Margem Equatorial é estratégica como o pré-sal e deveria ser explorada sob regime de partilha

Contratos existentes devem ser respeitados, mas a descoberta torna urgente discutir sob qual regime serão contratados os blocos que ainda não foram entregues às petroleiras. Em junho deste ano, a ANP indicou 86 novos blocos da Margem Equatorial para estudo com vistas a futuros ciclos da Oferta Permanente de Concessão. Eles não participarão do leilão marcado para outubro, o que significa que existe tempo para o governo reavaliar a política antes de submetê-los ao mercado.

O Brasil dispõe de dois modelos principais de contratação de petróleo, e ambos mantêm o recurso existente no subsolo como patrimônio da União. Na concessão, porém, a empresa assume o risco da exploração e, quando o petróleo é produzido, torna-se proprietária dessa produção, pagando ao poder público bônus de assinatura, royalties, participação especial quando aplicável, além dos tributos. Na partilha, criada em 2010 para o pré-sal e para áreas consideradas estratégicas, a empresa também assume o risco exploratório, mas, depois da recuperação dos custos previstos contratualmente, o chamado excedente em óleo é dividido entre o contratado e a União.

A concessão possui uma vantagem que não deve ser ignorada: pode facilitar a atração de capital para áreas de risco geológico elevado, nas quais ninguém sabe ainda se haverá uma descoberta comercial. O problema é que a Margem Equatorial começa a apresentar elementos que justificam tratar de maneira diferente os blocos que ainda não foram contratados, especialmente se as próximas perfurações confirmarem uma província petrolífera de grande escala.

Os próprios resultados dos leilões de 2025 mostram a diferença entre os dois modelos. No 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão, a ANP arrematou 34 blocos e obteve R$ 989,3 milhões em bônus de assinatura, além de investimentos mínimos previstos de R$ 1,46 bilhão na fase exploratória. Dos blocos arrematados, 19 estavam na Bacia da Foz do Amazonas, onde houve concorrência em sete áreas e ágios próximos de 3.000%, evidência de que as grandes companhias já atribuem elevado valor ao potencial da Margem Equatorial.

No regime de partilha, a lógica do leilão é outra. No 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha, realizado em outubro de 2025, cinco blocos do pré-sal foram arrematados, com R$ 103,7 milhões em bônus de assinatura e investimentos mínimos previstos de R$ 451,5 milhões. O número menor do bônus não representa uma fraqueza do modelo porque sua principal disputa econômica está em outro lugar: as empresas competem oferecendo à União uma parcela maior do excedente em óleo. Em 2025, todas as ofertas vencedoras superaram o mínimo estabelecido no edital e o ágio médio sobre a parcela destinada à União foi de 91,2%.

Mais importante é observar o que ocorre quando os campos entram em produção. Segundo a Pré-Sal Petróleo S.A., os contratos de partilha produziram 488,84 milhões de barris em 2025. Considerando os contratos de partilha e os acordos de individualização da produção administrados pela PPSA, a União teve direito a 55,5 milhões de barris de petróleo naquele ano, quase o dobro dos 27,9 milhões de 2024.

Essa é a diferença fundamental para uma política de soberania energética. Na concessão, o Estado recebe recursos pela exploração de uma riqueza que, depois de produzida, pertence à concessionária. Na partilha, além das demais receitas previstas na legislação, a União recebe petróleo. Em uma área de importância estratégica, não é indiferente receber uma receita imediata de bônus ou manter participação direta em uma produção que pode durar décadas.

A possibilidade de a Margem Equatorial tornar-se uma nova província petrolífera de primeira grandeza não é uma certeza, mas deixou de ser uma hipótese que possa ser descartada. A própria Petrobras aponta as descobertas recentes na Guiana e no Suriname como uma das razões para considerar relevante o potencial da região brasileira e prevê investir US$ 2,5 bilhões e perfurar 15 poços na Margem Equatorial entre 2026 e 2030.

