Brasil encara a data de vencimento do pré-sal. E ainda precisa encontrar um substituto

Lembra do poço onde a Petrobras descobriu petróleo na Margem Equatorial , agora em agosto? Então: ele é particularmente remoto. Fica na costa norte do Amapá, no limite da nossa fronteira marítima.

E não foi coincidência a estatal ter ido buscar lá. Esse poço fica a apenas 700 km da área de produção da Guiana – o país que da noite para o dia virou uma potência do petróleo. A primeira descoberta por lá aconteceu em 2015.

A produção para valer, só em 2019. Hoje tira 900 mil barris por dia (20% do que o Brasil extrai). Para um país de 800 mil habitantes, é um assombro.

O PIB passou a crescer, em média, 36% ao ano. Para dar uma ideia: o PIB per capita saltou de US$ 6 mil, metade do nosso, para US$ 33 mil – onde estão Japão e Portugal. Bom, mais importante do que a produção são as reservas.

Em 10 anos de exploração (pouco para os padrões da indústria), a Guiana saiu do zero para 11 bilhões de barris. Já dá 65% das reservas brasileiras – 17,4 bilhões de barris. Com a diferença de que a área de mar sob jurisdição da Guiana dá só 4% da que temos aqui.

Ou seja: aquilo é uma joia petrolífera. E o poço que a Petrobras furou para buscar indícios de petróleo fica justamente na área mais perto possível da Guiana. “A ideia é que haja uma continuidade da formação geológica que permitiu à Guiana descobrir o que já descobriu.

É uma suposição, mas razoável”, diz Rivaldo Moreira Neto, diretor de infraestrutura da consultoria Alvarez & Marsal. E encontrar novas fontes de petróleo é fundamental, porque o pré-sal está envelhecendo. Esse é o tema da primeira reportagem de uma série especial do InvestNews sobre questões fundamentais para o desenvolvimento do país; desafios que o próximo governo – seja quem vencer as eleições – e a sociedade como um todo terão de enfrentar nos próximos anos.

Ao longo das próximas semanas, vamos abordar mais temas cruciais – do envelhecimento da população à bomba-relógio da dívida pública. Agora, de volta ao petróleo. A data de vencimento do pré-sal  O pré-sal responde por 80% da produção brasileira hoje.

Em 2009, era zero. A produção naquela época era de 1,9 milhão de barris por dia (bpd). Hoje, de 4,5 milhões.

Alta de 140%, e que nos deixa no top 10 de maiores produtores do mundo. Mas o grande salto mesmo foi na exportação. Saímos de 530 mil barris por dia para 2,2 milhões – 300% a mais.

Viramos o quinto maior exportador do mundo. Dos 22 países da Opep+, o cartel dos países que vivem da exportação de petróleo, o Brasil só vende menos do que um deles: a Arábia Saudita. E esse salto aparece nas contas públicas.

A arrecadação do governo só com dividendos da Petrobras foi de R$ 17,6 bilhões no ano passado. A venda direta de petróleo que pertence à União – coisa que não existia antes do pré-sal – rendeu R$ 30,9 bilhões. Os royalties, R$ 100,4 bilhões.

Juntando tudo, dá 5% da arrecadação federal. Antes do pré-sal, era bem diferente. Entre 2000 e 2009, a receita do petróleo correspondeu, em média, a 3% do que a União arrecadava.

Nos últimos anos, entre 2022 e 2025, essa média ficou em 6,4%. Seja pelo ponto de vista da balança comercial, seja pelo da arrecadação, o fato é que estamos mais dependentes do líquido preto do que nunca. O problema: não dá para contar com o pré-sal para sempre.

A produção do pré-sal, em agosto agora, foi de 3,7 milhões de bpd – 82% do total brasileiro. A expectativa é que a produção vá crescendo até 2031, 2032, até alcançar 4,2 milhões de bpd. E que daí em diante ela entre em declínio.

Devagar, mas sempre. A Margem Equatorial  Daí a importância da Margem Equatorial. Ela é uma faixa de mar com 2,2 mil quilômetros de extensão.

Passa por Amapá, Pará, Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte. Para localizar: ela é uma das quatro “margens” que dividem a costa brasileira. As outras são a Oriental (RN até o ES), a Sudeste (ES até SC) e a Sul (SC-RS).

Cada margem tem sua própria geologia, e a da Equatorial é basicamente a mesma da Guiana. A ANP, em estimativas apresentadas em 2013, quando a agência leiloou os primeiros blocos da região, divulgou o seguinte: que o subsolo ali pode guardar 7,5 bilhões de barris em “reservas recuperáveis” – mais sobre isso adiante. Leia também Negócios O desafio da Petrobras e da Pemex na busca por petróleo em rochas de 160 milhões de anos Mas isso é só uma apuração preliminar.

Os técnicos fazem a “sísmica”, que é um ultrassom em escala industrial. Num navio, mandam som pra baixo e recebem o eco de volta. Aí analisam as ondas para saber se o subsolo tem a ver com o de outras regiões produtoras de petróleo.

