Ano VII, nº 132, 27 de Agosto de 2026
Por Ana Izadora Rodrigues Bezerra, Andressa Cunha, Caio Vinicius Higa e Lucas Santiago Portari (Imagem: acervo Petrobrás)
Em meados de agosto, o presidente Lula chamou a atenção ao defender a internacionalização da Petrobras, fazendo referência explícita ao continente africano e à América Latina. A própria empresa afirmou, na mesma linha, ter bastante conhecimento geológico da costa oeste africana, um litoral em grande parte análogo ao das bacias sedimentares brasileiras, e, por isso, pretende ampliar novamente seu interesse pelas boas oportunidades naquele continente. A presença internacional da Petrobras passou por altos e baixos nas últimas décadas. A recente descoberta de grandes reservas de gás offshore na Colômbia mostra o potencial da retomada de seus investimentos no exterior com base na competência tecnológica para explorar petróleo e gás em alto-mar. Este artigo explora essa trajetória e aponta as características da atual fase de internacionalização da empresa.
Introdução
A Petrobras é referência global na exploração offshore de petróleo e gás natural, sobretudo em águas profundas, além de atuar nos setores petroquímico e de refino. A expertise da empresa brasileira se desenvolveu a partir da década de 1970, no contexto da crise do petróleo, e, com base no reconhecimento de sua capacidade técnica, foi criada a Lei n° 5.665, que permitiu que as subsidiárias Braspetro e Interbras operassem no exterior. As principais experiências internacionais naquele período tiveram lugar no Oriente Médio, com a descoberta do gigantesco campo de Majnoon, no Iraque, em 1977, e no Norte da África em países como Líbia, Argélia e Egito, onde a Braspetro atuava desde a prospecção até a produção e o comércio de derivados. Nas décadas seguintes, a Braspetro ampliou sua participação na América Latina, sobretudo na Colômbia, na Argentina e na Bolívia Em 2008, visando ampliar sua participação na Ásia, a Petrobras adquiriu 87% da refinaria de Okinawa, no Japão, completando essa aquisição em 2010. Apesar da capacidade limitada, essa refinaria foi importante para introduzir no mercado japonês o etanol brasileiro. Antes, em 2006, a Petrobras já havia adquirido 50% de participação na refinaria de Pasadena, no Texas (EUA), comprando o restante das ações nos anos seguintes. Na década de 2010, essa transação foi objeto das investigações da Operação Lava-Jato e a refinaria acabou sendo vendida pela Petrobras.
Na América do Sul, expansão e retrocesso
Os primeiros investimentos da Petrobras na América do Sul foram realizados por meio da Braspetro. O marco inicial se deu na Colômbia, em 1972, por meio da parceria entre a Braspetro e a estatal Ecopetrol (Empresa Colombiana de Petróleos). Mirando a exploração na bacia do Alto Madalena, a Petrobras consolidou-se como uma operadora relevante no território colombiano, expandindo suas atividades também para a distribuição. Tal parceria culminou, em 2012, na descoberta do campo de Guando. A relação expandiu-se nas décadas seguintes para novos acordos de exploração, biocombustíveis e recentemente na mega-descoberta de gás natural em águas profundas colombianas.
Foi apenas nos anos 1990 que a Petrobras realizou seus investimentos mais significativos na América do Sul. Nessa região, os países em que a Petrobras fez seus maiores investimentos foram a Bolívia e a Argentina, tirando proveito, em ambos os casos, das privatizações e da abertura econômica impulsionadas por uma onda de governos neoliberais na região. Era o período dos dois mandatos presidenciais de Fernando Henrique Cardoso (1995-2002), quando ocorreu a abertura da exploração do petróleo brasileiro por empresas estrangeiras – rompendo, na prática, com o monopólio estatal instituído por Getúlio Vargas na criação da Petrobras em 1953 – e a abertura do capital da companhia, que deixou de ser puramente estatal para se tornar uma empresa mista pública e privada, embora ainda sob o controle da União. A internacionalização da Petrobras passou a ser encarada, nesse contexto, como um meio de ampliar suas oportunidades de negócios no exterior, compensando o desafio interno da competição com as petrolíferas estrangeiras.
