Da produção à logística: como a crise de Ormuz afeta o poder de mercado da OPEP

Este artigo foi publicado originalmente em inglês e traduzido com a ajuda da inteligência artificial.

Quando o conflito eclodiu entre os Estados Unidos, Israel e o Irão, a 28 de fevereiro de 2026, o encerramento do estreito de Ormuz interrompeu o trânsito de cerca de 20 milhões de barris por dia (mb/d), quase um quinto da oferta mundial de petróleo, que normalmente atravessam o estreito (EIA). Em março de 2026, o diretor executivo da AIE, Fatih Birol, descreveu o encerramento como «a maior perturbação da oferta na história do mercado petrolífero mundial» (AIE, Oil Market Report, maio de 2026). Segundo a Wood Mackenzie (maio de 2026), mais de 11 mb/d de produção de crude e condensados do Golfo permaneciam restringidos, exercendo uma pressão ascendente sustentada sobre os preços do petróleo. A resposta combinou várias alavancas em simultâneo: libertações coordenadas de reservas estratégicas, maior produção dos produtores fora do Golfo, desvio das exportações através das limitadas infraestruturas de contorno disponíveis e medidas do lado da procura nos países importadores, sobretudo na Ásia (AIE, 2026 Energy Crisis Policy Response Tracker). Mesmo combinadas, estas medidas não conseguiram compensar integralmente a perda de acesso marítimo ao Golfo.

Paradoxalmente, esta perturbação ocorreu precisamente quando a OPEP e a OPEP+ tinham iniciado uma viragem estratégica em sentido oposto: após vários anos de contenção voluntária da produção, o grupo tinha encetado, a partir de abril, um desmantelamento progressivo dos seus cortes, elevando os aumentos acumulados a quase 2,9 mb/d ao longo do ano, numa tentativa explícita de recuperar quota de mercado. O paradoxo é, portanto, duplo: no exato momento em que a OPEP+ reafirmava a sua vontade de agir sobre os volumes, a crise de Ormuz demonstrou que a disponibilidade nominal dessa capacidade não significa necessariamente a sua disponibilidade efetiva para o mercado mundial. Não se trata simplesmente de uma questão de escala. Nas grandes perturbações anteriores (o embargo petrolífero árabe de 1973 e a crise do Suez de 1956–57, que retirou pouco menos de 10% da oferta mundial), a capacidade excedentária que absorveu o choque situava-se fora da região afetada: durante o Suez, só os Estados Unidos detinham uma capacidade de reserva equivalente a cerca de 35% da oferta mundial (Rapidan Energy Group, 2026). O encerramento de Ormuz em 2026 perturba cerca do dobro da quota da oferta mundial que o Suez afetou, e fê-lo incapacitando diretamente os abastecimentos da Arábia Saudita e dos Emirados Árabes Unidos, os dois produtores que, em conjunto, detinham a esmagadora maioria da reserva-tampão restante no mundo. No entanto, isto não produziu, até agora, uma reação dos preços da dimensão observada em 1973, quando uma perturbação consideravelmente menor (cerca de 7% da oferta mundial) levou os preços a quase quadruplicar.

A capacidade excedentária tem sido há muito tratada como uma camada essencial da segurança energética: a reserva-tampão que permite ao mercado absorver perturbações inesperadas sem uma subida abrupta dos preços nem uma corrida a abastecimentos alternativos. Esta aparente indisponibilidade foi determinante durante a crise de Ormuz precisamente porque se esperava que a reserva-tampão funcionasse de forma automática, uma expectativa que a crise não confirmou. Isto expõe um pressuposto central da literatura: o de que a capacidade excedentária, por si só, constitui uma medida suficiente do poder de mercado da OPEP. Pierru, Smith e Zamrik (2018) exemplificam-no, quantificando o valor estabilizador da capacidade de reserva da OPEP ao mesmo tempo que assumem implicitamente a sua ativação imediata e o seu acesso desimpedido aos mercados internacionais. Este pressuposto de exportabilidade automática nunca tinha sido seriamente posto à prova até Ormuz.

As implicações vão além da própria crise. Se o valor da capacidade excedentária depende da exportabilidade e não apenas do volume, a abordagem baseada em quotas com que a OPEP+ a gere poderá ela própria ter de ser repensada. A saída dos Emirados Árabes Unidos da OPEP+ em maio de 2026, motivada em parte pela sua ambição de expandir a capacidade de exportação, oferece um primeiro sinal. À medida que a capacidade de entrega se torna tão importante quanto o volume, os produtores poderão competir cada vez mais em infraestruturas em vez de aceitar limites a uma produção que não estão autorizados a utilizar.

