Reuters - O governo fixou em R$ 10,2 bilhões o valor mínimo total a ser pago à União em leilão que prevê a oferta de três fatias em campos do pré-sal já em produção, mas que ainda não foram contratadas, informou nesta terça-feira a estatal Pré-Sal Petróleo (PPSA).
A Petrobras, que opera nas áreas que serão leiloadas, é candidata natural a participar do certame. A presidente da companhia, Magda Chambriard, já afirmou anteriormente que avalia todos os leilões de áreas de petróleo e gás.
O leilão, que será realizado em 4 de dezembro, na bolsa paulista B3, ofertará participações de 3,5% na jazida compartilhada de Mero, 0,551% em Tupi e 0,950% em Atapu, que hoje pertencem à União, detalhou a PPSA, responsável por representar a União em contratos de partilha de produção.
Para a fatia da União em Mero foi estipulado o maior valor mínimo de R$7,65 bilhões, enquanto para a participação em Tupi, o valor mínimo fixado foi de R$ 1,69 bilhão. Para Atapu, a oferta mínima estipulada foi de R$ 863,32 milhões.
O edital do leilão será publicado pela PPSA em seu site na quarta-feira, acompanhado da minuta do Termo Aditivo do Acordo de Individualização da Produção (AIP) de cada jazida e do respectivo Contrato de Alienação, além de outros documentos.
A realização do leilão foi autorizada na última sexta-feira pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que reúne ministros e outros representantes do governo e da sociedade civil para aconselhamento do presidente da República.
<h2>Potencial futuro</h2>
Além da oferta mínima, o CNPE também definiu que poderá haver, no futuro, o pagamento de um valor adicional à União, denominado "earn-out", caso algumas perspectivas futuras se concretizem e agreguem mais valor aos ativos.
O "earn-out", segundo a PPSA, é um dispositivo contratual que condiciona o pagamento de uma parcela variável conforme a ocorrência de certos eventos futuros, como apreciações no preço do barril de petróleo Brent e futuras redeterminações das parcelas de participação nas jazidas, que podem resultar em um aumento da participação percentual das áreas não contratadas.
No mês passado, representantes da PPSA haviam afirmado em evento que a estatal via potencial para que os ativos em oferta tenham mais petróleo do que o previsto inicialmente. Caso a perspectiva se confirme posteriormente, os vencedores no leilão poderão ter uma participação na jazida elevada, mediante pagamentos adicionais.
"Nossa equipe buscou valorar o ganho advindo de eventos futuros de forma a equilibrar os ganhos para o país -- e, consequentemente, para a sociedade brasileira -- com a manutenção da atratividade do certame, compartilhando benefícios de forma justa com os compradores", disse o diretor-presidente da PPSA, Luis Fernando Paroli, em nota, nesta terça-feira.
A diretora Técnica da PPSA, Tabita Loureiro, reiterou em nota que os estudos técnicos da empresa já indicam potencial de incremento das participações das áreas não contratadas nas jazidas de Mero e Atapu.
"No caso de Tupi já há uma nova participação negociada. Trata-se de uma oportunidade singular em ativos de classe mundial, nas maiores jazidas do pré-sal em produção, sem risco exploratório e com upsides relevantes", explicou.

Paulo Emilio

original

300x400

320x320

321x200

500x240

610x380

square

thumbnail

viewImage

Economia

Leilão de áreas do pré-sal em produção terá valor mínimo total de R$ 10,2 bi, diz PPSA

