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Sete blocos do pré-sal são incluídos na Oferta Permanente da ANP

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, nesta terça-feira (10), a inclusão de mais sete blocos do pré-sal no sistema de Oferta Permanente da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), por meio do qual empresas petrolíferas realizam estudos e oferecem propostas para desenvolver a exploração e a produção de petróleo e gás nessas áreas.

Os blocos incluídos foram Cerussita, Aragonita, Rodocrosita, Malaquita, Opala, Quartzo e Calcedônia, todos na Bacia de Santos, localizada entre Rio de Janeiro e São Paulo. Com a decisão, eles ficam disponíveis para propostas de empresas interessadas em fechar contratos de licitação em regime de partilha de produção, no qual parte do óleo e gás extraído é de direito da União, que comercializa as commodities por meio da estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

A expectativa do conselho é que a arrecadação governamental com esses blocos pode passar de R$ 220 bilhões durante a vida útil dos projetos, com previsão de R$ 214 bilhões em investimentos no período.

Para o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, a oferta dos blocos ao mercado contribui para a autossuficiência energética do país. “Essa medida tem relevância fundamental para a economia, atraindo grandes investimentos para o país e gerando emprego e renda para a população. Para esses blocos em específico, só as receitas de bônus de assinatura vão gerar R$ 874 milhões para a União, reafirmando a importância dessa decisão para o desenvolvimento econômico do Brasil”, destacou.

Os sete blocos estarão junto dos 17 já disponíveis no sistema de Oferta Permanente. Segundo o Ministério de Minas Energia, o próximo leilão, previsto para junho, deverá ser o maior leilão do regime de partilha de produção em quantidade de blocos.

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O conselho também definiu que navios-tanque construídos no Brasil devem ter índices mínimos globais de 50% de conteúdo local,  o que inclui bens produzidos e serviços prestados no país durante a execução do contrato de construção. Segundo o Ministério de Minas e Energia, o percentual abrange grupos de investimentos como serviços de engenharia, máquinas e equipamentos, além da construção e montagem das embarcações.

A ANP será responsável por fiscalizar e mensurar o cumprimento dos índices, que funcionam como um incentivo à contratação de fornecedores na indústria nacional, à transferência de tecnologia e à geração de empregos.

Petrobras pede mais prazo à ANP para explorar margem equatorial

A Petrobras entrou com um pedido na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) de suspensão do prazo para realizar a exploração na Bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial. De acordo com a diretora executiva de Exploração e Produção, Sílvia dos Anjos, a medida foi necessária porque ainda não houve a conclusão pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) para a permissão da petroleira começar os trabalhos no primeiro poço na região. Para não perder a possibilidade de explorar a área, foi necessário paralisar a contagem do tempo.

“Nós temos um prazo da concessão, se não tem a licença, o prazo corre. Tem então que postergar por conta de ainda não ter conseguido ainda a licença. Esse bloco foi adquirido em 2013, claramente a gente já passou e teve que fazer as renovações. Toda vez que não tem a licença, automaticamente solicita e a ANP dá o prazo adicional. Nós solicitamos e vai ser dado, apenas suspende. Para de contar o relógio”, explicou a diretora.

Sílvia dos Anjos disse que a Petrobras vai furar o poço, “mas para avaliar o sistema petrolífero, será preciso ter mais poços para fazer uma avaliação correta da área”.

“A gente estava com uma sonda em janeiro do ano passado lá e já poderíamos estar hoje com uma avaliação do potencial petrolífero da região. Isso descortinaria um novo horizonte”, disse.

Sílvia dos Anjos acrescentou que esse poço está a mais de 500 quilômetros da foz e a 170 quilômetros da costa em um local onde circulam anualmente mais 1.100 embarcações. “O local onde a gente vai perfurar o poço não é um paraíso ecológico isolado, circulam mais de 1.000 cargueiros pela área. A Petrobras já perfurou mais de 5.400 poços. A perfuração do poço não causa derramamento. O maior derramamento de óleo que se tem é no transporte”, observou.

