Petróleo no Amapá: o que a descoberta pode mudar para a Petrobras, segundo os bancos

A descoberta de petróleo no Amapá abre para a Petrobras uma nova frente de crescimento de reservas, mas ainda não muda, por si só, as perspectivas de produção ou o valor da companhia. É que afirmam de forma consensual analistas do Itaú BBA, XP Investimentos e Bradesco BBI após a identificação de hidrocarbonetos no poço Morpho, na Bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial.

Na última sexta-feira, 14, aestatal havia anunciado a identificação de "hidrocarbonetos" no bloco FZA-M-59, a cerca de 175 quilômetros da costa do Amapá, em uma lâmina d'água de 2.886 metros. Na ocasião, a Petrobras dizia apenas que esse era um primeiro indício da presença de petróleo ou gás natural na costa amapaense, mas não era possível cravar.

Ontem, 17, a presidente da empresa, Magda Chambriard, confirmou durante uma coletiva de imprensa em Oiapoque, com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) e de outras autoridades do governo,a descoberta de petróleo no poço Morpho, na bacia da Foz do Amazonas, no litoral amapaense.

Para os bancos, o resultado é positivo porque reforça a possibilidade de a região se transformar em uma nova fronteira petrolífera brasileira e ajudar a Petrobras a recompor reservas no longo prazo.

Ao mesmo tempo, os analistas destacam que a descoberta está em uma etapa inicial e que ainda faltam dados para saber o tamanho da acumulação, suas características e, principalmente, se ela poderá ser explorada comercialmente.

"Serão necessárias atividades adicionais de avaliação para determinar a extensão da descoberta, as características do reservatório e, por fim, se a acumulação pode ser explorada comercialmente", disse i Itaú BBA.

O banco usou plataforma Búzios-1 (P-74), no litoral do Rio de Janeiro, como referência para mostrar o tamanho do caminho pela frente. Nesse caso, foram aproximadamente três anos entre a descoberta inicial e a declaração de comercialidade, seguidos por mais cinco anos até a primeira produção da plataforma.

"Exemplos históricos, como Tupi e Búzios, mostram que normalmente são necessários anos de avaliação e testes antes que a viabilidade comercial possa ser declarada", afirmou o BBA.

A demora entre descoberta e produção é um dos principais motivos para os bancos evitarem, neste momento, atribuir um impacto financeiro imediato à descoberta. A Petrobras ainda precisa concluir a perfuração do Morpho e avançar com novos poços para delimitar a acumulação.

A própria presidente da companhia, Magda Chambriard, reforçou essa cautela nesta segunda. "Ainda não podemos dizer isso [qual é o volume estimado de acumulação e qual é a expectativa de produção de barris]. Neste momento, temos uma descoberta, mas uma descoberta é diferente de uma descoberta comercial", afirmou.

Segundo a executiva, a companhia ainda precisa aprofundar o poço e coletar informações em outros pontos da área antes de estimar volumes de petróleo ou produção.

O que muda então para a Petrobras?

"O que muda" para a Petrobras, portanto, está principalmente no potencial de reservas. O Itaú BBA cita estimativas do Escritório de Pesquisa Energética segundo as quais a Bacia da Foz do Amazonas poderia conter cerca de 5,7 bilhões de barris de recursos petrolíferos recuperáveis.

Esse volume, caso confirmado, poderia elevar em 33% as reservas comprovadas do Brasil e em 55% as reservas da Petrobras.

O banco faz ainda uma simulação para dimensionar o potencial impacto sobre a companhia. Se a Petrobras adicionasse cerca de 6 bilhões de barris de óleo equivalente à sua base de reservas, o múltiplo entre valor da empresa e reservas cairia de US$ 12,7 por barril para US$ 8,5 por barril, ficando abaixo do nível de empresas similares globais.

O Itaú BBA ressalta, porém, que se trata de uma sensibilidade ilustrativa, e não de uma estimativa para a descoberta do Amapá.

A Margem Equatorial ganha relevância justamente pela necessidade de reposição das reservas. A Petrobras prevê US$ 2,5 bilhões em investimentos exploratórios na região e pretende perfurar 15 poços. No bloco FZA-M-59, onde está o Morpho e onde a estatal tem 100% de participação, estão previstos outros três poços.

Para a XP Investimentos, a descoberta faz parte dos esforços da Petrobras para repor reservas de óleo e gás por meio da exploração de novas fronteiras, algo considerado fundamental para sustentar a produção de longo prazo. O banco destaca que o plano de negócios da companhia contempla os US$ 2,5 bilhões em investimentos e os 15 poços exploratórios na Margem Equatorial.

O Bradesco BBI também vê relevância estratégica no resultado. Para o banco,a Margem Equatorial pode, no futuro, complementar a produção do pré-sal e ajudar a mitigar uma eventual queda da produção nacional de petróleo depois de 2035.

Mas a distância entre a descoberta e uma eventual produção comercial continua sendo grande. O BBI ressalta que ainda não há informações suficientes sequer para determinar a composição da acumulação, que pode conter óleo, gás, condensado ou uma combinação desses recursos. Produtividade, volumes recuperáveis e qualidade da rocha também precisam ser comprovados.

Na avaliação do banco, podem ser necessários de dois a quatro poços adicionais de avaliação. Se o reservatório apresentar maior complexidade, esse número pode chegar a quatro a seis poços.

Por isso, o Bradesco BBI trabalha com um horizonte ainda distante para qualquer impacto efetivo na produção. Em um cenário positivo, uma eventual declaração de comercialidade poderia ocorrer entre 2029 e 2031, enquanto o primeiro óleo ficaria para entre 2032 e 2036.

Mesmo após a descoberta, o banco manteve recomendação neutra para as ações da Petrobras, com preço-alvo de R$ 53 para o papel preferencial (PETR4).

Sucessora do Pré-sal

O resultado do Morpho, porém, já produz um efeito imediato sobre a campanha exploratória: ajuda a definir onde serão perfurados os próximos poços. Segundo Sylvia Anjos, diretora executiva de Exploração e Produção da Petrobras, os dados obtidos no poço permitiram definir a localização dos três próximos poços na área.

"Com esse resultado que nós já temos, com esse dado, a gente hoje já tem condições de definir quais são as posições dos próximos três poços", afirmou.

A companhia ainda não tem uma caracterização definitiva da qualidade do óleo encontrado. Segundo Sylvia, uma análise preliminar trouxe "boas indicações", mas o material ainda será analisado no centro de pesquisa da Petrobras.

É justamente essa sequência de etapas que explica por que a descoberta é importante para a tese de longo prazo da Petrobras, mas ainda não representa uma nova fonte de produção para a companhia.

Hoje, cerca de 80% da produção nacional vem do pré-sal, segundo Chambriard, e a expectativa da estatal é que a Margem Equatorial possa contribuir para a recomposição das reservas à medida que a produção do pré-sal avance para uma fase de declínio.

"Até agora tudo deu certo, a gente tem o condão de produzir uma área que pode ajudar de uma maneira muito importante as reservas da Petrobras e do Brasil a partir do declínio da produção do pré-sal", disse a presidente.

A Petrobras ainda precisa concluir a campanha exploratória. A perfuração do Morpho começou em outubro de 2025 e, segundo a companhia, ainda faltavam cerca de 1.000 metros para chegar ao fundo do poço nesta segunda-feira. A operação tem custo médio de aproximadamente US$ 1 milhão por dia e já havia consumido cerca de US$ 300 milhões após cerca de 300 dias de perfuração.