Por Marta Nogueira
RIO DE JANEIRO (Reuters) - A BP buscará um parceiro para o bloco Bumerangue durante a avaliação da descoberta e um eventual acordo poderá acontecer antes da decisão final de investimentos, afirmou o presidente da empresa no Brasil, Andres Guevara de la Vega, nesta quinta-feira.
A companhia britânica anunciou, em agosto, que Bumerangue foi sua maior descoberta de petróleo e gás em 25 anos.
A BP, que atualmente tem 100% do bloco, possui experiência como operadora em águas profundas em outros locais do mundo, mas considera importante seguir adiante no Brasil em parcerias que agreguem conhecimento. "(A busca por um parceiro) vai ser no futuro... nos próximos um ou dois anos, mas é um processo que vai andar em paralelo com a avaliação. Mas vai acontecer", afirmou Vega, durante participação em evento da Câmara Britânica no Rio.
"Eu imagino que, para mim, quase com certeza, a parceria vai acontecer antes de a gente fazer um FID (decisão final de investimentos, na sigla em inglês). Isso é comum. Mas não tem uma data. Mas vai acontecer."
A Petrobras seria uma parceira natural, já que tem expertise no pré-sal, mas fontes da estatal brasileira disseram em agosto à Reuters que isso dependeria dos índices de CO2 no campo.
Após a descoberta, a companhia agora está analisando os fluidos encontrados, em fase que traz grandes expectativas do mercado, que aguarda para entender a presença do CO2 no ativo.
 O CO2 é comum em campos do pré-sal, mas sua quantidade não pode ser muito elevada a ponto de inviabilizar a operação de forma comercial.
Outras análises relacionadas à descoberta também estão em curso, disse Vega, evitando dar previsões para novas perfurações no ativo.
A descoberta de Bumerangue ocorreu com a perfuração do 13º poço da petroleira no Brasil e despertou grande interesse da indústria, por confirmar o potencial de descobertas relevantes em áreas do pré-sal distantes de áreas em produção já amplamente conhecidas.
"É relevante para nós, mas é relevante para o país. Porque dá uma revigorada no pré-sal, depois de, talvez, uma década sem grandes descobertas", disse Vega.
Atualmente, a BP está presente em sete blocos no Brasil, dos quais é operadora em quatro.
Como operadora, a empresa prevê perfurar em 2026 um poço no bloco Tupinambá, ao lado de Bumerangue. Apesar da proximidade, Vega destacou que os prospectos são independentes e não necessariamente compartilham semelhanças geológicas.
Questionado se a empresa poderá participar dos leilões de áreas previstos para este ano pela reguladora ANP e pela estatal PPSA, Vega afirmou que "sempre vamos avaliar, mas o foco é no portfólio que tem que desenvolver".
<h3>BIOENERGIA</h3>
Sobre a BP Bioenergy, Vega afirmou que a empresa vê sinergias de etanol de cana-de-açúcar com o de milho e avalia eventualmente investir em usinas do cereal.
"Tem que olhar o que está acontecendo com milho", disse o presidente da BP no Brasil, que atualmente possui apenas usinas de cana.
Dentre as sinergias, Vega citou que há oportunidades no compartilhamento de infraestrutura, como a tancagem, já que a molécula é a mesma. O executivo também vê a possibilidade de usar o bagaço da cana para reduzir a pegada de carbono na geração de energia para a usina de milho.
Questionado se poderia haver conversas com a Petrobras, uma vez que a estatal está em busca de retornar para o setor de etanol, Vega disse que não. Ele entende que o interesse da brasileira está mais voltado para o milho.
A BP é uma das líderes na produção de etanol e açúcar no país, por meio de 11 usinas em cinco Estados.
(Por Marta Nogueira)

Luis Mauro Filho

1250x600

1280x490

360x640

Brasil

BP buscará parceiro para Bumerangue antes de investir

247 – A Petrobras conquistou um passo decisivo em seu projeto na Margem Equatorial. Nesta quarta-feira, 24 de setembro, o Ibama aprovou a Avaliação Pré-Operacional (APO), realizada pela companhia em agosto, como parte final do processo de licenciamento ambiental do bloco FZA-M-59, localizado em águas profundas da costa do Amapá. A informação foi divulgada pela Agência Petrobras de Notícias (<a href="https://agencia.petrobras.com.br/w/ibama-aprova-avalia%C3%A7%C3%A3o-pr%C3%A9-operacional-apo-realizada-pela-petrobras-no-amap%C3%A1" target="_new">confira aqui</a>).
No parecer oficial, o órgão ambiental destacou que, “levando em consideração as observações registradas pela equipe de avaliadores, a robustez da estrutura apresentada, bem como o caráter inédito da atividade executada — marcada por desafios logísticos relevantes, pela dimensão da estrutura acionada e pela amplitude das vertentes de análise — considera-se a Avaliação Pré-Operacional do Bloco FZA-59 aprovada”.
Apesar da aprovação, o Ibama solicitou ajustes no plano de proteção à fauna apresentado pela estatal, ressaltando que a medida visa fortalecer a estratégia de melhoria contínua da estrutura de resposta, garantindo alinhamento aos requisitos ambientais da região. A Petrobras se comprometeu a revisar o plano conforme as recomendações e reapresentar o documento até esta sexta-feira, 26 de setembro.
O despacho também recomenda a concessão da licença de operação “após a constatação, pela equipe técnica, da incorporação nos planos das melhorias e correções solicitadas no parecer”. Com isso, a estatal avança para a etapa final e espera obter em breve a licença ambiental para perfuração de um poço exploratório no bloco FZA-M-59, que será fundamental para identificar informações geológicas e avaliar a presença de petróleo.
Em nota, a Petrobras reforçou seu compromisso com o desenvolvimento sustentável da Margem Equatorial, destacando a relevância da região como nova fronteira exploratória para garantir a segurança energética do Brasil e viabilizar os recursos necessários para uma transição energética justa.

