Global upstream oil and gas capital expenditure: O CAPEX upstream global deve se normalizar para níveis implícitos pelos preços em 2026, com necessidades estruturais de reinvestimento apoiando um ciclo offshore mais durável.

Visão geral

A pesquisa da JPMorgan sobre investimento upstream global conclui que os gastos de 2026 estão voltando aos níveis históricos implícitos pelo preço do petróleo após ficarem abaixo deles em 2023–25. O relatório considera isso uma normalização de reinvestimento disciplinada e estruturalmente apoiada, com perspectiva construtiva de médio prazo para offshore e serviços petrolíferos.

Visões principais

A JPMorgan estima CAPEX upstream global de aproximadamente $330 billion em 2026, praticamente estável em relação ao ano anterior. O valor é materialmente superior à sua estimativa de fevereiro de aproximadamente $310 billion e queda de aproximadamente 3%. Após os gastos ficarem abaixo da relação histórica com o Brent do ano anterior em 2023–25, a estimativa de 2026 está amplamente alinhada a essa relação de longo prazo. O relatório caracteriza a mudança como normalização para reinvestimento sustentável, e não como retorno aos ciclos agressivos de gastos movidos por commodities anteriores a 2015. Ele atribui o piso de investimento mais firme a balanços mais fortes, necessidades de reposição de reservas, prioridades de segurança energética e melhor economia dos projetos. A necessidade estrutural de renovação de recursos é central à tese. A Wood Mackenzie estima que a produção dos portfólios comerciais atuais de 30 grandes empresas de E&P pode cair quase 40% entre 2025 e 2040. A JPMorgan argumenta que portfólios maduros exigem investimento contínuo para sustentar a produção, repor recursos e ampliar a longevidade dos portfólios. Isso apoia o investimento mesmo quando o sinal de curto prazo do preço do petróleo é mais fraco, especialmente em oportunidades favoráveis de offshore profundo e recursos domésticos estratégicos. O comportamento de investimento difere materialmente por tipo de operador. Espera-se que o CAPEX upstream de IOC caia apenas aproximadamente 3% em relação ao ano anterior, para aproximadamente $95 billion em 2026, apesar de uma queda de aproximadamente 15% nos preços do petróleo do ano anterior. O relatório observa que a relação histórica entre CAPEX de IOC e preços do petróleo do ano anterior enfraqueceu de R²=0.87 antes de 2015 para 0.04 desde 2015, refletindo estruturas de capital ao longo do ciclo, compromissos de projetos de longo ciclo e prioridades de retorno aos acionistas. A vida média das reservas provadas no universo de IOC da JPMorgan está agora em aproximadamente 9 years, aproximadamente 18% abaixo dos níveis de uma década atrás, criando um piso mais firme para o investimento. IOCs dos EUA continuam mais sensíveis ao petróleo do que pares europeus e internacionais, com correlações históricas de aproximadamente 0.59 e aproximadamente 0.29, respectivamente. Espera-se que os gastos upstream de NOC aumentem aproximadamente 4% em relação ao ano anterior, para aproximadamente $159 billion em 2026, apesar do ambiente mais fraco de preço do petróleo no ano anterior. A JPMorgan entende que as NOCs são cada vez mais orientadas por um mandato duplo: sustentar e reconstruir a capacidade produtiva, além de reforçar a segurança energética e reduzir a dependência de fornecimento externo concentrado. O CAPEX de NOC apresentou historicamente relação relativamente forte com preços de commodities, com R² de aproximadamente 0.73; portanto, o resultado de 2026 é visto como desvio positivo em relação ao sinal de preço. Na Ásia-Pacífico, onde a Wood Mackenzie estima que mais de 75% da produção de 2026 vem de campos maduros e de meia-vida, declínio natural, limitações de infraestrutura e prazos de projetos tornam o reinvestimento necessário mesmo que preços mais altos, isoladamente, não possam elevar rapidamente a oferta. Os gastos de E&P independentes são mais fragmentados. A JPMorgan estima que o CAPEX upstream de independentes caia aproximadamente 3% em relação ao ano anterior, para aproximadamente $77 billion em 2026, enquanto o CAPEX de independentes internacionais deve cair aproximadamente 5% à medida que projetos como Barossa, Pikka, Scarborough e Trion ultrapassam suas fases de investimento máximo. O relatório interpreta isso como maturação do ciclo de projetos, e não como deterioração ampla do apetite de investimento. Na América do Norte, a atividade liderada por privados melhorou: a contagem de rigs dos EUA da Enverus subiu 17%, ou 91 rigs, desde 28 de fevereiro para 636 em 8 de setembro. A JPMorgan prevê que a contagem de rigs dos EUA da Baker Hughes tenha média de 574 em 2026, ante 562 em 2025, antes de crescer 7% para 613 em 2027 e 2% para 623 em 2028. A perspectiva offshore permanece uma importante linha construtiva. Dados da Wood Mackenzie apontam para pipeline mais forte de decisões finais de investimento ao longo do segundo semestre de 2026 e especialmente em 2027, liderado por projetos offshore convencionais e de águas profundas. A JPMorgan destaca uma segunda onda de investimento em gás de águas profundas no Sudeste Asiático, visando aproximadamente 28 tcf, ou aproximadamente 5 billion barrels of oil equivalent, e a atividade renovada em águas profundas na Nigéria, incluindo o projeto Owowo da Exxon de $7–8 billion, que poderia atingir FID já no ano seguinte. O relatório considera que a ampliação da atividade em diversas bacias de águas profundas, junto com a necessidade de recursos grandes e de longa vida, apoia o investimento offshore de médio prazo. Para serviços petrolíferos, a JPMorgan permanece construtiva sobre fornecedores europeus de serviços offshore, pois um conjunto mais amplo de oportunidades em águas profundas e um pipeline de aprovações mais forte devem apoiar a recomposição de backlog, entrada de pedidos e visibilidade de receita. Também adotou postura mais construtiva para sua cobertura de OFS norte-americana diante de ventos favoráveis dos gastos upstream. A Wood Mackenzie espera que o investimento de seu grupo de pares aumente aproximadamente 5% em 2027, com upstream recebendo parcela maior do capital total; a maioria dos operadores deve entrar em 2027 com gearing abaixo de 20%. Portanto, a JPMorgan espera maior alocação upstream, retomada da exploração e captura de recursos, mantendo a disciplina de capital e as distribuições aos acionistas.

