Este artigo foi traduzido automaticamente. A versão original está disponível em inglês.
Em 1º de maio de 2026, os Emirados Árabes Unidos encerraram 59 anos como membros da OPEP. O anúncio viera três dias antes, em 28 de abril, com o Brent bem acima de US$ 100 por barril depois de saltar para perto de US$ 120 no início de março. O que o levara até ali foi a guerra: Estados Unidos e Israel haviam atacado o Irã em 28 de fevereiro, e a retaliação iraniana praticamente fechara o estreito de Ormuz.
Antes da guerra, cerca de 20 milhões de barris de petróleo passavam todos os dias pelo estreito de Ormuz. Quando o Irã começou a atacar navios e declarou o estreito fechado, no início de março, o tráfego de petroleiros desabou: no fim de abril, em alguns dias menos de dez embarcações comerciais faziam a travessia, contra cerca de 130 por dia antes da guerra. Os navios ancoravam ao largo e esperavam. A Agência Internacional de Energia classificou o episódio como a maior interrupção de oferta da história do mercado mundial de petróleo, e o Goldman Sachs estimou que os estoques mundiais se esvaziavam em abril a um ritmo recorde de 11 a 12 milhões de barris por dia.
A resposta da OPEP+ a uma crise de 20 milhões de barris por dia num ponto de estrangulamento foi anunciar, em 3 de maio, 188.000 barris diários a mais para junho. É uma proporção de mais ou menos cem para um. A Al Jazeera classificou a medida como em grande parte simbólica: o fechamento do estreito sufocara as exportações dos membros do Golfo, de modo que uma cota extra mal chegaria ao mercado, fosse qual fosse o anúncio. Os sete países por trás da decisão continuaram a elevar suas metas pouco a pouco, mês a mês, até setembro, e depois as congelaram para outubro e novembro. Diante da escala da interrupção, o gesto mostra onde a instituição se encontra hoje no mercado de petróleo: ela pode fazer ajustes nas margens de um preço determinado em outro lugar, por acontecimentos que não controla nem influencia.
Os Emirados anunciaram sua saída na mesma quinzena, e o momento dificilmente foi coincidência: a crise mostrava quão pouco o cartel podia fazer.
O jogo que o cartel joga
Um cartel funciona assim. Um grupo de produtores combina restringir coletivamente a produção para que o preço fique acima do que seria se eles competissem livremente. Todos os membros se beneficiam do preço mais alto. Mas cada membro também se beneficia, individualmente, de vender alguns barris a mais a esse preço elevado de cartel — embolsando toda a receita da trapaça enquanto o custo de sustentar o preço se distribui entre todos. Se todos raciocinam assim ao mesmo tempo, todos trapaceiam, o preço desaba e todos acabam pior do que se tivessem cumprido o acordo.
É o dilema do prisioneiro. Cooperar é racional para o grupo; desertar é racional para cada membro isoladamente. Relações repetidas e a ameaça de retaliação podem manter um cartel coeso, e a forma mais direta dessa ameaça é haver um membro grande o bastante para impor a disciplina. Ele precisa ser capaz de cortar a própria produção quando os outros trapaceiam, absorvendo sozinho a perda de receita, e ao mesmo tempo ameaçar que, se a trapaça continuar, abandonará de vez o piso e inundará o mercado, derrubando os preços para todos. A ameaça precisa ser crível, e a credibilidade exige um disciplinador grande o bastante para que suas decisões de produção movam o preço mundial e disposto a aceitar perdas consideráveis no curto prazo.
Em toda a sua história, a OPEP teve exatamente um disciplinador desse tipo: a Arábia Saudita. O histórico de cumprimento das cotas mostra quanto esse papel pesa.
Entre janeiro de 2024 e fevereiro de 2025, sete membros da OPEP+ bombearam juntos, em média, cerca de 300.000 barris por dia acima de suas metas de produção. Em abril de 2025, eles se comprometeram com cortes compensatórios distribuídos pelos quinze meses até junho de 2026. Iraque e Cazaquistão, que deviam a maior parte desses cortes, já haviam deixado de cumprir promessas anteriores, e eram os infratores estruturais crônicos do grupo.
