MENA energy drilling: A Bernstein prevê recuperação da perfuração MENA após a disrupção causada pela guerra, apoiada por utilização offshore, investimento em gás e oferta restrita de jack-ups, e mantém três recomendações Outperform.

Visão geral

A Bernstein analisa a perfuração MENA após as suspensões offshore sauditas ligadas ao conflito. A instituição argumenta que a disrupção mascarou fundamentos offshore e de gás muito fortes, enquanto as três empresas cobertas oferecem combinações distintas de estabilidade contratual, recuperação operacional e diversificação geográfica.

Visões principais

A Bernstein afirma que o vale de Q2 foi causado por interrupção geopolítica, não por piora da demanda de perfuração. A utilização da Arabian Drilling caiu de 79% para 72%, levando a prejuízo líquido de SAR35m após suspensões offshore custarem SAR122m em receita. A ADES registrou queda de 32% no lucro líquido para SAR129m pelas mesmas paralisações. Backlog e diárias permaneceram estáveis, e a retomada dos rigs suspensos na Arábia Saudita deve levar a utilização offshore a 100% até o fim de 2026. O mercado offshore continua apertado. As diárias de jack-ups de alta especificação subiram de $85,000-$110,000 antes de 2022 para $180,000-$220,000, com contratos selecionados acima de $200,000. A frota saudita de jack-ups foi reconstruída para mais de 90 rigs, enquanto a utilização global permaneceu em torno de 90% durante o conflito. A Bernstein espera licitações fortes até 2027, apoiadas pela expansão de gás da Aramco: Jafurah alcançou aproximadamente 400mcf/d em 2025 e busca 1.1bcf/d em 2027 e 2bcf/d em 2030. O programa já gerou 23 contratos de rigs de gás de $2.4bn e duas concessões de perfuração direcional de $612m. O relatório destaca também redução de risco e crescimento nos UAE. Um avanço da ADNOC rumo a 6mbd de capacidade pode ampliar o backlog de perfuração; a ADNOC Drilling já implantou 142 rigs, contra meta anterior de 127 para 2030. Desde fevereiro, a produção saudita de petróleo caiu 33%, enquanto a dos UAE subiu 15%. A rota dos UAE para a Ásia por Fujairah leva aproximadamente 10 dias, contra mais de 29 dias pela rota do Mar Vermelho usada pela Arábia Saudita quando o oleoduto Leste-Oeste é comprometido. A ADNOC Drilling teve receita +3% para $1.23bn, EBITDA +2% para $557m, margem EBITDA de 45.2% e disponibilidade de rigs de 99% em 171 unidades. Seu modelo contratado, exposição superior a 90% à ADNOC controladora e guidance de margem EBITDA FY26 de 44%-45% sustentam a preferência da Bernstein por fluxo de caixa previsível. O FCF de Q2 foi $297m, ou $306m antes de M&A, e o guidance FY26 de FCF pré-M&A permanece em $1.2bn-$1.3bn. A Arabian Drilling oferece a maior recuperação operacional. A receita caiu 11% e a utilização offshore caiu 10 percentage points para 71.7%, mas o EBITDA de SAR251m superou o consenso em 6%. A Bernstein espera que o retorno de rigs offshore de alta margem leve os margens a high-30% em 4Q26E. Backlog de SAR11.8bn e book-to-bill de 3.6x sustentam a visão de que 6.3x FY26E EV/EBITDA ainda precifica o choque de Q2, e não sua exposição ao gás saudita. A ADES registrou receita +36% e EBITDA +30% para SAR1.01bn com a expansão da base de lucros da Shelf Drilling. A utilização de 97.6% em 1H26 e apenas 46.8% da receita no GCC mostram diversificação. Porém, o crescimento é movido por aquisições: a margem EBITDA caiu 7.3 percentage points para 47.1%, e a dívida líquida de SAR18.7bn versus SAR17.4bn levou ao corte do preço-alvo. A compra planejada de cinco jack-ups da Saipem por $285m também posterga a conversão do crescimento de EBITDA em FCF. Globalmente, a Bernstein vê um ciclo estruturalmente melhor de perfuração. O EBITDA setorial deve atingir aproximadamente $12bn antes de normalizar para $8.3bn em 2030E, com margens perto de 39%-40%, versus mínimo de 16%. As perfuradoras globais negociam a 5.8x EV/EBITDA, abaixo da média de longo prazo. Entre 75%-80% da demanda global de jack-ups de 2027-2030 ainda é assumida ou está em licitação, preservando oportunidade e risco de visibilidade.

Estrutura de análise

A Bernstein combina resultados trimestrais operacionais e financeiros das três perfuradoras com dados de utilização, diárias, licitações, backlog, produção de gás e produção de petróleo. Em seguida, compara resiliência dos modelos de negócio, margens, geração de caixa, alavancagem e valuation para diferenciar as trajetórias de recuperação. Os preços-alvo usam DCF, complementado por verificação EV/EBITDA para Arabian Drilling.

Notas metodológicas

• Marco de análise setorialMarco de oferta e demanda

  Disponibilidade de rigs, utilização, pipeline de licitações e diárias de jack-ups

  O relatório liga oferta restrita de rigs e alta utilização a diárias mais altas e lucros sustentados de perfuração.

• Marco de análise setorialTransmissão entre elos da cadeia de valor

  Projetos de gás e capacidade de petróleo que se traduzem em contratos de perfuração e demanda por rigs

  O investimento saudita em gás e a expansão de capacidade dos UAE são tratados como motores de gasto upstream que criam backlog de perfuração.

