A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estimou em 1.006,6 bilhões de metros cúbicos o volume potencial de gás natural recuperável na Bacia de Pelotas, no extremo sul da margem continental brasileira. O mesmo estudo aponta 3,4 bilhões de barris de petróleo recuperáveis e 9,7 bilhões de barris de óleo equivalente recuperáveis. Os números, porém, não representam reservas comprovadas: tratam-se de recursos não descobertos calculados a partir de dados geológicos e geofísicos disponíveis e de premissas de modelagem.
A divulgação do levantamento ocorre em um momento de retomada da atividade exploratória na bacia. Depois de anos sem novos poços, a área passou a concentrar contratos exploratórios obtidos em rodadas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Em 2024, foram assinados 44 contratos na Bacia de Pelotas, número que foi ampliado por mais três contratos no ciclo seguinte, assinados em 2025.
O estudo da EPE, publicado em setembro de 2026, estabelece uma referência mais detalhada para o potencial geológico da região, mas não antecipa uma descoberta comercial. Para transformar a estimativa em reservas, será necessário comprovar a presença de hidrocarbonetos por meio de atividades exploratórias, avaliar suas características e demonstrar a viabilidade de produção.
Estimativa equivale a mais de 12 vezes a produção anual atual de gás
O volume calculado para Pelotas ganha dimensão quando comparado com a produção brasileira. Em agosto de 2026, o país produziu 220,55 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia, segundo a ANP. Mantido apenas como referência aritmética o ritmo daquele mês durante um ano, a produção corresponderia a aproximadamente 80,5 bilhões de metros cúbicos. O volume potencial estimado pela EPE é, portanto, cerca de 12,5 vezes esse montante anualizado.
A comparação não significa que o Brasil possa produzir esse volume adicional nem que todos os recursos estejam disponíveis para extração. O cálculo serve para dimensionar a escala da estimativa em relação ao mercado atual. Entre o recurso geológico identificado em modelos e uma futura produção comercial existe uma sequência de etapas de exploração, avaliação, desenvolvimento e implantação de infraestrutura.
No petróleo, a EPE calcula 3,4 bilhões de barris recuperáveis. Considerando apenas como referência a produção brasileira de 4,615 milhões de barris por dia registrada em agosto, esse volume corresponde a pouco mais de dois anos da produção atual do país. A comparação também não representa uma previsão de oferta, porque o petróleo estimado em Pelotas ainda não foi descoberto nem desenvolvido.
Outro indicador ajuda a separar potencial geológico de volume efetivamente recuperável. A EPE estima 17,9 bilhões de barris de óleo equivalente de recursos in place, dos quais 9,7 bilhões de boe seriam recuperáveis segundo as premissas do estudo. A divisão entre os dois valores resulta em uma relação agregada de cerca de 54%, cálculo que deve ser interpretado apenas como uma proporção derivada da estimativa total, e não como uma taxa de recuperação aplicável a toda a futura produção da bacia.
EPE revisou mais de 80 mil quilômetros de linhas sísmicas
A estimativa não foi construída apenas a partir de dados históricos. A EPE informa que revisou informações disponíveis de nove poços exploratórios offshore da bacia, incluindo dados geoquímicos, e reinterpretou os principais marcos estratigráficos em conjunto com a sísmica.
Ao todo, foram analisadas 4.541 linhas sísmicas 2D, em tempo e profundidade, que somam mais de 80 mil quilômetros. O trabalho também identificou 80 leads, conceito utilizado para estruturas ou oportunidades exploratórias que ainda exigem aquisição ou avaliação adicional de dados antes de sua transformação em prospectos aptos à perfuração.
A metodologia considerou elementos como possíveis reservatórios, proximidade de rocha geradora, condutos, fechamentos estruturais, pinch-outs e a amarração das interpretações com poços existentes. A estimativa final contou ainda com uma revisão independente contratada pela EPE junto à R&F Advisory, que participou da avaliação exploratória e da consolidação dos volumes.
Os objetivos também apresentam dificuldades técnicas. Segundo a EPE, alguns dos leads identificados estão em profundidades superiores a 7.700 metros, o que traz risco tecnológico adicional para eventuais campanhas de perfuração.
O conjunto de dados reforça que o levantamento representa uma avaliação de fronteira exploratória, e não um inventário de reservas provadas. A própria EPE classifica os resultados como preliminares e sujeitos a revisão conforme sejam obtidos novos dados geológicos e geofísicos.
Geologia aproxima Pelotas das descobertas da Namíbia
A justificativa para o aumento do interesse na Bacia de Pelotas está também na configuração geológica da margem sul do Atlântico. A bacia brasileira fica junto à fronteira com o Uruguai e se estende por todo o litoral do Rio Grande do Sul e por parte da costa de Santa Catarina.
