E o futuro do petróleo divide as principais instituições do setor. Para a Petrobras, porém, talvez seja menos importante saber quem acertará as projeções internacionais sobre produção e consumo do que estar preparada para competir em diferentes cenários.
No fim de 2025, a companhia possuía 12,1 bilhões de barris de óleo equivalente em reservas provadas, volume correspondente a 12,5 anos de produção no ritmo daquele período. Isso não significa que o petróleo da Petrobras terminará nesse prazo.
As reservas diminuem à medida que são produzidas, mas também podem ser revisadas, ampliadas por novas descobertas e campos antigos revitalizados.
O indicador mostra por que uma companhia que pretende manter sua produção na próxima década precisa procurar hoje parte do petróleo que poderá produzir amanhã.
O World Energy Outlook 2025, da Agência Internacional de Energia, mostra a amplitude das possibilidades. No STEPS, sigla para Stated Policies Scenario, ou Cenário de Políticas Declaradas, entram políticas já adotadas e medidas formalmente anunciadas pelos governos.
Nesse cenário, a demanda mundial chega a cerca de 102 milhões de barris por dia em torno de 2030 e depois começa a recuar lentamente.
A IEA (Agência Internacional de Energia) apresenta uma trajetória diferente no CPS, o Current Policies Scenario, ou Cenário de Políticas Atuais, que considera essencialmente as medidas já implementadas.
Nesse caso, com uma transição mais lenta, a demanda continua crescendo e alcança 113 milhões de barris diários em 2050. O World Oil Outlook 2026, da Opep, desenha uma trajetória ainda mais favorável aos produtores: 113,3 milhões de barris diários em 2030 e 124,1 milhões em 2050.
A distância entre essas projeções mostra quanto ainda é incerta a velocidade da transição energética. Para a Petrobras, não é necessário escolher hoje qual dessas trajetórias prevalecerá. O desafio é manter um portfólio capaz de competir em cenários distintos, porque a demanda representa somente um lado do mercado.
Do outro lado está a oferta, pressionada pelo declínio natural, em diversos países, da produção dos campos existentes. A IEA estima que, sem investimentos, a produção desses campos cairia cerca de 8% ao ano.
Mesmo no STEPS, onde o consumo começa a diminuir após 2030, cerca de 20 milhões de barris por dia provenientes de projetos ainda não aprovados precisariam chegar ao mercado até 2035. No CPS, seriam aproximadamente 25 milhões.
Uma eventual queda da demanda, portanto, não elimina a necessidade de novos projetos, mas aumenta a importância daqueles capazes de produzir a custos menores e com menor intensidade de carbono.
É nesse contexto que a descoberta da Petrobras na costa do Amapá ganha relevância. O poço Morpho, no bloco FZA-M-59, identificou hidrocarbonetos naquela que a companhia classificou como sua primeira descoberta nessa região.
O resultado ainda não representa uma reserva comercial: será necessário determinar volume recuperável, produtividade, custos e viabilidade ambiental e econômica antes de saber se existe ali um projeto capaz de produzir em escala.
Ainda assim, a descoberta reduz parte da incerteza geológica e abre uma nova possibilidade para a reposição de reservas.
O Plano de Negócios 2026–2030 destina US$ 7,1 bilhões à exploração, incluindo a Margem Equatorial, e a companhia afirma buscar projetos competitivos em custo e emissões.
Com reservas provadas equivalentes a 12,5 anos de produção nas condições de 2025, a Petrobras tem tempo para preparar o que virá depois.
A descoberta no Amapá ainda precisa provar escala e valor comercial, mas pode ampliar as opções da companhia para competir em diferentes cenários de demanda.
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