A TotalEnergies afirma que a reformulação do projeto Papua LNG e a reabertura dos concursos de construção reduziram em aproximadamente 4 mil milhões de dólares o custo de capital do projeto de exportação proposto, elevando a estimativa para cerca de 14 mil milhões de dólares. O anúncio , aproxima um dos maiores investimentos energéticos prospetivos do Pacífico de uma decisão final, após repetidos atrasos e pressão de custos.
A poupança é substancial, mas não representa uma aprovação final nem garante o início da construção. Os processos de concurso para a engenharia, aquisição e construção estão concluídos, no entanto as recomendações de adjudicação ainda necessitam da aprovação dos parceiros da joint-venture. O CEO da TotalEnergies, Patrick Pouyanné, estabeleceu novembro como meta para a decisão final de investimento, segundo a Reuters. O financiamento, os compromissos dos parceiros e as restantes obrigações para com o governo e a comunidade ainda precisam de ser alinhados.
A divulgação altera também a estrutura operacional do projeto. A ExxonMobil, que opera a fábrica vizinha de GNL da PNG, assumirá a operação, enquanto a TotalEnergies planeia reduzir a sua participação em 9,1 pontos percentuais, mantendo 20%. As alterações concentram a execução sob a responsabilidade da empresa que já opera o complexo partilhado de downstream e reduzem a exposição de capital da TotalEnergies sem diminuir a sua participação declarada nas compras de GNL.
Como US$ 4 mil milhões foram removidos
A TotalEnergies atribui a redução à otimização do projeto e a uma ronda mais ampla de concursos competitivos que incluiu mais empresas de engenharia asiáticas. Uma das alterações referidas é um método alternativo para o tratamento do condensado a montante, em coordenação com o sistema PNG LNG existente. A reutilização de infraestruturas, a normalização de interfaces e a participação de um grupo mais alargado de empreiteiros podem reduzir a duplicação de equipamentos, as reservas para contingências e os custos adicionais de construção antes da assinatura dos contratos.
A nova estimativa implica uma redução de cerca de 22% em relação ao orçamento inicial de aproximadamente 18 mil milhões de dólares, embora as comparações devam ser feitas com cautela, uma vez que o âmbito do projeto e as premissas de preço podem mudar entre as estimativas. Um orçamento inicial mais baixo melhora o cálculo do ponto de equilíbrio e reduz o capital próprio e o financiamento que os parceiros necessitam de fornecer. Distribuído ao longo da produção anual planeada, isto também pode dar aos comerciantes mais margem para oferecer preços contratuais competitivos. Contudo, esta redução não elimina a exposição à inflação, atrasos no cronograma, flutuações cambiais ou dificuldades logísticas de construção após o início das obras.
A descrição oficial do projecto prevê o desenvolvimento de uma capacidade de exportação de 5,6 milhões de toneladas por ano, ligando os campos de gás de Elk e Antelope, na Província do Golfo, às instalações de liquefacção próximas de Port Moresby. Três novas unidades de liquefação eletrificadas proporcionariam uma capacidade anual de 4 milhões de toneladas, complementada por até 2 milhões de toneladas provenientes das unidades já existentes da PNG LNG. Este projecto partilhado é fundamental tanto para a revisão económica como para a transferência do projecto para a ExxonMobil.
Parceiros realocam riscos
A transferência da operação é mais do que uma simples alteração administrativa. A ExxonMobil já gere a fábrica, as instalações marítimas e os sistemas operacionais que a Papua LNG pretende utilizar. Um único operador pode reduzir as transições durante as fases de engenharia detalhada, construção de interligação e comissionamento. Além disso, transfere a responsabilidade pela integração de uma nova cadeia de abastecimento num complexo de exportação em funcionamento para uma empresa familiarizada com os requisitos de segurança, manutenção e transporte marítimo do local.
A TotalEnergies afirmou que irá manter o seu contrato de fornecimento de GNL, ao mesmo tempo que venderá parte da sua participação no projeto a parceiros. A empresa também concordou em comprar 1,5 milhões de toneladas por ano para o seu portefólio global. A Kumul Petroleum, empresa estatal da Papua Nova Guiné, e a TotalEnergies formaram ainda uma joint-venture para a comercialização de 2,4 milhões de toneladas anuais, conferindo ao Estado um papel comercial direto na distribuição de grande parte da produção, em vez de depender exclusivamente das vendas da empresa responsável pelo projeto.
A co-proprietária Santos já tinha afirmado que a decisão para o quarto trimestre se mantinha como meta. Um relatório, baseado na apresentação da produtora australiana aos investidores, indicava que o projeto poderia contribuir com cerca de 1 milhão de toneladas de GNL da Santos e aproximadamente 11 milhões de barris de óleo equivalente por ano, no pico da produção. Estes volumes prospetivos explicam por que razão os parceiros continuaram a rever um projeto que já tinha falhado prazos de decisão anteriores.
