Estudo da ANP sugere três novos blocos no pré-sal da Bacia de Campos

Os campos de pré-sal, responsáveis por 79,8% do total de petróleo e gás natural produzidos no Brasil, podem ganhar o reforço de três blocos exploratórios, classificados como “de elevado potencial”. Estudos geoeconômicos que sugerem esses novos pontos de produção foram aprovados na semana passada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Os três blocos exploratórios ─ Calcita, Dolomita e Azurita ─ estão localizados na Bacia de Campos, litoral do Sudeste. As pesquisas fazem parte do Projeto Calcita, da ANP, órgão regulador da indústria de petróleo no país e vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME).

Juntos, Calcita, Dolomita e Azurita somam 6,2 mil quilômetros quadrados (km²). Os estudos indicam a existência de condições técnicas e econômicas favoráveis ao desenvolvimento de grandes projetos na região. 

Os resultados dos estudos e as coordenadas dos blocos definidos serão encaminhadas ao MME, que detém a prerrogativa de divulgar a localização geográfica e propor a inclusão no regime de partilha ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

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O CNPE é um órgão de assessoramento da Presidência da República formado por representantes de diversos ministérios. O regime de partilha é a forma na qual áreas de exploração de petróleo são licitadas à iniciativa privada, criada após a descoberta do pré-sal e que prevê que uma parte da produção pertence à União.

Para que os três novos campos possam ser oferecidos em leilões, é preciso também manifestação conjunta do MME e do Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA).

“A iniciativa reafirma o compromisso da ANP com a valorização estratégica dos recursos do pré-sal brasileiro, contribuindo para o aumento da previsibilidade regulatória e o fortalecimento da concorrência no setor de petróleo e gás”, registrou a agência reguladora em nota.

A ANP informou à Agência Brasil que, caso os três blocos sejam incluídos em um leilão e arrematados por uma empresa, não é certo que venham a se transformar em campos produtores de petróleo e gás. “Isso vai depender de estudos mais aprofundados a serem feitos pelas empresas, que decidirão se iniciarão ou não a produção”. 

A agência acrescenta que também “não é possível informar quanto tempo levaria” para os poços começarem a produzir petróleo. 

Caso essas áreas cheguem à etapa de produção, a lei determina o pagamento pelas petroleiras de participações governamentais, como royalties, a serem destinados à União, estados e municípios.

Petroleiros

Ao comentar a projeção de novos blocos a pedido da Agência Brasil, o Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), criado pela Federação Única dos Petroleiros (FUP), destaca que, mesmo quase duas décadas após a descoberta do pré-sal, “a região continua a revelar um potencial energético de suma importância, consolidando sua posição como elemento estratégico para o desenvolvimento do Brasil”.

Com base em dados da ANP, o Ineep aponta que, no período de 2015 a 2024, de 36 poços exploratórios perfurados no pré-sal, 29 resultaram em notificações de descoberta.

Por isso, o coordenador-geral da FUP, Deyvid Bacelar, ressalta a importância de a Petrobras manter o direito de preferência na exploração das novas áreas. Ele critica o Projeto de Lei (PL) 3.178/2019, que tramita no Senado, que propõe retirar da estatal brasileira o direito de preferência, fazendo com que outras petroleiras tenham maior chance de arrematar blocos em leilões.

“Configura-se como um grave prejuízo tanto estratégico quanto econômico para a nação”, avalia Bacelar.

O PL foi aprovado pela Comissão de Infraestrutura do Senado e seguiu para a Comissão de Assuntos Econômicos (CAE). A principal mudança é a revogação do artigo da Lei 12.351, de 2010, que garante à Petrobras o direito de preferência com 30% de participação nos consórcios e a prerrogativa de operar os blocos licitados, mesmo sem apresentar a melhor oferta.

Os defensores do PL argumentam que a mudança na lei permitirá maior concorrência pelas áreas licitadas. Se passar pelo Senado, a matéria precisará ser aprovada pela Câmara dos Deputados antes de ir à sanção presidencial.

Bacelar, da FUP, critica também a proposta do PL de permitir que áreas do pré-sal sejam licitadas no modelo de concessão.

“Torna-se imprescindível que os contratos de exploração e produção nessas áreas, bem como em outras do mesmo polígono [do pré-sal], sejam firmados sob o regime de partilha”, defende.

A Agência Brasil também pediu ao Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) ─ que representa empresas do setor ─ comentários sobre os novos blocos, mas não recebeu resposta.

Partilha x concessão

A descoberta do pré-sal foi tão significativa para o potencial de produção de petróleo brasileiro que levou o governo a mudar o regime que autorizava as empresas a explorarem a riqueza submersa.

Dessa forma, nas áreas de pré-sal vigora o regime de partilha. Nesse modelo, a produção de óleo excedente (saldo após pagamento dos custos) é dividida entre a empresa e a União. Quando é realizado o leilão que autoriza a buscar e produzir petróleo em uma área, vence o direito de explorar a companhia que oferece a maior parcela de lucro à União.

Essa regra é diferente do modelo de concessão, válido nos demais blocos de óleo e gás. No modelo tradicional, o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo é da concessionária, que se torna dona de todo o óleo e gás que venham a ser descobertos. Em contrapartida, além do bônus de assinatura ao arrematar o leilão, a petrolífera paga royalties e participação especial (no caso de campos de grande produção).

Junto com o modelo de partilha, foi criada uma estatal, a Pré-Sal Petróleo (PPSA), sediada no Rio de Janeiro e vinculada ao MME, que representa a União no recebimento das receitas. Ou seja, a PPSA vende o petróleo entregue pelas petroleiras à União.