Com a eleição decidida, o setor de petróleo chega a 2027 com uma pendência. Na última sexta-feira, o Brent chegou a US$117, o maior valor desde maio, puxado pelas tensões no Oriente Médio e pelo risco no Estreito de Ormuz. O diesel vendido pela Petrobras não acompanhou a alta: segundo estimativa do Goldman Sachs, está cerca de 21% abaixo da paridade internacional, mesmo com subsídio. Ao meu ver, o país precisa resolver duas questões ao mesmo tempo: evitar um choque de preço no curto prazo e dar previsibilidade à nova fronteira exploratória antes que o pré-sal comece a declinar.

Comecemos pelo diesel. O orçamento de 2026 foi feito com o barril projetado a US$ 64. A diferença para o preço real gerou uma receita extra, que hoje paga os subsídios. A defasagem foi represada, não resolvida. Se a correção vier de uma vez, o impacto chega rápido ao frete, aos alimentos e à indústria. Se o petróleo cair, a receita extra desaparece e o subsídio fica sem fonte. Um subsídio que só se paga enquanto o petróleo está caro não é política de preço, é aposta.

O erro é tratar essa receita como permanente. Parte dela poderia ir para um fundo que amortece os reajustes, para que o preço suba em etapas, com regras conhecidas, e não num salto só. O Chile faz isso há anos. Para quem depende de diesel, saber o que vem pela frente vale tanto quanto o preço em si.

O segundo problema, o mais subestimado, é de médio prazo. A produção do pré-sal deve começar a cair na próxima década, e a Margem Equatorial virou a principal aposta para compensar o declínio. Em agosto, a Petrobras confirmou petróleo no poço Morpho, a cerca de 175 km da costa do Amapá. Em setembro, o Ibama autorizou mais três poços no mesmo bloco, ampliação que também foi questionada pelo Ministério Público Federal. O Plano de Negócios 2026-2030 da estatal prevê US$ 2,5 bilhões para perfurar 15 poços na região, e a ANP já aprovou 86 blocos para futuros leilões.

Mas a descoberta é só o começo. Ainda é preciso delimitar o reservatório, analisar a qualidade do óleo, declarar a comercialidade, desenvolver o projeto, construir a plataforma e obter novas licenças. Em áreas de fronteira, esse ciclo costuma levar de cinco a dez anos. Na Guiana, vizinha geológica da Margem Equatorial, a ExxonMobil levou cerca de quatro anos entre a descoberta de Liza, em 2015, e o primeiro óleo, em 2019.

O histórico brasileiro mostra outro ritmo: a Petrobras discute a exploração no Amapá desde 2013, e só a licença do primeiro poço levou anos. Defendo que o problema não é o rigor ambiental, e sim a falta de calendário previsível, que pesa na decisão de empresas privadas de disputar os leilões. O investidor aceita exigência alta; o que ele não aceita é não saber quanto tempo vai esperar.

Se a Margem Equatorial seguir o ritmo do primeiro poço, o óleo pode chegar quando o pré-sal já estiver em declínio, e o país passará a tentar apenas manter a produção. Diesel e Margem Equatorial parecem assuntos separados, mas têm a mesma raiz: empurrar para depois decisões que exigem regras claras agora.

Sobre a autora: Potiani Maciel é engenheira de petróleo, formada pela Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF), com MBA em Gestão de Negócios pela Fundação Getulio Vargas (FGV). Com mais de 20 anos de experiência na indústria de óleo e gás, construiu carreira em empresas como Halliburton e Baker Hughes, atuando em testes de poços, completação, operações offshore e tecnologias para otimização da produção. Atualmente, exerce uma posição de liderança comercial e estratégica na Baker Hughes e acompanha temas como transformação digital, inteligência artificial e novas fronteiras da indústria energética no Brasil.