Petróleo na Foz do Amazonas atrai gigantes globais, mas incertezas regulatórias preocupam

O petróleo existe na Foz do Amazonas. Essa confirmação, simples e concreta, reposicionou o Brasil no mapa estratégico das maiores petroleiras do mundo. Quando 83 mil visitantes se reuniram no maior evento do setor de petróleo do país neste ano — representantes de 77 nações, CEOs e vice-presidentes de gigantes globais — a mensagem era clara: o Brasil voltava a ser um destino de primeira ordem. A portuguesa Galp declarou apetite por novos ativos no país. A americana ExxonMobil falou em participar de um novo capítulo da indústria petrolífera brasileira. A Chevron celebrou o início da exploração na bacia amazônica. Tudo isso porque o Brasil oferecia algo que outras regiões não podiam garantir: distância de conflitos geopolíticos, estabilidade política e décadas de experiência regulatória.

Mas entre o interesse e o investimento real existe um abismo feito de papel, licenças e incerteza. A Petrobras descobriu petróleo no poço Morpho, localizado a quase 3 mil metros de profundidade — uma das lâminas d'água mais profundas do país. A estatal ainda estava concluindo a perfuração, com previsão de término para início de outubro, tendo já atravessado um reservatório mais raso de boa qualidade antes de atingir o objetivo final. Enquanto isso, um consórcio liderado pela Chevron e ExxonMobil iniciava pesquisa sísmica em blocos da região, a cerca de 130 quilômetros da descoberta da Petrobras. Essa sísmica é o primeiro passo: ela define se e onde os poços pioneiros serão perfurados. As duas empresas são as maiores operadoras privadas da bacia.

O que a Petrobras espera encontrar não são os gigantescos reservatórios do pré-sal, mas formações semelhantes às da bacia de Campos, que em seu auge produzia quase 2 milhões de barris de petróleo e gás — o equivalente a um terço da produção brasileira atual. A diferença está na geometria: os reservatórios da Foz do Amazonas têm espessura menor, abaixo de 100 metros, enquanto no pré-sal podem chegar a 500 metros. A profundidade da água, porém, é um desafio próprio: quase 3 mil metros em Morpho. Há também as correntes locais, que provocaram um vazamento capaz de paralisar a perfuração no início do ano. E dúvidas que vão além do volume de petróleo: quanto gás e CO₂ os reservatórios contêm permanece incerto.

O interesse internacional faz sentido. Nuno Bastos, vice-presidente de Exploração e Produção da Galp, resumiu assim: "O Brasil sempre foi visto como um porto seguro". A empresa destacou a tradição de décadas na indústria, a qualificação da mão de obra, um modelo regulatório que funciona há muito tempo e é estável. A Galp já é uma das principais produtoras no país, com ativos na margem equatorial, na bacia de Barreirinhas. Ainda não há planos de exploração em blocos operados pela Shell, mas a empresa segue olhando para a região e pode ampliar sua participação. "A Petrobras está fazendo um trabalho absolutamente extraordinário. Aliás, como fez no pré-sal", afirmou Bastos.

Mas a estabilidade regulatória que atraía investidores começou a se dissolver em 2026. O governo Luiz Inácio Lula da Silva impôs uma taxa de exportação de petróleo, justificada pela necessidade de levantar recursos para pagar subsídios aos combustíveis após o início da guerra no Irã. Patrícia Pradal, CEO da Chevron no Brasil, foi direto em um painel sobre riscos: "Vimos recentemente discussões sobre reforma tributária e o imposto de exportação. Essas coisas impactam nossa capacidade de prever o futuro e até o passado". Não era apenas retórica corporativa — era um aviso de que a previsibilidade que havia atraído o capital internacional estava rachando.

O licenciamento ambiental, porém, era o gargalo mais crônico. O bloco onde a Petrobras fez a primeira descoberta foi licitado em 2013. A licença para o primeiro poço só chegou em 2025. Doze anos. A britânica BP, primeiro operador da área, desistiu de esperar e repassou o projeto à Petrobras. A francesa Total teve experiência semelhante e devolveu à ANP concessões que tinha na região. Olivier Bahabanian, diretor de Exploração e Produção da TotalEnergies no Brasil, explicou o impasse: "Pegar um bloco e ter que esperar dois, três, quatro anos, e não ter nem sequer certeza de que você vai conseguir a licença mesmo se trabalhar corretamente, isso não é compatível com o negócio de exploração".

O paradoxo era evidente. A instabilidade geopolítica em outras regiões — Oriente Médio, Rússia — tornava o Brasil ainda mais atraente como fornecedor alternativo para mercados na Europa e na Ásia. A distância dos principais pontos de conflito era um ativo real. Mas havia também competição crescente. Outras fronteiras exploratórias na América do Sul e na África ampliaram a oferta de blocos, intensificando a disputa por capital. A vice-CFO da hispano-chinesa Repsol Sinopec resumiu o dilema: "O Brasil tem muitas oportunidades, mas tem que ficar atento em como calibrar, senão pode perder investimentos". O país estava em um ponto de inflexão — atraente o suficiente para despertar interesse global, mas cercado de incertezas que podiam fazer os investidores olharem para outro lugar.