Viram que diversas áreas na Margem Equatorial têm mesmo. Mas essa prospecção é uma coisa. Ver se tem petróleo de fato é outra.

Daí a importância da descoberta que a Petrobras fez em agosto. Encontraram petróleo depois de perfurar aquele poço a 700 km dos campos de produção da Guiana, o de Morpho (“Morpho”, para situar, é o nome de uma borboleta azul da Amazônia; eles dão nomes de animais para os poços). Outro ponto é entender se dá para tirar esse petróleo em escala comercial.

O caso da OGX, a petroleira que Eike Batista montou há duas décadas, ilustra bem. Eles já tinham encontrado petróleo na área em que exploravam, na Bacia de Campos. Mas aí descobriram que não estavam em cima de um lago subterrâneo de petróleo.

Estavam em cima de mil poças, vamos dizer assim. Furar um poço de produção custa caro. Pense nele como um canudo de centenas de milhões de dólares.

Com um canudo só, você suga um lago inteiro e tudo certo. Para um monte de poças, esquece. O canudo sai mais caro do que o óleo que tem lá dentro.

Em outras palavras: a área não tinha viabilidade comercial. Até agora, não se sabe quanto petróleo da Margem Equatorial é comercialmente viável, nem mesmo o que foi encontrado no poço de Morpho. ” A ANP mesmo, quando estimou “7,5 bilhões de barris em reservas recuperáveis”, não estava cravando a parte comercial.

Foram contas geológicas feitas antes de qualquer poço. Elas dizem o tanto que o subsolo talvez guarde, não o que dá para tirar com lucro. As pesquisas vão continuar nos próximos anos.

Conforme os primeiros poços se mostrem viáveis, monta-se a estrutura de produção. E leva tempo. A Petrobras estima o eventual início da produção para 2033 – já para quando o pré-sal tiver passado da fase de pico.

Isso deixa claro: se o país pretende se manter entre os maiores exportadores de petróleo do mundo na próxima década, a Margem Equatorial é a melhor carta que existe na manga. Mas não é a única. Bacia de Pelotas: a outra fronteira A outra área promissora fica no extremo oposto do país: é a Bacia de Pelotas – que ocupa toda a Margem Sul.

Se a luz para a Margem Equatorial veio da Guiana, a de lá veio de mais longe: da Namíbia, na costa da África. Por um motivo que escapa ao senso comum. As duas regiões são gêmeas geológicas.

Porque estavam juntas há 140 milhões de anos, quando a América do Sul e a África formavam a mesma massa continental. O Atlântico Sul se formou ali no meio e foi afastando os dois pedaços devagar e sempre. Mas o DNA do subsolo não mudou.

Ele ainda é o mesmo. Havendo petróleo na costa da Namíbia, então, provavelmente terá na Bacia de Pelotas. E há petróleo na Namíbia.

A sísmica indica até 2 bilhões de barris recuperáveis. E a primeira descoberta de fato, com perfuração de poço exploratório, veio em 2022, numa perfuração da Shell. De lá até 2026, encontraram o suco de dinossauro em mais 14 poços.

Leia também Negócios Petrobras compra 50% de bloco da Equinor no pré-sal Mas petróleo no subsolo é uma coisa, petróleo comercialmente viável é outra. A Shell, depois de gastar US$ 400 milhões em perfuração, declarou que o poço daquela primeira descoberta é inviável – uma amostra do quanto a indústria do petróleo é “intensiva em capital”, para dizer o mínimo. As outras descobertas na Namíbia ainda estão em avaliação.

Ou seja: a produção ainda é zero. Mas o potencial está lá. Logo, está na Bacia de Pelotas também.

E não é só torcida. As sísmicas – os ultrassons gigantes – das duas áreas mostram que, do lado brasileiro, existem as mesmas “rochas geradoras” de petróleo da Namíbia. Mas ainda não existe uma estimativa sobre as reservas.

A Petrobras e a Shell pretendem furar os primeiros poços exploratórios em 2028, para tentar uma descoberta. Mas o primeiro achado na Bacia de Pelotas pode vir de fora do país. Um pouco mais ao sul, da costa do Uruguai.

A bacia não obedece fronteiras, lógico. O subsolo marinho logo ao sul do Chuí é o mesmo. Nem o nome muda: os uruguaios chamam de Cuenca Pelotas.

Quem deve furar primeiro por lá é a APA, uma petroleira dos Estados Unidos, com uma operação prevista para 2027. A YPF vai tentar a sorte também, no fim do ano que vem. “E a Chevron está superforte lá.

O Uruguai entrou no mapa”, diz Rivaldo, da A&M. Se jorrar petróleo desses poços no ano que vem, o Uruguai vai responder a pergunta brasileira antes do Brasil. E a Bacia de Pelotas pode virar mais um trunfo – com a eventual capacidade de aumentar nossas reservas em mais alguns bilhões de barris.

E não será uma notícia trivial. Logo mais, afinal, é exatamente disso que o país vai precisar. ]]>