Dez anos após o primeiro leilão de partilha, o que ainda resta no pré-sal? 

RIO – A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) vai leiloar nesta quarta (13/12) cinco blocos sob o regime de partilha do pré-sal com volumes estimados de 18 bilhões de barris de petróleo e gás natural.

Na fila, para ofertas futuras, há outros cerca de 6 bilhões de barris em diferentes estágios de análise interna pelo governo federal.

Considerando a área exploratória no polígono do pré-sal, em que é obrigatória a contratação no regime de partilha, o regime chega ao seu décimo ano desde o primeiro leilão com 65% da área desocupada.

Desde o ano passado, os blocos de partilha entraram na oferta permanente. Os leilões são definidos a partir de manifestações prévias de interesse.

Será o segundo ciclo da oferta permanente de partilha, em conjunto com o 4º da concessão, em que também serão leiloados blocos nas bacias marítimas de Santos (fora do polígono), Pelotas e áreas terrestres.

A ANP vai ofertar, nesta quarta (13/12), cinco blocos no polígono do pré-sal, no 2º Ciclo da Oferta Permanente da Partilha. Em paralelo, o governo avalia a inclusão de ao menos outras 13 áreas no cardápio da OPP.

O que ainda há no pré-sal?

Em dez anos, 23 áreas foram arrematadas nas rodadas de partilha – considerados os leilões dos excedentes da cessão onerosa, que incluíam ativos com descobertas já comerciais.

Hoje, cinco blocos serão ofertados e o governo avançou esse ano com os trabalhos para ofertar outras 13 áreas no polígono do pré-sal.

Nesta quarta, vão à leilão:

• Turmalina (Campos) – localizado a leste dos campos de Roncador e Albacora Leste, com volume de óleo in place (VOIP) de 2,26 bilhões de barris, mais potenciais seções geológicas não testadas (upside) de 1,36 bilhão de barris.
• Jade (Santos) – VOIP estimado em 2,91 bilhões de barris e upsides de 4,2 bilhões de barris;
• Cruzeiro do Sul (Santos) – a leste do campo de Tupi, maior campo produtor de petróleo do país, e a oeste do bloco BM-S-24 (Júpiter); 1,17 bilhão de barris de condensado e 1,82 bilhão de barris de óleo, com upsides são estimados em 3 bilhões;
• Tupinambá (Santos) – VOIP estimado em 4,2 bilhões de barris;
• Esmeralda (Santos) – 5,88 bilhões de barris, o que inclui o prospecto de Tupã, no mesmo bloco.

O volume de óleo in place é uma estimativa inicial do potencial de reservas, que é confirmado apenas com a perfuração de poços, testes de produção e estudos de reservatórios.

As eventuais reservas comerciais levarão em conta também aspectos econômicos, caso descobertas sejam confirmadas. O volume total de 18 bilhões de barris citado no início do texto não leva em conta os upsides.

Na avaliação da ANP, Cruzeiro do Sul apresenta risco exploratório exclusivamente associado aos upsides, uma vez que se trata de extensões de prospectos já perfurados. O teor de CO2, contudo, pode inviabilizar o aproveitamento comercial do reservatório.

Esmeralda e Jade são considerados de riscos moderados, com volumes relevantes, caracterizando alto prêmio, segundo estimativa dos geólogos da agência.

Apesar das muitas incertezas de Esmeralda, já foi perfurado um poço com indícios de óleo na área.

Os blocos Ágata e Tupinambá, por sua vez, são de fronteira exploratória e apresentam risco exploratório alto a moderado. Na porção norte de Tupinambá, já foram perfurados poços exploratórios que, mesmo em situação desfavorável, reportaram indícios de óleo.

Os dados do leilão de hoje são do sumário geológico, publicado pela ANP em 2022.

Governo avalia ofertar mais áreas no pré-sal

O Ministério de Minas e Energia já tem 11 blocos mapeados para levar ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), incluindo algumas áreas já conhecidas do mercado, como Itaimbezinho (Bacia de Campos) e Ágata (Bacia de Santos).

Itaimbezinho foi incluído na oferta permanente, mas teve que ser retirado este ano porque expirou a validade da manifestação conjunta entre os ministérios de Minas e Energia e do Meio Ambiente.

Essa etapa é necessária, em razão da ausência da Avaliação Ambiental de Área Sedimentar da Bacia Sedimentar (AAAS), um estudo ambiental que englobaria toda a bacia e precisaria ser contratado pelo governo.

