Margem Equatorial pode gerar 91 mil empregos e movimentar R$ 38,3 bilhões no Ceará
Arrematados pela Petrobras e QatarEnergy, sete blocos exploratórios na Bacia do Ceará abrem perspectiva de uma nova frente de investimentos dentro da Margem Equatorial, com potencial de impulsionar indústria, logística e serviços
Por Bruno Brandão
A exploração de petróleo na Margem Equatorial Brasileira pode representar uma nova frente de desenvolvimento econômico para o Ceará, com potencial de gerar 91 mil ocupações formais e acrescentar R$ 38,3 bilhões ao Valor Adicionado Bruto (VAB) estadual. As estimativas são da Confederação Nacional da Indústria (CNI) e consideram um cenário de produção petrolífera de 300 mil barris por dia no estado. O avanço dessa perspectiva ganhou um novo capítulo em outubro de 2026, quando sete blocos exploratórios na Bacia do Ceará foram arrematados por um consórcio formado pela Petrobras, com participação de 70%, e pela QatarEnergy, com 30%.
O resultado do leilão coloca a bacia cearense no radar de uma possível expansão da atividade de óleo e gás no Atlântico Equatorial. A movimentação, entretanto, ainda está em estágio inicial. Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), os contratos dos sete blocos não foram assinados. A previsão da agência é que a formalização ocorra até 26 de fevereiro de 2027, após o cumprimento das exigências de qualificação das empresas, pagamento dos bônus de assinatura e entrega da documentação necessária.
A bacia também possui quatro campos de petróleo cuja produção começou na década de 1980. Todos, porém, encerraram as atividades produtivas em 2020 e estão atualmente em processo de devolução à agência reguladora, conforme a ANP.
Potencial econômico vai além da produção de petróleo
As projeções da CNI indicam que os efeitos de uma eventual expansão da atividade petrolífera no Ceará poderiam alcançar diferentes segmentos da economia. Além dos empregos diretamente associados à cadeia de óleo e gás, a movimentação de fornecedores e a necessidade de infraestrutura tendem a gerar oportunidades na indústria de transformação, construção civil, comércio, transporte e armazenagem.
De acordo com Danilo Severian, especialista em Políticas e Indústria da CNI, o Ceará tem condições de aproveitar essa oportunidade por já contar com uma estrutura econômica e industrial mais desenvolvida, além de uma localização estratégica para operações no Atlântico Equatorial.
“O Complexo Industrial do Pecém é uma vantagem competitiva importante do estado, onde além do papel de hub logístico, apresenta potencial de atrair elos da cadeia de fornecimento que atendam aos requisitos de conteúdo local”, afirma em entrevista ao Movimento Econômico.
O especialista destaca que a capacidade de incorporar fornecedores locais será determinante para ampliar os efeitos econômicos da atividade. A perspectiva não se limita à instalação de estruturas voltadas à exploração e produção de petróleo, mas envolve a formação de uma cadeia de serviços, equipamentos e soluções industriais capaz de atender às operações.
Danilo Severian, especialista em Políticas e Indústria da CNI, avalia que royalties poderiam equivaler a quase o total do FNE recebido pelo Ceará – Foto: Iano Andrade/CNI
Os impactos estimados também se distribuem por setores específicos. A indústria de transformação poderia registrar acréscimo anual de R$ 3,5 bilhões no valor da produção. No comércio, a estimativa é de R$ 2,49 bilhões, enquanto transportes e armazenagem poderiam movimentar outros R$ 3,16 bilhões por ano.
Royalties podem ampliar capacidade de investimento do estado
Na simulação da CNI, o início da produção petrolífera, projetado para 2033, poderia gerar uma arrecadação de tributos indiretos que pode alcançar R$ 2,15 bilhões. Outro possível efeito econômico da exploração está relacionado à arrecadação pública. A CNI estima que o Ceará poderia receber R$ 5,96 bilhões em royalties, considerando uma produção diária de 300 mil barris, preço internacional de US$ 100 por barril e câmbio de R$ 5,45 por dólar.
Para dimensionar o impacto, Severian compara o potencial de arrecadação com os recursos recebidos pelo estado por meio do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE). Em 2025, o Ceará recebeu R$ 6,3 bilhões do fundo, operado pelo Banco do Nordeste (BNB).
