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Julio A. López, editor jefe.— Los grandes hallazgos petroleros registrados frente a las costas de Guyana en la última década terminaron de convencer a Petrobras de que el llamado Margen Ecuatorial brasileño —una franja submarina que corre desde Amapá hasta Río Grande do Norte— podría albergar reservas comparables. Esa hipótesis, sostenida por la estatal desde 2024, encontró su primera confirmación concreta el pasado 14 de agosto con el hallazgo de hidrocarburos en el pozo Morpho, ubicado frente a Amapá.
El pozo, identificado técnicamente como 1-BRSA-1405-APS, se encuentra en el bloque FZA-M-59, dentro de la cuenca de Foz do Amazonas, a unos 175 kilómetros de la costa amapaense y cerca de 500 kilómetros de la desembocadura del río Amazonas. La perforación, realizada bajo una lámina de agua de 2.886 metros, confirmó la presencia de crudo mediante registros eléctricos e indicios detectados en las rocas, aunque Petrobras aclaró que la operación seguía en curso y que aún era imposible estimar el volumen recuperable.
Durante el anuncio oficial en Oiapoque, la presidenta de la petrolera, Magda Chambriard, fue cautelosa: «Hay petróleo, hay descubrimiento. Todavía no sabemos cuánto». El presidente Luiz Inácio Lula da Silva, presente en el acto, comparó la emoción del hallazgo con la que sintió en 2007, cuando Petrobras descubrió la capa presal, y calificó al nuevo yacimiento como una posible vía hacia el futuro energético del país, aunque insistió en que Brasil no abandonará su apuesta por los biocombustibles y las renovables.
Un segundo hallazgo a pocos kilómetros
Morpho no fue el único resultado positivo de la campaña. En abril de 2024, Petrobras ya había reportado hidrocarburos en el pozo Anhangá, ubicado a apenas 24 kilómetros de otro proyecto exploratorio, Pitu Oeste, perforado entre diciembre de 2023 y enero de 2024 en la cuenca Potiguar. En ese caso también se detectaron indicios de crudo, aunque la información disponible resultó insuficiente para determinar si la acumulación es viable comercialmente. La compañía continúa analizando los datos de los tres pozos —Pitu Oeste, Anhangá y Morpho— antes de decidir sobre nuevas perforaciones, estudios de apreciación o eventuales inversiones de desarrollo.
Una apuesta de miles de millones de dólares
El plan de negocios 2026-2030 de Petrobras destina 7.100 millones de dólares a la exploración en el Margen Ecuatorial, en las cuencas del sur y del sudeste del país y en activos internacionales seleccionados, de los cuales unos 2.500 millones están específicamente reservados para esta franja marítima norteña. La región agrupa cinco cuencas sedimentarias —Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará y Potiguar— que deben evaluarse de forma independiente, y a comienzos de 2026 la Agencia Nacional del Petróleo brasileña ya contabilizaba 51 bloques bajo contrato en la zona.
El propio hallazgo de Morpho marcó un hito adicional: fue el primer pozo exploratorio perforado en el Margen Ecuatorial desde 2015 y se concretó luego de que Petrobras obtuviera en octubre de 2025 la licencia ambiental del Ibama para operar en la cuenca de Foz do Amazonas, tras un proceso que había sido inicialmente rechazado en 2023 por el propio organismo.
Guyana, el espejo que no garantiza nada
Desde que ExxonMobil halló crudo en el yacimiento Liza en mayo de 2015, Guyana ha acumulado más de 30 descubrimientos significativos y ha transformado el Bloque Stabroek en uno de los proyectos offshore más exitosos del planeta, con producción activa desde diciembre de 2019. Ese éxito, sumado a los hallazgos en las aguas de Surinam, alimentó el interés de Petrobras por una región que comparte la misma provincia geológica.
Sin embargo, la propia compañía advierte que los resultados guyaneses no garantizan reservas equivalentes del lado brasileño: constituyen apenas una referencia de que la exploración en aguas profundas de esa provincia geológica puede ser exitosa, pero cada cuenca del Margen Ecuatorial debe demostrar por sí misma su potencial. Antes de cualquier producción comercial, Petrobras deberá completar más perforaciones, estudios de apreciación, trámites regulatorios y decisiones de inversión, en un proceso que, según analistas del sector, podría tomar varios años.