Sua evolução está relacionada à abertura do Oceano Atlântico e à fragmentação do supercontinente Gondwana, processo que também deixou estruturas conjugadas na costa oeste da África. Para a EPE, essa analogia é relevante porque campanhas recentes na costa da Namíbia identificaram sistemas petrolíferos e reservatórios que apresentam características de interesse para a avaliação brasileira.
A comparação apresentada pela própria EPE mostra uma dimensão semelhante entre as duas áreas. O estudo brasileiro calcula 17,9 bilhões de boe in place na Bacia de Pelotas, enquanto a estimativa citada para a Bacia de Orange, na margem conjugada africana, alcança 18 bilhões de boe in place. A diferença entre os números é de aproximadamente 0,6%.
A analogia, contudo, não significa que volumes semelhantes estejam necessariamente presentes em estruturas economicamente viáveis no lado brasileiro. A existência de uma configuração geológica semelhante aumenta o interesse exploratório, mas somente perfurações e avaliações posteriores podem confirmar a ocorrência de petróleo ou gás em quantidade e qualidade comercial.
A campanha exploratória na margem africana, segundo o estudo da EPE, resultou em 14 descobertas, com o primeiro óleo do campo de Vênus estimado para 2030. O dado é utilizado pela estatal como uma das referências para avaliar os reservatórios potenciais existentes na margem brasileira.
Contratos avançaram antes da confirmação de novas descobertas
A evolução da carteira exploratória brasileira contrasta com o baixo nível histórico de perfuração da Bacia de Pelotas. A EPE registra que não há perfuração de poço exploratório na área brasileira desde 2001.
A atividade contratual, entretanto, mudou de escala recentemente. O Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP registra 44 contratos assinados naquele ano na Bacia de Pelotas. Desse total, 29 foram contratados pela Petrobras e 15 pela Chevron Brasil. A agência informou que esses contratos marcaram a retomada da presença de áreas sob contrato na bacia após um período sem blocos contratados.
No 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão, a ANP assinou posteriormente três contratos adicionais na bacia, todos com Petrobras e Petrogal Brasil: P-M-1670, P-M-1672 e P-M-1741. Nos três casos, a participação registrada foi de 70% para a Petrobras e 30% para a Petrogal Brasil.
A sequência mostra que o movimento exploratório precede a confirmação geológica em escala comercial. A assinatura de contratos abre a fase de exploração e estabelece compromissos para aquisição de dados e execução das atividades previstas, mas não transforma os volumes estimados pela EPE em reservas.
Esse ponto é especialmente relevante porque a Bacia de Pelotas é considerada uma nova fronteira. Nessa condição, a incerteza geológica é maior e o custo para obter informações adicionais tende a ser elevado, sobretudo em ambientes offshore de grande profundidade.
Gás pode ampliar interesse industrial, mas ainda não há oferta assegurada
O componente de gás natural é o principal destaque quantitativo do estudo. Os 1,0066 trilhão de metros cúbicos estimados pela EPE formam um volume potencial maior que a atual escala anual de produção brasileira, mas sua eventual contribuição para o mercado dependerá de uma cadeia de eventos ainda não realizada.
Primeiro, os blocos terão de avançar em suas campanhas exploratórias. A partir delas, a indústria poderá confirmar ou rejeitar os modelos geológicos utilizados na estimativa. Em caso de descoberta, serão necessários estudos de avaliação, delimitação, testes, definição de reservas e análise de economicidade antes da implantação de um projeto de produção.
Esse processo é particularmente importante no gás natural porque a localização offshore impõe custos adicionais de perfuração e escoamento. Mesmo uma descoberta de grande volume não garante, por si só, que o recurso seja imediatamente incorporado à oferta nacional.
A diferença entre potencial geológico e reserva também impede que o volume estimado seja tratado como uma nova fonte de gás disponível no curto prazo. A própria EPE ressalta que os resultados têm elevado grau de incerteza e podem ser revisados conforme novos dados estejam disponíveis.
O estudo, portanto, funciona como uma atualização do conhecimento sobre uma bacia que passou a receber contratos exploratórios depois de um longo período de baixa atividade. O próximo teste relevante será feito fora dos modelos: na aquisição de novos dados e, sobretudo, na perfuração de poços capazes de confirmar se os sistemas petrolíferos identificados comportam acumulações comercialmente aproveitáveis.
Fontes:
Empresa de Pesquisa Energética – Caderno de Estudos “Estimativa Volumétrica da Bacia Pelotas”, setembro de 2026
Empresa de Pesquisa Energética – divulgação do estudo de estimativa volumétrica da Bacia de Pelotas publicada em 29 de setembro de 2026
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – Relatório Anual de Exploração 2024 e registros de contratos da Bacia de Pelotas
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – dados consolidados da produção brasileira de petróleo e gás natural em agosto de 2026
