A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realizou na quarta-feira (7), no Rio de Janeiro, duas sessões públicas de leilão. Juntos, o 6º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC) e o 4º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP) geraram cerca de R$ 3,54 bilhões em bônus de assinatura. A concessão registrou a maior arrecadação desde o início da Oferta Permanente, e a partilha teve o maior número de blocos arrematados até hoje.
No 6º Ciclo de Concessão, foram vendidos 49 blocos exploratórios, de 308 disponíveis, em uma área de 35,3 mil km². O bônus de assinatura totalizou R$ 3.005.659.796,14, com ágio médio de 3.511,27%, e o investimento mínimo previsto somente na fase de exploração é de R$ 1,58 bilhão. Das 46 empresas habilitadas, dez apresentaram ofertas, e nove foram vencedoras. Além disso, três das cinco áreas com acumulações marginais foram arrematadas, rendendo R$ 1,594 milhão em bônus, com ágio de 442,18% e investimento previsto de R$ 4,5 milhões, distribuídos entre duas empresas vencedoras.
Bacias
A Petrobras conquistou 19 dos 49 blocos, correspondendo 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 parceria com a QatarEnergy (30%), totalizando R$ 28,46 milhões. A Águila garantiu 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 blocos cada; e a Tucano Serviços, um bloco.
Nas bacias terrestres, os valores foram inferiores: na Potiguar, a Águila pagou R$ 1,6 milhão por oito blocos, e a PetroReconcavo adquiriu um por R$ 205 mil. Na Bacia do Tacutu, a Águila comprou dois blocos por R$ 154 mil cada. No Recôncavo, a Águila obteve quatro blocos pelo valor de R$ 308 mil, e a PetroReconcavo ficou com um bloco por R$ 155 mil. Na Bacia do Parnaíba, a Eneva pagou R$ 1,5 milhão por seis blocos, enquanto a Petrom adquiriu dois blocos por R$ 50 mil. Os blocos em Tucano Sul foram comprados pela Tucano Serviços por R$ 5,14 milhões, o maior ágio em terra (10.181%); pela Origem, que pagou R$ 300 mil por quatro blocos; e pela Alvopetro, que pagou R$ 370 mil por três áreas. Entre as acumulações marginais, a Águila adquiriu Graúna (Potiguar) por R$ 197 mil e Lagoa Branca (Tucano Sul) por R$ 1,227 milhão, enquanto a Alvopetro levou Subaúma Mirim (Tucano Sul) por R$ 170 mil.
Quatro blocos de Campos representaram 92% do bônus, com ágios entre 17.821% e 21.026%. Sem esses blocos, o ágio médio cairia para 246%. Apenas dez blocos foram disputados, enquanto 19 foram arrematados pelo valor mínimo. Na Bacia de Campos, a Petrobras superou as ofertas do consórcio formado pela TotalEnergies e 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, sete dos 13 blocos oferecidos foram arrematados, todos localizados 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, o bloco Jade foi adquirido pela CNOOC Petroleum (70%, operadora) e Sinopec (30%); Cruzeiro do Sul ficou com a Petrobras (100%), Rubi com a Equinor (100%) e Rodocrosita com a Equinor (70%, operadora) em conjunto 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 os blocos receberam ofertas acima do mínimo estipulado no edital, com ágio médio de 108,38%. Os ágios mais altos foram registrados em Rodocrosita (494,64%), Hematita (315,03%) e Azurita (139,81%). Seis empresas apresentaram ofertas, e todas foram vencedoras.
Os bônus de assinatura dos sete blocos, fixados e definidos no edital, totalizaram R$ 530.466.522,04, e os investimentos mínimos previstos para a fase de exploração somam R$ 778,4 milhões. O recorde anterior de blocos arrematados em um ciclo de partilha era cinco, obtido no 3º Ciclo, em 2025. Com esse resultado, o total de blocos exploratórios no regime passou de 13 para 22, e a área sob contrato de partilha aumentou 58%, de 24,8 mil km² para 39,2 mil km².
Modalidades
A Oferta Permanente é atualmente a principal modalidade de licitação de petróleo e gás no Brasil. Em vez de realizar rodadas com datas fixas, os blocos e áreas com acumulações marginais ficam disponíveis continuamente, e as empresas inscritas apresentam declarações de interesse acompanhadas de garantias de oferta.
Desde 2010, o Brasil adota um regime misto: áreas localizadas no Polígono do Pré-Sal e aquelas consideradas estratégicas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) são licitadas através do regime de partilha, enquanto as demais são ofertadas no regime de concessão. Na concessão, vence quem oferece o maior bônus de assinatura, a partir de um valor mínimo estabelecido no edital, e apresenta o maior programa exploratório mínimo na primeira fase; caso descubra petróleo ou gás, a empresa pode comercializar a produção, pagando royalties e participação especial. Para áreas com acumulações marginais, o critério é exclusivamente o bônus.
No regime de partilha, o bônus é fixo, e vence quem oferece o maior percentual de excedente em óleo à União, que corresponde ao que sobra após a empresa recuperar seus custos (chamado custo em óleo). A parcela da União é comercializada pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).
As empresas vencedoras de ambos os ciclos devem agora cumprir as etapas seguintes do cronograma, como a apresentação de documentos e o pagamento do bônus de assinatura, para que os contratos possam ser assinados. A assinatura dos contratos está prevista até 26 de fevereiro de 2027. Os investimentos mencionados referem-se apenas à primeira fase dos contratos, a de exploração.
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