Este documento propõe relaxar este pressuposto introduzindo dois ajustamentos sucessivos à medida nominal da capacidade excedentária. O primeiro, um ajustamento pela capacidade de entrega (Deliverability Adjusted Spare Capacity, DASC), distingue a capacidade excedentária que permanece efetivamente exportável daquela que, embora fisicamente disponível, fica retida atrás do ponto de estrangulamento. O segundo, um ajustamento pela adaptabilidade, avalia a capacidade de cada produtor para restabelecer, num horizonte de médio prazo de investimento e expansão de infraestruturas, uma oferta efetivamente entregável ao mercado mundial.

A OPEP, fundada em 1960, é a organização intergovernamental que coordena a política petrolífera entre os seus Estados-membros (onze em maio de 2026, após a saída dos Emirados Árabes Unidos). A OPEP+, criada em 2016, alarga esta coordenação a um grupo mais vasto de produtores não pertencentes à OPEP, nomeadamente a Rússia, o Cazaquistão, Omã e o Azerbaijão, que em conjunto representam cerca de metade da produção mundial de petróleo.

A capacidade excedentária é a produção que pode ser colocada em funcionamento num prazo de 30 a 90 dias e mantida ao longo do tempo (AIE, EIA), um conceito aplicável a qualquer produtor de petróleo, incluindo países fora da OPEP+ como os Estados Unidos. Atualmente, a maior parte da capacidade excedentária mundial prontamente disponível está concentrada na OPEP+, em grande medida como resultado deliberado de uma contenção coordenada da oferta destinada a equilibrar os mercados e a apoiar a estabilidade dos preços.

01 | Ajustamento pela capacidade de entrega (disponibilidade atual)

Se a capacidade excedentária tem sido há muito tratada como o seguro derradeiro do mercado petrolífero contra perturbações, contra o que protege realmente esse seguro quando a própria reserva-tampão já não consegue chegar ao mercado? Antes do encerramento do estreito de Ormuz, a capacidade excedentária da OPEP+ era já um recurso em contração e cada vez mais concentrado. Depois do encerramento, a maior parte dessa capacidade revelou-se totalmente inacessível. Que parte da capacidade excedentária nominal pode genuinamente ser considerada disponível uma vez tidas em conta tanto a erosão estrutural como a exportabilidade física? E como pode essa capacidade «efetiva» ser medida?

O primeiro ajustamento incide sobre uma transformação estrutural do mercado petrolífero mundial. Desde o início dos anos 2000, a capacidade de produção excedentária da OPEP tornou-se uma parcela cada vez menor da produção mundial de crude (Figura 1): de um pico de 14,5% em 2002 para um patamar persistente de cerca de 2–7% desde então, e apenas 1,0% nos dados parciais de 2026 (7 meses de dados efetivos). Esta rutura estrutural foi desencadeada, não gradual: a capacidade excedentária desabou de 14,5% em 2002 para 2,3% em 2003 (uma queda de 12,2 pontos percentuais num único ano), quando a greve petrolífera venezuelana e a invasão do Iraque obrigaram os outros produtores, principalmente a Arábia Saudita, a recorrer à sua reserva-tampão. Nunca se reconstituiu ao nível anterior, à parte subidas temporárias induzidas por crises para 7,1% em 2010 (crise financeira) e 5,7% em 2020 (colapso da procura devido à COVID), ambas desvanecidas em poucos anos. Em 2025, situava-se em 4,3%. A reserva-tampão restante está, além disso, fortemente concentrada (Figura 1, painel superior): só a Arábia Saudita representou cerca de 70–75% da capacidade excedentária da OPEP registada na maioria dos anos desde 2003, sendo o Iraque e o Kuwait os únicos outros contribuintes consistentemente relevantes, enquanto o Irão, a Líbia e a Venezuela contribuem com valores próximos de zero, com a sua capacidade nominal excluída da definição de capacidade «excedentária» da EIA devido a sanções ou a uma produção perturbada.

Esta erosão do peso individual da OPEP no mercado atingiu o auge na guerra de preços de 2014–2016, quando a Arábia Saudita abandonou o seu papel tradicional de produtor de ajuste (swing producer) e inundou o mercado numa tentativa explícita de afastar pelos preços os produtores norte-americanos de xisto. Os operadores do xisto, em vez disso, cortaram custos e continuaram a produzir, e o Brent caiu de mais de 115 $/barril em meados de 2014 para menos de 30 $/barril em janeiro de 2016. O fracasso desta estratégia motivou a criação da OPEP+ em dezembro de 2016, reunindo os membros da OPEP e produtores não pertencentes à OPEP, nomeadamente a Rússia, para gerir a oferta coletivamente em vez de competir em volume. A nova coligação visava restaurar uma influência sobre os preços que a Arábia Saudita acabara de demonstrar já não conseguir assegurar agindo sozinha. Contudo, o alargamento da coligação, concebido para restabelecer a estabilidade dos preços e não para inverter a concentração da capacidade excedentária, não alterou essa tendência de fundo: a reserva-tampão restante concentrou-se cada vez mais num pequeno número de produtores do Golfo, com a Arábia Saudita, os Emirados Árabes Unidos (antes da sua saída em 2026), o Iraque e o Kuwait a representarem em conjunto cerca de 90% da capacidade excedentária nominal total da OPEP+ (EIA; avaliações de mercado da OPEP+, abril de 2026). Desde então acentuou-se ainda mais com a saída dos Emirados da OPEP+ em maio de 2026.