O momento certo para os anúncios comerciais pode ser tanto uma vantagem como um risco
A Papua LNG entraria num mercado que já caminha para a sua maior expansão da história. A monitorização indica que cerca de 345 mil milhões de metros cúbicos por ano de nova capacidade de exportação, provenientes de projetos já em construção, são esperados entre 2025 e 2030. Esta onda pode melhorar a segurança do abastecimento para os compradores, mas também aumenta a possibilidade de uma intensa competição de preços quando a Papua LNG procurar contratos de longo prazo e, eventualmente, iniciar a produção.
A localização do projeto oferece acesso a clientes asiáticos e viagens mais curtas do que muitos fornecedores do Atlântico. Os compradores de longo prazo também podem valorizar a diversificação do fornecimento após as recentes perturbações geopolíticas e de transporte marítimo. As empresas de serviços públicos geralmente equilibram o preço, a flexibilidade do destino, a qualidade do crédito e a fiabilidade da entrega, em vez de selecionarem o fornecimento apenas com base na distância. No entanto, uma decisão final tomada no final de 2026 ainda deixaria anos de construção antes da primeira carga. A procura, os projetos concorrentes, a política de carbono e os preços dos contratos podem ser diferentes quando a central estiver pronta.
Reduzir o custo de capital é, por isso, estrategicamente importante. Cada dólar poupado diminui a receita necessária para obter um retorno aceitável e pode tranquilizar os financiadores relativamente a cenários desfavoráveis. Contudo, esta estimativa é uma meta pré-construção. Os investidores observarão se os contratos de preço fixo transferem realmente o risco, se os empreiteiros têm mão-de-obra e capacidade de fabrico suficientes e se as poupanças dependem de pressupostos que podem mudar durante a fase de engenharia detalhada.
O financiamento continua a ser um obstáculo
O orçamento mais pequeno pode alargar o leque de opções de financiamento, mas o projecto Papua LNG enfrenta resistência por parte das grandes instituições. Em 2025, o Intesa Sanpaolo e o Banco Asiático de Desenvolvimento informaram a Reuters de que não iriam financiar o projecto, enquanto 13 bancos e agências de crédito à exportação descartaram a participação. A reportagem também documentou como as políticas ambientais estavam a impulsionar alguns empreendimentos de combustíveis fósseis em direção a financiadores asiáticos e a uma maior participação acionista dos patrocinadores.
As questões ambientais e de direitos indígenas ainda fazem parte da decisão de crédito. A TotalEnergies afirma que o seu processo de licenciamento recorre a consultores jurídicos independentes, que foram concluídas avaliações atualizadas sobre o clima e os direitos humanos e que o projeto procura ganhos em biodiversidade. Na sua resposta , a empresa afirma que o projeto evita a deslocação de comunidades permanentemente estabelecidas e incorpora a reinjeção de dióxido de carbono e outras medidas de mitigação.
Grupos de activistas questionam se estas salvaguardas são adequadas. Uma coligação liderada pela Reclaim Finance afirma que os financiadores não possuem provas suficientes de que as comunidades compreendam os riscos do projecto e alega uma séria exposição a impactos climáticos, de biodiversidade e de direitos humanos. A sua crítica estima 220 milhões de toneladas de emissões de carbono ao longo da vida útil do projeto e impactos em pelo menos 12.700 indígenas. Estas são estimativas de grupos de activistas, não conclusões aceites pela empresa de desenvolvimento, mas identificam questões que os financiadores devem testar de forma independente.
O que uma decisão final deve resolver
Antes de aprovar a construção, os parceiros necessitarão de contratos vinculativos, um plano de financiamento completo, contingências de custos atualizadas e a garantia de que os acordos de comercialização cobrem produção suficiente em termos aceitáveis. O acordo de gás revisto com o governo define parte da estrutura comercial, enquanto o empreendimento Kumul dá à Papua Nova Guiné uma maior quota de vendas. Os detalhes sobre as dívidas, garantias, contratos e compromissos dos compradores continuam a ser essenciais para avaliar o risco do projeto.
Os riscos nacionais são elevados. Um projecto desta escala pode gerar impostos, royalties, emprego, trabalho para fornecedores e divisas, mas os benefícios dependem de acordos transparentes, capacidade local duradoura e gestão disciplinada das finanças públicas. Os gastos com a construção podem impulsionar o crescimento rapidamente, mas o resultado a longo prazo depende da forma como as receitas são partilhadas e investidas. Estouros de orçamento ou atrasos no cronograma podem reduzir os retornos muito antes da receita chegar. O consentimento da comunidade, o acesso à terra e a monitorização fiável são dependências comerciais, bem como obrigações sociais, porque as disputas não resolvidas podem paralisar as obras e aumentar os custos de financiamento.
A TotalEnergies melhorou significativamente a viabilidade comercial do projeto Papua LNG ao eliminar quase 4 mil milhões de dólares, garantir uma estrutura de comercialização e transferir a integração para a ExxonMobil. Este quadro deve ser entendido como uma proposta revista que os parceiros podem agora analisar, e não como um projecto já aprovado. A decisão de Novembro mostrará se a economia, o financiamento e a alocação de riscos são suficientes para transformar a nova estimativa em construção.
