Em 2 de outubro, a Petrobras identificou petróleo em um segundo intervalo do poço Morpho, a cerca de 175 quilômetros da costa do Amapá. A descoberta renovou uma pergunta de bilhões de dólares: o Brasil poderá repetir o sucesso da Guiana? O país vizinho já produz mais de 900 mil barris diários. Por aqui, a escala econômica das acumulações ainda será investigada.
No bloco Stabroek, a ExxonMobil estima recursos recuperáveis de cerca de 11 bilhões de barris de óleo equivalente. O campo de Liza não chega a águas brasileiras. A possibilidade relevante é encontrar acumulações próprias em formações com história geológica semelhante.
As bacias Guiana-Suriname e Foz do Amazonas apresentam analogias em depósitos do Cretáceo (período entre 143,1 milhões e 66 milhões de anos atrás), inclusive em rochas geradoras e reservatórios. A ANP (Agência Nacional do Petróleo) examinou essas semelhanças e diferenças em estudo apresentado em 2022. As condições que favoreceram descobertas na Guiana justificam investigar o litoral brasileiro, embora cada reservatório tenha de provar seu potencial.
No poço Morpho, a Petrobras identificou hidrocarbonetos em 14 de agosto e confirmou petróleo três dias depois. A ocorrência de outubro veio de um intervalo mais profundo, sob lâmina d’água de 2.886 metros. A tarefa agora é delimitar as acumulações e medir sua capacidade de produção.
Em setembro, o Ibama autorizou três poços adicionais no bloco FZA-M-59. O cronograma da Petrobras prevê Manga em 2027, a extensão de Morpho entre 2027 e 2028 e Crotalus a partir de 2028. O ritmo da campanha dependerá dos resultados obtidos.
A distribuição dos investimentos revela a prioridade dada à nova fronteira. Dos 40 poços exploratórios previstos no plano 2026–2030, 15 estão na Margem Equatorial, contra 14 nas bacias do Sul e do Sudeste, incluindo Pelotas. A primeira receberá US$ 2,5 bilhões, ante US$ 2,2 bilhões da segunda. Mas o resultado decisivo não estará no número de perfurações: será a produtividade dos reservatórios, associada ao volume recuperável. É isso que poderá justificar uma infraestrutura de produção.
A cotação internacional acrescenta uma variável decisiva. No início de 2026, o Brent estava próximo de US$ 65, com perspectiva de queda; em 19 de outubro, aproximava-se de US$ 110, impulsionado pelas tensões geopolíticas. No Plano de Negócios 2026–2030, a Petrobras informa preço médio de equilíbrio de US$ 25 por barril para sua carteira de projetos de exploração e produção e adota US$ 50 como cenário de robustez.
Esses parâmetros ainda não permitem avaliar a Foz do Amazonas, cujos volumes recuperáveis e custos de desenvolvimento ainda serão avaliados. O desafio será demonstrar a rentabilidade das futuras descobertas, mesmo após a dissipação do prêmio geopolítico que hoje sustenta as cotações.
A estratégia energética exige olhar também para a demanda. No mesmo plano, a Petrobras destina US$ 4,8 bilhões a bioprodutos, incluindo etanol, biodiesel, biometano e biorrefino. A expansão dessas alternativas pode substituir parte dos derivados fósseis e reduzir a exposição do país às oscilações do petróleo. Descobrir novas reservas interessa; depender cada vez menos de combustíveis fósseis também.
A busca por reservas ganha importância diante do declínio produtivo projetado para a próxima década. Na Guiana, passaram-se cerca de quatro anos e sete meses entre a descoberta de Liza e o primeiro óleo, intervalo considerado rápido para águas profundas.
A Guiana mostrou o valor de transformar geologia em produção. Na costa brasileira, a escala comercial ainda é uma questão em aberto. Rochas semelhantes abrem a porta; só reservatórios produtivos, desenvolvidos com segurança, farão da Margem Equatorial uma nova fronteira petrolífera.
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