A literatura económica tem assumido que dispor de capacidade excedentária equivale a poder utilizá-la. Nesta perspetiva, a capacidade excedentária funciona como um mecanismo de seguro para os mercados petrolíferos mundiais ao permitir aos produtores compensar perturbações inesperadas da oferta. Pierru, Smith e Zamrik (2018), por exemplo, mostram até que ponto a capacidade de reserva da OPEP+ estabilizou os mercados, enquanto Nakov e Nuño (2013) atribuem o domínio da Arábia Saudita à sua capacidade de aumentar rapidamente a produção. McNally (2017) acrescenta profundidade histórica, traçando a evolução do papel de produtor de ajuste ao longo do tempo: do controlo informal do mercado pela Standard Oil antes de 1911, às quotas de produção da Texas Railroad Commission que estabilizaram os preços dos anos 1930 aos anos 1960, até à OPEP e à Arábia Saudita depois de 1973, com Riade a assumir o essencial desse papel nos anos 1980 ao cortar as suas próprias exportações de cerca de 10 mb/d para 3 mb/d entre 1980 e 1986 para defender os preços. Estes relatos partilham um pressuposto comum: o de que a capacidade excedentária, uma vez ativada, está imediatamente disponível para o mercado.

Uma segunda corrente centra-se na OPEP+ enquanto instituição e não nos seus ativos produtivos. Colgan (2014) sustenta que a influência da OPEP+ tem sido frequentemente sobrestimada e que a sua coordenação política importa mais do que a sua contenção efetiva da produção. Mais recentemente, Fattouh e Economou (2025) defendem que o desmantelamento dos cortes voluntários de produção reflete uma evolução estrutural da função de reação da OPEP+. Contudo, quer o poder de mercado seja interpretado como capacidade produtiva ou como coordenação política, ambas as abordagens continuam a avaliá-lo através da produção nominal.

Porém, num cenário de encerramento completo do estreito de Ormuz, a capacidade excedentária nominal torna-se um indicador inadequado porque ignora uma nova restrição determinante: a exportabilidade.

A exposição ao estreito de Ormuz opera através de várias camadas logísticas, e não apenas do volume. Entre outros fatores, o tipo de navio que uma rota consegue carregar, a disponibilidade de infraestruturas de transbordo e a distância aos mercados finais determinam, em conjunto, se um barril nominal de capacidade excedentária alguma vez se converte num barril entregue.

Os dados do Sistema de Identificação Automática (AIS, dados de transponders de rastreio de navios) confirmam que a perturbação é sobretudo um choque de exportação e não um choque de produção. Ambos os índices caem do seu nível de referência de 2025 para valores próximos de zero em poucos dias após o encerramento de 28 de fevereiro e aí permanecem durante cerca de três meses. Após o memorando de entendimento de 17 de junho, recuperam apenas parcialmente, atingindo um máximo abaixo de metade dos níveis pré-crise antes de voltarem a enfraquecer, mostrando que, devido a ataques prolongados e a atividade militar no estreito, os fluxos marítimos não foram integralmente retomados mesmo após a desescalada formal. A capacidade excedentária nominal deixa, portanto, de ser uma medida fiável da flexibilidade do mercado quando parte dela já não consegue chegar aos mercados consumidores.

A política de produção coordenada (a alavanca tradicional através da qual a OPEP+ exerceu o seu poder de mercado) continua a ser relevante, mas já não é suficiente por si só, dado que a logística se tornou um fator igualmente decisivo. A saída dos Emirados Árabes Unidos da OPEP e da OPEP+ em maio de 2026 confirma-o: uma vez que é cada vez mais a capacidade física de exportação, e não a contenção coordenada, que determina a influência no mercado, permanecer vinculado a um sistema de quotas baseado na política de produção oferece um valor decrescente.

Esta passagem da política para a logística motiva a construção de uma capacidade excedentária ajustada pela capacidade de entrega (Deliverability Adjusted Spare Capacity, DASC), que distingue entre a capacidade de produção excedentária que ainda consegue chegar aos mercados internacionais e a capacidade excedentária que permanece fisicamente disponível mas fica efetivamente retida atrás da perturbação.