Redação Brasil 247

Presidenta da Petrobras, Magda Chambriard

Petrobras celebra avanço na busca da licença pela Margem Equatorial

247 – O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou nesta quarta-feira (24) que a Margem Equatorial pode ser considerada o “novo pré-sal” brasileiro. A declaração foi feita durante um evento sobre gás liquefeito de petróleo (GLP), no Rio de Janeiro. A informação foi publicada pelo jornal Valor Econômico.
Segundo Silveira, a abertura de novas fronteiras exploratórias é estratégica para garantir recursos que financiem a transição energética e sustentem o crescimento econômico do país. “A exploração de petróleo e gás natural é fundamental para financiar a transição energética e garantir mais desenvolvimento econômico e social”, declarou.
<h2>Margem Equatorial como nova fronteira</h2>
O ministro destacou o programa Potencializa E&amp;P, voltado para estimular investimentos em novas fronteiras exploratórias. “No programa Potencializa E&amp;P, o foco é nas novas fronteiras. A Margem Equatorial é um novo pré-sal”, disse.
Atualmente, a Petrobras ainda aguarda a licença ambiental do Ibama para avançar na perfuração de poços na região da Margem Equatorial, área considerada estratégica para o futuro energético do Brasil.
<h2>Gás natural e reindustrialização</h2>
Silveira também ressaltou que a expansão da oferta de gás natural é condição essencial para apoiar a política de reindustrialização do país. “Há um grande esforço nacional para promover a reindustrialização. Para isso, é preciso aumentar a oferta e reduzir o preço do gás natural para nossas indústrias”, afirmou.
<h2>Apoio político no Rio</h2>
Durante sua passagem pelo Rio, o ministro aproveitou para manifestar apoio ao prefeito Eduardo Paes em uma eventual disputa pelo governo estadual. “Há uma grande esperança no Brasil de ver Eduardo Paes administrar o Rio nos próximos 4 anos”, declarou.

"Margem Equatorial é um novo pré-sal", diz Alexandre Silveira

247 - A produção brasileira de petróleo e gás natural atingiu em julho de 2025 um patamar inédito, superando pela primeira vez a marca de 5 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Os dados foram divulgados nesta segunda-feira (1) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
De acordo com o boletim mensal da ANP, o país alcançou 5,160 milhões de boe/d no período, resultado que representa um aumento expressivo em relação ao mês anterior e também frente a julho de 2024. O crescimento foi puxado tanto pelo petróleo quanto pelo gás natural, confirmando a força do pré-sal como principal polo de produção.
<h2>Petróleo e gás natural em alta</h2>
Somente em petróleo, foram extraídos 3,959 milhões de barris por dia, um crescimento de 5,4% em relação a junho e de 22,5% frente ao mesmo mês do ano passado. Já a produção de gás natural chegou a 190,89 milhões de metros cúbicos por dia, com alta de 5,1% sobre junho e de 26,1% na comparação anual.
No pré-sal, a marca também foi histórica: 4,077 milhões de boe/d, o que corresponde a 79,1% da produção nacional. Desse total, 3,148 milhões de barris diários foram de petróleo – primeira vez que a região ultrapassa 3 milhões de bbl/d – e 147,66 milhões de m³/d de gás natural.
<h2>Aproveitamento e queima de gás</h2>
A taxa de aproveitamento do gás natural atingiu 97,1% em julho. Do total, 63,81 milhões de m³/d foram direcionados ao mercado e 5,48 milhões de m³/d queimados. A queima apresentou queda de 9% em relação ao mês anterior, mas ainda ficou 62,1% acima do registrado em julho de 2024. Segundo a ANP, essa redução recente está ligada à fase final do comissionamento da nova unidade flutuante de produção (FPSO) no Campo de Mero.
<h2>Liderança do pré-sal</h2>
Os campos marítimos responderam por 97,7% do petróleo e 86,1% do gás natural extraídos. A Petrobras, sozinha ou em consórcios, foi responsável por quase 90% da produção nacional. No total, 6.601 poços estiveram ativos no mês, sendo 568 marítimos e 6.033 terrestres.
O campo de Tupi, localizado no pré-sal da Bacia de Santos, manteve a liderança, com 799,37 mil barris diários de petróleo e 40,53 milhões de m³/d de gás. Já a unidade com maior produção foi o FPSO Guanabara, no Campo de Mero, que alcançou 184,3 mil barris de petróleo e 12,09 milhões de m³/d de gás natural.
<h2>Consulta interativa e perspectivas</h2>
Além da versão em PDF, a ANP disponibilizou os dados em formato interativo, com tecnologia de Business Intelligence (BI). A ferramenta permite que o usuário filtre informações por mês, estado, bacia e campo produtor.
A agência destacou ainda que variações na produção podem ocorrer em função de fatores como manutenções programadas, entrada em operação de novos poços, paradas para limpeza e início de testes em plataformas, ações comuns na indústria do petróleo e gás e que visam garantir estabilidade e crescimento contínuo da produção.

