A Petrobras (PETR4) avançou em sua estratégia de expansão exploratória internacional ao iniciar negociações para assumir quatro blocos offshore na Bacia de Keta, em Gana, na África Ocidental. O Ministério de Energia e Transição Verde do país aprovou a manifestação de interesse apresentada pela companhia brasileira, permitindo que as partes passem agora à negociação direta das condições dos contratos de exploração. A autorização não significa que os blocos já tenham sido incorporados ao portfólio da Petrobras nem que existam projetos de produção aprovados: a empresa entrou em uma etapa contratual anterior à eventual assinatura dos acordos, aquisição de dados sísmicos, perfuração exploratória e avaliação de possíveis descobertas.
A movimentação, anunciada nesta sexta-feira (21), amplia uma estratégia que vem ganhando espaço dentro da Petrobras: diversificar geograficamente a busca por novas reservas de petróleo e gás sem abandonar o protagonismo do pré-sal brasileiro. No Plano de Negócios 2026-2030, a companhia reservou US$ 7,1 bilhões para atividades exploratórias ao longo de cinco anos, incluindo áreas das margens Sul e Sudeste do Brasil, a Margem Equatorial e ativos internacionais. Gana ainda não aparecia entre os principais projetos estrangeiros destacados originalmente no plano, que citava Colômbia, São Tomé e Príncipe e África do Sul, mas a entrada da Bacia de Keta no radar reforça a África como uma das principais regiões de expansão do portfólio internacional.
O interesse ocorre justamente quando Petrobras e governo ganês enfrentam desafios que, embora diferentes, tornam uma parceria potencialmente estratégica para os dois lados. A estatal precisa encontrar novas acumulações que sustentem sua produção ao longo das próximas décadas, enquanto Gana busca atrair investimento privado e companhias internacionais para recuperar uma indústria petrolífera que perdeu impulso depois de atingir seu pico de produção em 2019. Dados oficiais da Petroleum Commission de Gana indicam que a produção do país caiu aproximadamente pela metade até 2025, movimento atribuído principalmente à ausência de novos campos produtores e à forte redução da atividade exploratória.
Bacia de Keta é uma fronteira ainda pouco explorada
A Bacia de Keta, também denominada Accra-Keta Basin, ocupa aproximadamente 33,9 mil quilômetros quadrados, dos quais cerca de 1,9 mil quilômetros quadrados estão em terra. A maior parte da área está, portanto, situada offshore, exatamente o ambiente no qual a Petrobras desenvolveu algumas de suas principais competências tecnológicas e operacionais durante décadas de exploração em águas profundas e ultraprofundas no Brasil.
Segundo a Petroleum Commission de Gana, estudos geológicos indicam a existência de um sistema petrolífero cretáceo ativo na região, incluindo rochas geradoras potencialmente maduras e diferentes tipos de reservatórios. A bacia é considerada uma extensão ocidental do sistema geológico conhecido como Dahomey Embayment, que atravessa também áreas de Togo, Benin e Nigéria. Essas características tornam Keta uma região de interesse exploratório, embora seu potencial comercial ainda esteja muito menos comprovado do que o de outras áreas ganesas já produtoras.
A diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia dos Anjos, afirmou que a geologia dos blocos ganeses apresenta semelhanças com a encontrada na Margem Equatorial brasileira, outra das grandes apostas exploratórias da companhia. A comparação tem importância técnica porque as margens dos continentes sul-americano e africano foram formadas pelo processo de separação geológica que abriu o Atlântico Sul, criando sistemas sedimentares que, em determinadas regiões, apresentam características correlacionáveis dos dois lados do oceano.
Essa analogia, entretanto, não significa que uma descoberta em uma margem garanta a existência de reservas economicamente recuperáveis na outra. A exploração de petróleo trabalha com probabilidades geológicas, e a confirmação de um sistema comercial depende da interpretação de dados sísmicos, definição de prospectos e, posteriormente, perfuração de poços exploratórios. É justamente por isso que a entrada na Bacia de Keta representa uma aposta em uma nova fronteira e não uma aquisição imediata de reservas.
Gana tenta reverter queda de produção desde 2019
Para o governo ganês, a chegada de empresas internacionais com experiência em águas profundas ocorre em um momento especialmente importante. Gana tornou-se um produtor relevante na África Ocidental depois da descoberta comercial do campo de Jubilee, em 2007, cuja produção começou em 2010. Posteriormente, projetos como Tweneboa-Enyenra-Ntomme (TEN) e Sankofa-Gye Nyame ampliaram a capacidade do país, levando a produção de petróleo e gás a um pico próximo de 195,7 mil barris por dia em 2019.