O que é a OPEP+ e como ela difere da OPEP
A OPEP é uma instituição internacional formal com sede em Viena, com carta constitutiva e onze Estados-membros atuais após a saída dos Emirados. Seus membros têm obrigações formais de cota, embora Irã, Líbia e Venezuela estejam isentos dos cortes atuais, e se submetem à estrutura de governança da instituição. A OPEP+ é outra coisa: uma aliança mais frouxa, formada em dezembro de 2016, que reúne os membros da OPEP e dez produtores de fora dela, sobretudo Rússia e Cazaquistão, num total de 21 países após a saída dos Emirados. A OPEP+ não impõe obrigações formais de tratado. A disciplina depende inteiramente da reputação. Um membro que viola sua cota na OPEP+ enfrenta pressão dos pares e atritos diplomáticos; não enfrenta nenhuma sanção jurídica, nenhuma penalidade formal. Os Emirados eram membros da OPEP, mas as restrições que na prática limitavam sua produção vinham da OPEP+. Ao deixar as duas ao mesmo tempo, encerraram obrigações em dois arranjos de pesos muito diferentes.Trezentos mil barris por dia de trapaça persistente bastaram para corroer os cortes anunciados pela Arábia Saudita, e mostraram aos membros que as metas eram opcionais. Durante boa parte desse período, o cartel funcionou sobretudo como um arcabouço para anunciar metas que seus maiores infratores ignoravam enquanto a Arábia Saudita arcava com as consequências.
O disciplinador e o preço que pagou
Para entender a OPEP, comece pelos anos entre 1980 e 1986.
A Arábia Saudita entrou na década de 1980 produzindo perto de 10 milhões de barris por dia. Enquanto produtores de fora da OPEP, entre eles a Noruega, os campos britânicos do mar do Norte, o México e a União Soviética, continuavam bombeando em plena capacidade sem dar atenção aos sinais de preço, a Arábia Saudita cortou, e continuou cortando. Todos os membros da OPEP reduziram a produção entre 1979 e 1985, mas nenhum tão a fundo quanto o reino, que abriu mão de mais de 60% de sua produção de 1979. Em agosto de 1985, a produção saudita havia caído para cerca de 2,3 milhões de barris por dia. O reino absorvera cinco anos de destruição de receita para sustentar o piso de preço, enquanto outros colhiam a maior parte dos benefícios.
No fim de 1985, a Arábia Saudita se cansou. Mudou de rumo, aumentou a produção e, em poucos meses, os preços desabaram — de cerca de US$ 28 por barril em 1985 para uns US$ 14 em 1986. O mecanismo de disciplina do cartel funcionara no sentido de que evitou um colapso mais cedo; falhara no sentido de que não podia ser mantido indefinidamente, e, quando acabou, a queda dos preços foi severa porque tanta oferta havia sido represada.
Zaki Yamani, ministro saudita do petróleo durante todo esse período, passou 1985 implorando aos outros produtores que dividissem o fardo. Em dezembro de 1985, anunciou que a Arábia Saudita deixaria de atuar como produtor de ajuste (o swing producer).
Se o mecanismo era racional para o cartel e punitivo para o disciplinador, por que a Arábia Saudita chegou a desempenhar esse papel?
A lógica das reservas dá a primeira resposta. Um país com centenas de bilhões de barris no subsolo pode racionalmente aceitar uma receita menor hoje em troca de preços mais altos ao longo de um horizonte de planejamento extenso. A conta só fecha se a base de reservas for grande o suficiente e o horizonte longo o suficiente, e a Arábia Saudita cumpre as duas condições.
A arquitetura fiscal deu a segunda resposta. O Estado saudita, do pacto político e do sistema de subsídios às transferências da realeza e aos gastos com desenvolvimento, foi construído em torno de uma receita de petróleo sustentada a preços administrados; essa era a premissa da economia nacional. A Bloomberg Economics estimou o preço de equilíbrio fiscal da Arábia Saudita em US$ 94 por barril; a projeção do FMI para 2025 era de cerca de US$ 91 por barril. Esses números indicam quanto o petróleo precisa custar para que o orçamento se equilibre, e refletem décadas de gastos públicos calibrados para preços administrados.