Produção nacional de petróleo e gás natural bate marca inédita em julho

Reuters - O Brasil ofertará sete novos blocos exploratórios de petróleo e gás natural no próximo leilão do pré-sal, sob modelo de partilha de produção, em 22 de outubro, informou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) nesta quarta-feira.
Os blocos em oferta serão Jaspe, Citrino, Larimar, Ônix, Itaimbezinho, Ametista e Esmeralda.
O edital do leilão continha inicialmente 13 blocos exploratórios, mas apenas esses sete receberam declaração de interesse acompanhada de garantia de oferta das empresas com inscrição ativa e, portanto, cumpriram requisitos para serem ofertados, explicou a agência.

Presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) regulamenta Fundo Social do pré-sal

Brasil ofertará 7 blocos em leilão do pré-sal em 22 de outubro, diz ANP

Reuters - A Petrobras está estudando aumentar a capacidade de produção de seu maior navio-plataforma em operação, o Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, para 250 mil barris por dia de petróleo, disse nesta segunda-feira diretora executiva de Exploração e Produção, Sylvia dos Anjos.
A unidade, que entrou em operação em fevereiro, atingiu sua capacidade máxima de 225 mil barris por dia três meses antes da data prevista, conforme anunciou a empresa na semana passada.
Além da Almirante Tamandaré, a Petrobras também avalia a possibilidade de aumentar a produção de outras unidades como o navio-plataforma Duque de Caxias.
A diretora explicou que a Petrobras precisa do aval do órgão ambiental federal Ibama e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), e das afretadoras SBM Offshore e Modec, para expandir produção de unidades.

Petrobras avalia elevar capacidade de produção de sua maior plataforma, diz diretora

