Balanço 2025 e perspectivas 2026 do E&P no Brasil

O ano de 2025 foi marcado por recordes de produção, notificações de descobertas, pela concessão da licença para a perfuração exploratória na Foz do Amazonas à Petrobras e pela realização de leilões no segmento de exploração e produção (E&P). Apesar disso, a atividade exploratória no país permaneceu em níveis baixos, e a ausência de uma abordagem estratégica para o E&P segue levantando preocupações quanto à segurança e à soberania energética no longo prazo.

Em julho de 2025, a produção nacional de petróleo e gás ultrapassou, segundo a ANP, a marca histórica de 5 milhões de barris de óleo equivalente por dia (Mboe/d). No acumulado entre janeiro e outubro, a produção brasileira atingiu a média de 4,85 milhões de Mboe/d, crescimento de 12,3% em relação a 2024. 

Esse desempenho está associado à entrada em operação de novas plataformas e à ampliação da produção em unidades já existentes, especialmente no pré-sal.

No período, o pré-sal respondeu por 79,6% da produção total, com crescimento superior a 14% frente ao ano anterior. O pós-sal representou cerca de 15,5% da produção nacional e registrou aumento de 6,4%, revertendo a trajetória de queda observada em 2024. 

Já a produção onshore respondeu por cerca de 4,9% do total, com crescimento de 3,6%, mantendo ritmo mais moderado em comparação aos segmentos offshore.

Ainda no âmbito da produção, destaca-se a entrada em operação do campo de Bacalhau, no pré-sal da Bacia de Santos. Trata-se do primeiro campo sob o regime de partilha desenvolvido sem a participação da Petrobras, sendo operado pela Equinor, em consórcio com ExxonMobil e Petrogal.

Entre janeiro e outubro de 2025, a Petrobras produziu, em média, 3,08 Mboe/d, o que corresponde a 63,5% da produção nacional. Embora a produção da estatal tenha aumentado cerca de 12,1% em relação a 2024, esse volume não reverteu a tendência de queda da participação relativa da estatal na produção total conforme indica o gráfico a seguir, uma vez que o ritmo de crescimento das demais concessionárias seguiu superior. 

As demais concessionárias produziram, em média, no mesmo período, 1,76 Mboe/d, o que representa 36,5% da produção nacional e um incremento de 12,9% em relação ao ano anterior. 

No comércio exterior, entre janeiro e outubro de 2025, o Brasil exportou, em média, 1,89 milhão de barris de petróleo por dia (Mbbl/d), volume cerca de  8,7% superior ao observado no ano de 2024. Considerando que, no mesmo período, a produção nacional foi de cerca de 3,74 Mbbl/d, observa-se que mais de 50% do petróleo produzido foi destinado ao mercado externo. 

Esse padrão reforça a inserção subordinada do país na cadeia global do setor, baseada na exportação de óleo cru.

No segmento exploratório, o principal destaque de 2025 foi a obtenção, pela Petrobras, da licença para a perfuração no bloco FZA-M-059, na Bacia da Foz do Amazonas, representando um avanço relevante na abertura de novas fronteiras exploratórias. Contudo, as atividades exploratórias permaneceram inferiores aos níveis observados no período pré-2015 e concentradas em poucas bacias. 

Entre janeiro e novembro de 2025, tiveram início as perfurações de 18 poços exploratórios. O número absoluto não é significativo mas representa uma recuperação frente a 2024, ano em que foram perfurados apenas 10 poços. Do total, 8 poços foram perfurados em áreas onshore, todos na Bacia do Parnaíba¹, e 10 no offshore, distribuídos entre as bacias de Campos (6), Santos (3) e Foz do Amazonas (1), com a Petrobras responsável por oito perfurações e BP e Shell pelas duas restantes.

Parte dessas perfurações resultou em notificações de descobertas. A Petrobras anunciou descobertas nos blocos Alto Cabo Frio Central e Sudoeste de Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, e no bloco Aram, na Bacia de Santos. A Shell identificou gás natural no bloco C-M-659, na Bacia de Campos, enquanto a BP notificou descoberta de petróleo e gás no bloco Bumerangue, na bacia de Santos. Esta última é particularmente emblemática, por se tratar de um contrato de partilha com 100% de participação da BP, arrematado com oferta de excedente em óleo à União de apenas 5,9%, a menor registrada até 2025.

O ano também foi marcado pela realização de quatro leilões no segmento de E&P, com destaque para dois conduzidos pela ANP: o 5º ciclo da Oferta Permanente de Concessão (5º OPC) e o 3º ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção (3º OPP)².

No 5º OPC, foram arrematados 34 blocos, com forte protagonismo de empresas multinacionais, sobretudo na Bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, e no pós-sal da Bacia de Santos. O certame arrecadou R$ 989,2 milhões em bônus de assinatura, maior valor entre os ciclos de oferta permanente. 

Embora possa ser considerado bem-sucedido sob a ótica arrecadatória, o leilão também viabilizou a transferência de áreas estratégicas, de elevado potencial energético, especialmente na Margem Equatorial, para o controle de petroleiras multinacionais. 

Essa dinâmica suscita preocupações, na medida em que reduz o poder de coordenação do Estado sobre áreas estratégicas e amplia a presença de empresas cujos interesses nem sempre convergem com as necessidades energéticas e econômicas nacionais.

O 3º OPP também foi marcado pela atuação tímida da Petrobras e pelo protagonismo das petroleiras multinacionais. Dos 5 blocos arrematados, 3 foram adquiridos exclusivamente por empresas multinacionais, que, em conjunto, ofertaram, em média, apenas 10% de excedente em óleo para a União. Os outros dois blocos contaram com a participação da Petrobras e apresentaram oferta média de 32% de excedente em óleo para a União. 

Esse resultado segue em consonância com os de leilões anteriores sob partilha, onde a presença da Petrobras nos blocos exploratórios do pré-sal garante maiores volumes de excedente em óleo à União, razão pela qual o regime de partilha carece de ser fortalecido e ampliado e não flexibilizado.³

Para 2026, a tendência é de continuidade do crescimento da produção, enquanto a atividade exploratória deve seguir em patamares reduzidos, pressionada pela expectativa de queda dos preços do petróleo. Paralelamente, novas áreas exploratórias de elevado potencial energético devem ser contratadas em futuros leilões da ANP. 

Esse quadro amplia os riscos à segurança energética e à soberania nacional, reforçando a necessidade de um planejamento estratégico de longo prazo para o E&P, articulado à reindustrialização e à transição energética, de modo a assegurar ao Estado maior coordenação sobre recursos energéticos e econômicos centrais ao desenvolvimento do país.

¹  Desses oitos poços, sete foram perfurados pela Eneva e um pela Imetame, segundo a ANP.

² Outros dois leilões foram realizados pela PPSA, também merecem destaque. O primeiro foi o de cargas de petróleo da União. Trata-se da comercialização do petróleo da União dos contratos de partilha. O segundo, foi o leilão de alienação das áreas não contratadas da União nos acordos de individualização da produção (AIPs).

³ Em junho de 2025, a Comissão de Infraestrutura do Senado aprovou o PL 3.178/2019, que extingue o direito de preferência da Petrobras nos leilões do pré-sal sob o regime de partilha e transfere ao CNPE a decisão, caso a caso, sobre a adoção dos regimes de partilha ou concessão. O texto seguiu para a Comissão de Assuntos Econômicos. A medida não considera o caráter estratégico do pré-sal, área de elevada taxa de sucesso exploratório, e tende a enfraquecer o papel do Estado na coordenação do setor por meio da Petrobras e da PPSA.