Na avaliação da entidade, uma eventual receita dessa dimensão poderia ampliar a capacidade de financiamento de políticas públicas e investimentos produtivos, desde que acompanhada de planejamento e governança específicos para administrar os recursos.
“O estado poderia estabelecer suas prioridades sociais e econômicas, criando uma governança específica para gerir as rendas do petróleo e executar um planejamento produtivo que o colocaria em novo patamar de competitividade”, avalia Severian.
Complexo do Pecém, no litoral cearense, é apontado pela CNI como vantagem para atrair fornecedores da cadeia de óleo e gás – Foto: Divulgação
Pecém pode atrair fornecedores e serviços especializados
A estrutura do Complexo Industrial e Portuário do Pecém aparece como um dos principais ativos do Ceará para aproveitar os possíveis desdobramentos da atividade petrolífera. A localização e a infraestrutura logística podem favorecer a instalação de empresas fornecedoras, centros de armazenagem e operações de apoio às atividades offshore.
Segundo a CNI, a expansão do setor também tende a exigir investimentos em adequações portuárias, armazéns, transporte e construção civil. Esses empreendimentos podem gerar empregos antes mesmo do início da produção de petróleo, durante a implantação das estruturas necessárias à operação.
A oportunidade, contudo, não se restringe ao mercado interno. Para a CNI, o Ceará pode buscar espaço como fornecedor de serviços e apoio operacional para outros países produtores de petróleo na região do Atlântico Equatorial.
Severian cita Guiana, Venezuela e Colômbia como mercados que podem abrir oportunidades para empresas brasileiras. No caso colombiano, ele destaca as descobertas de grandes reservas de gás na Bacia de Guajira, na Margem Equatorial daquele país, realizadas pela Petrobras em parceria com a Ecopetrol.
“De alguma maneira as cadeias devem se distribuir no território e formar elos. É o cenário ideal, buscando maior integração industrial com conteúdo local”, afirma.
Exploração ainda depende de etapas regulatórias
Apesar das perspectivas econômicas, a transformação dos blocos arrematados em áreas produtoras depende de um processo que pode levar anos. De acordo com a ANP, os contratos de concessão são divididos em duas fases: exploração e produção.
Na primeira etapa, as empresas realizam estudos geológicos e atividades como pesquisas sísmicas e perfuração de poços para identificar possíveis reservatórios de petróleo e gás natural. Caso encontrem indícios de hidrocarbonetos, podem avaliar se a descoberta apresenta condições de viabilidade comercial.
Se a avaliação for positiva, a concessionária apresenta à ANP uma declaração de comercialidade, referente a parte ou à totalidade do bloco, e ingressa na fase de produção. Posteriormente, precisa apresentar um plano de desenvolvimento, que também depende de aprovação da agência. Somente depois dessas etapas a área passa a ser considerada um campo produtor.
Na Bacia do Ceará, os blocos arrematados no sexto Ciclo da Oferta Permanente de Concessão terão prazo de sete anos para a fase exploratória, com possibilidade de prorrogação conforme as disposições do contrato.
A Bacia do Ceará, destacada no mapa, está entre as áreas que concentram as expectativas de expansão da fronteira exploratória de petróleo e gás – Foto: Divulgação
Janela de oportunidade e segurança energética
O potencial econômico da Margem Equatorial também está associado ao debate sobre a segurança energética brasileira e à necessidade de reposição das reservas de petróleo e gás. A CNI avalia que a abertura de novas fronteiras exploratórias é importante diante da perspectiva de declínio da produção do pré-sal a partir de 2031.
No plano de negócios mais recente, a Petrobras anunciou a intenção de investir aproximadamente US$ 2,5 bilhões na Margem Equatorial Brasileira entre 2026 e 2030, com a perfuração de 15 novos poços na região. Entre as prioridades estão o poço Morpho, na Bacia da Foz do Amazonas, e o poço Mãe de Ouro, na Bacia Potiguar, que abrange áreas do Rio Grande do Norte e do Ceará.
Para Severian, a exploração também precisa ser considerada dentro da perspectiva de competitividade industrial e autonomia energética do país.
“A exploração da MEq é importante para a soberania energética do país, pois a produção no pré-sal declinará a partir de 2031. Sem abrir novas fronteiras exploratórias, o Brasil pode voltar a ser importador de petróleo na próxima década, ampliando sua vulnerabilidade externa”, afirma.