Demandas

A diretora executiva de Assuntos Corporativos, Clarice Coppetti, que está à frente das negociações da Petrobras com o Ibama, disse que todas as demandas apresentadas pelo órgão ambiental já foram atendidas. 

No dia 2 de agosto, a Petrobras anexou ao processo uma proposta para a criação de uma base de proteção da fauna, que está sob análise da equipe técnica do Ibama. “Todos os pontos que a equipe técnica do Ibama levantou nós respondemos, e com essa apresentação da base de proteção da fauna nós fechamos toda e qualquer demanda que tinha de não atendimento aos manuais do próprio Ibama. As conversas técnicas continuam e a gente está sempre em uma expectativa que essa análise esteja finalizada. Acredito que ainda neste ano, a gente consiga um retorno da equipe técnica”, afirmou.

“O nosso diálogo sempre foi de alto nível. A gente nunca teve um diálogo fora dos padrões institucionais e de respeito mútuo. São questões processuais de análise dos manuais e se a gente está respondendo ou não. É uma região de grande complexidade do ponto de vista de logística e de conseguir profissionais capacitados. Essa base que a gente está montado lá não é só física, em terra, é articulada com o conjunto todo de embarcações e também de cabotagem”, explicou a diretora executiva de Assuntos Corporativos.

Sílvia dos Anjos acredita que a base de atendimento a animais no Oiapoque, proposta pela Petrobras, é uma medida de precaução adicional que a empresa apresenta no processo. “É um centro de reabilitação de animais que eventualmente sejam contaminados por óleo durante uma perfuração. Tenho absoluta certeza, que jamais será usado, por conta de que se em 5.400 poços não causamos isso, não será usado”, avaliou.

ANP registra patamar recorde de áreas de exploração de óleo e gás

O número de blocos de petróleo e gás natural contratados que estão em fase de exploração chegou a 426, o maior já registrado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), criada em 1998.

A agência reguladora divulgou os dados nesta quinta-feira (5) e detalhou que a lista inclui 282 blocos terrestres e 144 marítimos.

A indústria do petróleo chama de fase de exploração a etapa na qual as empresas realizam estudos e atividades para identificar se há petróleo e gás em condições viáveis de serem comercializadas nas áreas que contrataram junto à agência reguladora.

Após esses estudos, as empresas decidem se vão devolver o bloco à ANP ou avançar para a fase de produção, quando os investimentos realizados passam a ter como objetivo a retirada dos combustíveis para a comercialização.

Aumento de 70%

O patamar recorde de blocos nessa etapa exploratória foi atingido com a assinatura da maioria dos contratos associados ao 4º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão, em que empresas puderam fazer ofertas por áreas a serem exploradas. Segundo a ANP, foram assinados 177 contratos até o final de agosto de 2024, o que representa um aumento de 70% no número de blocos em relação a maio de 2024.

A agência prevê que, com as novas assinaturas, a projeção de R$ 18,3 bilhões de investimentos para a fase de exploração até o ano de 2027 será incrementada.

“O cenário reforça a importância da continuidade das ofertas de áreas no regime de concessão e o impacto significativo das atividades reguladas pela ANP na economia país. Por outro lado, reflete-se na ampliação dos desafios relacionados ao acompanhamento e à fiscalização das atividades previstas nos planos de trabalho associados aos contratos de exploração e produção (E&P) na fase de exploração”, diz a agência.

ANP prevê investimento de R$ 10 bi na exploração de gás e petróleo

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) prevê que, em 2024, os investimentos na fase de exploração dos contratos de petróleo e gás natural cheguem a cerca de R$ 10 bilhões (R$ 9,97 bilhões). O número está no Relatório Anual de Exploração 2023, publicado nesta segunda-feira (2).

Para o período de 2024 a 2027, está previsto um total de R$ 18,31 bilhões em investimentos. Em 2025, a previsão é de R$ 7,64 bilhões, enquanto em 2026 e 2027, o montante estimado é de R$ 701 milhões.

