A confirmação de petróleo na Foz do Amazonas coloca o Brasil no radar das maiores petroleiras do mundo, mas a burocracia ambiental e a volatilidade tributária funcionam como freio para bilhões em investimentos. O cenário foi o tema central da maior edição da Rio Oil & Gas em quatro décadas, reunindo 83 mil pessoas e líderes de 77 países no Rio de Janeiro.
Executivos da ExxonMobil, Chevron, Galp e TotalEnergies elogiaram a geologia e a estabilidade política, mas alertaram: o modelo atual de licenciamento e as mudanças recentes nas regras do jogo reduzem a previsibilidade necessária para projetos de longo prazo.
O “novo pré-sal” e a corrida sísmica
A Petrobras confirmou a presença de óleo de boa qualidade no poço pioneiro Morpho, a 3.000 metros de profundidade d’água — uma das lâmina mais fundas já perfuradas no país. A estatal espera concluir a perfuração até outubro para dimensionar o volume, que deve ser menor que o pré-sal, mas comparável à histórica Bacia de Campos.
Enquanto isso, um consórcio com Chevron e Exxon iniciou esta semana a pesquisa sísmica a 130 km da descoberta. É o passo decisivo para definir onde — e se — poços exploratórios serão perfurados. As duas americanas são hoje as maiores operadoras privadas da região.
- Profundidade d’água: ~3.000 metros (poço Morpho)
- Espessura do reservatório: abaixo de 100 metros (pré-sal chega a 500 m)
- Expectativa: volumes semelhantes à Bacia de Campos (ex-2 milhões bpd)
- Desafio técnico: correntes marinhas fortes já causaram vazamento e paralisação
Por que as gigantes ainda olham para o Brasil
“O Brasil sempre foi visto como um porto seguro”, resumiu Nuno Bastos, vice-presidente de Exploração da portuguesa Galp. A empresa, já uma das maiores produtoras privadas no país, mantém apetite por ativos na Margem Equatorial — hoje na Bacia de Barreirinhas, mas de olho na Foz.
Três pilares sustentam o interesse externo: qualidade do óleo leve, distância de conflitos geopolíticos (Europa e Ásia buscam fornecedores estáveis) e um arcabouço regulatório que, até pouco tempo, era referência de previsibilidade.
O gargalo que faz operadoras devolverem blocos
O entusiasmo esbarra na realidade do licenciamento. O bloco da descoberta da Petrobras foi arrematado em 2013; a licença para o primeiro poço saiu apenas em 2025. A BP desistiu de esperar e repassou a área à estatal. A TotalEnergies devolveu concessões à ANP após experiência semelhante.
“Esperar dois, três, quatro anos sem certeza da licença, mesmo trabalhando corretamente, não é compatível com o negócio de exploração”, afirmou Olivier Bahabanian, diretor de Exploração da TotalEnergies no Brasil.
A variável tributária que ninguém previu
No mesmo painel, Patrícia Pradal, CEO da Chevron no Brasil, citou a taxa de exportação de petróleo — instituída para subsidiar combustíveis após a guerra no Irã — como fator de insegurança jurídica. “Discussões sobre reforma tributária e imposto de exportação impactam nossa capacidade de prever o futuro e até o passado”, disse.
A Repsol Sinopec alertou para a concorrência: América do Sul e África ampliaram a oferta de blocos. “O Brasil tem muitas oportunidades, mas tem que ficar atento em como calibrar, senão pode perder investimentos”, completou a vice-CFO da hispano-chinesa.
O que observar nos próximos meses
Três frentes definirão se o “porto seguro” continua atrativo: a conclusão do poço Morpho e a quantificação das reservas; o andamento da sísmica do consórcio Chevron/Exxon; e, crucialmente, a velocidade do Ibama em emitir licenças para os blocos já leiloados na Margem Equatorial. O leilão de áreas previsto para 2025 será o termômetro real: se as majors comparecerem com apetite, o Brasil venceu a burocracia. Se ficarem fora, o sinal será claro — geologia não basta sem regras claras.