Os produtores da OPEP+ variam consideravelmente na sua exposição ao estreito de Ormuz e dividem-se em três categorias com base nessa exposição. O primeiro grupo dispõe de infraestruturas de contorno parciais (um oleoduto capaz de desviar parte do crude para uma costa fora do Golfo), pelo que uma parte da sua capacidade excedentária permanece entregável, limitada pelo débito excedentário de que esse oleoduto efetivamente dispõe. O segundo grupo não tem qualquer rota de exportação alternativa: toda a sua capacidade excedentária depende do trânsito marítimo pelo estreito e fica, portanto, totalmente retida a partir do momento em que este é encerrado. As exportações do terceiro grupo nunca dependeram de Ormuz, por serem expedidas a partir de terminais virados para o Atlântico, o mar Negro ou o Pacífico; para estes produtores, a capacidade excedentária nominal e a entregável são, na prática, a mesma.

A Arábia Saudita, os Emirados Árabes Unidos e, a menor escala, o Iraque ilustram a primeira categoria. O oleoduto Este–Oeste saudita percorre 1.200 km desde o complexo de processamento de Abqaiq, na Província Oriental, até ao terminal de exportação de Yanbu, no mar Vermelho. O Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) dos Emirados, também conhecido como oleoduto Habshan–Fujairah, vai dos campos terrestres de Habshan até ao terminal de exportação de Fujairah, no golfo de Omã. O Iraque dispõe de uma rota limitada através do oleoduto Kirkuk–Ceyhan até ao Mediterrâneo, embora este ligue apenas os campos do norte e não consiga alcançar o grosso da produção nacional, centrado em Baçorá. A dimensão do que cada rota conseguia efetivamente transportar compreende-se, contudo, melhor comparando a utilização pré-conflito com o que se seguiu, o que os parágrafos seguintes abordam rota a rota.

O oleoduto Este-Oeste saudita transporta apenas crude. Antes do encerramento, transportava normalmente apenas 0,8 a 1,0 mb/d, uma fração até da sua capacidade de projeto original de 5 mb/d, porque funcionava como infraestrutura de contingência e não como rota de exportação principal, deixando vários milhões de barris por dia de margem preexistente (S&P Global, junho de 2025). A sua capacidade já tinha sido expandida para 7 mb/d antes do encerramento, embora essa capacidade expandida nunca tivesse sido efetivamente explorada em pleno. Desde o encerramento, a Aramco tem empurrado os fluxos para esse teto: a 10 de março de 2026, a empresa declarou que cerca de 5 mb/d poderiam ser disponibilizados para exportação, com o restante a abastecer as refinarias nacionais (Al Jazeera, março de 2026). Mesmo esse número sobrestimava os volumes entregáveis: os cais de Yanbu só conseguem carregar cerca de 4–4,5 mb/d, e em junho de 2026 os carregamentos efetivos situavam-se em apenas 4,1 mb/d, cerca de 64% do que normalmente transitava por Ormuz, deixando o terminal a processar 92% das exportações marítimas sauditas sem qualquer plano público de expansão da sua capacidade de carregamento (Kpler, junho de 2026; AIE).

Apesar de dispor da maior rota de contorno dos três produtores, a Arábia Saudita enfrenta ainda uma restrição logística adicional quando o crude chega a Yanbu: a entrega subsequente ao seu principal mercado asiático. A maioria das exportações a partir de Yanbu é carregada em superpetroleiros (VLCC) que normalmente transitam por Bab el-Mandeb. As ameaças huthis à navegação nesse corredor, porém, colocaram periodicamente esta rota em risco, levantando a perspetiva de as cargas serem desviadas para norte através do Suez, uma passagem que estes navios não conseguem fazer com carga completa, exigindo o alívio de parte da carga através do oleoduto egípcio SUMED ou a mudança para navios Suezmax mais pequenos, opções que acrescentam ambas tempo e custos (Al Jazeera, julho de 2026). Esta restrição deixou de ser teórica em julho de 2026, quando as ameaças huthis à navegação no mar Vermelho obrigaram algumas cargas carregadas em Yanbu a desviar-se para o Suez em vez de navegarem para sul como habitualmente.