O alinhamento geopolítico forneceu a terceira. Desde o encontro de 1945 entre Franklin Roosevelt e o rei Abdulaziz a bordo do USS Quincy, a relação entre a Arábia Saudita e os Estados Unidos se estruturou em parte em torno do compromisso saudita de manter mercados de petróleo estáveis e acessíveis — um compromisso de valor estratégico que se traduzia em garantias de segurança americanas. Impor o piso de preços da OPEP servia aos interesses econômicos sauditas e também à lógica mais ampla de uma relação geopolítica que a política externa americana havia avalizado.
A aritmética agora joga contra as três. O Brent teve média de cerca de US$ 69 em 2025 e terminou o ano perto de US$ 61 por barril, de US$ 30 a US$ 33 abaixo do preço de equilíbrio fiscal saudita, de US$ 91 a US$ 94. O reino fechou aquele ano com um déficit orçamentário de 5,8% do PIB. Pode tomar empréstimos: uma dívida de cerca de 32% do PIB deixa alguma margem. Mas endividar-se para cobrir um rombo fiscal criado por sustentar preços que os concorrentes depois solapam não é uma estratégia sustentável.
A Arábia Saudita nunca administrou os preços de forma contínua. O mecanismo ruiu em 1985-86, funcionou mal no fim dos anos 1990 e falhou gravemente em 2014-2016. O que a Arábia Saudita oferecia era a expectativa de um piso. Os arquitetos fiscais dos petroestados podiam planejar com base na hipótese de preços administrados porque a Arábia Saudita demonstrara periodicamente disposição de garanti-los. O horizonte de planejamento fazia sentido porque se havia demonstrado que o mecanismo de disciplina existia. As duas coisas estão agora em xeque.
Zaki Yamani e a lógica do aumento de produção de 1985-86
O xeque Ahmed Zaki Yamani foi ministro do petróleo da Arábia Saudita de 1962 a 1986, atravessando o embargo de 1973, os choques de preço do fim dos anos 1970 e os anos punitivos de cortes unilaterais de produção no início da década de 1980. Sua situação resumia o paradoxo: o país mais bem posicionado para impor o piso do cartel era também o que mais pagava quando a disciplina exigia sacrifício unilateral. Em meados de 1985, a Arábia Saudita produzia menos de um quarto do que bombeara em 1980–81 para sustentar um preço que outros produtores, membros da OPEP e de fora dela, depois solapavam ao se recusar a ajustar a própria produção. Yamani foi demitido pelo rei Fahd em outubro de 1986, pouco depois do colapso dos preços. O fracasso que sua demissão marcou estava embutido no cartel: o mecanismo que fazia a OPEP funcionar exigia que um país absorvesse custos que o sistema distribuía entre todos os membros.A revolução que mudou as regras
O xisto americano trouxe um tipo diferente de oferta, que se comporta como um produtor de ajuste involuntário, respondendo aos sinais de preço individual e coletivamente, sem nenhuma coordenação nem lealdade ao cartel.
Entre 2014 e 2019, a produção de petróleo bruto dos Estados Unidos aumentou mais de 3,5 milhões de barris por dia. Em outubro de 2014, o Goldman Sachs explicou o que isso significava: a capacidade ociosa efetiva do xisto americano havia superado a da Arábia Saudita. Com cerca de 5 milhões de barris por dia de capacidade ociosa no xisto, contra aproximadamente 1,5 milhão da Arábia Saudita, a OPEP perdera o poder de ditar preços por agir primeiro. O cartel já não podia ameaçar de forma crível inundar o mercado a ponto de quebrar os produtores de custo alto, porque os produtores americanos já estavam no mercado e respondiam aos preços por conta própria.