• Métodos de avaliaçãoDCF (fluxo de caixa descontado)

  Valuation DCF para ADNOC Drilling, ADES e Arabian Drilling

  O FCF projetado é descontado com premissas declaradas de WACC e crescimento terminal para derivar preços-alvo.

• Métodos de avaliaçãoAvaliação por EV/EBITDA

  Verificação de valuation EV/EBITDA para Arabian Drilling e comparações setoriais

  O relatório compara valor da empresa com EBITDA futuro para avaliar o valuation relativo e derivar parte do preço-alvo da Arabian Drilling.

Mapeamento e comparação de ativos

Mapeamento estruturado da tese para ativos nomeados (pontos fortes, pontos fracos, pares e riscos).

• ADNOC Drilling (ADNOCDRI.UH)

  Principal escolha da Bernstein em perfuração MENA, posicionada como nome defensivo de crescimento contratado.

  Pontos fortes

  Receita contratada da ADNOC, disponibilidade de rigs de 99%, margem EBITDA de 45.2%, dívida líquida/EBITDA baixa de 1.0x e guidance de margem EBITDA FY26 de 44%-45%.

  Pontos fracos

  O FCF de Q2 caiu 27% em relação ao ano anterior devido a maiores estoques e consolidação de aquisições.

  Comparação

  Negocia perto de 11x 2027E EV/EBITDA, acima de ADES perto de 8x e Arabian Drilling perto de 7x, refletindo maior visibilidade.

  Riscos

  Pico de demanda de petróleo antes do esperado, incerteza sobre capital de giro intragrupo e controle limitado de governança por investidores minoritários.

• Arabian Drilling (ARABIAND.AB)

  Exposição à recuperação de utilização na perfuração offshore e de gás saudita.

  Pontos fortes

  Backlog de SAR11.8bn, book-to-bill de 3.6x, EBITDA resiliente de SAR251m e recuperação de margem esperada com retomadas offshore.

  Pontos fracos

  Portfólio concentrado na Arábia Saudita; utilização offshore caiu para 71.7% após suspensões.

  Comparação

  Negocia perto de 7x 2027E EV/EBITDA sobre aproximadamente $0.4bn de EBITDA, abaixo do múltiplo premium da ADNOC Drilling.

  Riscos

  Suspensões de contratos sauditas, disrupção de utilização e custos ligados à guerra e risco de renegociação por concentração de clientes.

• ADES (ADES.AB)

  Plataforma de crescimento diversificado e movido por aquisições, com exposição a um mercado de jack-ups em recuperação.

  Pontos fortes

  Receita +36%, EBITDA +30% para SAR1.01bn, utilização de 97.6% e operações internacionais diversificadas.

  Pontos fracos

  Diluição de margem pela frota Shelf, alavancagem elevada por aquisições e conversão de FCF atrasada.

  Comparação

  Negocia perto de 8x EBITDA futuro, entre Arabian Drilling e ADNOC Drilling.

  Riscos

  Novas suspensões de rigs, dependência do capex upstream saudita e pressão de preços sobre diárias.

Dados principais

• Perspectiva de utilização offshore saudita100% by end-2026Esperada com a retomada dos rigs offshore suspensos.
• Diárias de jack-ups de alta especificação$180,000-$220,000Versus $85,000-$110,000 antes de 2022.
• Número de rigs MENA/Gulf~305 rigs in 2026Quase iguala o pico de 2024 após cair para 285 em 2025.
• Crescimento da produção de gás no Oriente Médio6% CAGR through 2030O relatório descreve como o crescimento regional mais rápido.
• Margem EBITDA global de perfuração40%, expected at 39% by 2030ERecuperada de um mínimo de 16%.
• Valuation global de perfuração5.8x EV/EBITDAAbaixo da média de longo prazo apesar do contínuo impulso de lucros.
• Disponibilidade da ADNOC Drilling99% across 171 rigsSustenta a tese de resiliência do modelo contratado.
• EBITDA da ADESSAR1.01bnAlta de 30% em relação ao ano anterior, apoiada pela Shelf Drilling.

Impacto e implicações

A principal implicação da Bernstein é que a parada offshore ligada ao conflito criou resultados diferenciados, não uma recuperação uniforme. A instituição prefere ADNOC Drilling pelo fluxo de caixa contratado e visível; Arabian Drilling pela normalização offshore e exposição ao gás saudita; e ADES pela diversificação internacional e escala, embora reconheça seu ônus de alavancagem e integração.

Riscos

• Suspensões de contratos sauditas ou volatilidade persistente da guerra podem interromper a utilização de rigs e elevar custos.
• Parte substancial da demanda global de jack-ups de 2027-2030 ainda está em fase assumida ou de licitação, limitando a visibilidade futura.
• A ADES enfrenta alavancagem elevada, risco de execução da integração e conversão de FCF atrasada após aquisições.
• A pressão de preços pode comprimir diárias, enquanto um pico de demanda de petróleo antes do esperado pode enfraquecer a demanda por perfuração.

Pontos a observar

• O momento e a extensão das retomadas de rigs offshore sauditas suspensos e o progresso rumo a 100% de utilização até o fim de 2026.
• Contratos de gás da Aramco, progresso de Jafurah e demanda de perfuração associada à expansão de capacidade dos UAE.
• A execução de FCF da ADNOC Drilling frente ao guidance FY26 pré-M&A de $1.2bn-$1.3bn.
• Integração da Shelf Drilling pela ADES, aquisição de jack-ups da Saipem, normalização de margens e trajetória da dívida líquida.
• Utilização global de jack-ups, conversão de licitações e comportamento das diárias acima do ponto histórico de inflexão de utilização de 92%-93%.