Pior ainda, o que aconteceu a 10 de setembro de 2026 ilustra na perfeição essa fragilidade. Ataques com drones atingiram estações de bombagem ao longo do oleoduto Este-Oeste. Em consequência, o Ministério da Energia saudita confirmou no dia seguinte que o oleoduto tinha sido encerrado por precaução. A perda é total, não marginal: uma rota que entregava cerca de 4,1 mb/d a Yanbu desde junho, um número já correspondente a dois terços das capacidades iniciais, caiu para zero. Na ausência de um calendário de restabelecimento ou de um valor de débito parcial comunicado para o período de encerramento, fixamos em zero a capacidade de contorno entregável da Arábia Saudita para a janela afetada. Com a Figura 2 interativa, estendemos este pressuposto a todo o período 2003-2026. Assim, a Figura 2 permite ao leitor comparar a evolução da nossa DASC para a Arábia Saudita com ou sem o Petroline, isolando exatamente até que ponto o país dependeu deste único oleoduto de 1.200 km, fisicamente indefeso, e do seu papel estrutural, em vez de uma verdadeira diversidade de rotas de exportação. Este acontecimento muito recente encarna a fragilidade da Arábia Saudita. A capacidade entregável só se mantém se a infraestrutura que a sustenta sobreviver, e o encerramento do Petroline mostra que nada deve ser tomado como garantido.O oleoduto ADCOP dos Emirados tinha, à partida, uma margem muito menor. Antes do conflito, transportava já cerca de 1,5 mb/d, mais de metade das exportações diárias de crude dos Emirados, perto da sua capacidade nominal original, face a um teto técnico reportado de 1,8 mb/d (CNBC, março de 2026; Global Energy Monitor). Essa margem estreita explica por que razão a ADNOC decidiu acelerar a duplicação da capacidade do ADCOP para 3 mb/d no prazo de 12 a 18 meses após o encerramento, em vez de simplesmente forçar mais o oleoduto existente (Seatrade Maritime, maio de 2026). A saída dos Emirados da OPEP e da OPEP+ foi motivada apenas em parte pela insatisfação com o processo de fixação de quotas; refletiu também um cálculo logístico. Libertos dos tetos de produção coordenados, os Emirados podiam prosseguir uma estratégia de expansão independente, visando 5 mb/d de produção (IER, maio de 2026) a par desta expansão do oleoduto. Permanecer na OPEP+ teria significado construir uma capacidade de exportação que não estavam autorizados a utilizar plenamente.

O Kuwait situa-se no extremo oposto. Sem qualquer oleoduto que ligue os seus campos a uma costa fora do Golfo, toda a sua capacidade excedentária, modesta mas real, de cerca de 0,4 mb/d, ficou totalmente retida no momento em que o estreito encerrou, sem qualquer solução parcial existente.

O Iraque possui uma rota de exportação alternativa limitada através do oleoduto Iraque–Turquia (Kirkuk–Ceyhan), que liga os campos petrolíferos do norte à Turquia, uma rota que tem também sido intermitentemente perturbada por disputas de governação entre Bagdade e o Governo Regional do Curdistão sobre o controlo das exportações. Uma vez que a maior parte da produção iraquiana provém da região meridional de Baçorá, este corredor escoa apenas uma fração da produção nacional. O Iraque compensou-o parcialmente transportando crude por camião para a Síria, e estão em curso negociações, apoiadas pela administração norte-americana, para reativar um traçado de oleoduto através do território sírio. Ainda assim, a maior parte da capacidade excedentária do Iraque permanece efetivamente retida.

Assim, a DASC fornece um retrato instantâneo da capacidade de entrega imediata numa dada configuração de infraestruturas, mas esse retrato é, em si, incompleto. Mesmo os barris classificados como «entregáveis» não têm todos o mesmo valor: o crude que chega a Yanbu enfrenta ainda uma segunda etapa logística, o transbordo no Suez e a passagem pelo cabo da Boa Esperança, para chegar aos mercados asiáticos que absorviam a maior parte dos volumes de Ormuz antes da crise, elevando os custos de frete e reduzindo a disponibilidade efetiva de petroleiros. Uma classificação binária entregável/retido subestima, portanto, até que ponto a resiliência depende realmente do custo, do encaminhamento e do acesso ao mercado, e não apenas do débito físico. A capacidade de entrega também não é estática: uma perturbação pode reter temporariamente parte da capacidade excedentária mundial, mas os produtores diferem substancialmente na sua capacidade de restabelecer uma oferta entregável através de investimento, expansão de infraestruturas e adaptação operacional. Isto suscita uma segunda questão: para além da capacidade que permanece disponível hoje, que produtores são capazes de manter, reconstruir e melhorar a competitividade da flexibilidade do mercado ao longo do tempo?

02 | Adaptabilidade: reconstruir a capacidade entregável ao longo do tempo

Deliberadamente conservadora, a DASC contabiliza apenas a capacidade de entrega operacional. Mas deixa sem resposta uma questão distinta, que esta secção aborda: não se a própria DASC deve ser ajustada em alta à medida que novas infraestruturas de contorno entram em funcionamento, mas quais os produtores melhor posicionados para transformar mais rapidamente um projeto anunciado em capacidade confirmada. Os casos da Arábia Saudita e dos Emirados Árabes Unidos são bastante ilustrativos, uma vez que ambos os produtores anunciaram ou iniciaram investimentos para expandir infraestruturas de exportação alternativas. A questão é qual deles consegue converter mais cedo esse anúncio em barris entregáveis.