O empreendimento internacional de maior porte da Petrobras na década de 1990 foi a compra dos dois maiores campos de gás natural na Bolívia – San Alberto e San Antonio – durante o processo de privatização da estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Essa operação transcorreu em paralelo com a assinatura dos contratos para a construção do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), até hoje o maior da América do Sul, por onde passou a fluir o gás boliviano exportado a partir de Santa Cruz de la Sierra, naquele país, até Campinas (SP). O gasoduto, inaugurado em 1999 e em operação até a atualidade, chegou a transportar 50% de todo o gás natural consumido diariamente no Brasil, o que equivalente a 10% de toda a matriz energética brasileira no início da década de 2000. Com 51% das ações, a Petrobras ainda é a principal proprietária do Gasbol, cuja construção custou cerca de US$ 1 bilhão.
O ingresso da Petrobras na Argentina ocorreu mediante um intercâmbio de ativos com a petrolífera espanhola Repsol, em 2000, quando a estatal brasileira se tornou proprietária de uma refinaria na cidade de Bahía Blanca e uma rede de postos de gasolina, com cerca de 700 unidades. O lance decisivo foi a compra, em 2002, da petrolífera argentina Pérez Companc, que era, até então, a principal companhia energética privada latino-americana, com atividades espalhadas por vários países da América do Sul. A Petrobras gastou cerca de US$ 1 bilhão nessa aquisição, a maior entre todas as já realizadas pela empresa no exterior. Dessa forma, a estatal brasileira adquiriu o controle refinarias, redes de postos, petroquímicas e usinas elétricas por toda a região.
A partir da compra da Pérez Companc, a Petrobras passou, automaticamente, a atuar no setor de petróleo e gás natural no Equador, Bolívia e Peru – países onde a empresa argentina possuía ativos –, em um total de 39 áreas de exploração. Na Bolívia, a empresa se tornou proprietária das refinarias de petróleo de Cochabamba e Santa Cruz de la Sierra, as duas únicas existentes no país. Mais tarde, com a nacionalização dos hidrocarbonetos da Bolívia decretada em 2006 pelo presidente Evo Morales, a Petrobras teve de vender as duas refinarias à estatal YPFB, mas manteve a operação dos dois grandes campos gasíferos bolivianos, de onde é extraído o gás enviado ao Brasil.
Na Venezuela, a Petrobras estabeleceu acordos de joint-venture com a estatal Petroleos de Venezuela (PdVSA) para exploração de petróleo e gás natural em várias localidades naquele país, porém esses investimentos foram prejudicados pelas constantes mudanças de regras no setor de hidrocarbonetos ocorridas durante o governo de Hugo Chávez (1999-2013). Em 2007, o governo venezuelano passou a exigir o controle acionário mínimo de 60% por parte da PdVSA em todas as parcerias com empresas estrangeiras de petróleo e gás. A Petrobras aceitou os novos termos, que reduziram sua participação acionária e os lucros esperados naquele país, e chegou, ainda na década de 2010, a anunciar a participação em novos projetos em parceria com a PdVSA em território venezuelano, mas nenhum deles foi adiante.
Situação semelhante ocorreu no Equador, onde a Petrobras, a partir da compra da Pérez Companc, se tornou proprietária de dois blocos de exploração petrolífera que, nos seus momentos de pico de atividade, chegaram a produzir dezenas de milhares de barris de petróleo diários. No entanto, a partir de 2007, o governo de presidente Rafael Correa (2007-2017) alterou os contratos de partilha da produção para modelos de prestação de serviços, de modo a aumentar a receita estatal sobre a indústria do petróleo. As negociações fracassaram e, em 2010, após a recusa da proposta final do governo equatoriano, a Petrobras encerrou suas operações no Equador, e os campos de exploração até então controlados pela empresa brasileira foram transferidos para a estatal equatoriana Petroamazonas.
A partir da deposição da presidente Dilma Rousseff, em 2016, o governo brasileiro adotou uma política de “desinvestimento” para que a Petrobras voltasse o seu foco quase exclusivamente para o pré-sal. Isso resultou no desmonte de boa parte do que restava da sua atuação internacional. Especificamente na Argentina, a Petrobras vendeu o controle de suas subsidiárias para o grupo Pampa Energía.
