Por que o shale dos EUA não elevará a produção rapidamente mesmo com WTI perto de US$100/bbl

Um esvaziamento "superacelerado" de poços perfurados mas não completados poderia aumentar rapidamente a produção de petróleo dos EUA, com uma nova análise da Rystad Energy sugerindo que apenas a Bacia do Permian poderia ver um aumento imediato de 183.000 barris por dia (bpd), além de 56.000 bpd adicionais de outras regiões.

Alcançar esse cenário provavelmente excederia limites teóricos, pois exigiria que o Permian utilizasse toda a capacidade ociosa atualmente disponível da frota de fraturamento, disse a empresa de inteligência energética com sede na Noruega.

Apesar da escalada de confrontos entre os EUA e o Irã, que fez os preços do petróleo subirem, os produtores de shale dos EUA continuam relutantes em aumentar a produção.

“Mesmo com o benchmark norte-americano WTI acima de US$90 por barril, os produtores de shale dos EUA não estão prontos para acelerar rapidamente a produção por dois motivos principais – cautela estratégica e falta de DUCs para colocar online rapidamente”, disse Matthew Bernstein, VP de óleo e gás da Rystad Energy para a América do Norte, na análise.

“Os produtores estão aproveitando a oportunidade para travar receitas mais altas por meio de hedge. A menos que preços elevados persistam por meses, as E&P de shale dificilmente revisarão seus planos, que foram orçados para um WTI desafiador de US$55-60.”

Disciplina de capital e esvaziamento de DUCs em 2025

Os produtores de shale dos EUA mantêm disciplina de capital devido a uma perspectiva cautelosa sobre movimentos de preços de curto prazo, impulsionada pela forte backwardation da curva do WTI, que sugere que o atual salto de preço será temporário.

Além disso, a disponibilidade de poços perfurados mas não completados é limitada. Essa situação decorre dos baixos preços projetados para 2025, que levaram os produtores a priorizar a sustentação da produção e os retornos aos acionistas em detrimento de gastos com despesas de capital (capex), segundo a análise da Rystad.

“Como resultado, as empresas reduziram estoques excessivos de DUCs e alocaram caixa para seus balanços”, disse a Rystad.

“Mesmo que os produtores queiram crescer, sua capacidade de aumentar a produção rapidamente é prejudicada pelo esvaziamento de DUCs no ano passado.”

Se os poços perfurados mas não completados em excesso no shale dos EUA forem rapidamente esvaziados, essa ação poderia, em poucos meses, aumentar a oferta em mais 111.000 barris por dia apenas a partir desses poços, mostrou a análise.

Um esvaziamento rápido é improvável porque exigiria um esforço estratégico coordenado entre numerosos operadores.

Enquanto alguns operadores, provavelmente empresas privadas de Exploração e Produção (E&P), provavelmente capitalizarão a alta de preços trazendo DUCs online, muitas companhias abertas e supermajors provavelmente serão cautelosas em reduzir ainda mais sua capacidade produtiva, disse a agência.

Cenários de produção futura

Considerando o conflito no Oriente Médio, as formas potenciais de reação da produção dos EUA são as seguintes;

Num cenário em que os operadores reajam a preços elevados sustentados com um aumento material de sondas nos próximos cinco meses (46 sondas totais adicionadas em plays de óleo do Lower 48), a produção cresceria 196.000 bpd desde as taxas de saída de 2025 até o final de 2026, segundo a análise.

Isso é 280.000 bpd a mais em dezembro de 2026 do que o caso base da Rystad antes da guerra.

O cenário de "caso máximo" assume uma aceleração significativa da produção em todo o Lower 48. Embora revele o potencial teórico de alta de curto prazo, atualmente é considerado extremamente improvável.

“Esperamos que os operadores apliquem uma estratégia similar às adições de sondas”, disse a agência.

Reconstrução disciplinada de caixa

Os produtores estão optando atualmente por uma estratégia disciplinada em vez de imediatamente adicionar novas sondas ou esvaziar seus poços perfurados mas não completados.

O primeiro passo deles é acrescentar mais hedge para o segundo trimestre de 2026 até 2027, especialmente se anteciparem queda de preços, e relatórios iniciais sugerem hedge ativo por parte dos operadores.

No entanto, as empresas E&P estruturaram suas carteiras de hedge para 2026 de forma a prover proteção contra quedas de preços.

Como o grupo de pares só hedgeou cerca de um terço de sua produção com preços de piso e teto baixos, muitos podem optar por simplesmente se beneficiar dos preços atuais à vista.

Empresas privadas de E&P que orçaram preços próximos ao seu ponto de equilíbrio podem ser as primeiras a adicionar uma sonda extra ou uma equipe de fraturamento.

Isso porque elas podem aproveitar preços esperados para o segundo semestre de 2026, que ainda seriam superiores ao plano original, mesmo que caiam significativamente da faixa de US$90-US$100.

No momento da redação, o West Texas Intermediate estava em US$95,32 por barril, recuando 0,2% em relação ao fechamento anterior.

Comparado ao final de 2024, as E&P puramente de shale registraram uma redução de mais de US$4 bilhões em caixa em seus balanços até o final de 2025. Essa redução resultou do uso das reservas de caixa pelas E&P para sustentar os pagamentos a investidores.

“Com isso em mente, os produtores não terão pressa em gastar mais capex em resposta a preços mais altos, e provavelmente usarão o período atual para reconstruir caixa nos balanços a US$100 o barril enquanto aguardam para tomar qualquer medida”, disse a Rystad.