O caráter econômico do xisto torna isso estrutural, e não cíclico. Um poço de xisto pode ser perfurado, completado e posto em produção em meses, e paralisado com a mesma rapidez. Os produtores reagem ao preço sem se coordenar, e a resposta coletiva deles funciona como um teto. Quando os preços do petróleo sobem rumo aos níveis de equilíbrio fiscal dos petroestados, os produtores de xisto aceleram e acrescentam oferta, e esse acréscimo amortece a alta. O teto não tem nenhum acordo formal por trás, só a soma de milhares de decisões individuais de produção no Texas e na Dakota do Norte respondendo ao sinal de preço de uma commodity.
A resposta saudita em 2014-2016 foi tentar quebrá-lo. Em novembro de 2014, sob a liderança da Arábia Saudita, a OPEP se recusou a cortar a produção, manteve seu teto de 30 milhões de barris e deixou os preços caírem para espremer os produtores de custo alto — o xisto incluído. O Brent caiu de cerca de US$ 115 por barril em junho de 2014 para aproximadamente US$ 26 em janeiro de 2016. A estratégia tinha uma lógica aparente: se os preços ficarem baixos o bastante por tempo suficiente, os produtores de xisto quebram e saem do mercado.
O aperto saiu pela culatra: os custos de equilíbrio do xisto despencaram graças a ganhos de eficiência — as técnicas de perfuração horizontal melhoraram, os custos de completação caíram, a gestão da água ficou mais barata e os produtores aprenderam a extrair mais de cada poço. Quando a OPEP mudou de rumo e formou a OPEP+, em dezembro de 2016, a produção americana já se recuperava, e a guerra de preços deixara o xisto mais competitivo do que antes.
A criação da OPEP+ em 2016 deveria resolver o problema de fundo ampliando a coalizão, trazendo a Rússia, o Cazaquistão e outros grandes produtores para que o grupo combinado pudesse mover os mercados. Na prática, acrescentar grandes produtores sem mecanismos de disciplina alargou o círculo de membros capazes de ignorar suas cotas.
Por que o xisto é estruturalmente diferente das outras fontes de oferta
Campos convencionais em águas profundas exigem anos de investimento de capital antes que se produza uma gota de petróleo. Depois de construídos, operam em plena capacidade porque o custo marginal de parar é maior do que o custo marginal de continuar. O xisto é o oposto. O custo inicial por poço é relativamente modesto, o tempo entre a decisão e a primeira produção se mede em meses, e os poços podem ser parados quando os preços caem abaixo dos custos operacionais. Isso significa que a oferta de xisto é elástica ao preço de um modo que a oferta convencional não é: ela se expande quando os preços sobem e se contrai quando caem, com uma defasagem medida em trimestres, e não em anos. Para a OPEP, isso cria um problema duradouro. Sempre que o cartel consegue elevar os preços, sinaliza aos produtores de xisto que devem expandir, e essa expansão freia a alta, embora a disciplina de capital e a geologia mantenham a resposta muito longe de ser ilimitada.A coalizão que não se sustenta
A OPEP+ agravou estruturalmente o problema da disciplina, porque os novos membros trouxeram lógicas fiscais e estratégicas incompatíveis com as da Arábia Saudita.
O custo caixa da Rússia para bombear os campos existentes e levar o petróleo até um terminal de exportação fica em torno de US$ 13 a US$ 14 por barril — baixo para os padrões internacionais. O da Arábia Saudita é ainda menor: a Aramco calcula seu custo total, extração mais investimentos, em cerca de US$ 11,50 por barril de óleo equivalente. Só pelos custos de produção, os dois países aguentariam uma guerra de preços. O que os separa é a arquitetura fiscal.
Pelas estimativas de 2025, a Arábia Saudita precisa do petróleo a cerca de US$ 91 a US$ 94 por barril para equilibrar o orçamento. A Rússia está travando uma guerra. Seu orçamento de 2026 foi elaborado com base no petróleo Urals a US$ 59 o barril, mas o chefe do serviço de inteligência militar da Suécia argumentou em abril de 2026 que a Rússia precisaria do Urals acima de US$ 100 por pelo menos um ano só para fechar o rombo orçamentário. De um jeito ou de outro, a lógica fiscal de guerra empurra a Rússia para o volume.