Bruno de Freitas Moura, repórter da Agência Brasil - O anúncio de um reservatório de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, no último dia 4, provocou queixa da Federação Única dos Petroleiros (FUP). Não que a instituição que representa trabalhadores da indústria do petróleo seja contra a exploração, mas é que o anúncio foi feito pela multinacional britânica BP Energy.
A empresa classificou a descoberta como “significativa” e afirmou ser a maior da companhia em 25 anos. O reservatório anunciado fica no bloco Bumerangue, a cerca de 400 metros da costa do Rio de Janeiro. Para efeito de comparação, é quase a distância entre as cidades do Rio e de São Paulo (417 km).
A insatisfação da FUP é pelo fato de o bloco pertencer cem por cento à BP, sem participação da Petrobras. O direito de explorar o bloco foi arrematado em 2022, em leilão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), órgão regulador da indústria do petróleo, vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME).
Em comunicado divulgado após o anúncio de Bumerangue, a FUP considera que a descoberta mostra “os riscos da entrega do pré-sal ao capital estrangeiro e os retrocessos causados pela flexibilização do regime de partilha”.
“A operação reforça a perda de controle nacional sobre recursos estratégicos”, diz o coordenador-geral da entidade, Deyvid Bacelar.
<h2>Mudança na lei</h2>
Bacelar critica a Lei 13.365, de 2016, que desobriga a Petrobras de ser operadora de todos os blocos do pré-sal. O texto alterou uma legislação de 2010, fazendo com que a Petrobras tenha o chamado direito de preferência, isto é, pode escolher se quer ou não ser operadora. Em caso positivo, terá participação de ao menos 30% do consórcio explorador. 
À época, os defensores da mudança diziam que desobrigar a Petrobras de ser operadora de todos os blocos seria um alívio para a situação financeira da companhia, que enfrentava grave crise em 2016, na esteira da Operação Lava Jato, e apresentava dificuldade para investir. O então presidente da estatal, Pedro Parente, entendia que a obrigatoriedade impedia a empresa de escolher as opções que atendessem melhor ao interesse dela.
Para a FUP, a flexibilização abriu espaço para importantes descobertas pelas petroleiras internacionais. A representação de trabalhadores aponta ainda que a mudança fez com que blocos pudessem ser arrematados com menor ágio, ou seja, pagando mais barato.
Em Bumerangue, a BP ofereceu à União parcela de óleo excedente de 5,9%, caracterizando ágio de 4,24%. Ágio é a diferença entre o excedente mínimo exigido pelo leilão e o oferecido pelo lance.
“A mesma BP ofertou apenas 6,5% no bloco Tupinambá, arrematado em 2023, consolidando uma tendência de baixa compensação ao país e alta concentração de exploração por empresas estrangeira”, diz Deyvid Bacelar.
<h2>Como funciona o leilão</h2>
A descoberta do pré-sal foi tão significativa para o potencial de produção de petróleo brasileiro que levou o governo ─ com o aval do Congresso nacional ─ 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, além de a petroleira pagar o chamado bônus de assinatura, a produção de óleo excedente (saldo após pagamento dos custos) é dividida entre a empresa e a União.
Quando é realizado o leilão, vence o direito de explorar a companhia que oferece a maior parcela de lucro à União, ou seja, maior percentual do excedente. As empresas pagam também royalties.
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. Além do bônus de assinatura ao arrematar o leilão, a petrolífera paga royalties e participação especial (no caso de campos de grande produção).
Tanto no leilão de Bumerangue quanto no de Tupinambá, a BP disputou sozinha. Em Tupinambá, o ágio foi de 33,20%. 
<h2>Indústria defende modelo</h2>
A indústria do petróleo defende o modelo atual, com a Petrobras tendo apenas o direito de preferência. Procurado pela Agência Brasil, o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás ─ que representa empresas do setor, entre elas a Petrobras ─ afirmou que a atual política brasileira de exploração e produção de óleo e gás, que prevê a presença de múltiplos operadores, tem demonstrado resultados positivos.
“A atuação de vários operadores, inclusive no pré-sal, permite aumentar o conhecimento geológico da região, acelerar a exploração e maximizar o potencial da bacia”, defendeu o presidente do IBP, Roberto Ardenghy.
“O IBP defende que a presença de diversas empresas, nacionais e internacionais, com suas diferentes tecnologias e expertises, distribui o risco, promove maior competição, atrai investimentos e, consequentemente, amplia a arrecadação de royalties e participações especiais para o país. Isso resulta em maior valor para a sociedade brasileira", completou.
A Agência Brasil pediu comentários à Petrobras sobre o modelo atual de preferência sem obrigatoriedade, mas não recebeu retorno. Na última sexta-feira (8), durante teleconferência com analistas e investidores, a presidente da companhia, Magda Chambriard, foi questionada sobre participação em outros tipos de leilão, como o de áreas não contratadas (quando o governo vende direitos de produção de campos ainda não contratados). Na resposta, Chambriard afirmou que “a empresa estará sempre presente em toda e qualquer oportunidade de leilão da ANP”.
“O território brasileiro é nossa casa e, quando se oferta áreas do pré-sal, então, nem se fala, claro que estaremos presentes do leilão, é do nosso interesse”, respondeu.
Entretanto, Magda Chambriard ponderou os interesses da empresa. “Independentemente de qualquer coisa, isso só vai acontecer se fizer sentido econômico para nós. Ninguém aqui está pensando em nenhuma aventura desmedida. Se o projeto for bom, se o projeto estiver valendo a pena e se estiver previsto no nosso plano de negócios, é essa direção que vamos seguir”, afirmou.
Procurada pela Agência Brasil, a ANP afirmou que não cabe à instituição, enquanto agência reguladora, comentar leis aprovadas pelo Congresso. “A ANP cumpre a legislação em vigor e implementa políticas emanadas do governo”, disse em nota.
O MME não respondeu ao pedido de comentários.
<h2>Prós e contras</h2>
O professor Geraldo Ferreira, do Departamento de Engenharia Química e Petróleo da Universidade Federal Fluminense (UFF), lembrou que a alteração na lei e na postura da Petrobras se deu após mudança de governo, com a presidência de Michel Temer (2016-2018), o que Ferreira classifica como “mais orientada para o mercado”.
“A gestão da Petrobras também é trocada para ficar em sintonia com os novos tempos do mercado”, diz o professor, que cita prós e contras na mudança de legislação.
Ele assinala que, desonerando a Petrobras de ter que investir em todas as áreas, há uma flexibilidade que permite “desenvolvimento mais rápido onde a empresa não priorizaria”.
Por outro lado, Ferreira acredita que há “enfraquecimento do controle estratégico do setor de óleo e gás pelo Estado brasileiro”.
Entre os efeitos desse enfraquecimento estão “menor participação governamental por barril em alguns contratos, coordenação mais fraca para a política industrial e maior risco de subfinanciamento do Fundo Social — especialmente em empresas de petróleo com lances baixos, como a Bumerangue”.
O Fundo Social foi criado para que parte dos recursos que o governo arrecada no pré-sal seja destinada a áreas como saúde, educação e meio ambiente.
Para Ferreira, o atual cenário é mais favorável a empresas estrangeiras e isso, não necessariamente, é um incentivo para a indústria brasileira do petróleo.
“Somente se combinada com condições firmes e inteligentes que transformem a presença de operadores estrangeiros em capacidade doméstica, provendo a industrialização, formação de recursos humanos e absorção de tecnologia”, diz.
Caso contrário, completa o especialista da UFF, o Brasil será mero exportador de commodities (matérias-primas negociadas em larga escala e com preços internacionais). “Como ocorre desde o passado, sendo exemplos o ouro e diamante em Minas Gerais no século 19”, acrescenta.
Ferreira acredita também que a não onipresença da Petrobras no pré-sal resulta em “não haver mais garantia de liderança na coordenação do desenvolvimento de vários blocos, com planejamento e implantação associada de infraestrutura”.
<h2>Outros leilões</h2>
O próximo leilão de exploração será daqui a pouco mais de dois meses. É o 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha, marcado para 22 de outubro. Estarão em disputa 13 blocos exploratórios, localizados nas bacias de Santos e Campos.
Quinze empresas se habilitaram, entre elas as brasileiras Petrobras, Prio e 3R (Brava Energia), e as multinacionais Chevron (Estados Unidos), Ecopetrol (Colômbia), Equinor (Noruega), Petrogal (Portugal), Petronas (Malásia), QatarEnergy (Catar), Shell (anglo-holandesa), Total Energies (França), Karoon (Austrália), além das chinesas Cnooc e Sinopec.
Em junho, a ANP realizou o leilão do 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão, que incluía áreas na Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, região considerada “o novo pré-sal”, com expectativa de grandes descobertas. A Petrobras já detém blocos na região, mas ainda precisa de autorização do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), autoridade ambiental ligada ao Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima.
Foram oferecidos 19 blocos na região, sendo a Petrobras um dos destaques, com 10 áreas arrematadas, todas em consórcio com a americana ExxonMobil. Nove blocos foram adquiridos pela Chevron em consórcio com a chinesa CNPC.