A presença da Petrobras na África
As atividades da Petrobras no continente africano começaram em 1979, quando o segundo choque do petróleo forçou o Brasil a buscar a diversificação de suas reservas internacionais para garantir o abastecimento interno de energia. Naquela época, o país dependia criticamente da importação de óleo bruto, pois a exploração das reservas off shore do litoral brasileiro ainda se encontrava no início. O primeiro empreendimento da Petrobras na África ocorreu por meio da Braspetro em Angola, onde a empresa obteve concessões para explorar e produzir petróleo com base na garantia de contratos de partilha de produção que gerassem divisas e petróleo físico direto para o Brasil. A segunda grande incursão africana foi na Nigéria., o que resultou no maior sucesso financeiro e operacional da história da Petrobras na África, com as descobertas comerciais gigantescas nos campos de Agbami e Akpo.
A partir de 2004, alinhada à política externa de aproximação “Sul-Sul” do primeiro governo Lula, a Petrobras expandiu seus empreendimentos na África com atividades de exploração petrolífera na Tanzânia, Líbia, Moçambique, Guiné Equatorial, Senegal e Namíbia. Um primeiro ponto de inflexão surgiu no início dos anos 2010, quando a descoberta do pré-sal levou a empresa a reduzir seus investimentos internacionais para concentrar recursos financeiros na exploração das imensas reservas do litoral brasileiro. A África começou a sair, aos poucos, do radar da estatal. Foi nesse contexto que, em 2013, a Petrobras formou uma joint venture (50% / 50%) com o BTG, para investir, junto com um parceiro, e não mais sozinha, no desenvolvimento de um novo campo na Nigéria, que exigiria US$3 bilhões.
Em janeiro de 2020, ao concluir a venda da joint-venture Petrobras Oil & Gas BV (PetroAfrica) por US$1,45 bilhão, a estatal brasileira encerrou temporariamente um ciclo histórico de 40 anos operando no continente africano. Além disso, também desfez-se de ativos altamente produtivos em águas profundas na Nigéria (como os ditos campos de Agbami e Akpo), saindo completamente de países como Angola, Tanzânia e Namíbia.
As experiências internacionais possibilitaram à Petrobras a aquisição de conhecimento nas diversas fases da cadeia produtiva dos hidrocarbonetos, se destacando pela profundidade de exploração dos recursos offshore. A partir de 2014, a Petrobras passou por graves desafios políticos e sofreu perdas financeiras no contexto da Operação Lava-Jato. Nos governos Temer (2016–2018) e Bolsonaro (2019–2022), a Petrobras sofreu com uma política deliberada de redução de sua presença em vários setores, como distribuição, refino, transporte de gás e petroquímica, além da venda da quase totalidade de seus ativos no exterior (inclusive a refinaria da Okinawa).
A Petrobras se reinternacionaliza
O atual governo Lula retomou a busca da Petrobras por projeção internacional. É o caso da aproximação da petrolífera com empresas indianas, além do interesse demonstrado em leilões de blocos exploratórios de óleo e gás naquele país, apresentando potencial estreitamento de laços no setor produtivo da Ásia, principal região importadora do petróleo brasileiro.
Destaca-se, nessa política, o interesse de retomada de atuação da Petrobras na costa atlântica da África, adquirindo ativos e participando de leilões na África do Sul, na Namíbia e em São Tomé e Principe. Mais recentemente, o Brasil tem mantido entendimentos com a Argentina para receber gás natural não convencional (o chamado “gás do xisto”) extraído na região de Vaca Muerta, no sudoeste da Argentina, utilizando para isso a infraestrutura de gasodutos já instalados na Bolívia e em território argentino.
Além disso, a Petrobras atua como operadora em um consórcio para exploração gasífera em águas profundas na costa da Colômbia, através da sua subsidiária International Braspetro, que possui 44,44% da participação naquele empreendimento, juntamente com a Ecopetrol colombiana, que possui 55,56% de participação. Os esforços do consórcio se concentram no poço Sandia 1, cuja exploração se iniciou em junho do presente ano de 2026.
Em agosto, o presidente Lula anunciou o ingresso da Petrobras no México. Conforme memorando de entendimento assinado com a presidente mexicana, Claudia Sheinbaum, a estatal brasileira atuará na exploração de petróleo e gás natural em águas profundas no Golfo do México, juntamente com a Pemex, estatal mexicana, além de atuação conjunta no setor petroquímico para refino e distribuição de derivados.