Nas previsões sobre a distribuição dos investimentos por atividades entre 2024 e 2027, 88% serão concentrados na perfuração de poços (R$ 16,04 bilhões). Os 12% restantes (R$ 2,27 bilhões) serão distribuídos entre teste de poço (8%), levantamento geofísico exclusivo (3%) e levantamento geofísico não exclusivo (1%).

Dos investimentos previstos apenas para 2024, R$ 9,50 bilhões serão alocados em ambiente marítimo, sendo R$ 8,50 bilhões na perfuração de poços. Para o ambiente terrestre, a previsão é de R$ 470 milhões.

A ANP explica que a fase de exploração tem início com a assinatura dos contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural. E que nela são realizados estudos para detectar a presença desses combustíveis nas áreas sob contrato, chamadas de blocos, em quantidade suficiente para tornar sua extração economicamente viável. Tendo sucesso nessa etapa, as empresas poderão passar para a fase de produção, quando iniciarão a produção e a área contratada passará a ser chamada de campo.

Números de 2023

O relatório também traz dados de 2023. O ano foi encerrado com 251 blocos sob contrato: 13 sob o regime de partilha de produção e 238 sob o regime de concessão. Entre 2022 e 2023, houve queda de 44 blocos. A ANP explica que essa redução pelo baixo quantitativo de contratos assinados e ao alto número de blocos devolvidos.

Sobre os blocos sob contrato por ambiente, o terrestre permaneceu na liderança, com 151 blocos contra 100 blocos no marítimo, dos quais 18 localizados no pré-sal. O ambiente terrestre registrou a maior área contratada (52%), cerca de 84 mil km², e o marítimo, 48% de área sob contrato, cerca de 77 mil km².

O ano teve 14 poços com notificações de descoberta em terra e quatro em mar. Foram encontrados indícios de hidrocarbonetos apenas em poços perfurados nas bacias de Santos e Campos, com duas notificações cada. Dos poços em bacias terrestres, nove foram registradas em bacias de nova fronteira: Amazonas (6) e Parnaíba (3). E cinco em bacias maduras: Espírito Santo (4) e Recôncavo (1).

Produção de petróleo e gás no país cresce 2,8% em junho, aponta ANP

A produção de petróleo e gás no país no mês de junho foi de 4,353 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Esse volume representa crescimento de 2,8% em relação ao mês anterior. Além disso, é a maior quantidade alcançada desde fevereiro (4,383 milhões de boe/d).

Os dados fazem parte do Boletim Mensal da Produção, divulgado nesta sexta-feira (2) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Barril equivalente é uma medida que permite somar barris de petróleo e metros cúbicos de gás.

Em junho, a produção de petróleo ficou em 3,409 milhões de barris por dia, crescimento de 2,7% ante maio e de 1,3% em relação ao mesmo mês de 2023.

Já a produção de gás natural, foi de 150,07 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) em junho, o que marca expansão de 3,1% em comparação a maio e queda de 1,4% ante junho de 2023. O aproveitamento do gás natural chegou a 98% em junho, e 3,05 milhões de m³/d foram queimados. Isso representa queda de 14% na queima em relação ao mês anterior e de 33,4%, na comparação com junho de 2023.

A camada de pré-sal responde por mais de três quartos (78,7%) da produção total de petróleo e gás natural. Foram 3,424 milhões de boe/d. Essa quantidade significa crescimento de 3,3% em relação ao mês imediatamente anterior e 5,6% ante junho de 2023.

Em junho, foram produzidos 2,683 milhões de barris de petróleo por dia e 117,90 milhões de m³/d de gás natural por meio de 150 poços no pré-sal.

A ANP explica que variações na produção são esperadas e podem ocorrer por causa de fatores como manutenção em plataformas, entrada em operação de poços, parada de poços para manutenção ou limpeza e início de montagem de novas unidades de produção.