A trajetória se inverteu nos anos seguintes. A Petroleum Commission reconheceu em fevereiro deste ano que a produção havia diminuído aproximadamente 50% em relação ao pico de 2019. Entre os motivos estão o amadurecimento dos campos existentes, a falta de novos projetos entrando em produção e uma queda expressiva da atividade exploratória: enquanto 28 poços exploratórios foram perfurados entre 2009 e 2014, apenas seis foram perfurados entre 2015 e 2024.
Essa redução transformou a atração de novas petroleiras em prioridade econômica para o governo. Ao longo de 2026, a Petroleum Commission intensificou contatos com grupos internacionais e apresentou oportunidades em diferentes regiões sedimentares do país, inclusive na própria Accra-Keta. Em maio, representantes do regulador ganês se reuniram com diversas grandes empresas durante o Africa Energies Summit, em Londres, e a Petrobras estava entre as companhias procuradas para discutir oportunidades de exploração, reformas regulatórias e possíveis investimentos.
O avanço anunciado nesta sexta-feira mostra que aqueles contatos passaram para uma fase mais concreta. A autorização do Ministério de Energia e Transição Verde permite que a Petrobras negocie diretamente os termos relativos aos quatro blocos, estabelecendo condições econômicas, obrigações exploratórias, participação governamental e demais aspectos necessários antes de uma eventual assinatura dos contratos.
Reposição de reservas está no centro da estratégia da Petrobras
Do lado brasileiro, a decisão precisa ser analisada dentro de um problema de longo prazo comum às grandes petroleiras: a produção consome continuamente as próprias reservas que sustentam o negócio. Uma companhia pode registrar crescimento expressivo de produção e geração de caixa durante anos, mas precisa substituir os volumes retirados dos reservatórios para preservar sua capacidade de produzir no futuro.
A Petrobras terminou 2025 com 12,1 bilhões de barris de óleo equivalente em reservas provadas, segundo critérios da Securities and Exchange Commission dos Estados Unidos. A empresa incorporou aproximadamente 1,7 bilhão de barris de óleo equivalente às reservas durante o ano e atingiu um índice de reposição de 175%, resultado superior aos volumes produzidos no período. A relação entre reservas provadas e produção ficou em aproximadamente 12,5 anos, indicador que demonstra uma posição confortável no presente, mas também evidencia por que a exploração continua sendo necessária mesmo depois das gigantescas descobertas realizadas no pré-sal.
O Plano de Negócios 2026-2030 prevê US$ 69,2 bilhões em investimentos na área de Exploração e Produção, que continuará concentrando a maior parcela dos recursos da companhia. Aproximadamente 62% dessa carteira está ligada ao pré-sal e 24% aos campos do pós-sal, enquanto 10% são destinados diretamente à exploração. Outros 4% envolvem ativos terrestres, águas rasas, operações internacionais, tecnologias e iniciativas de descarbonização.
Nesse contexto, os US$ 7,1 bilhões separados especificamente para exploração funcionam como investimento na produção que poderá substituir os grandes projetos atualmente responsáveis pelo crescimento da companhia quando eles entrarem em estágio mais maduro. O pré-sal continuará dominante durante o horizonte do plano, mas a administração já trabalha com novas fronteiras capazes de abastecer a carteira de projetos da década seguinte.
África ganha peso no portfólio internacional
A aproximação com Gana também confirma uma mudança na dimensão internacional da Petrobras. Depois de um período de venda de ativos e redução significativa da presença externa, a empresa voltou a buscar oportunidades exploratórias em regiões onde acredita que sua experiência técnica em águas profundas possa oferecer vantagem competitiva.
Na África, a companhia já possui presença exploratória em São Tomé e Príncipe e participação em projeto na África do Sul, ao mesmo tempo em que avalia oportunidades em outros mercados. A ampliação dessa carteira não representa uma tentativa de deslocar o centro das operações para fora do Brasil, mas de criar opções geológicas adicionais para um negócio cuja geração futura de valor depende da capacidade de encontrar novas reservas em condições economicamente competitivas.