Como sublinham Cherp e Jewell (2014), a segurança energética não deve ser entendida apenas como a disponibilidade de recursos, mas também como a capacidade dos sistemas energéticos para resistir, adaptar-se e recuperar de perturbações. Aplicada aos mercados petrolíferos, a resiliência depende, portanto, não só dos ativos produtivos existentes, mas também das capacidades financeiras e industriais que permitem aos produtores restabelecer uma oferta efetiva ao longo do tempo.

A adaptabilidade pode ser entendida como um conceito multidimensional que reflete a capacidade de um produtor para restabelecer uma oferta entregável na sequência de uma perturbação prolongada. Depende conjuntamente da capacidade financeira do produtor, do seu enquadramento institucional e de governação, da sua base de infraestruturas existente, das suas características geográficas e da sua exposição à dependência de pontos de estrangulamento. Estas dimensões determinam em conjunto tanto a viabilidade como a rapidez com que capacidade entregável adicional pode ser colocada no mercado. Assim, operacionalizamos a adaptabilidade através de um índice de cinco pilares (financeiro, governação, infraestruturas, geográfico e pontos de estrangulamento) descrito em pormenor no Anexo. Deste modo, o quadro proposto complementa a DASC ao deslocar a análise da disponibilidade imediata da oferta para as condições estruturais em que a resiliência do mercado é reconstruída ao longo do tempo.

Entre os membros da OPEP com uma genuína dependência estrutural de um ponto de estrangulamento marítimo, a Arábia Saudita destaca-se em dois dos cinco pilares.¹ Lidera de forma clara a OPEP+ na dimensão financeira (0,695, contra 0,558 do Kuwait, o segundo classificado), ancorada nos 1.038 mil milhões de USD em ativos sob gestão do Public Investment Fund — constantes em todo o painel por se tratar de um único retrato de 2026 e não de uma série temporal — e em reservas cambiais comparativamente sólidas, de cerca de 460–515 mil milhões de USD em 2017–2025. Esta solidez financeira coexistiu, contudo, com um aumento acentuado da dívida pública bruta, de 16,0% do PIB em 2017 para 31,7% em 2025 devido à diversificação económica. A Arábia Saudita lidera também a OPEP em infraestruturas (0,540). Na governação, o reino fica atrás do Kuwait.² Nas características geográficas, fica atrás do Irão; e na resiliência a pontos de estrangulamento em particular, a sua pontuação (0,223) permanece bem abaixo da dos Emirados Árabes Unidos (0,566) — não porque a Arábia Saudita não encaminhe crude pela sua rota de contorno (o Petroline transporta já cerca de 22–28% das exportações para fora de Ormuz, uma proporção crescente com a expansão da capacidade para 7 mb/d em 2025), mas porque essa rota de contorno não está ela própria livre de pontos de estrangulamento: o crude que chega a Yanbu, no mar Vermelho, tem ainda de transitar por Bab el-Mandeb — ele próprio exposto a ataques huthis — ou seguir a rota mais longa em torno do cabo da Boa Esperança para chegar aos mercados asiáticos que absorvem a maior parte das exportações sauditas. O ataque com drones de 10 de setembro de 2026 que deixou o Petroline totalmente fora de serviço evidencia a mesma fragilidade a montante: toda a rota está exposta não só no seu ponto terminal a jusante, mas ao longo de toda a sua extensão³. Em contrapartida, a rota ADCOP dos Emirados para Fujairah, no golfo de Omã, desemboca diretamente em águas internacionais sem qualquer ponto de estrangulamento secundário. A rota de contorno da Arábia Saudita reduz, portanto, a exposição específica a Ormuz sem eliminar por completo a dependência de pontos de estrangulamento — uma distinção que a componente de exposição residual das rotas de contorno do quadro foi concebida para captar.Esse fosso entre capacidade instalada e resiliência realizada é, em si, informativo: sugere que o desafio de adaptabilidade do reino a curto prazo reside menos na construção de mais infraestruturas de contorno, capacidade que em grande medida já possui, do que nos ajustamentos comerciais e logísticos necessários para por elas encaminhar uma maior proporção das exportações existentes.