Sustentar uma economia de guerra significa maximizar a receita agora. Receita é preço vezes volume, e a Rússia de fato aderiu em 2024 a um corte voluntário adicional de 471.000 barris por dia, mas um orçamento de guerra deixa Moscou desconfiada de trocar barris de hoje por um preço mais alto que pode não vir, e isso deixa a Arábia Saudita e a Rússia com exigências difíceis de conciliar.
As receitas russas de petróleo e gás caíram cerca de um quarto em 2025 em relação a 2024, para algo em torno de 8,5 trilhões de rublos. O Urals caiu abaixo de US$ 40 por barril em dezembro. A Rússia produzia sob forte pressão, das sanções contra sua frota de petroleiros e dos ataques ucranianos à infraestrutura petrolífera. Acompanhou sua meta na OPEP+ bastante de perto, e a partir de agosto de 2025 sua produção começou a escorregar para baixo dela, uma diferença que depois chegou a até 400.000 barris por dia, à medida que ataques de drones ucranianos paralisavam campos offshore. O que a Rússia não tem motivo algum para fazer é oferecer cortes mais profundos: com as receitas desabando, cada barril retido para sustentar o preço é receita de que um orçamento de guerra não pode abrir mão.
Tampouco a Arábia Saudita pode ameaçar a Rússia de forma crível com uma guerra de preços. O petróleo russo continua fluindo a preços que arruinariam o orçamento saudita, e um governo em guerra tem pouca margem para cortar volumes por muito tempo. Se a Arábia Saudita abandonar a própria cota e inundar o mercado para disciplinar a Rússia, como disciplinou os trapaceiros da OPEP em 1985-86, seu problema de equilíbrio fiscal se torna catastrófico enquanto os poços russos continuam bombeando. A ameaça que sustenta a disciplina de um cartel não funciona quando o alvo não tem margem para ceder e o disciplinador tem mais a perder.
É o problema de 1985 reconstruído sobre uma arquitetura pior. Em 1985, quando o papel de produtor de ajuste se tornou insustentável, a Arábia Saudita o abandonou e derrubou o preço. Com o tempo, o mercado encontrou um novo equilíbrio, no qual a Arábia Saudita manteve uma postura disciplinadora menos penosa. A diferença agora é que nenhum novo equilíbrio está ao alcance por meio de uma transição administrada. O xisto como freio constante dos preços, a Rússia relutante em cortar e uma transição energética que vem reduzindo o crescimento da demanda no longo prazo significam, juntos, que o piso que a disciplina criava não pode ser reconstruído pelo mesmo mecanismo.
Em maio de 2026, a Arábia Saudita havia perdido, na prática, seu aliado mais capaz na disciplina dentro da OPEP. Com a saída dos Emirados, ficou carregando o peso da disciplina, apenas com parceiros menores como o Kuwait, diante de uma coalizão com incentivos estruturais para produzir no máximo.
Por que os Emirados saíram, e o que sua saída revela
A aritmética dos Emirados é muito diferente. A S&P Global estima seu preço de equilíbrio fiscal em cerca de US$ 42 por barril, menos da metade do saudita.
A diferença é fruto de duas décadas em que os Emirados construíram deliberadamente uma economia que não depende de petróleo caro. No primeiro trimestre de 2025, o setor não petrolífero atingiu o recorde de mais de três quartos do PIB, e no ano inteiro a produção não petrolífera cresceu quase 7%. O turismo, os serviços financeiros, a logística e o setor imobiliário de Dubai se tornaram a economia, com o petróleo como uma fonte de renda herdada.
