'Vamos atrás de todo o óleo possível', diz diretora da Petrobras sobre ofensiva por novas reservas
Segundo Sylvia Anjos, estratégia que combinou revitalização de campos maduros com busca de áreas inexploradas seguirá norteando investimentos da estatal em 2026
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.