A decisão da Petrobras de retomar a expansão de suas atividades de exploração e produção no exterior responde a um desafio físico inevitável que afeta qualquer empresa do setor de petróleo e gás. Como destacado pela presidente da empresa, Magda Chambriard, os campos produtores são recursos finitos que se exaurem naturalmente ao longo do tempo. A busca pela recomposição de reservas provadas configura o principal motor de sustentabilidade dos negócios no longo prazo. Em termos de inventário, a empresa encerrou o ano de 2025 incorporando 1,7 bilhão de barris de óleo equivalente (boe) às suas reservas. Esse incremento permitiu à estatal atingir 12,1 bilhões de Barris de Óleo Equivalente (BOE) em reservas provadas, o patamar mais elevado registrado nos últimos 10 anos. Esse resultado gerou um índice de reposição de reservas orgânico de 175% e uma relação reserva por produção de 12,5 anos. A companhia reconhece, contudo, que manter esse nível histórico exige explorar novas fronteiras geológicas além do território nacional para mitigar o declínio natural dos campos maduros.
O Plano de Negócios de 2026 a 2030 destina US$ 7,1 bilhões para atividades exploratórias globais. Esse orçamento está distribuído entre as bacias do Sul e Sudeste brasileiro, a Margem Equatorial nacional e ativos selecionados no exterior. A expansão internacional é regida pelo conceito de dupla resiliência. Na prática, todos os projetos exploratórios devem demonstrar viabilidade sob cenários adversos, com um preço de longo prazo testado a US$ 50 por barril, patamar superior aos US$ 45 exigidos no planejamento estratégico anterior. Adicionalmente, as novas jazidas precisam apresentar custos baixos, com o equilíbrio financeiro médio da carteira estimado em US$ 25 por barril e limites de emissões de no máximo 15 kg de gás carbônico equivalente por barril produzido.
Esse redesenho ganhou força com o retorno estratégico ao continente africano, iniciado em 2024 e consolidado por aquisições de relevância geológica. Em julho de 2026, a Petrobras concluiu a compra de 75% de participação e assumiu a liderança operacional do Bloco 3, em águas profundas de São Tomé e Príncipe ao lado da Oranto Petroleum, que detém 15% de participação, e da Agência Nacional do Petróleo local, com 10%. Essa transação confere escala operacional no Golfo da Guiné, onde a companhia já atuava através de participações anteriores nos blocos exploratórios 4, 10, 11 e 13.
Outra ação da Petrobras para consolidar sua volta no continente africano foi a entrada na Namíbia em fevereiro de 2026. A Petrobras adquiriu 42,5% de participação no Bloco 2613, na Bacia de Lüderitz, em parceria com a francesa TotalEnergies, que também detém 42,5%. O consórcio é completado pela estatal Namcor, com dez por cento, e pela Eight Offshore Investment, com cinco por cento. A diretora de exploração e produção (E&P), Sylvia Anjos, esclareceu que a decisão de reentrar na Namíbia apoia-se na sinergia geológica, pois a costa oeste africana e a sul-americana apresentam bacias sedimentares análoga. Mais ao norte, em agosto de 2026, o governo de Gana aprovou o interesse da petroleira para iniciar negociações diretas de contratos de exploração em quatro blocos offshore na Bacia de Keta.
No âmbito latino-americano, a estratégia de novas fronteiras inclui a assinatura de um memorando de entendimentos com a mexicana Pemex em junho de 2026, cujas tratativas para projetos conjuntos foram chanceladas pelos presidentes do Brasil e do México em agosto do mesmo ano. Embora ainda em fase pré-contratual, o acordo sinaliza a intenção de cooperação técnica no Golfo do México e em processos industriais de refino, petroquímica e fertilizantes. Paralelamente, a validação da tese exploratória na América do Sul ocorre de forma integrada entre os ativos estrangeiros e domésticos, evidenciada pela obtenção, em 2025, da licença ambiental para pesquisa exploratória em águas profundas no estado do Amapá. O poço Morpho, atualmente em perfuração, constitui o primeiro de um compromisso firme de oito poços no bloco de Amapá Águas Profundas.