Origem da produção

A produção de óleo e gás no Brasil vem de 6.551 poços, sendo 521 marítimos e 6.030 terrestres. Apesar de mais numerosos, os terrestres respondem por uma pequena parcela do total extraído,  cabendo aos campos marítimos 97,6% do petróleo e 86,8% do gás natural produzidos em junho.

A Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foi responsável por 89,5% do total produzido. Levando em conta somente os campos que são operados exclusivamente pela estatal, a produção ficou em 24,6% do total no país.

O campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, em junho, registrando 787,08 mil barris de petróleo por dia e 39,70 milhões de m³/d de gás natural.

A plataforma com maior extração foi a FPSO Guanabara, na jazida compartilhada de Mero, com 178.381 barris diários de petróleo e 11,64 milhões de m³/d de gás.

O Rio de Janeiro é o maior estado produtor do país, sendo origem de 87% do petróleo e 76% do gás natural.

Ranking global

De acordo com o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, o Brasil é o oitavo maior produtor de petróleo do mundo e o primeiro da América Latina. Estados Unidos (12,9 milhões barris/dia), Rússia (10,6 milhões barris/dia) e Arábia Saudita (9,6 milhões barris/dia) são os três principais. Juntos, os três países respondem por 41% da produção global. Logo em seguida ao Brasil, figuram os Emirados Árabes Unidos, com produção de 3,3 milhões de barris por dia.

Cortes de orçamento levam ANP a reduzir coletas semanais de preços

Os cortes orçamentários levaram a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a reduzir a abrangência da pesquisa do Levantamento de Preços de Combustíveis (LPC). Em nota divulgada nesta segunda-feira (1º), a agência reguladora informa ter publicado hoje termo aditivo com a empresa que executa o serviço. “A medida visa tornar o valor do contrato compatível com os cortes orçamentários sofridos recentemente pela ANP”, diz a nota.

Conforme a ANP, o levantamento coleta preços em 10.920 postos revendedores de combustíveis automotivos ou de GLP (gás de cozinha), distribuídos por 459 cidades. De acordo com o termo aditivo, a partir deste mês, “as coletas semanais serão reduzidas para 6.255 (-43%), e a abrangência geográfica será de 358 cidades para combustíveis automotivos, das quais 92 cidades também terão pesquisa para o GLP”, informou.

A escolha das localidades que estarão de fora do levantamento, segundo a ANP, “considerou alguns critérios, buscando minimizar os impactos negativos decorrentes das perdas de unidades amostrais e localidades pesquisadas”, indicou.

A agência reguladora acrescentou que todas as capitais permaneceram no LPC e que, nas outras localidades, “foram considerados, em especial, os volumes comercializados, para manutenção da representatividade da coleta”.

A ANP informou ainda que o termo aditivo também prevê o restabelecimento parcial da abrangência do LPC a partir de janeiro de 2025. Conforme o contrato, a pesquisa passará a ser feita em 417 localidades, com um total de 8.988 coletas semanais.

Esta não foi a primeira redução. A ANP informou que entre, 2003 e 2007, o LPC coletou preços de 22.880 postos revendedores em 555 cidades, ressaltando que, em virtude de recorrentes cortes em seu orçamento, vem promovendo a sistemática redução de sua abrangência e representatividade, gerando perda de informações disponibilizadas à sociedade.

A redução de agora segue a Resolução de Diretoria da ANP nº 419/2024, que trata de termos aditivos de supressão contratual decorrentes das restrições orçamentárias impostas pela Portaria GM/MPO nº 63, de 8 de março de 2024.

Mais informações sobre as localidades suprimidas e as pesquisadas, bem como a quantidades de amostras coletadas, podem ser obtidas neste endereço.