Dessa posição, o sistema de cotas da OPEP parecia diferente do que parece visto de Riad. A Abu Dhabi National Oil Company, a ADNOC, aprovou um plano de investimentos de US$ 150 bilhões em cinco anos, de 2023 a 2027, e antecipou para 2027 sua meta de capacidade de 5 milhões de barris por dia; a capacidade de produção dos Emirados já havia chegado a cerca de 4,85 milhões de barris por dia. A cota dos Emirados na OPEP+ era de aproximadamente 3,5 milhões de barris por dia. A US$ 60 o barril, a capacidade ociosa de 1,35 milhão de barris diários soma, como ordem de grandeza, cerca de US$ 30 bilhões por ano em receita perdida. Os Emirados construíram uma capacidade de produção que não podiam usar enquanto pagavam os custos de sustentação dos preços de um sistema de cujo piso a Arábia Saudita precisava muito mais.
Autoridades dos Emirados e a cúpula da ADNOC invocavam havia anos um argumento mais direto: a necessidade de monetizar as reservas antes que a transição energética as faça valer cada vez menos. É a lógica dos ativos encalhados aplicada à política petrolífera soberana. Se a demanda de fato cair no longo prazo, adiar a produção para sustentar um preço de cartel impõe um custo de oportunidade permanente a reservas que valerão menos no futuro, e a resposta racional é produzir mais agora. É uma aposta que Abu Dhabi tem o direito de fazer, ainda que a própria OPEP continue prevendo que o consumo suba para cerca de 124 milhões de barris por dia até 2050.
O Catar deixou a OPEP a partir de 1º de janeiro de 2019, dizendo que queria se concentrar em sua estratégia de gás natural e ampliar a produção de GNL. A saída do Catar chamou atenção, mas causou pouco alarme: sua produção de petróleo era uma pequena fração do total da OPEP, e sua contribuição para a disciplina era desprezível.
A saída dos Emirados pesa muito mais. Os Emirados tiveram seus deslizes: também tinham ultrapassado sua meta e ainda deviam cortes compensatórios em 2025. Mas fizeram cortes reais ao lado da Arábia Saudita durante anos e permaneceram dentro do sistema como o parceiro mais capaz de Riad. Oficialmente, Abu Dhabi disse apenas que uma revisão de sua política e de sua capacidade de produção concluíra que o país precisava de liberdade para bombear rumo a 5 milhões de barris por dia. Sua saída remove o segundo pilar da estrutura de disciplina que a OPEP tinha.
O que o piso sustentava
Os números que mais importam aqui são os preços de equilíbrio fiscal, o preço do petróleo com o qual o orçamento do governo de cada petroestado se equilibra.
Em 2025, a S&P Global situou o preço de equilíbrio fiscal da Nigéria em cerca de US$ 86 por barril e o do Iraque mais perto de US$ 99, enquanto o FMI projetava o do Iraque em torno de US$ 92 para 2025. Para a Arábia Saudita, o FMI o calcula em cerca de US$ 91, e a Bloomberg Economics, em US$ 94.
Em abril de 2026, o Goldman Sachs elevou para US$ 90 por barril sua previsão para o Brent no quarto trimestre de 2026, citando a interrupção prolongada em Ormuz. A US$ 90, a Nigéria supera seu ponto de equilíbrio, o Iraque fica cerca de US$ 2 aquém e a Arábia Saudita, de US$ 1 a US$ 4. Desde então os preços subiram ainda mais, mas um preço alto pouco ajuda um produtor que não consegue embarcar. Durante boa parte de 2026, a maioria dos barris do Iraque, do Kuwait e dos demais exportadores do Golfo ficou presa atrás do estreito. A Arábia Saudita, que desviou petróleo bruto pelo seu oleoduto Leste-Oeste até o mar Vermelho, saiu com um ganho extraordinário. Nem mesmo um choque geopolítico que ameaçou 20 milhões de barris por dia de oferta deu aos membros mais importantes da OPEP um colchão fiscal duradouro.
A linha de base estrutural anterior a Ormuz é mais reveladora. O Brent fechou 2025 em cerca de US$ 61 por barril, um preço definido pela oferta e pela demanda subjacentes antes que forças iranianas ameaçassem o estreito. A esse preço, faltam à Nigéria US$ 25 para atingir seu ponto de equilíbrio, ao Iraque US$ 31 e à Arábia Saudita de US$ 30 a US$ 33.
