A Petrobras vive um momento de virada estratégica. Em setembro de 2008, no Espírito Santo, a companhia começou a produção do pré-sal brasileiro, com a plataforma P-34. Do primeiro óleo até hoje, a produção do pré-sal se estendeu para a Bacia de Santos, e hoje são 31 plataformas atuando naquela camada, das quais 23 inteiramente dedicadas.  Nessa evolução, o pré-sal responde hoje por 82% da produção brasileira.

Com o pico da produção do petróleo no pré-sal previsto para acontecer entre 2029 e 2030, a companhia agora precisa garantir o próximo ciclo de crescimento, e isso passa, necessariamente, por encontrar novas reservas.

Neste cenário aparece a Margem Equatorial Brasileira (MEB), que se estende do litoral do Rio Grande do Norte até o Amapá, e se tornou uma das principais novas fronteiras de exploração de petróleo e gás do país, e uma aposta para encontrar mais petróleo em águas profundas e ultraprofundas brasileiras.

O Plano de Negócios 2026-2030 prevê um investimento de US$ 2,5 bi nessa região nos próximos cinco anos e a perfuração de 15 novos poços.

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Onde a Petrobras produz mais petróleo hoje

Atualmente, a maior parte da produção da Petrobras vem do pré-sal, especialmente na costa do Sudeste, em bacias como Santos e Campos.

Essas áreas concentram os campos mais produtivos do país e sustentam o Brasil como um dos maiores exportadores de petróleo do mundo - um cenário bem diferente do passado, quando o país era dependente de importações.

Mas há um problema estrutural: o pré-sal, apesar de altamente produtivo, não é infinito. E a reposição de reservas se tornou prioridade.

“Repor reservas onde quer que elas existam é do nosso interesse,” diz a presidente.

Magda Chambriard, presidente da Petrobras: ‘Estamos a 5 mil metros de profundidade. O nosso alvo é 6.400 metros’ (Leandro Fonseca /Exame)

O que é a Margem Equatorial

A chamada margem equatorial é uma faixa marítima que se estende do litoral do Rio Grande do Norte até o Amapá, próxima à linha do Equador.

Trata-se de uma nova fronteira exploratória, ainda pouco desenvolvida, mas com potencial de grandes descobertas, especialmente na região do Amapá, considerada a mais promissora.

“Aqui a gente olha para a margem equatorial, particularmente no Amapá, onde a gente acha que pode ter o maior volume.”

Na prática, é uma aposta semelhante à que foi o pré-sal no passado: alto risco, mas com possibilidade de grandes reservas.

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O papel do Ibama e o impacto do vazamento

O avanço na margem equatorial, no entanto, depende de do licenciamento ambiental.

A Petrobras precisa de autorização do Ibama para iniciar a exploração na região, um processo que se tornou ainda mais rigoroso após episódios recentes, como o vazamento registrado no início do ano, que elevou o nível de exigência sobre segurança e resposta a riscos.

Esse cenário colocou o relacionamento com o órgão ambiental no centro da estratégia da companhia, já que sem licença não há exploração.

“Se esse poço não fosse um poço tão famoso, vazar um pouquinho de lama biodegradada não tinha problema nenhum. Essas coisas acontecem numa operação”, diz. “Mas o vazamento já foi resolvido e continuamos a perfurar. Estamos a 5 mil metros de profundidade. O nosso alvo é a 6.400 metros, tendo um resultado disso em junho”.

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Estratégia: diversificar para sobreviver

O diagnóstico da Petrobras é claro: depender de uma única região não é mais suficiente.

“A gente não pode botar todos os ovos na mesma cesta, porque nós temos uma atividade de alto risco", diz presidente.

A margem equatorial pode ser a próxima grande aposta, mas o futuro da Petrobras dependerá da capacidade de equilibrar risco, regulação e escala em um cenário global cada vez mais incerto.