ANP reduz flexibilização de misturas à gasolina a 4 cidades gaúchas

A partir desta sexta-feira (10), as flexibilizações temporárias da mistura de biodiesel ao óleo diesel e do etanol à gasolina, concedida no último dia 4 ao Rio Grande do Sul, em razão das enchentes, valem apenas para os municípios de Canoas, Esteio, Rio Grande e Santa Maria. A decisão é da diretoria da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

De acordo com a ANP, as flexibilizações para os quatro municípios contemplam os seguintes produtos e percentuais: gasolina C contendo no mínimo 21% de etanol anidro, em substituição ao percentual de 27% vigente na legislação atual; óleo diesel S10 contendo no mínimo 2% de biodiesel, em substituição ao percentual de 14% vigente na legislação atual; e óleo diesel S500 sem nenhuma mistura de biodiesel.

A cidade de Canoas enfrenta uma emergência devido às enchentes. Foto: Thiago Guimarães/ PMC – Thiago Guimarães/ PMC

A redução da abrangência para os quatro municípios ocorre devido à identificação, pela ANP, de que a situação do abastecimento no restante do estado se estabilizou. A Agência manteve, por outro lado, o prazo de 30 dias para a validade dessa medida, nos quatro municípios citados, a contar da decisão original de 4 de maio. Ressaltou, entretanto, que esse período pode ser revisto, dependendo das condições de abastecimento na região. Caso haja piora nas condições do estado, a ANP pode determinar também a retomada da flexibilização da mistura em outras localidades, de modo a garantir a continuidade do abastecimento.

Monitoramento

A ANP mantém monitoramento contínuo da situação no Rio Grande do Sul. Determinou, inclusive, que os distribuidores da região reportem diariamente os dados de movimentação dos combustíveis incluindo o detalhamento do percentual de mistura adotado.

Por outro lado, a Agência vem realizando um trabalho diário em campo, verificando bases de distribuição, postos de combustíveis e revendas de da Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) (gás de cozinha), com objetivo de obter um panorama da situação do abastecimento de combustíveis no estado.

A ANP participa ainda, diariamente, de reuniões com os gabinetes de crise conduzidos pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Casa Civil da Presidência da República para prestar informações e coordenar suas ações. Segue ainda em contato direto e permanente com os demais órgãos públicos e com os agentes do mercado, para antecipar eventuais dificuldades regionais na reposição de estoques de combustíveis, de modo a impedir ou mitigar problemas localizados de desabastecimento. As informações são da assessoria de imprensa da ANP.

ANP: RS pode reduzir mistura de biocombustível à gasolina e ao diesel

Diante da urgência provocada pelas intensas chuvas no Rio Grande do Sul, que resultaram na decretação do estado de calamidade pública no estado, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) adotou medidas emergenciais temporárias para garantir o fornecimento de combustíveis à região, com o controle da qualidade adequada.

Entre as medidas a agência reguladora autorizou flexibilizar por 30 dias, contados a partir do dia 3 de maio, da mistura de biodiesel ao óleo diesel e de etanol à gasolina. De acordo com a agência reguladora, o prazo pode ser revisto a depender das condições de abastecimento no estado.

O percentual de gasolina C adicionado ao etanol anidro passa dos atuais 27% para 21%, no mínimo. Já o percentual mínimo de biodiesel adicionado ao Óleo diesel S10 passa dos atuais 14% para 2%. Já o Óleo diesel S500 poderá ficar sem nenhuma mistura de biodiesel.

Conforme a ANP, a medida foi tomada porque as chuvas dificultam o abastecimento da região, principalmente no acesso ao biodiesel e ao etanol anidro. De acordo com a agência reguladora, em situação regular, esses biocombustíveis chegariam por via rodoviária ou ferroviária às bases de distribuição em Esteio e Canoas, mas diversos bloqueios em estradas e ferrovias do estado, impedem a normalidade do abastecimento do biodiesel e do etanol anidro.

A ANP informa ainda que monitora a situação na Região Sul: “a ANP segue monitorando a situação da região continuamente e qualquer alteração da situação ou complementação de suas ações será informada.”