O xisto ajuda a explicar por que essa linha de base é o que é. Sempre que os preços do petróleo se aproximam dos níveis de equilíbrio fiscal dos petroestados, na faixa de US$ 86 a US$ 99, os produtores americanos de xisto respondem ao sinal de preço, ampliam a produção e empurram os preços de volta para baixo. Isso já aconteceu: o mecanismo se manifestou em 2014 e de novo em 2018, quando a produção americana saltou bem mais de um milhão de barris por dia num único ano. A OPEP tem dificuldade para romper essa barreira restringindo a produção, porque a própria restrição eleva o preço que dispara a expansão do xisto.
As quedas de preço anteriores, de 2014 a 2016 e em 2020, foram cíclicas. A demanda caiu, ou a oferta disparou, e com o tempo o equilíbrio se corrigiu. Os petroestados sobreviveram tomando empréstimos, queimando reservas e esperando o ciclo virar. Desta vez, vários fatores estruturais atuam ao mesmo tempo. O xisto pressiona a alta em todos os ciclos, não apenas em um. A transição energética vem reduzindo o crescimento da demanda no longo prazo: até a OPEP, a mais otimista entre as grandes instituições de previsão, projeta que a demanda cresça em média apenas cerca de 0,8 milhão de barris por dia por ano entre 2025 e 2050. E o mecanismo de disciplina que criava o piso está ausente.
Venezuela: o desfecho já demonstrado
A Venezuela bombeava cerca de 3,4 milhões de barris por dia no fim dos anos 1990. Em 2020, a produção havia caído para cerca de meio milhão de barris por dia, um colapso de mais de 80%. Mesmo depois de uma recuperação parcial, a média de 2025 ficou pouco abaixo de um milhão de barris por dia. A trajetória ilustra a economia política da falência fiscal de um petroestado em sua forma mais extrema. O estrago começou cedo: quase 20.000 trabalhadores qualificados do petróleo foram demitidos no início dos anos 2000, e seguiram-se anos de má gestão e falta de investimento. Quando as receitas do petróleo desabaram depois de 2014, o governo venezuelano teve de escolher entre cortar os gastos que mantinham a lealdade política e tomar empréstimos lastreados em ativos em colapso. Não fez nenhuma das duas coisas de modo eficaz. Imprimiu dinheiro, e as sanções americanas a partir de 2019 aprofundaram a queda da produção. A hiperinflação apagou as poupanças; o pacto político ruiu junto com a economia. A história da Venezuela costuma ser tratada como excepcional, produto de patologias políticas específicas sob Chávez e Maduro, e é de fato excepcional na gravidade. Mas parte do mecanismo é genérica, e a Venezuela deu com ele cedo: um petroestado cujo sistema fiscal foi calibrado para preços administrados enfrenta um declínio estrutural de preços sem a flexibilidade fiscal para se ajustar.A dimensão política da crise fiscal dos petroestados não se separa da econômica. Para além da renda de exportação, as receitas do petróleo são o substrato material da ordem política. Subsídios, emprego público, gastos com infraestrutura e, em muitos casos, transferências diretas aos cidadãos são financiados pela renda do petróleo. Quando essa renda cai e permanece baixa, os governos têm três opções: cortar os gastos que mantêm a lealdade política, endividar-se contra ativos que se esgotam ou tentar a diversificação econômica, que leva décadas para ser executada e exige justamente o fluxo estável de receita que está desaparecendo.
A Arábia Saudita tenta as três ao mesmo tempo: o programa Visão 2030 é real, a capacidade de endividamento existe com uma dívida de 32% do PIB, e os cortes de gastos estão sendo feitos. Iraque e Nigéria não têm nem a margem fiscal nem a capacidade institucional para um ajuste equivalente. Quando concluiu sua revisão de 2026 sobre a Arábia Saudita, em julho, o FMI constatou que a guerra havia dado ao reino um ganho extraordinário com o petróleo, mas ainda assim pediu uma consolidação fiscal de médio prazo junto com as reformas da Visão 2030.