Estrutura de análise

A JPMorgan combina uma pesquisa com aproximadamente 75 IOCs, NOCs e independentes a um modelo próprio mais amplo de CAPEX upstream global que cobre cerca de 175 empresas principais de E&P. Ela compara os gastos previstos com relações históricas com o Brent do ano anterior, separa o comportamento por tipo de operador e geografia e usa CAPEX reportado pelas empresas, guidance, previsões dos modelos de ações da JPMorgan e estimativas da Wood Mackenzie quando as divulgações corporativas são insuficientes. A pesquisa exclui gastos downstream e se concentra em custos de exploração, desenvolvimento e produção relevantes para a demanda de serviços petrolíferos.

Notas metodológicas

• Marco de análise setorialDecomposição de volume e preço

  Comparação do CAPEX upstream com preços Brent do ano anterior

  O relatório compara os gastos upstream atuais e históricos com o contexto de preço do petróleo do ano anterior para distinguir gastos impulsionados por preço de reinvestimento estrutural.

• OutroOutro

  Pesquisa global de CAPEX upstream e análise de correlação histórica

  A JPMorgan agrega dados de gastos e guidance das empresas, complementa lacunas com estimativas de analistas e da Wood Mackenzie e utiliza correlações e resíduos frente ao CAPEX histórico implícito por preço para avaliar o comportamento de investimento.

Mapeamento e comparação de ativos

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

• European oilfield services

  O relatório entende que a expansão do desenvolvimento offshore e em águas profundas cria um ambiente favorável para recomposição de backlog e visibilidade de receita.

  Pontos fortes

  Conjunto mais amplo de oportunidades offshore globais, pipeline comercial saudável e momentum de pedidos.

  Comparação

  Pedidos anunciados no acumulado do ano estão apenas modestamente abaixo do forte nível de 2023.

  Riscos

  A aprovação e o cronograma de desenvolvimento dos projetos continuam relevantes.

• North American oilfield services

  Ventos favoráveis dos gastos upstream e a melhora da atividade terrestre nos EUA apoiam uma perspectiva mais construtiva.

  Pontos fortes

  A atividade de rigs nos EUA se recuperou significativamente da mínima de fevereiro, e E&Ps públicas estão começando a planejar crescimento para 2027.

  Pontos fracos

  A atividade continua liderada por privados, e o planejamento das E&Ps públicas ainda está em fase inicial.

  Comparação

  A contagem atual de rigs dos EUA da Baker Hughes de 591 está 7% acima da média de 2Q26 e 8% acima da média de 1Q26.

  Riscos

  A atividade continua dependente dos planos de capital dos operadores e do ambiente de preços do petróleo.

Dados principais

• CAPEX upstream global, 2026~$330BPraticamente estável em relação ao ano anterior; versus estimativa de fevereiro da JPMorgan de ~$310B e queda de ~3%.
• CAPEX upstream de IOC, 2026~$95BEspera-se queda de ~3% em relação ao ano anterior, apesar de queda de ~15% nos preços do petróleo do ano anterior.
• CAPEX upstream de NOC, 2026~$159BEspera-se aumento de ~4% em relação ao ano anterior, revertendo a queda desde o pico de 2023 de ~$182B.
• CAPEX upstream de independentes, 2026~$77BEspera-se queda de ~3% em relação ao ano anterior.
• Queda de produção dos portfólios atuaisNearly 40%Estimativa da Wood Mackenzie para 30 grandes empresas de E&P entre 2025 e 2040.
• Crescimento esperado do investimento do grupo de pares, 2027~5%A Wood Mackenzie espera que upstream capture parcela maior do capital total.
• Vida média das reservas provadas de IOC~9 yearsAproximadamente 18% abaixo dos níveis de uma década atrás.

Impacto e implicações

O relatório vê um piso de investimento mais durável do que sugere o título de gastos estáveis de 2026. A renovação estrutural de portfólios e o investimento de NOC impulsionado por segurança devem apoiar a atividade upstream durante a volatilidade das commodities, enquanto um pipeline offshore de FID mais forte melhora a visibilidade de demanda de médio prazo para equipamentos e serviços offshore.

Riscos

• Bacias maduras, gargalos de infraestrutura e prazos de desenvolvimento de projetos podem limitar a capacidade de converter prioridades de segurança energética em produção materialmente maior no curto prazo.
• Os gastos de independentes internacionais estão moderando à medida que grandes projetos passam por suas fases de investimento máximo.
• A disciplina de capital e as estruturas de retorno aos acionistas continuam limitando um retorno amplo dos IOCs aos padrões de gastos anteriores a 2015.

Pontos a observar

• O ritmo das decisões finais de investimento offshore e em águas profundas no segundo semestre de 2026 e em 2027.
• Se as NOCs converterão objetivos de renovação de capacidade e diversificação de oferta em atividades de exploração, desenvolvimento e parcerias.
• O planejamento das E&Ps públicas dos EUA para 2027, incluindo disponibilidade de rigs de alta especificação, atualizações e prazos de reativação.