Eneva foi a única empresa a investir na busca de novos reservatórios neste ano, em terra. A ANP e o mercado demonstram preocupação com as reservas futuras
20/07/2026
O primeiro semestre do ano terminou sem que as empresas concessionárias de exploração de petróleo e gás tivessem perfurado um único poço exploratório em busca de novos reservatórios de hidrocarbonetos. O único bloco exploratório perfurado no ano partiu da Eneva, na Bacia do Amazonas, neste mês de julho, o AM-T-85, em terra. No mar, não houve qualquer perfuração.
De acordo com os dados da agência reguladora ANP, o número de poços perfurados no país chegou ao recorde histórico de 150 em 2011, despencou em 2024 para 10, recuperou para 19 em 2025 e é de apenas um neste ano.
O vácuo exploratório representa uma ameaça à autossuficiência líquida do país, que vem batendo recordes de produção – 5,64 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) em abril deste ano –, mas projeta uma curva de declínio da atividade, sobretudo em região altamente prolífica como o pré-sal, a partir de 2032.
A ANP está atenta ao problema e abriu um processo de revisão das normas do Programa Exploratório Mínimo (PEM). No dia 22 de maio a agência fez um workshop para debater a dinamização da exploração de petróleo e gás no Brasil e ouvir contribuições de agentes e especialistas para a construção de normas mais modernas e eficazes para o setor.
Na abertura do evento, o diretor Pietro Mendes destacou que hoje há mais de 400 contratos na fase de exploração, mas esse volume não tem se refletido em aumento proporcional de atividades exploratórias.
“A perfuração de poços, a apresentação do plano de avaliação de descoberta e a declaração de comercialidade têm ocorrido de forma tardia. Isso compromete a eficiência do ciclo exploratório e a apropriação de reservas de petróleo e gás no país”, afirmou.
Painel Dinâmico da Fase de Exploração – Poços Exploratórios em Blocos desde 1998 (Fonte: ANP)
Por isso, segundo Mendes, a agência começou a planejar uma regulação que incentive a dinamização dessa fase. “O objetivo é identificar as medidas necessárias para tornar a fase de exploração mais eficiente, com foco na otimização do tempo disponível e nos avanços tecnológicos do segmento”, disse o diretor da ANP.
Entre os temas discutidos no evento, destacaram-se a otimização do tempo contratual e redução de gargalos; inovações tecnológicas aplicadas ao segmento de exploração e produção; desafios da descarbonização na indústria de óleo e gás; e a melhoria de desempenho nas etapas iniciais dos contratos.
As contribuições obtidas durante o workshop estão sendo analisadas pela ANP e poderão ser incorporadas à Análise de Impacto Regulatório (AIR) em curso, que visa subsidiar a definição de alternativas para a dinamização da fase de exploração.
Em entrevista à Brasil Energia recentemente, o superintendente de Exploração da ANP, Luciano Lobo, acrescentou que as empresas estão atrasando os investimentos. “O que se observa é que os marcos – que é a aquisição sísmica, perfuração de um poço, plano de avaliação de descoberta e declaração de comercialidade – estão ocorrendo muito para a frente, por questões econômicas, ambientais… O que a ação regulatória pretende fazer é transformar essas etapas realmente em marcos, para que sejam o quanto antes executados”, afirmou Lobo.
Licenciamento ambiental demorado e imprevisível
Diretor de Exploração e Produção do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Claudio Nunes diz ser incontestável a diminuição na atividade exploratória no Brasil. Vários motivos se somam para esse resultado, de acordo com Nunes. Ele avalia que existem gargalos no processo que interferem e condições conjunturais, como disputa por portfólio e preço do petróleo. Há uma combinação de fatores, em sua opinião.
O licenciamento ambiental está demorado e imprevisível, segundo o diretor do IBP. E as restrições são mais sensíveis nas áreas de novas fronteiras, necessárias à reposição de reservas.
“Na Margem Equatorial, foram dez anos até perfurar um poço. Como isso se repercute no negócio de uma empresa? A empresa contrata uma sonda a US$ 500 mil por dia, uma sísmica, uma embarcação de apoio, desenvolve toda uma infraestrutura logística terrestre… É um custo altíssimo. É feito todo um planejamento e a empresa não consegue perfurar, fica com tudo parado. Essa imprevisibilidade está aumentando em vez de diminuir. As empresas ficam com medo. É preciso mais previsibilidade para as empresas programarem o investimento”, diz Nunes.
Além disso, as empresas estão cada vez mais rigorosas do ponto de vista financeiro, de acordo com o diretor do IBP. Os investidores exigem retorno em cada vez menor prazo e há uma disputa entre os investimentos. No Brasil, ainda conta o fato de haver muita oportunidade para poços de desenvolvimento, no pré-sal. As empresas preferem esse investimento, de menor risco e retorno imediato, por exemplo.
Pesa ainda a disputa no mundo. O Brasil concorre com a Guiana, África, Suriname, Golfo do México e Mediterrâneo Oriental. A atividade está aquecida no mundo, o que aumenta os custos também dos serviços e equipamentos envolvidos.
Nunes ressalta que é possível aprimorar alguns processos no Brasil para impulsionar a atividade exploratória. Ele avalia que o Programa Exploratório Mínimo (PEM) funcionou bem por um tempo, mas há blocos há anos na oferta permanente sem receber propostas. O IBP defende incentivos para esses blocos. O PEM está sendo visto como um dificultador. A entidade está apresentando propostas para que seja flexibilizado o PEM, em audiência da ANP.
“A gente tem sinalizações das empresas de que em 2027 haverá retomada de campanhas de perfuração. A gente está num momento interessante de diversificação da operação de sistemas produtores de campos grandes offshore no Brasil, o que permite retorno de capital para essas empresas e acúmulo de energia para investimento em novas bacias”, afirmou Nunes.
Dificuldade de financiamento e limitação a reservatórios não convencionais
Já o presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), Márcio Felix, lembra que as petrolíferas de menor porte estão, em sua maioria, atrás de campos maduros, que já ultrapassaram o risco exploratório. Mas há também algumas que têm posição diferente e estão dispostas a investir em novos ativos. Esse é o caso da Eneva, por exemplo.
Felix, assim como Nunes, do IBP, reclama que o processo de licenciamento ambiental é muito lento e que os compromissos exploratórios são extensos. Além disso, pesa a dificuldade de financiamento, em sua opinião. Felix analisa ainda que há limitações judiciais relacionadas aos reservatórios não convencionais, que poderiam atrair o interesse de mais investidores.
Fonte: Brasil Energia