A estratégia também reduz a dependência exploratória de uma única província. O pré-sal continuará sendo a principal fonte de produção e caixa, enquanto a Margem Equatorial é tratada pela Petrobras como uma das regiões de maior potencial para novas descobertas no Brasil. O Plano de Negócios 2026-2030 prevê US$ 2,5 bilhões de investimentos na Margem Equatorial e a perfuração de 15 novos poços, mostrando que a diversificação internacional ocorre paralelamente — e não em substituição — à busca por novas reservas no território brasileiro.
A eventual incorporação dos quatro blocos ganeses criaria outra frente com características geológicas consideradas familiares pelas equipes da Petrobras. Isso pode ser relevante tanto para interpretação sísmica quanto para planejamento de campanhas exploratórias, embora a viabilidade econômica de qualquer projeto dependa de fatores como profundidade da água, qualidade dos reservatórios, tamanho das descobertas, infraestrutura disponível, regime fiscal e preços futuros do petróleo.
Negociação ainda está longe de significar produção de petróleo
Apesar da relevância estratégica, o estágio atual exige cautela. A Petrobras recebeu autorização para negociar os contratos, mas ainda existem várias etapas antes de qualquer possibilidade de produção comercial. Depois de concluídos os termos contratuais, uma eventual entrada definitiva dependerá das formalidades previstas pela legislação ganesa e da definição das obrigações assumidas pela companhia em cada bloco.
Na indústria de petróleo, o intervalo entre a entrada em uma nova área e o primeiro barril produzido pode ultrapassar uma década. Inicialmente são realizadas análises geológicas e geofísicas, eventualmente acompanhadas pela aquisição ou reprocessamento de levantamentos sísmicos. Se forem identificados prospectos suficientemente atraentes, começa a fase de perfuração exploratória; uma descoberta ainda precisa ser delimitada, avaliada economicamente e convertida em um projeto de desenvolvimento antes da instalação da infraestrutura de produção.
A diferença entre recurso potencial, descoberta e reserva é fundamental. Os quatro blocos da Bacia de Keta não acrescentam neste momento volumes às reservas provadas da Petrobras, e a companhia não divulgou estimativas de recursos recuperáveis associados às áreas. O ativo estratégico adquirido nesta etapa é a possibilidade de acessar uma nova província geológica e desenvolver uma carteira de prospectos que poderá ou não gerar descobertas comerciais no futuro.
É exatamente essa opcionalidade que grandes companhias de petróleo procuram ao entrar em fronteiras exploratórias. Parte dos projetos não resulta em descoberta; outros encontram hidrocarbonetos sem viabilidade comercial; e uma parcela reduzida pode se transformar em campos capazes de gerar produção durante décadas. A diversificação entre várias bacias permite diluir esse risco geológico e aumentar a probabilidade de que algumas campanhas resultem em volumes economicamente relevantes.
Petrobras encontra em Gana uma oportunidade alinhada aos dois lados
A negociação reúne, portanto, interesses complementares. Gana precisa reativar sua exploração, reduzir a dependência dos três principais campos produtores e interromper a tendência de queda que acompanha o setor desde 2019. A Petrobras, por sua vez, procura novas oportunidades capazes de complementar o pré-sal e outras áreas brasileiras na tarefa permanente de repor as reservas consumidas pela produção.
O fato de a Petroleum Commission estar tentando revitalizar o setor pode abrir espaço para condições destinadas a atrair empresas internacionais, mas os termos econômicos dos quatro contratos ainda não foram divulgados. Eles serão determinantes para avaliar o tamanho dos compromissos financeiros, o programa mínimo de exploração e o potencial retorno da Petrobras caso as negociações sejam concluídas.
A operação também reforça uma transformação mais ampla no mapa exploratório da companhia. Depois de concentrar boa parte de sua expansão recente nos gigantes campos brasileiros, a Petrobras passa a construir simultaneamente opções no Atlântico Sul, na costa africana e em novas fronteiras nacionais. A lógica não é substituir o pré-sal, responsável por grande parte da produção e da rentabilidade atual, mas preparar alternativas para o período em que os atuais campos gigantes começarem a apresentar maturação.
A Bacia de Keta entra nesse portfólio como uma aposta ainda inicial e de elevado risco geológico. Não há produção contratada, reserva incorporada ou descoberta anunciada. Mas o avanço para a negociação dos quatro blocos mostra que a Petrobras decidiu transformar o interesse pela África em uma estratégia exploratória concreta — e que Gana vê na experiência brasileira em águas profundas uma oportunidade para tentar devolver crescimento a uma indústria que perdeu metade de sua produção desde o auge registrado em 2019.