Se a Arábia Saudita representa o caso de referência em escala financeira, os Emirados Árabes Unidos demonstram um grau de adaptabilidade comparável por uma via diferente: lideram a amostra completa de 22 países em adaptabilidade compósita (0,786), com a pontuação de governação mais elevada da amostra (0,889), refletindo um enquadramento institucional bem adaptado à execução de projetos de grande escala, e uma pontuação financeira (0,727) que supera ela própria por pouco a da Arábia Saudita. Em vez de igualar a escala do investimento saudita em contorno, o Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) dos Emirados, que liga a produção do interior ao terminal de Fujairah, no golfo de Omã, contornando por completo o estreito de Ormuz, oferece apenas 1,8 mb/d de capacidade contra os 5 mb/d do Petroline. Um oleoduto adicional, o West-East 1, está em construção e visa cerca de 1,5 mb/d adicionais, com conclusão prevista para 2027, ainda não refletido na janela 2017–2025 deste painel. Apesar da menor capacidade absoluta, os Emirados registam a pontuação de resiliência a pontos de estrangulamento mais elevada entre os produtores genuinamente expostos da amostra (0,566, contra 0,223 da Arábia Saudita), porque Fujairah desemboca diretamente no golfo de Omã sem qualquer ponto de estrangulamento secundário a jusante, ao contrário de Yanbu, que ainda exige o trânsito por Bab el-Mandeb ou o contorno do cabo da Boa Esperança para chegar aos mercados asiáticos. O contraste não é, portanto, de esforço ou de utilização, mas de geografia das rotas: um contorno mais curto para águas verdadeiramente abertas supera um mais longo que troca um ponto de estrangulamento por outro.

Contudo, a força financeira por si só não se traduz necessariamente numa adaptabilidade comparável. O Kuwait ilustra os limites de depender sobretudo de recursos financeiros. Embora o país possua um dos maiores fundos soberanos do mundo (1.011 mil milhões de USD) e enfrente, por isso, poucas restrições na mobilização de capital, a sua capacidade de converter recursos financeiros em capacidade entregável adicional permanece comparativamente limitada: as suas pontuações de infraestruturas ficam atrás das da Arábia Saudita e dos Emirados, e não dispõe de qualquer tipo de infraestrutura de contorno. A geografia agrava o problema: a única fachada costeira do Kuwait dá para o Golfo, diretamente para o estreito de Ormuz, e a costa alternativa mais próxima fica a cerca de 1.150 km, acessível apenas atravessando o território de outro país. A totalidade das exportações de crude do Kuwait transita pelo estreito de Ormuz (100% ao longo de todo o período 2017–2025, sem rota alternativa), o que o coloca, a par do Barém, entre os produtores mais expostos da amostra, independentemente da sua capacidade financeira para eventualmente construir uma.

A Rússia ocupa uma posição distinta no quadro de adaptabilidade. A sua pontuação de resiliência a pontos de estrangulamento (0,879, entre as mais elevadas da amostra) reflete uma genuína diversificação estrutural: o corredor do Pacífico ESPO/Kozmino, os terminais árticos e o oleoduto Druzhba para a Europa Central mantêm em conjunto a sua exposição ao ponto de estrangulamento primário em níveis baixos (11–13%) e em grande medida livre de pontos de estrangulamento. A sua pontuação financeira (0,651) ocupa também o terceiro lugar da amostra, no papel, mas reflete amortecedores macroeconómicos (reservas cambiais, um prémio de risco medido baixo) e não um acesso real ao capital, que as sanções restringem desde 2022. A restrição mais clara é institucional: a pontuação de governação da Rússia (0,455) situa-se abaixo da média da amostra, impulsionada por uma acentuada deterioração dos indicadores de Estado de direito e estabilidade política a partir de 2022, que persiste, inalterada, até 2025. A Rússia ilustra assim um modo de falha distinto: uma forte diversificação física e geográfica não garante, por si só, a adaptabilidade quando o enquadramento institucional e de financiamento restringe a capacidade de tirar partido dessa diversificação.

Em contrapartida, os Estados Unidos poderiam apontar uma terceira via: por estarem fora da amostra de 22 países analisada nesta nota, não recebem aqui pontuação. Merecem, no entanto, uma menção. Os Estados Unidos tornaram-se o maior produtor mundial de petróleo. Em termos de exportação, não dependem fortemente de um único ponto de estrangulamento (à exceção do canal do Panamá), uma vez que a maior bacia exportadora se situa no golfo do México. Quanto à capacidade excedentária, o setor petrolífero norte-americano é dominado por empresas privadas com capacidade para produzir mais rapidamente, ainda que com custos de produção mais elevados do que os produtores do Golfo. Foram precisamente estas características distintas que puseram sob pressão a capacidade excedentária da OPEP.

Conclusão

A capacidade excedentária nominal não se traduz necessariamente em poder de mercado. Com efeito, a crise de Ormuz mostra que o que importa é a capacidade de entrega, e não o volume em si, uma vez que uma grande parte da reserva-tampão da OPEP+ se revelou inacessível assim que a sua principal rota de exportação encerrou. Esse fosso é desigual e não é fixo: a capacidade dos produtores para reconstruir uma oferta entregável ao longo do tempo depende de fatores financeiros, de governação e de infraestruturas que variam acentuadamente dentro da coligação. Esta mudança está já a remodelar o comportamento dos produtores, como mostra a saída dos Emirados Árabes Unidos da OPEP+ em 2026, a partir do momento em que a capacidade de entrega começa a rivalizar com o volume enquanto base do poder de mercado. As políticas de produção (coordenadas) continuam a ser importantes; contudo, a logística de exportação ganha relevância como característica definidora essencial do poder de mercado e da relevância geopolítica, como ilustra a saída dos Emirados da OPEP. Consequentemente, esta mudança provoca também alterações significativas para a segurança energética à luz da volatilidade dos desenvolvimentos em curso. À medida que as infraestruturas fixas se tornam mais fáceis de atacar e mais difíceis de defender integralmente, a segurança energética poderá deixar de significar prevenir a perturbação para passar a significar gerir a forma como um sistema resiste quando a perturbação é inevitável, e, por esse critério, uma reserva-tampão de capacidade excedentária que não consegue chegar ao mercado não é de todo resiliência, como mostram os ataques ao oleoduto Este-Oeste saudita.