Petrobras localiza hidrocarbonetos no pré-sal da Bacia de Campos

FUP critica lei que desobriga Petrobras de operar todo o pré-sal

247 - A Petrobras informou nesta quarta-feira (23) que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou o Acordo de Individualização da Produção (AIP) da jazida compartilhada de Jubarte, no pré-sal da Bacia de Campos, no litoral do Espírito Santo. As informações são do jornal <a href="https://oglobo.globo.com/economia/noticia/2025/07/23/petrobras-e-anp-fecham-acordo-sobre-exploracao-de-campo-do-pre-sal-e-governo-vai-arrecadar-r-17-bilhao.ghtml">O Globo</a>.
O acordo define as regras para a divisão da produção de petróleo e gás natural em jazidas que ultrapassam os limites de blocos exploratórios distintos. No caso de Jubarte, 97,25% da jazida está situada no Campo de Jubarte, operado pela Petrobras. Os 2,75% restantes estão em áreas sob responsabilidade da União — representada pela estatal PPSA —, da Shell e das empresas parceiras Brava e ONGC.
A nova repartição das participações entra em vigor a partir de 1º de agosto de 2025, com as seguintes proporções:
<ul>
 <li>Petrobras: 97,25% 
 
</li>
 <li>União (PPSA): 1,89% 
 
</li>
 <li>Shell: 0,43% 
 
</li>
 <li>Brava: 0,198% 
 
</li>
 <li>ONGC: 0,232%</li>
</ul>
A ANP exige esse tipo de acordo sempre que uma jazida se estende por áreas sob diferentes regimes contratuais. O objetivo é garantir que a exploração ocorra de forma conjunta, transparente e com repartição justa entre os envolvidos.
Além da nova divisão da produção, as empresas deverão negociar compensações financeiras entre si. Isso significa que aquelas que extraíram mais petróleo antes da vigência do acordo poderão ter que ressarcir as demais, a fim de equilibrar os resultados acumulados até agora.
A aprovação do AIP ocorre em um momento de revisão das estimativas de arrecadação do governo com recursos naturais. Segundo o secretário do Tesouro Nacional, Rogério Ceron, o campo de Jubarte deverá render R$ 1,7 bilhão aos cofres públicos. Esse valor se soma aos R$ 16,5 bilhões esperados com os leilões de petróleo previstos para este ano. Com isso, a projeção total de arrecadação com exploração de recursos naturais subiu de R$ 122,3 bilhões para R$ 140,2 bilhões em 2025.