Caráter excepcional

“Ressaltamos que as medidas tomadas têm caráter excepcional, dada a dimensão aguda da crise na região, e serão revistas pela ANP sempre que houver fundada necessidade, em razão do desenrolar dos acontecimentos climáticos na região sul do país. ANP atua para garantir o abastecimento de combustíveis no Rio Grande do Sul diante da grave crise causada pelas intensas chuvas”, pontuou.

Apesar da crise climática, a ANP garantiu que não há alteração no fornecimento de combustíveis fósseis que chegam por ligação dutoviária da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas, e às bases de distribuição no entorno. “Esse fluxo segue operacional e não foi alterado pela situação de calamidade”, completou.

ANP aprova adição obrigatória de corante ao óleo diesel marítimo

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou, nesta quinta-feira (11), a revisão da Resolução 903, de 2022, que dispõe sobre as especificações dos combustíveis de uso aquaviário e suas regras de comercialização.

A resolução da ANP foi alterada para incluir a obrigatoriedade de adição de corante ao óleo diesel marítimo comercializado na Região Norte, que é facultada em outras regiões do país.

Em nota, a agência explica que o objetivo da alteração é diferenciar, visualmente, o óleo diesel marítimo do óleo diesel rodoviário S10 e, desse modo, coibir a comercialização irregular do produto. O objetivo é evitar que o combustível marítimo, de menor preço, seja vendido como se fosse o rodoviário, “o que poderia estimular a obtenção de vantagens financeiras indevidas por agentes econômicos”.

Os estudos foram conduzidos pelo Centro de Pesquisas e Análises Tecnológicas da Agência (CPT), e os resultados apontaram para a utilização do corante de coloração violeta.

O uso do diesel marítimo em vez do óleo diesel rodoviário em veículos pode gerar maior emissão de gases resultantes da queima do combustível. Os dois produtos têm especificações distintas, e o uso do diesel marítimo em veículos automotores pode causar problemas, especialmente nos sistemas de pós-tratamento de emissões. Isso porque o diesel marítimo poder conter até 0,5 % de enxofre (5.000 mg/kg), teor prejudicial ao funcionamento desses sistemas.

Petrobras pagará à ANP R$ 830 milhões em royalties e PE atrasados

A Justiça do Rio de Janeiro homologou o acordo entre a Petrobras e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para encerrar um processo judicial que envolve o recálculo do valor a ser pago a título de participações governamentais – royalties e participação especial (PE) – pela produção de petróleo no Campo de Jubarte, na costa do Espírito Santo. A estatal terá que desembolsar R$ 830 milhões. A informação foi divulgada nesta segunda-feira (4) pela Petrobras.

De acordo com a ANP, as participações governamentais deixaram de ser recolhidas porque a Petrobras não atualizou a curva de PEV de Jubarte, ou seja, um instrumento que analisa as condições físico-químicas do petróleo extraído, as quais, por sua vez, definem o preço de referência do petróleo.

Os períodos em discussão foram de agosto de 2009 a fevereiro de 2011 e dezembro de 2012 a fevereiro de 2015.

Com o acordo, a Petrobras vai pagar cerca de R$ 830 milhões em valores atualizados até dezembro de 2023. Desse total, 35% serão pagos à vista; e o restante, parcelado em 48 vezes. Tanto a primeira parcela quanto as demais serão corrigidas pela taxa básica de juros (Selic).

O primeiro pagamento será feito em até 30 dias depois da homologação, feita pela 23ª Vara Federal da Seção Judiciária do Rio de Janeiro.

Segundo a Petrobras, os valores estão provisionados (reservados) nas demonstrações financeiras da companhia.

Participações governamentais

Os royalties são um percentual da receita bruta com o petróleo extraído pela empresa que é pago à União, estados e municípios produtores, todos os meses, e funcionam como uma remuneração à sociedade pela exploração desses recursos não renováveis.

Já a participação especial é uma compensação financeira que as empresas devem pagar por explorar campos de grande volume de produção ou grande rentabilidade. A arrecadação e distribuição das participações governamentais cabem à ANP.