Enquanto os ativos africanos e mexicanos avançam em etapas iniciais de pesquisa e mapeamento, as operações na América do Sul já entregam resultados técnicos materiais. O destaque do portfólio externo está na Colômbia, onde a subsidiária Petrobras International Braspetro atua como operadora e detém 44,44% de participação no Bloco GUA-OFF-0, em consórcio com a estatal colombiana Ecopetrol, que possui 55,56%. Nesse bloco, a petroleira concluiu a perfuração do poço exploratório Sandia-1 em águas profundas no fim de julho de 2026. Situado a 42 km da costa colombiana sob uma lâmina d’água de 1251 metros, Sandia-1 identificou indícios de gás natural em intervalos que ainda dependem de caracterização geológica laboratorial para atestar a extensão e a qualidade dos reservatórios.
A relevância técnica de Sandia-1 é amplificada por sua proximidade de 18 km em relação ao poço de avaliação Sirius-2, anteriormente denominado Uchuva-2. Foi em Sirius-2 que o consórcio confirmou em 2024 uma acumulação de 6 trilhões de pés cúbicos (Tcf) (cerca de 170 bilhões de m³) in place (VGIP), configurando a maior descoberta de gás da história da Colômbia. A consolidação desse cluster de gás natural no offshore colombiano possui implicações estruturais para a segurança energética da região. O eventual desenvolvimento desse polo exigirá pesados investimentos em infraestrutura de escoamento – submarino e terrestre – para conectar as jazidas ao mercado andino, que atualmente enfrenta um déficit crônico de suprimento e depende de importações. Para a Petrobras, a caracterização comercial desses volumes representa uma oportunidade de monetização de longo prazo, alinhando a reposição de reservas ao papel do gás natural como combustível de transição na matriz sul-americana.
Conclusão
O movimento de retomada da presença internacional da Petrobras, observado com clareza a partir do terceiro governo Lula, não repete o padrão de expansão dos anos 1970 a 2010. Enquanto aquele ciclo era guiado prioritariamente pela busca de segurança energética e diversificação de reservas em um cenário de dependência do petróleo importado, a atual retomada ocorre sob parâmetros financeiros mais rígidos, como os testes de resiliência a US$ 50 por barril e os limites de emissão fixados no Plano de Negócios 2026-2030, e com critério geológico mais seletivo, priorizando bacias com sinergia técnica comprovada, como evidencia a decisão de reentrar na Namíbia a partir do conhecimento acumulado na costa africana análoga à sul-americana.
Essa nova fase de internacionalização também se insere em um tabuleiro geopolítico substancialmente mais disputado do que aquele enfrentado pela estatal nas décadas anteriores. Estados Unidos, União Europeia e China intensificaram nos últimos dez anos suas estratégias de investimento em infraestrutura, energia e minerais críticos tanto na África quanto na América Latina. A Petrobras retorna a esse espaço não como protagonista isolada, mas como um ator relativamente modesto frente aos volumes bilionários mobilizados por essas potências, ainda que sua vantagem comparativa em exploração offshore de águas profundas lhe confira um nicho técnico específico e valorizado.
O caso colombiano ilustra bem essa posição. A descoberta em Sirius-2 e os indícios identificados em Sandia-1 consolidam a Colômbia como uma nova fronteira de gás natural com potencial de atender a um mercado andino estruturalmente deficitário, mas a viabilização comercial desses volumes ainda depende de investimentos pesados em infraestrutura de escoamento, o que condiciona os ganhos geopolíticos e econômicos da retomada a um horizonte de médio a longo prazo. O mesmo vale para os ativos africanos (São Tomé e Príncipe, Namíbia, Gana) e para a aproximação ainda pré-contratual com a Pemex: são movimentos que sinalizam intenção estratégica e ampliam a presença brasileira em regiões-chave, mas que, no curto prazo, permanecem em estágio de pesquisa e mapeamento.
Em suma, a retomada da internacionalização da Petrobras reflete tanto uma necessidade estrutural do setor de óleo e gás, a reposição de reservas provadas diante do esgotamento natural dos campos maduros, quanto uma tentativa de reposicionamento geopolítico do Brasil em um cenário de disputa acirrada por recursos energéticos entre potências ocidentais e a China. Resta observar se o ritmo cauteloso e financeiramente disciplinado adotado pela atual gestão será suficiente para consolidar ganhos duradouros antes que outros atores internacionais avancem sobre as mesmas fronteiras exploratórias.
Agradecimentos aos professores Igor Fuser e Giorgio Romano Schutte