Otávio Rosso

Fachada de prédio da Petrobras no Rio de Janeiro 04/2025

Petrobras e ANP fecham acordo sobre exploração de campo do pré-sal

247 - O Congresso Nacional aprovou a medida provisória (MP) que amplia os usos do Fundo Social do Pré-sal, destacaram ministros do governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, nesta quarta-feira (2).&nbsp;
Mais cedo, o Senado aprovou o texto que autoriza o governo federal a empregar recursos do fundo em novas ações de enfrentamento a calamidades públicas e em programas de interesse social.&nbsp;
A proposta aguarda sanção do presidente Lula.
A MP do governo do presidente Lula foi editada em março. À época, o fundo previa aplicação dos recursos em educação, saúde, cultura, esporte, ciência e tecnologia e meio ambiente.
O fundo foi criado pelo segundo governo Lula, em 2010, com o objetivo de &nbsp;destinar receitas do petróleo a projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento.
A ministra das Relações Institucionais, Gleisi Hoffmann, celebrou a aprovação da MP pelo Senado e detalhou que o fundo apoiará o programa Minha Casa, Minha Vida.
“Muito importante para o país a aprovação, semana passada pela Câmara dos Deputados e ontém pelo Senado Federal, da Medida Provisória do Fundo Social. Isso vai permitir que os recursos do Fundo sejam aplicados também no financiamento à habitação, com uma nova faixa do Minha Casa Minha Vida”, disse nas redes sociais.&nbsp;
Excedentes do Pré-sal - A MP permite ao governo leiloar petróleo e gás excedentes do Pré-sal--com um potencial de arrecadação de até R$ 20 bilhões, de acordo com dados publicados em O Estado de São Paulo. A parcela que poderá ser vendida corresponde ao que caberá à União em blocos que serão futuramente licitados.
Com isso, a União poderá abrir mão de sua parcela de excedente em óleo de acordos de individualização da produção de petróleo e de gás natural em áreas não contratadas no pré-sal ou em áreas estratégicas. A mudança foi inserida pelos deputados no texto da MP, mas já estava no PL 2.632/2025, do Executivo, que teve seu conteúdo incorporado à medida.

Leonardo Sobreira

3000x1800

Congresso aprova ampliação do Fundo Social do Pré-sal, em vitória para o governo

247 - O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), comemorou nesta quinta-feira (26) os resultados expressivos do 5º Leilão de Petróleo da União, promovido pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), estatal ligada ao Ministério de Minas e Energia. O certame alcançou a maior arrecadação da história da PPSA: R$ 28 bilhões.
O leilão foi realizado na sede da B3, em São Paulo, e atraiu grandes empresas do setor energético internacional, com disputa acirrada entre petroleiras. “A previsão na Lei Orçamentária era de R$ 23 bilhões em arrecadação com esse leilão de petróleo da União. Encerramos com mais de R$ 28 bilhões contratados. Esses R$ 5 bilhões adicionais chegam em um momento importante e vão ajudar o governo a cumprir seus compromissos fiscais, reforçando a função estratégica do pré-sal como fonte de desenvolvimento e equilíbrio das contas públicas”, declarou Silveira.
Comercialização recorde de barris do pré-sal - Foram disponibilizados para negociação 74,5 milhões de barris de petróleo pertencentes à União, oriundos dos campos do pré-sal de Mero, Búzios, Itapu e Sépia. Esses barris foram distribuídos em sete lotes. O leilão teve preços iniciais com desconto sobre o valor do Brent datado: US$ 3,03 por barril para os lotes de Mero; US$ 3,23 para o de Búzios; US$ 2,73 para Itapu; e US$ 4,13 para o lote de Sépia. As entregas estão previstas entre julho de 2025 e fevereiro de 2027.
Entre os concorrentes estavam companhias como Petrobras, TotalEnergies, Equinor, ExxonMobil, CNOOC, Galp, PetroChina e a Refinaria de Mataripe. Destaque para a participação inédita da norueguesa Equinor e da norte-americana ExxonMobil, que estrearam no certame, reforçando o grau de atratividade do modelo de comercialização adotado pela PPSA.
Disputa intensa em todos os lotes - A Petrobras levou o primeiro lote do campo de Mero, que corresponde à produção de 14 milhões de barris do FPSO Guanabara, por um valor de Brent menos US$ 1,22 por barril, após competição direta com a portuguesa Galp, que atuou em consórcio com a ExxonMobil. Esse mesmo consórcio venceu o segundo lote de Mero, também com 14 milhões de barris, por US$ 1,35 de desconto por barril.
O terceiro lote de Mero, referente ao FPSO Duque de Caxias, foi arrematado pela Equinor por Brent menos US$ 1,11, após superar propostas da Petrobras e do consórcio PetroChina/Refinaria de Mataripe. Já o quarto e último lote desse campo, que incluiu a produção do FPSO Alexandre de Gusmão (15 milhões de barris) e do FPSO Pioneiro de Libra (2,5 milhões de barris), ficou com a Petrobras, por um valor de Brent menos US$ 1,54 por barril.
O quinto lote, do campo de Búzios (3,5 milhões de barris), foi arrematado pelo consórcio PetroChina/Refinaria de Mataripe com desconto de US$ 1,14 por barril. No lote seguinte, referente a 6,5 milhões de barris de Itapu, o mesmo consórcio ofereceu o menor desconto entre todos os lotes: US$ 0,65 por barril.
Encerrando o certame, a Petrobras conquistou o sétimo lote, do campo de Sépia, com 5 milhões de barris, oferecendo Brent menos US$ 1,69 por barril.
Estratégia de governo e ambiente competitivo - Durante o evento, o secretário Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, que representou o ministro Silveira na cerimônia, destacou a importância do leilão para a política energética brasileira. Ele afirmou que a operação reafirma o compromisso do governo com a gestão eficiente dos recursos públicos e com a promoção de um ambiente de negócios estável, transparente e competitivo para investidores nacionais e estrangeiros.
A PPSA, responsável por gerir os contratos da União no pré-sal, confirmou que esta foi a maior operação já realizada pela empresa, tanto em arrecadação quanto em volume ofertado. A estatal reforça que o resultado histórico consolida o modelo adotado e projeta o Brasil como um dos protagonistas no mercado global de energia nos próximos anos.

