanda superou a oferta de gás associado, levando o país a queimar petróleo para gerar eletricidade — uma prática economicamente ineficiente.

Segundo, Jafurah produzirá volumes expressivos de líquidos de gás natural (LGN) e condensado, que servirão de matéria-prima para a petroquímica e gerarão receita adicional de exportação. Espera-se que o projeto produza 2 bilhões de pés cúbicos por dia de gás comercializável e mais de 400 mil barris diários de condensado e LGN quando atingir o pico de produção.

Terceiro, o gás disponibilizado por Jafurah viabiliza a estratégia mais ampla de transição energética. Substituir petróleo bruto na geração doméstica libera esses barris para exportação e permite, ao mesmo tempo, integrar energia renovável à rede. Usinas a gás também emitem menos carbono do que unidades equivalentes a petróleo, contribuindo para o compromisso nacional de emissões líquidas zero até 2060.

Estratégia da OPEP+ e política de produção

O papel saudita na OPEP+ continua central para o funcionamento do mercado mundial de petróleo. Historicamente, o país atuou como produtor de ajuste do grupo, aceitando cortes desproporcionais à sua participação para apoiar a estabilidade de preços. Esse papel acarreta custo fiscal significativo — cada barril retirado do mercado representa receita perdida —, mas também reforça a influência geopolítica e a credibilidade sauditas na gestão do mercado.

A evolução da OPEP para a OPEP+, com a entrada da Rússia e de outros produtores de fora da organização, complicou a formação de consenso, mas ampliou a fatia de mercado do grupo. A Arábia Saudita e a Rússia, os dois maiores produtores da aliança, definem na prática a direção da política de produção, embora seus interesses nem sempre coincidam plenamente.

A política de produção sob a Visão 2030 reflete dois objetivos: manter receitas petrolíferas suficientes para financiar a transformação e preservar a participação de mercado no longo prazo diante de fontes concorrentes. O país já aceitou reduções de receita no curto prazo por meio de cortes para sustentar preços, mas também demonstrou disposição para inundar o mercado com barris adicionais quando a disciplina de conformidade de outros membros da OPEP+ se enfraquece.

Expansão downstream e do refino

A capacidade saudita de refino cresceu significativamente nas últimas duas décadas. Refinarias domésticas como Ras Tanura, Yanbu, Riade e a joint venture SATORP, em Jubail, oferecem cerca de 2,9 milhões de barris diários de capacidade de processamento. O complexo da refinaria de Jazan, integrado a uma usina de 3.850 MW e a um terminal com capacidade de 4 milhões de toneladas por ano, acrescentou capacidade no sudoeste.

Joint ventures internacionais ampliam a presença downstream da Aramco. A refinaria FREP, em Fujian, na China, com Sinopec e ExxonMobil; a refinaria S-Oil, na Coreia do Sul; e a refinaria Motiva, em Port Arthur, Texas — a maior da América do Norte — diversificam geograficamente os negócios e garantem mercados para os tipos de petróleo saudita.

A integração entre refino e petroquímica se tornou prioridade estratégica. A tecnologia de conversão de petróleo bruto em produtos químicos contorna as etapas tradicionais de refino para transformar o petróleo diretamente em matéria-prima petroquímica e está sendo desenvolvida em escala. A estratégia responde a projeções de longo prazo segundo as quais a demanda por combustíveis para transporte pode atingir um pico, enquanto a demanda por produtos petroquímicos continua crescendo, tornando os químicos uma rota downstream de maior valor.

Transição energética e gestão do carbono

A relação do setor de petróleo e gás com a transição energética é mais complexa do que sugerem as manchetes. A Arábia Saudita assumiu, por meio da Iniciativa Verde Saudita, o compromisso de alcançar emissões líquidas zero de gases de efeito estufa até 2060, complementando o programa de energia renovável. A Aramco estabeleceu sua própria meta operacional de emissões líquidas zero para Escopos 1 e 2. Nas negociações climáticas internacionais, o país afirma de modo consistente que os hidrocarbonetos continuarão na matriz energética mundial por décadas e que o foco deve ser reduzir as emissões de seu uso, não eliminá-los.

Captura, uso e armazenamento de carbono (CCUS) são um pilar central dessa abordagem. A Aramco opera uma das primeiras instalações de captura de carbono em grande escala do Oriente Médio, na planta de gás de Hawiyah, e anunciou planos de expandir significativamente essa capacidade. A produção de hidrogênio azul — derivado do gás natural com captura e armazenamento do carbono associado — está sendo posicionada como futura commodity de exportação, aproveitando os recursos de gás e a capacidade geológica de armazenamento do país.

A Aramco também investiu em captura direta de ar, combustíveis sintéticos (e-fuels) e materiais avançados que podem reduzir a intensidade de carbono de produtos derivados de hidrocarbonetos. Esses investimentos refletem a aposta de que soluções tecnológicas prolongarão a vida comercial dos hidrocarbonetos, em vez de acelerar seu declínio.

Investimentos e participação estrangeira

Historicamente, os investimentos estrangeiros no setor saudita de petróleo e gás foram limitados pelo domínio da Aramco e pelo regime restritivo de licenciamento upstream. Vários desdobramentos, porém, abriram novos canais de participação. O programa de licenciamento de gás upstream, lançado em 2017, concedeu blocos de exploração a empresas internacionais pela primeira vez. Entre as companhias que receberam áreas em bacias pouco exploradas estão Total, Eni, Repsol e Sinopec.

O setor de serviços para campos petrolíferos oferece oportunidades mais amplas de participação estrangeira. O programa In-Kingdom Total Value Add (IKTVA) da Aramco exige que prestadores de serviços e fornecedores aumentem progressivamente a proporção de bens e serviços adquiridos no país. Isso cria oportunidades de joint ventures e conteúdo local para empresas internacionais dispostas a estabelecer operações de fabricação e prestação de serviços na Arábia Saudita.

A cadeia de suprimento da Aramco — uma das maiores do mundo em qualquer setor — representa uma oportunidade comercial expressiva. A empresa compra anualmente bilhões de dólares em serviços de perfuração, tecnologias de subsuperfície, instalações de superfície, serviços marítimos e soluções digitais. Seu processo de compras favorece cada vez mais fornecedores comprometidos com localização, transferência de tecnologia e saudização da força de trabalho.

Riscos e desafios estruturais

O setor de petróleo e gás enfrenta vários obstáculos. Se implementadas agressivamente, as políticas globais de transição energética podem reduzir a demanda de longo prazo por petróleo abaixo das projeções atuais, embora o prazo seja profundamente incerto e dependa de fatores políticos e tecnológicos. A coesão da OPEP+ é periodicamente testada por divergências entre os membros, pelo aumento da capacidade de concorrentes como Estados Unidos, Brasil e Guiana e por perturbações geopolíticas.

No mercado doméstico, é preciso administrar a tensão entre maximizar a receita de hidrocarbonetos no curto prazo para financiar a Visão 2030 e investir nas tecnologias de transição que, no futuro, podem limitar a demanda por esses recursos. A gestão da água nas operações upstream, sobretudo no desenvolvimento de gás não convencional em Jafurah, impõe desafios ambientais e logísticos em uma região com escassez hídrica.