O Brasil tem potencial para elevar seu volume de reservas provadas de petróleo dos atuais 17 bilhões para 23,5 bilhões de barris na próxima década, caso consiga ampliar a recuperação de reservatórios e aumentar os investimentos previstos em novas fronteiras, como a Margem Equatorial, no litoral dos estados do Amapá ao Rio Grande do Norte, e a Bacia de Pelotas, no Rio Grande do Sul. As projeções fazem parte do Caderno Abespetro 2026, lançado nesta quinta-feira em evento no Rio de Janeiro.
A entidade, que representa os fornecedores da indústria de óleo e gás, estima que, para o país alcançar esse marco, serão necessários investimentos de ao menos US$ 30,6 bilhões por ano.
Mas há desafios. Segundo a Abespetro, o Brasil não realizou sequer uma perfuração de poços em áreas consideradas de nova fronteira entre 2018 e 2024, em um cenário bem diferente do observado em outras partes do mundo.
A Noruega perfurou 32 poços em novas fronteiras no período, enquanto Guiana e Suriname somaram 62 poços, e as regiões sul e oeste da África contabilizaram 28 poços. Para Telmo Ghiorzi, presidente-executivo da entidade, é preciso avançar na exploração até que se alcance a comercialidade de uma reserva.
— Entre perfurar e iniciar a produção de um campo, levamos pelo menos dez anos. Se demorarmos doze anos a cada autorização para verificação de jazida, a situação ficará bastante crítica. Esse foi o tempo que levamos para conseguir autorização para perfurar o primeiro bloco na Bacia da Foz do Amazonas, justamente entre a licitação da área, em 2003, e a obtenção do licenciamento ambiental, em 2025. Se não voltarmos a perfurar mais poços, corremos o risco de voltarmos a ser importadores de petróleo entre 10 e 15 anos — disse Ghiorzi.
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Considerando as atuais reservas provadas de 17 bilhões de barris e uma produção de 5 milhões de barris por dia, as reservas brasileiras garantiriam a produção de petróleo até aproximadamente 2035. No entanto, segundo o executivo, caso as reservas adicionais sejam convertidas em reservas provadas, esse horizonte poderá ser estendido até 2042.
Segundo Ghiorzi, além de estimular o aumento das atividades na Margem Equatorial e na Bacia de Pelotas, é importante elevar o nível de recuperação das reservas dos campos já em produção.
Por isso, ele defende um maior investimento de empresas privadas no Brasil. O executivo citou o exemplo dos campos maduros, nos quais, segundo ele, é importante que a Petrobras abra espaço para que empresas independentes ampliem a produção.
Ghiorzi também defendeu melhorias na questão regulatória, criticando, por exemplo, a tributação sobre a exportação de petróleo, e defendeu ajustes na política de conteúdo local. Segundo ele, há dois projetos de lei em tramitação no Congresso que podem alterar o caráter punitivo aplicado ao descumprimento das metas de conteúdo local, com foco em estimular mais investimentos.
— Precisamos de mais empresas privadas no Brasil. Quando comparamos o nível de concentração das operadoras de campos offshore em 2025, vemos que, no Brasil, por exemplo, a Petrobras detém 90,7% de participação. É um cenário bem diferente de outras regiões, como a América do Sul (exceto Brasil), onde a ExxonMobil possui 82,5% de participação, seguida pela Equinor, no Mar do Norte, com 56%, além da TotalEnergies, com 30,3% no oeste da África, e da Pemex, com 33,8% no Golfo do México.
Empregos no setor voltam ao patamar de 2010
A Abespetro também destacou que o Brasil encerrou o ano passado com 700 mil pessoas empregadas de forma direta e indireta no setor, número que retoma o patamar de 2010, quando as vagas atingiram recorde histórico.
Depois disso, porém, o setor entrou em declínio por conta da crise desencadeada após a revelação da Lava Jato e da queda no preço do petróleo, que freou os investimentos.
Para Ghiorzi, o dado mostra um aquecimento do setor nos últimos anos, mas ele destacou a necessidade de o país manter os ciclos de leilões de novas áreas em um segmento que responde por 11% do PIB.
O executivo afirmou ainda que a atual guerra envolvendo o Irã, que elevou o preço do petróleo para acima de US$ 100 por barril, é um fator importante, mas ponderou que ainda é preciso observar como a commodity irá se comportar nos próximos meses.
— Ninguém toma uma decisão hoje com base no preço de hoje ou de amanhã, já que o petróleo tem uma cotação volátil. Essa foi uma lição que as companhias aprenderam na década passada, quando o petróleo caiu de US$ 130 por barril para menos de US$ 30. Então, hoje, as companhias trabalham com uma cautela maior — disse Ghiorzi.
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