Guilherme Levorato

Alexandre Silveira no leilão de petróleo e gás

Silveira celebra leilão bilionário de petróleo e diz que pré-sal ajuda a "cumprir compromissos fiscais"

Flávia Albuquerque - Repórter da Agência Brasil
A Pré-Sal Petróleo (Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) promoveu nesta quinta-feira (26) o 5º Leilão de Petróleo da União, na B3, na capital paulista. As companhias habilitadas para participar disputaram 74,5 milhões de barris de petróleo, com estimativa de arrecadação de R$ 28 bilhões. O leilão foi dividido em sete lotes, referentes aos campos de Mero, Búzios, Itapu e Sépia, da produção da União prevista para 2025 e 2026. As cargas ofertadas tem previsão de carregamento entre julho de 2025 e fevereiro de 2027.
Foram quatro lotes de Mero (três deles com quantidades estimadas de 14 milhões de barris e um de 17,5 milhões de barris), um de Búzios (3,5 milhões de barris), um de Itapu (6,5 milhões de barris) e um de Sépia (5 milhões de barris). Dez empresas fizeram suas propostas: CNOOC, Equinor, ExxonMobil, Galp, Petrobras, PetroChina, PRIO, Refinaria de Mataripe (Acelen), Shell e TotalEnergies.
O primeiro lote do campo de Mero referente à produção de 14 milhões de barris de petróleo do FPSO Guanabara, foi arrematado pela Petrobras, pelo valor de Brent datado menos US$ 1,22/barril. O segundo lote de Mero, também de 14 milhões de barris de petróleo, foi adquirido pelo grupo Galp Energia Brasil/ExxonMobil, por por Brent datado menos US$ 1,35/barril.
O grupo Petrochina Internacional (Brazil) Trading/ Refinaria de Mataripe, a Equinor Brasil Energia arrematou o terceiro lote de Mero, de 14 milhões de barris de petróleo do FPSO Duque de Caxias, com Brent datado menos US$ 1,11/barril. O quarto e último lote do campo de Mero, referente ao FPSO Alexandre de Gusmão, com 15 milhões de barris de petróleo, e ao FPSO Pioneiro de Libra, com 2,5 milhões de barris de petróleo, foi arrematado pela Petrobras no valor de Brent datado menos US$1,54/barril.
O grupo Petrochina Internacional (Brazil) Trading/ Refinaria de Mataripe adquiriu por Brent datado menos US$ 1,14/barril o Lote 5, referente à produção de 3,5 milhões de barris de petróleo do campo de Búzios. O Lote 6, referente à produção de 6,5 milhões de barris de petróleo de campo de Itapu, também foi arrematado pelo grupo Petrochina Internacional (Brazil) Trading/ Refinaria de Mataripe por Brent datado menos US$ 0,65/barril – o melhor resultado do leilão. No último lote da rodada, a Petrobras venceu a disputa do campo de Sépia, que comercializou 5 milhões de barris de petróleo por Brent datado menos US$ 1,69/barril.
<blockquote>“Acreditamos que o petróleo no Brasil ainda terá muito tempo de espaço grande na nossa matriz energética, queremos avançar para novas fronteiras”, disse o Secretário Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, Pietro Mendes.</blockquote>
O Diretor-Presidente da PPSA, Luis Fernando Parolli, ressaltou que o resultado do leilão reforça a maturidade do modelo de comercialização da empresa, a crescente confiança do mercado na PPSA e a melhoria das regras no sentido de estimular a competitividade.
<blockquote>“Nesta edição, ofertamos um volume recorde de petróleo e, como resultado, registramos um recorde de arrecadação. Tivemos um resultado excelente. É mais uma prova do enorme potencial do regime de partilha para gerar valor e riqueza para o Brasil”, afirmou.</blockquote>

Tudo sobre pre-sal