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Expansión de las reservas brasileñas de petróleo recoloca Margen Ecuatorial y Cuenca de Pelotas en el centro de las inversiones del sector, mientras la industria proyecta aumento de la producción, recuperación del empleo y nuevos aportes billonarios para mantener al país entre los mayores productores globales de petróleo en las próximas décadas.
Las proyecciones de la industria de petróleo y gas indican que Brasil podría ampliar sus reservas probadas de petróleo a 23,5 mil millones de barriles en la próxima década, siempre que logre avanzar en nuevas frentes exploratorias, elevar la recuperación de campos maduros y mantener inversiones anuales superiores a US$ 30,6 mil millones.
Presentado en Río de Janeiro, el Cuaderno Abespetro 2026 coloca la Margen Ecuatorial y la Cuenca de Pelotas entre los principales pilares para sostener la producción nacional por más tiempo, en un momento en el cual el sector intenta ampliar competitividad y atraer nuevos operadores privados.
De acuerdo con datos más recientes de la ANP, Brasil declaró 17,488 mil millones de barriles en reservas probadas en 2025, volumen considerado suficiente para mantener el ritmo actual de producción solo por los próximos años, en caso de que no haya nuevas incorporaciones relevantes.
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Margen Ecuatorial gana fuerza en la estrategia del petróleo brasileño
En la evaluación de Abespetro, el país necesita acelerar la exploración en áreas aún poco probadas para transformar potencial geológico en reservas comercialmente viables, sobre todo en regiones consideradas estratégicas para garantizar la continuidad de la producción en las próximas décadas.
Entre las principales apuestas aparece la Margen Ecuatorial, franja marítima ubicada entre Amapá y Río Grande del Norte, mientras que la Cuenca de Pelotas, en el litoral de Río Grande del Sur, también ganó espacio en las proyecciones del sector petrolero.
A pesar del potencial identificado, el avance de estas áreas continúa condicionado al licenciamiento ambiental, a la estabilidad regulatoria, a la ampliación de la capacidad de inversión y al mantenimiento de las subastas de nuevas áreas exploratorias.
Sin embargo, el avance depende de licenciamiento, seguridad regulatoria, capacidad de inversión y continuidad de las subastas de nuevas áreas.
Datos presentados por la entidad muestran que Brasil no realizó perforaciones en áreas de nueva frontera entre 2018 y 2024, movimiento que contrasta con el avance observado en otros polos globales de exploración offshore durante el mismo período.
Mientras Noruega perforó 32 pozos en nuevas fronteras, Guyana y Surinam acumularon 62 perforaciones, al paso que regiones del sur y oeste de África contabilizaron otras 28 iniciativas exploratorias dirigidas al descubrimiento de nuevas reservas.
Según Telmo Ghiorzi, presidente ejecutivo de Abespetro, la actividad exploratoria necesita avanzar hasta que las reservas alcancen viabilidad comercial, ya que la ausencia de nuevos descubrimientos puede comprometer la capacidad productiva brasileña a lo largo de los próximos años.
La entidad sostiene que, sin nuevos descubrimientos y sin mejora en la recuperación de los reservorios actuales, el país puede perder capacidad productiva a lo largo de los próximos años.
Reservas pueden garantizar producción hasta 2042
Considerando las reservas actualmente declaradas y una producción estimada en 5 millones de barriles por día, Abespetro calcula que Brasil tendría capacidad para sostener la actividad petrolera hasta aproximadamente 2035, si el escenario permanece sin grandes descubrimientos adicionales.
Por otro lado, la conversión de las reservas estimadas en reservas efectivamente probadas podría ampliar ese horizonte hasta 2042, prolongando el ciclo de producción nacional y fortaleciendo la posición brasileña entre los principales productores globales de petróleo.
La ANP informó que las reservas probadas crecieron un 3,84% en 2025 respecto a 2024.
El organismo también registró 24,265 mil millones de barriles en reservas probadas y probables, además de 28,877 mil millones de barriles cuando se incluyen las reservas posibles.
Además de la apertura de nuevas áreas, Ghiorzi defiende una mayor recuperación de campos ya en operación.
Esta estrategia incluye proyectos en reservorios maduros, donde empresas independientes podrían ampliar la producción si hubiera más espacio para actuación privada.
Petrobras concentra operación offshore en Brasil
Abespetro también señala la concentración de la operación offshore como uno de los obstáculos para ampliar inversiones.
Según Ghiorzi, Petrobras detiene 90,7% de participación en las operaciones de campos offshore en Brasil, índice superior al observado en otras regiones productoras.
“Necesitamos más empresas privadas en Brasil”, afirmó el ejecutivo, al comparar la presencia de Petrobras con la actuación de grandes petroleras en mercados como América del Sur, Mar del Norte, oeste de África y Golfo de México.
La entidad también exige cambios regulatorios.
Entre los puntos citados están la tributación sobre exportaciones de petróleo y ajustes en las reglas de contenido local, consideradas importantes para reducir el carácter punitivo aplicado a empresas que no cumplen metas previstas en contrato.
Empleos e inversiones vuelven a crecer en el sector de petróleo y gas
Según estimaciones de Abespetro, el sector de exploración y producción cerró 2025 con aproximadamente 700 mil empleos directos e indirectos, retomando un nivel que no se observaba desde el inicio de la década pasada.
En la evaluación de la entidad, el mercado volvió a ganar fuerza tras un largo período de retracción provocado por la caída internacional de los precios del petróleo y por los impactos de la Operación Lava Jato sobre la cadena nacional de proveedores e inversiones.
Para Ghiorzi, la recuperación del empleo muestra un reciente calentamiento de la industria, pero depende del mantenimiento de los ciclos de subastas y de un entorno de negocios más previsible.
La entidad afirma que el sector de petróleo y gas representa cerca de 11% del PIB brasileño.
El precio internacional del petróleo también entró en el radar de las empresas.
El Brent volvió a superar los US$ 100 por barril en mayo de 2026, en medio de las tensiones involucrando a Irán y al cierre parcial del Estrecho de Ormuz.
Aun así, Ghiorzi afirmó que las decisiones de inversión no se toman basadas en oscilaciones diarias.
“Nadie toma una decisión hoy basada en el precio de hoy o de mañana, ya que el petróleo tiene una cotización volátil”, dijo.
El ejecutivo recordó que la industria comenzó a adoptar más cautela después de la fuerte caída de las cotizaciones en la década pasada.
En ese período, el barril salió de niveles superiores a US$ 100 y llegó a estar por debajo de US$ 30, presionando proyectos e inversiones.
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