A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) promove nesta quarta-feira (7) dois certames para a oferta de áreas destinadas à exploração de petróleo e gás natural. Ao todo serão ofertadas 326 áreas, e a soma dos pagamentos mínimos exigidos pelas áreas chega a R$ 2,186 bilhões — valor que não representa arrecadação garantida, já que depende do número de blocos efetivamente arrematados.
A primeira sessão, marcada para as 9h, corresponde ao 4º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha da Produção. Às 14h será realizada a sessão do 6º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão.
Regime de partilha
No regime de partilha, a ANP coloca 13 blocos à disputa, localizados nas bacias de Campos e Santos. São cinco blocos na Bacia de Campos, na costa do Rio de Janeiro e do Espírito Santo, e oito na Bacia de Santos, entre os litorais paulista e fluminense. Nessa modalidade, parte da produção é destinada à União; o bônus de assinatura é fixo e vence quem oferecer a maior parcela da produção ao governo após a recuperação dos custos.
Os blocos ofertados no regime de partilha são: Magnetita, Turmalina, Hematita, Larimar e Azurita (Bacia de Campos); e Jade, Aragonita, Cruzeiro do Sul, Opala, Granada, Cerussita, Rubi e Rodocrosita (Bacia de Santos). Os bônus fixos dessas áreas somam R$ 1,235 bilhão, dos quais R$ 995,5 milhões correspondem à Bacia de Santos e R$ 239,5 milhões à Bacia de Campos.
O edital da oferta permanente previa 23 blocos, mas dez não foram incluídos neste ciclo: Ágata, Amazonita, Calcedônia, Calcita, Malaquita, Ônix, Quartzo, Safira Leste, Safira Oeste e Siderita. Para o regime de partilha, 19 empresas foram habilitadas, entre elas Petrobras, Shell, TotalEnergies, Chevron, Equinor, BP, Prio, CNOOC, Repsol e Petronas.
Regime de concessão
No regime de concessão serão ofertados 308 blocos exploratórios, distribuídos por 22 setores em nove bacias sedimentares: Potiguar, Tacutu, Recôncavo, Parnaíba, Tucano Sul, Campos, Espírito Santo, Santos e Ceará. Nesse modelo, a empresa assume o risco da exploração e, se houver descoberta comercial, poderá comercializar a produção mediante pagamento de royalties e outras participações ao governo. Nos blocos exploratórios, a vitória cabe à proposta que melhor combine bônus de assinatura e compromissos de exploração.
Os bônus mínimos previstos para a concessão somam R$ 950,64 milhões. A ANP havia anunciado inicialmente 313 blocos, mas retirou cinco áreas da Bacia do Parnaíba após identificar um erro na aplicação de recortes relacionados a critérios socioambientais. Sete setores concentram cerca de R$ 899,55 milhões em bônus mínimos; os outros 15 setores somam R$ 51,09 milhões. Quarenta e seis empresas estão habilitadas para apresentar ofertas no ciclo de concessão, incluindo Petrobras, Shell, TotalEnergies, Chevron, Equinor, ExxonMobil, Prio, BP, CNOOC, Eneva, PetroRecôncavo e Origem Energia.
Áreas com acumulações marginais
Além dos blocos exploratórios, o ciclo de concessão inclui cinco áreas classificadas como acumulações marginais — locais com conhecimento de petróleo ou gás, porém com produção reduzida. São elas: Graúna (Bacia Potiguar) com bônus mínimo de R$ 189 mil; Lagoa Branca (Tucano Sul) R$ 63 mil; Sempre Viva (Tucano Sul) R$ 63 mil; Curral de Fora (Tucano Sul) R$ 42 mil; e Subaúma Mirim (Tucano Sul) R$ 42 mil. Os bônus mínimos dessas cinco áreas somam R$ 399 mil.
Com a inclusão das acumulações marginais, os bônus mínimos totais previstos para o ciclo de concessão passam a R$ 951,039 milhões.
As sessões serão acompanhadas por representantes do mercado e por empresas habilitadas; a arrecadação final só será conhecida ao término dos certames, conforme as áreas forem efetivamente arrematadas.
