RIO - Primeira mulher a subir em uma plataforma de petróleo no Brasil, a geóloga e diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, afirma que a estatal entra 2026 reforçando a ofensiva por novas reservas. Em entrevista exclusiva ao Estadão/Broadcast, a executiva comemora o resultado de 2025, quando a companhia "conseguiu elevar produção e reservas ao mesmo tempo, algo que não é comum na indústria".
Segundo ela, a estratégia que combinou revitalização de campos maduros com a busca de áreas inexploradas seguirá norteando os investimentos.
"Vamos atrás de todo o óleo possível", diz, citando desde as bacias remotas do Solimões e da Margem Equatorial até os tradicionais polos de Campos e Santos. O plano inclui ainda prospecção internacional na Colômbia, Namíbia e África do Sul.
A meta é manter a estatal como líder absoluta no mercado brasileiro e blindada das oscilações do petróleo. "Nossas plataformas juntas faturam mais do que a maioria das empresas brasileiras", ressalta.
A seguir, os principais trechos da conversa:
Como a estatal conseguiu bater recorde de produção no ano passado e, ao mesmo tempo, aumentar as reservas?
Acho que dificilmente se consegue ter o resultado que a gente teve de aumento de produção e, ao mesmo tempo, aumento de reserva. E sem nenhum grande evento. Fomos olhando cada reservatório. Fizemos um trabalho muito forte de estudo de reservatórios, um por um. Falamos: vamos cuidar melhor do que nós temos. E claro, Búzios também ajudou, não em reservas, mas na produção.
O preço do petróleo tem levado as petroleiras a reduzir gastos. Quais são as ações da Petrobras para otimizar os custos?
Estamos trabalhando na redução dos custos de poço, engajando toda a operação para atuar com prontidão e dar o seu melhor na mudança de pequenos processos que gerem ganhos. Otimizamos contratos para reduzir custos com o fretamento de aviões no Amazonas, por exemplo. A otimização da chegada de barcos, que abastecem as plataformas com insumos, reduziu o tempo de permanência das embarcações. Economizamos R$ 5 milhões por mês em cada plataforma, sem perder absolutamente nada. Todo mundo está fazendo o seu melhor e, hoje, quando observamos quanto fatura uma plataforma da Petrobras por ano, provavelmente todas juntas faturam mais que a maioria das empresas do Brasil.
E, para 2026, quais são as expectativas em relação à bacia de Campos? Vão chegar novas plataformas?
Não, nem toda descoberta vai precisar de uma nova plataforma. Então, o que a gente quer usar? Os tiebacks (conexões) mais longos, para colocar em uma plataforma existente. Mas tem que fazer estudos para ver se tem pressão para isso. Então, a gente está fazendo esse tipo de estudo, principalmente para a bacia de Campos, porque eu tenho uma infraestrutura lá montada.
Em quais campos devem ser feitos os tiebacks?
A gente está revendo. Em Barracuda e Caratinga o bid (licitação) para plataformas deu vazio. Depois tivemos problema com Marlim Sul e Marlim Leste, porque o bid foi lá nas alturas. A proposta era maior do que para um campo do pré-sal. E estamos agora com Albacora. Vamos trazer a P-31 já este ano para ajudar a produzir em Albacora. Vai ser o símbolo de do retorno de uma plataforma que ia ser jogada no lixo. Vai voltar a produzir sem ter que esperar uma plataforma nova, e isso é ótimo. A gente vai antecipar a produção e isso vai ser este ano, já no primeiro semestre. E em breve vamos anunciar uma coisa muito boa para garantir que a manutenção de todas as nossas plataformas seja mais rápida, melhor, mais econômica e feita de forma mais eficiente.
O cenário da Venezuela está sendo analisado pela sua equipe?
A Venezuela bancou o petróleo necessário para a Segunda Guerra Mundial e fala-se muito dos 270 milhões de barris. Só que não é reserva, é potencial. Eu posso olhar tudo, mas tem de estar dentro de todas as legalidades, e hoje a Venezuela está sob sanções. O parque de refino é obsoleto e há um passivo ambiental muito, muito grande. Hoje, ninguém olha a Venezuela por isso.
A Petrobras está na Colômbia, atuando como operadora do consórcio no bloco Gua-Off-0. A empresa mantém uma visão otimista sobre o projeto?
É um projeto fantástico, moderno e praticamente sem emissões, mas estamos esperando a licença ambiental. Por isso, ele disputa recursos com outros projetos em avaliação dentro dos US$ 10 bilhões que reservamos (no Plano de Negócios 2026-2030). Está dentro do cronograma e buscamos negociar com os diferentes stakeholders. As comunidades estão aborrecidas com outras experiências em que todos os recursos dessa atividade foram para o governo central. Nós temos uma responsabilidade social e podemos cooperar com as comunidades de povos originários. A demora impacta mais a Colômbia, que, diferentemente do Brasil, tem quase todas as cidades dependentes do gás. Hoje eles estão importando shale gas (gás de xisto ou folhelho).
O papel da Argentina no mercado em 2026 já foi destacado pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e pela Agência Internacional de Energia (IEA, sigla em inglês). Há interesse no país?
Não estamos com muito foco na Argentina agora. Há muitas incertezas sobre a remessa de lucros das empresas. Vimos a ExxonMobil, a Shell e outras saindo de lá, e o grande negócio deles é o shale gas. Vista essa conjuntura, prefiro atacar áreas em que temos expertise. A Argentina seria um lugar para a Petrobras se fosse com um sócio que dominasse essa área, os quais também são poucos no mercado.
E como estão os planos da empresa na África, avançaram?
A perfuração da África do Sul foi postergada por conta de licença, ia ser em setembro e agora já estou empurrando para o ano que vem. A maior parte da geração da África do Sul é carvão, e eles não gostam da produção de gás porque desloca o carvão. Na Namíbia, não estamos ainda nessa fase, tem que ter áreas primeiro.
Falta muito tempo para atingir o reservatório da Margem Equatorial? Vocês estão otimistas com o que viram até agora?
A gente ainda não atingiu o reservatório, mas falta pouco. Temos que estar otimista, porque tem tantas informações que a gente vai ter com esse poço (Morpho). Ele é posicionado logicamente, porque tem o potencial do óleo, tem o potencial da gente entender todo o sistema de lá. Mas tudo depende do resultado. Se der óleo, é o resultado, se não der óleo, a gente vai voltar a estudar e vai voltar mais à frente. Depois de perfurar esse poço, a sonda vai furar Mãe Ouro, que é uma locação lá no Rio Grande do Norte.
Ainda sobre o Norte do País, a Petrobras tem planos de expandir a produção na província de Urucu, na bacia dos Solimões?
Naquela região do Solimões, a gente está fazendo um poço que não é exploratório, é um poço de extensão, para aumentar a produtividade, porque está produzindo muito. O outro é o poço exploratório, para ver se tem outra acumulação ali perto, que aí a gente aproveita a infraestrutura. A gente só não furou ainda porque para trazer a sonda tem que ter um helicóptero especial. Lá está produzindo 15 milhões de metros cúbicos por dia, há um tempão, e 20 mil e poucos barris de óleo. É um campo maravilhoso. Estamos também fazendo workover (intervenção para aumentar a produção) de vários poços existentes. Depois de muito tempo, o poço fica meio entupido, então você tem que limpar.
