O pré-sal ensinou ao Brasil que uma grande província petrolífera transforma a balança comercial, a arrecadação, o investimento e até a influência geopolítica do país. Mas o sucesso também produz acomodação. Enquanto os campos descobertos entregam volumes crescentes e retornos elevados, procurar seu sucessor parece menos urgente do que realmente é.
O pré-sal responde por 80% da produção brasileira de petróleo e gás. A Empresa de Pesquisa Energética estima que a produção de petróleo poderá atingir 5,1 milhões de barris diários em 2032 e recuar para 4,9 milhões em 2035. O declínio ainda está distante, mas já aparece no horizonte.
Exploração, porém, exige tempo. Entre a escolha de um bloco, a licença ambiental, a perfuração, a avaliação da descoberta e a entrada em produção podem transcorrer dez ou 15 anos. O petróleo necessário na década de 2040 precisa começar a ser procurado agora.
Ao norte, a Guiana mostra o que ocorre quando uma fronteira exploratória encontra capital, tecnologia e velocidade de execução. Em poucos anos, o país saiu de uma economia sem produção comercial relevante para aproximadamente 900 mil barris diários no bloco Stabroek. Os projetos em desenvolvimento poderão elevar sua capacidade para cerca de 1,7 milhão de barris até o fim da década.
O Brasil observa esse avanço do outro lado da fronteira geológica. Após anos de licenciamento, a Petrobras começou a perfurar o poço Morpho, em águas profundas do Amapá, para testar a Bacia da Foz do Amazonas. É um avanço, mas ainda representa apenas um poço em uma extensa margem pouco conhecida. O plano da companhia prevê US$ 2,5 bilhões e até 15 novos poços na Margem Equatorial até 2030.
Ao sul, o Uruguai também avança. Embora não possua descobertas comerciais offshore, o país contratou sete grandes áreas e atraiu Shell, Chevron, APA, Eni, QatarEnergy e YPF. Em 2026, concluiu a primeira etapa de uma nova campanha sísmica 3D e prepara a perfuração do bloco OFF-6, prevista para começar a partir de setembro de 2027.
Do lado brasileiro está a Bacia de Pelotas. A Petrobras adquiriu 29 blocos, 26 deles em consórcio com a Shell. Há escala, empresas qualificadas e uma analogia geológica valorizada pelas descobertas na costa da Namíbia. Mas Pelotas permanece como uma posição no portfólio, à espera de dados, licenças e poços capazes de testar sua promessa.
Parte da rapidez dos vizinhos decorre justamente do que o Brasil possui e eles não. A Guiana precisava converter uma descoberta em receita. O Uruguai precisa oferecer previsibilidade para atrair empresas dispostas a assumir o risco exploratório. O Brasil ainda dispõe do pré-sal, uma província conhecida, competitiva e capaz de absorver dezenas de bilhões de dólares com menor risco geológico.
O pré-sal tornou-se, assim, uma armadilha do próprio sucesso. Em 2024, foram perfurados apenas sete poços exploratórios no mar brasileiro; cinco deles novamente no pré-sal. Investir onde já existem infraestrutura, conhecimento e maior probabilidade de retorno é racional para as empresas. Para o país, concentrar a exploração na fronteira de ontem pode esvaziar a carteira de projetos de amanhã.
O licenciamento ambiental faz parte do problema, mas não explica tudo. Novas fronteiras exigem padrões rigorosos, conhecimento dos ecossistemas e capacidade de resposta a acidentes. O erro está em transformar cada poço em uma batalha política sem calendário ou critérios estáveis. Explorar não significa assumir o compromisso de produzir cada barril encontrado. Significa adquirir informação para decidir com base em recursos conhecidos, não em suposições.
Do Oiapoque ao Chuí, ainda não se sabe onde haverá petróleo comercial. Sabe-se que a Guiana já converteu geologia em produção e que o Uruguai corre para avaliar seu potencial. Entre os dois, o Brasil possui capital, tecnologia, infraestrutura e algumas das áreas mais promissoras do Atlântico sul. O maior risco não é procurar petróleo e não encontrá-lo. É começar quando o pré-sal já estiver em declínio e descobrir que o ativo mais escasso não era o óleo, mas o tempo.
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