A Guiana oferece a demonstração mais concreta do que pode ocorrer quando uma nova fronteira exploratória se confirma. O país iniciou sua produção apenas em dezembro de 2019 e produziu 261,1 milhões de barris de petróleo em 2025, segundo seu Ministério das Finanças. Com a entrada do quarto FPSO, a produção chegou no fim do ano a patamares superiores a 900 mil barris por dia. A Agência de Informação de Energia dos Estados Unidos calcula que a produção média guianense multiplicou-se por cerca de dez entre 2020 e 2025.

Isso não significa que o lado brasileiro possua necessariamente reservas equivalentes. Somente a perfuração poderá demonstrá-lo. Significa, porém, que existe uma província petrolífera gigantesca imediatamente ao norte da Margem Equatorial brasileira e que a primeira perfuração da Petrobras na costa do Amapá acaba de encontrar hidrocarbonetos. Nessas condições, continuar oferecendo automaticamente novos blocos pelo regime de concessão significa tomar uma decisão de longo prazo antes de conhecer plenamente o valor econômico da região.

É esse também o sentido do alerta da Associação dos Engenheiros da Petrobras (Aepet). A entidade chama atenção para a possibilidade de as perfurações no Amapá revelarem reservas de grandes proporções e questiona a utilização da concessão caso esse potencial seja confirmado. O geólogo Luciano Seixas Chagas, citado pela Aepet, sustenta que estruturas importantes identificadas nas imagens sísmicas ainda precisam ser alcançadas e avaliadas, enquanto Fernando Siqueira, vice-presidente da associação, defende que uma província dessa dimensão deveria ser explorada pelo regime de partilha, permitindo participação direta da União no petróleo produzido.

O argumento ganha força porque partilha não significa retirar das empresas o risco da exploração. Elas continuam financiando a atividade e assumindo o prejuízo se não houver descoberta comercial. A diferença é que, se encontrarem uma jazida extraordinária, a sociedade brasileira participa diretamente de seu resultado por meio do excedente em óleo. Foi exatamente a percepção de que o pré-sal representava uma riqueza excepcional que levou o país a criar esse regime em 2010.

Também não existe obrigação jurídica de que toda a Margem Equatorial permaneça submetida à concessão. A legislação prevê o regime de partilha para o pré-sal e para áreas estratégicas, categoria que permite ao Estado adaptar sua política petrolífera à importância econômica e geopolítica de novas descobertas. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) tem papel central nessa definição, cabendo ao governo federal conduzir a decisão sobre quais áreas estratégicas serão submetidas à partilha.

É justamente essa prerrogativa que deveria ser utilizada antes da contratação dos próximos blocos da Margem Equatorial. Não se trata de alterar contratos já celebrados, mas de estabelecer uma nova política para áreas ainda pertencentes integralmente à União e que podem adquirir valor muito maior à medida que o conhecimento geológico avançar.

O petróleo voltou a ocupar posição central nas disputas econômicas e geopolíticas internacionais, como demonstram os conflitos, sanções e interrupções de oferta dos últimos anos. Para um país com a dimensão territorial, industrial e energética do Brasil, soberania não pode significar apenas produzir muitos barris, mas decidir em que condições essa riqueza será explorada e quanto dela permanecerá diretamente sob domínio público.

A Margem Equatorial é uma fronteira de exploração e ainda haverá poços secos, incertezas técnicas, investimentos elevados e descobertas que talvez não se mostrem comerciais. Ao mesmo tempo, Morpho, o interesse crescente das petroleiras e a transformação ocorrida na vizinha Guiana justificam considerá-la desde já uma área de potencial estratégico comparável ao que o pré-sal representava quando o Brasil decidiu mudar suas regras.

Por isso, o CNPE deveria reavaliar o enquadramento dos blocos ainda não contratados e considerar sua exploração pelo regime de partilha. Se a Margem Equatorial puder efetivamente se transformar em um novo pré-sal, é mais coerente com a defesa da soberania energética brasileira que a competição entre as empresas seja feita principalmente sobre quanto do excedente em óleo ficará com a União, e não sobre quem oferece o maior bônus para obter uma concessão.