As ações preferenciais (PETR4) da Petrobras caíram 2% durante a 3ª feira (6.jan.2026), depois que a estatal reportou um vazamento de fluidos durante a perfuração do poço Morpho, na Margem Equatorial do Brasil, localizada a cerca de 175 km da costa do Amapá (AP).
As ações eram cotadas em R$ 30,26 às 12h, segundo a plataforma financeira Investing.com. A notícia do vazamento começou a circular por volta das 13h, quando as ações começaram a cair até alcançarem R$ 29,63 no fechamento do mercado.
Além da redução do preço do petróleo, a queda também está associada ao receio que a notícia do vazamento ainda em fase de prospecção de petróleo na Margem Equatorial trouxe ao mercado, disse ao Poder360 o sócio fundador do Cbie (Centro Brasileiro de Infraestrutura), Adriano Pires.
As ações PETR4, que são preferenciais da Petrobras, costumam ser usadas como principal referência do mercado porque têm maior liquidez e volume de negociação.
Por isso, elas reagem de forma mais rápida e intensa a notícias, especialmente a fatos polêmicos envolvendo a estatal, como o vazamento.
Como muitos investidores institucionais e estrangeiros operam prioritariamente PETR4, qualquer alteração na percepção de risco ou de rentabilidade tende a se refletir 1º nesse papel, tornando-o mais sensível ao noticiário e um verdadeiro termômetro do sentimento do mercado em relação à Petrobras.
A Petrobras informou na 3ª feira (6.jan) que houve uma perda de fluido de perfuração em duas linhas auxiliares do poço Morpho, localizado a cerca de 175 km da costa do Amapá, na região da Foz do Amazonas.
Segundo a estatal, o vazamento foi “imediatamente contido e isolado” e as linhas foram trazidas à superfície para avaliação e reparo. Por isso, a operação segue paralisada por até 15 dias.
O fluido de perfuração utilizado é biodegradável e dentro dos limites de toxicidade permitidos, o que, segundo a empresa, não causa danos ao meio ambiente. A Petrobras também notificou os órgãos reguladores competentes e adotou todas as medidas de controle.
O episódio se deu em um contexto de atenção crescente às operações de petróleo na Foz do Amazonas, região sensível do ponto de vista ambiental e estratégico, onde qualquer vazamento, mesmo de fluidos auxiliares, pode gerar questionamentos públicos e regulatórios.
O Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) informou, por meio de nota, que tomou conhecimento do vazamento e apura as causas junto de suas áreas competentes.
A Petrobras iniciou em outubro de 2025 a perfuração de um poço na Margem Equatorial brasileira, com autorização do Ibama.
Se os resultados do poço forem positivos e posteriormente houver viabilidade técnica e econômico-financeira, a empresa poderá seguir para a fase de produção.
A Margem Equatorial brasileira é uma extensa faixa do litoral Norte do país que abrange áreas marítimas situadas ao largo dos estados do Amapá, Pará, Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte.
Essa região é considerada uma nova fronteira exploratória para o setor de petróleo e gás, com potencial ainda pouco conhecido, mas que vem despertando interesse em razão das características geológicas semelhantes às de grandes descobertas em outras partes do mundo, como na costa da Guiana e do Suriname.
Os contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil são divididos em duas etapas principais: a fase de exploração e a fase de produção.
A exploração –em que a Petrobras se encontra atualmente na Margem Equatorial– tem como objetivo identificar a presença de petróleo ou gás natural e avaliar as acumulações desses hidrocarbonetos nos blocos exploratórios. Durante esse período, a empresa precisa realizar estudos geológicos e geofísicos para compreender melhor o potencial da região.
Algumas dessas atividades exploratórias são obrigatórias e fazem parte do PEM (Programa Exploratório Mínimo), um conjunto de atividades que a empresa deve executar conforme previsto em contrato com a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis).
Entre os dados coletados estão informações sísmicas, gravimétricas, magnetométricas e geoquímicas, além de análises realizadas por meio da perfuração e avaliação de poços.
Todos os dados obtidos devem ser entregues à ANP, contribuindo para ampliar o conhecimento técnico sobre as bacias sedimentares brasileiras.
Ao final da fase de exploração, a empresa tem duas opções: seguir para a produção –caso identifique viabilidade econômica– ou devolver a área à União, se não houver interesse em continuar.
A fase de produção só tem início quando é comprovado que há petróleo ou gás em quantidade suficiente para viabilizar a extração e a comercialização.
Após a declaração de comercialidade por parte da empresa, o tempo necessário para implementar a infraestrutura e iniciar a extração pode variar, geralmente entre 3 e 5 anos.
A Petrobras deve elaborar um plano detalhado de desenvolvimento do campo, incluindo a definição da infraestrutura necessária –como plataformas, sistemas de extração e dutos. Esse plano deve ser submetido à ANP e pode passar por ajustes técnicos e regulatórios.
Com a aprovação do plano, inicia-se a fase de engenharia, contratação de fornecedores, construção da infraestrutura e mobilização de equipamentos. No caso de campos marítimos, como os da Margem Equatorial –especialmente em águas profundas ou no pré-sal– essa etapa é ainda mais complexa, exigindo tecnologias avançadas e altos investimentos.
Somente após a conclusão dos testes de comissionamento e a validação técnica dos sistemas é que a produção pode, de fato, começar.
Caso, até o final da fase de exploração, não seja encontrada uma acumulação de petróleo ou gás considerada comercialmente viável, a Petrobras poderá optar por devolver a área explorada à União. Esse processo está previsto em contrato.
Ainda assim, o investimento não é considerado totalmente perdido. Isso porque os estudos realizados no âmbito do PEM e do PAD (Plano de Avaliação de Descobertas) geram um conjunto de dados técnicos que passam a integrar o banco de informações oficiais do setor, sob responsabilidade da ANP.
Esses dados fortalecem o conhecimento sobre o subsolo brasileiro e podem ser utilizados para atrair novos investimentos em futuras rodadas de licitação, com outras empresas interessadas.
A perfuração que recebeu a licença ambiental do Ibama deve durar cerca de 5 meses, segundo a Petrobras.