Quando os tiros pararem
O estreito já reabriu uma vez. Um acordo provisório entre Estados Unidos e Irã em junho fez os petroleiros saírem em fila do Golfo e empurrou os preços para baixo do nível anterior à guerra no início de julho — até que o cessar-fogo ruiu em 7 e 8 de julho e a passagem voltou, na prática, a se fechar. Em setembro, as exportações de petróleo bruto do Golfo já tinham voltado a mais de três quartos dos níveis pré-guerra, mas novos ataques, entre eles o bombardeio do oleoduto Leste-Oeste da Arábia Saudita em 11 de setembro, levaram os futuros do Brent de volta para perto de US$ 107 em meados de outubro de 2026. Quando os tiros enfim pararem, o prêmio de Ormuz provavelmente vai se dissipar, embora mais devagar do que em junho: estoques esgotados e refinarias danificadas vão manter partes do mercado apertadas durante boa parte de 2027. O xisto americano e os outros produtores das Américas em rápido crescimento, que continuaram acrescentando barris durante toda a crise, vão limitar a alta. O equilíbrio que voltará a se impor provavelmente se parecerá com a linha de base anterior à crise: o Brent em algum ponto na casa dos US$ 60, os orçamentos dos petroestados no vermelho e a OPEP anunciando decisões de produção que o mercado registra e depois, em grande parte, ignora.
O que a crise do estreito revelou, e o que a saída dos Emirados confirmou, é a ausência permanente do mecanismo que costumava operar entre os extremos. Volatilidade sempre houve: petróleo a US$ 30 em 2016 e a US$ 130 em 2022. Dentro dessa volatilidade, a OPEP costumava oferecer algo aquém de um preço fixo: a expectativa de que a Arábia Saudita defenderia periodicamente um mínimo. Os arquitetos fiscais dos petroestados construíram seus sistemas em torno dessa expectativa. Ela nunca foi garantida, mas fora demonstrada vezes suficientes para servir de base a um planejamento.
O disciplinador mudou a própria aritmética. A guerra deu a Riad um ganho extraordinário temporário, mas um reino que precisa de US$ 91 a US$ 94 por barril para equilibrar o orçamento não pode voltar a absorver o custo em receita de cortes unilaterais de produção aos US$ 61 que o mercado pagava no fim de 2025, enquanto a Rússia bombeia em volume e o xisto limita a alta. Ainda pode anunciar cortes, publicar metas, convocar reuniões da OPEP e emitir comunicados. O que já não pode fazer de forma crível é ameaçar uma guerra de preços que lhe custaria mais do que custa aos membros que tenta disciplinar.
O mercado ganhou dois produtores de ajuste que não seguem a lógica de cartel: o xisto americano, que responde aos sinais de preço sem coordenação, e a Rússia, que responde aos imperativos de receita da guerra sem amarras diplomáticas. E os Emirados, o parceiro do Golfo com mais margem fiscal e mais capacidade ociosa para dividir os custos da disciplina, agora saíram.
Não espere uma dissolução formal da OPEP. A OPEP continuará se reunindo, emitindo declarações, publicando previsões, mantendo sua sede em Viena. O que está acabando é a garantia política de que preços administrados tornariam viáveis os modelos de desenvolvimento dos petroestados ao longo dos horizontes de planejamento de que os governos precisam para construir Estados. Essa garantia dependia da disposição periódica da Arábia Saudita de fazê-la valer.
O que vem a seguir é a formação de preços num mercado que os sistemas fiscais dos petroestados nunca foram projetados para enfrentar — um mercado que oscila entre US$ 30 e US$ 130 conforme um conflito militar ameace ou não um único estreito, em que a alta é movida pela geopolítica e temporária, e a pressão estrutural aponta sempre para baixo.
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Mídia
Campo de petróleo em chamas durante a Operação Tempestade no Deserto, Kuwait – Wikipedia
Principais fontes e referências
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