Anexo: Construção do Índice de Adaptabilidade de Cinco Pilares

O índice de cinco pilares é construído a partir de um painel de 22 países da OPEP e da OPEP+ ao longo de 2017–2025. Cada pilar agrega um conjunto de indicadores estruturais numa única pontuação normalizada entre 0 e 1, em que valores mais elevados refletem maior solidez ou resiliência estrutural nessa dimensão.

• Normalização. Dentro de cada ano, cada indicador bruto é reescalado para [0,1] dividindo o valor de cada país pelo máximo observado no grupo nesse ano (método da quota bruta). Quando um indicador está naturalmente orientado de modo que valores mais baixos refletem melhor desempenho — dívida pública bruta, prémio de risco-país, pontuação de Estado frágil — o sinal é invertido antes da normalização. Os indicadores de cada pilar são depois calculados em média com igual ponderação para produzir a pontuação do pilar.
• O pilar financeiro combina seis indicadores: a dívida pública bruta em percentagem do PIB (FMI, World Economic Outlook), o prémio de risco-país (Damodaran), o índice de independência do banco central (Romelli et al.), as entradas de IDE, as reservas cambiais (Banco Mundial, WDI) e os ativos dos fundos soberanos (SWFI, retrato de 2026, mantido constante em todos os anos do painel). Os dois primeiros são invertidos antes da normalização.
• O pilar de governação combina sete indicadores provenientes de duas fontes: os Worldwide Governance Indicators do V-Dem/Banco Mundial (controlo da corrupção, Estado de direito, estabilidade política, eficácia governamental), a pontuação Ease of Doing Business do Banco Mundial, o Fragile States Index (Fund for Peace) e o índice de quota diplomática (Pardee Institute, FBIC). A pontuação de Estados frágeis é invertida antes da normalização.
• O pilar de infraestruturas combina dois indicadores: o tráfego portuário de contentores em TEU e a pontuação global do Logistics Performance Index, ambos do Banco Mundial. O frete aéreo foi excluído por ser conceptualmente irrelevante para a logística de exportação de petróleo e gás.
• O pilar geográfico é representado por uma única pontuação compósita (GEO_SCORE, 0–100) que reflete a multiplicidade de fachadas marítimas de exportação (ponderação 0,7) e a proximidade de uma costa alternativa (ponderação 0,3), construída a partir de dados recolhidos manualmente sobre as características da costa, a tipologia das fachadas e a condição de país sem litoral.
• O pilar de exposição a pontos de estrangulamento é representado por uma única pontuação compósita, CHK_RESILIENCE_SCORE (0–100, em que valores mais elevados indicam maior resiliência), construída a partir de dados recolhidos manualmente como 100 menos CHK_EXPOSURE_SCORE. O CHK_EXPOSURE_SCORE combina, por sua vez, a proporção das exportações de crude que transita pelo ponto de estrangulamento primário (ponderação 0,7) e a exposição residual a pontos de estrangulamento de qualquer rota de contorno (ponderação 0,3), refletindo que uma rota de contorno só está parcialmente livre de pontos de estrangulamento se ainda exigir trânsito por um país terceiro ou por um ponto de estrangulamento secundário. Uma versão anterior deste pilar calculava a média conjunta de CHK_EXPOSURE_SCORE e CHK_RESILIENCE_SCORE; como os dois são complementos exatos por construção, isso produzia uma pontuação constante e não informativa de 0,5 para cada par país-ano, o que foi corrigido para utilizar apenas o CHK_RESILIENCE_SCORE. Ambas as pontuações subjacentes foram desenvolvidas por O. [apelido] e são descritas em pormenor na nota técnica que acompanha este documento.
• A capacidade de contorno absoluta (chk_bypass_capacity_mbd, em mb/d) é reportada separadamente a par da pontuação do pilar de pontos de estrangulamento sempre que relevante no texto, para distinguir a escala das infraestruturas de contorno de um produtor da proporção das suas exportações efetivamente encaminhada por elas, uma distinção que a pontuação normalizada do pilar, por si só, não transmite.