ANP arrecada R$ 3,5 bilhões em leilões de 49 blocos para exploração de petróleo e gás
Modelo de concessão bate recorde e Petrobras fica com a maioria das áreas: 19 blocos
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realizou nesta quarta-feira (7), no Rio de Janeiro, duas sessões públicas de leilão. Somados, o 6º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC) e o 4º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP) renderam cerca de R$ 3,54 bilhões em bônus de assinatura. A concessão teve a maior arrecadação desde o início da Oferta Permanente, e a partilha foi o ciclo com mais blocos arrematados desde então.
No 6º Ciclo de Concessão, foram arrematados 49 blocos exploratórios, de 308 disponíveis, numa área de 35,3 mil km². O bônus de assinatura somou R$ 3.005.659.796,14, com ágio médio de 3.511,27%, e o investimento mínimo previsto só na fase de exploração é de R$ 1,58 bilhão. Das 46 empresas aptas, dez fizeram ofertas e nove venceram. Também foram arrematadas três das cinco áreas com acumulações marginais, que renderam R$ 1,594 milhão em bônus, ágio de 442,18% e investimento previsto de R$ 4,5 milhões, com duas empresas vencedoras.
Bacias
A Petrobras levou 19 dos 49 blocos, o equivalente a 99,7% do bônus: 12 sozinha na Bacia de Campos, por R$ 2,97 bilhões, e sete na Bacia do Ceará, como operadora (70%) em consórcio com a QatarEnergy (30%), que totalizaram R$ 28,46 milhões. A Águila arrematou 12 blocos e duas acumulações marginais; a Eneva, seis blocos; a Origem Energia, quatro; a Alvopetro, três blocos e uma acumulação marginal; a PetroReconcavo e a Petrom, dois cada; e a Tucano Serviços, um.
Nas bacias terrestres, os valores foram menores. Na Potiguar, a Aguila pagou R$ 1,6 milhão por 8 blocos e a PetroReconcavo levou um por R$ 205 mil. Já na Bacia do Tacutu, a Aguila arrematou dois blocos por R$ 154 mil cada. No Recôncavo, a Aguila ficou com mais quatro, pelos quais pagou R$ 308 mil, e a PetroReconcavo ficou com outro, após desembolsar R$ 155 mil. Na Bacia do Parnaíba, a Eneva pagou R$ 1,5 milhão por seis blocos, e a Petrom R$ 50 mil por outros dois. Os blocos de Em Tucano Sul foram arrematados pela Tucano Serviços por R$ 5,14 milhões, o maior ágio em terra (10.181%); pela Origem, que pagou R$ 300 mil por quatro pontos; e pela Alvopetro, com R$ 370 mil três áreas. Entre as acumulações marginais, a Aguila arrematou Graúna (Potiguar) por R$ 197 mil e Lagoa Branca (Tucano Sul) por R$ 1,227 milhão, e a Alvopetro levou Subaúma Mirim (Tucano Sul) por R$ 170 mil.
Quatro blocos de Campos concentram 92% do bônus, com ágios entre 17.821% e 21.026%. Sem eles, o ágio médio cai para 246%. Apenas dez blocos tiveram disputa, e 19 foram arrematados pelo valor mínimo. Na Bacia de Campos, a Petrobras superou ofertas do consórcio da TotalEnergies e da QatarEnergy em cinco blocos. Não houve ofertas para os setores das bacias de Santos e do Espírito Santo, nem para quatro dos cinco setores da Potiguar.
Partilha
No 4º Ciclo de Partilha, foram arrematados sete dos 13 blocos ofertados, todos no Polígono do Pré-Sal. Na Bacia de Campos, Magnetita e Hematita ficaram com a Prio (100%), e Azurita com a Petrobras (100%). Na Bacia de Santos, Jade foi arrematado pela CNOOC Petroleum (70%, operadora) e pela Sinopec (30%), Cruzeiro do Sul pela Petrobras (100%), Rubi pela Equinor (100%) e Rodocrosita também pela Equinor (70%, operadora) em consórcio com a Galp. Os percentuais de excedente em óleo para a União foram: Magnetita, 32,80%; Azurita, 30%; Rubi, 25,02%; Jade, 18,20%; Rodocrosita, 15,52%; Cruzeiro do Sul, 15,27%; e Hematita, 7,18%. Todos tiveram ofertas acima do mínimo do edital, com ágio médio de 108,38%, e os maiores foram os de Rodocrosita (494,64%), Hematita (315,03%) e Azurita (139,81%). Seis empresas fizeram ofertas, e todas venceram.
Os bônus de assinatura dos sete blocos, fixos e definidos no edital, somaram R$ 530.466.522,04, e os investimentos mínimos previstos na fase de exploração são de R$ 778,4 milhões. O recorde anterior de blocos arrematados em um ciclo de partilha era de cinco, no 3º Ciclo, em 2025. Com o resultado, o número de blocos exploratórios no regime passou de 13 para 22, e a área sob partilha cresce 58%, de 24,8 mil km² para 39,2 mil km².
Modalidades
A Oferta Permanente é hoje a principal modalidade de licitação de petróleo e gás no Brasil. Em vez de rodadas com datas fixas, os blocos e as áreas com acumulações marginais ficam disponíveis continuamente, e as empresas inscritas apresentam declarações de interesse, acompanhadas de garantias de oferta.
Desde 2010, o país adota um regime misto: áreas no Polígono do Pré-Sal e as consideradas estratégicas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) são licitadas em partilha, e as demais em concessão. Na concessão, vence quem oferece o maior bônus de assinatura, a partir de um mínimo do edital, e o maior programa exploratório mínimo na primeira fase; se descobrir petróleo ou gás, a empresa pode comercializar a produção, pagando royalties e participação especial. Em áreas com acumulações marginais, o critério é apenas o bônus.
Na partilha, o bônus é fixo, e vence quem oferecer o maior percentual de excedente em óleo à União, que é o que sobra depois de a empresa recuperar seus custos (o chamado custo em óleo). A parte da União é comercializada pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).
Os vencedores de ambos os ciclos precisam agora cumprir as demais etapas do cronograma, como apresentação de documentos e pagamento do bônus de assinatura, para só então serem assinados os contratos. A assinatura está prevista para ocorrer até 26 de fevereiro de 2027. Os investimentos informados referem-se apenas à primeira fase dos contratos, a de exploração.