As áreas em águas profundas de Campo e Santos, principal província petrolífera brasileira, não têm representado um risco na emissão de licença de poços exploratórios.

Ágata já faz parte do portfólio da oferta permanente. Não entrou no leilão de hoje por falta de interesse do mercado.

Completam a lista do MME: Citrino, Larimar, Ônix, Jaspe, Safira Leste, Safira Oeste, Amazonita, Mogno e Ametista.

Esses 11 blocos têm potencial de 1,73 bilhão a 3,69 bilhões de barris de óleo in place não riscados, segundo o MME.

Na semana passada, a ANP aprovou, ainda, os estudos geológicos e econômicos de mais duas áreas, Rubi e Granada, ambos localizados na Bacia de Santos.

É o rito: ANP estuda, MME aprova e envia para o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Na sequência, estão aptos para inclusão nos leilões.

“Apesar do grande sucesso com adição de campos gigantes nos últimos dez anos, ainda é necessário investir em exploração para acessar os potenciais volumes de óleo que permitirão alongar o pico de produção do polígono do pré-Sal”, comentou o coordenador de Geologia e Petrofísica da PPSA, Carlos Eduardo Cardoso, durante participação na OTC Brasil deste ano.

O fim das grandes rodadas

Com a inclusão de áreas de partilha do pré-sal na oferta permanente, o governo consolidou a modalidade de contratação sob demanda como principal forma de licitação de blocos exploratórios no país.

A 6ª rodada de partilha, em 2019, negociou apenas Aram, uma das cinco áreas oferecidas no modelo anterior, em que partia do governo a seleção das áreas. A licitação foi marcada pela ausência das petroleiras internacionais.

Após o baixo índice de contratação de áreas na 17ª rodada de concessões, que negociou cinco dos 92 blocos ofertados, em outubro de 2021, o governo decidiu então adotar a oferta permanente como o modelo único para contratação de áreas de exploração.

Os ativos que seriam oferecidos nas 7ª e 8ª rodadas de partilha foram, assim, transferidos para o cardápio de áreas da oferta permanente.

A mudança vem acompanhada da redução na barreira de entrada. Da atual carteira da oferta permanente, Tupinambá é o ativo com menor bônus de assinatura (R$ 7 milhões) e Cruzeiro do Sul é o mais caro (R$ 134 milhões).

Mesmo que todas as áreas do 2º ciclo sejam arrematadas – o que aconteceu apenas na 1ª e 5ª rodadas de partilha –, o bônus arrecadado pela União será o menor de todas as rodadas nesse regime até então e somará, no máximo, R$ 289,37 milhões.

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Na partilha, os bônus de assinatura são fixos, pois a competição se dá pelo percentual de lucro oferecido à União, em petróleo e gás produzido.

Mesmo sem correção monetária, até hoje o valor mais alto de bônus foi, de longe, no primeiro leilão, em 2013, quando foi ofertada a área de Libra, na Bacia de Santos. Estreia atípica, quando o governo licitou uma área com óleo já descoberto.

Foram R$ 15 bilhões de bônus de assinatura, pagos por Petrobras (40%), Shell (20%), TotalEnergies (20%) e as chinesas CNPC (10%) e CNOOC (10%).

O segundo leilão ocorreu quatro anos depois, em 2017.

Desde então, o valor mais alto arrecadado foi na 5ª rodada de partilha, em 2018: R$ 6,8 bilhões por quatro blocos.

Esse leilão foi marcado pela flexibilização de regras da partilha e pela maior entrada das majors internacionais no pré-sal, com participação das grandes empresas do setor, como BP, Chevron, ExxonMobil, Shell e TotalEnergies.

Os valores dos bônus pagos nos primeiros leilões de partilha contrastam com a última rodada realizada, em dezembro de 2022, quando os bônus de assinatura pelos quatro blocos arrematados na oferta permanente somaram R$ 916,25 milhões.

“Estamos deixando para trás a era dos bônus bilionários para entrar na fase de produção e arrecadação elevadas”, afirmou o então diretor-geral da ANP, Décio Oddone, em 2019, na 6ª rodada de partilha.

Para o consultor e ex-diretor da ANP, Felipe Kury, a menor participação das empresas nas rodadas mais recentes também se deve ao fato de que as grandes companhias já formaram um portfólio exploratório robusto no Brasil e agora concentram esforços em buscar resultados.

“As empresas já têm ativos para explorar e monetizar. Além disso, o contexto global não favorece uma agressividade grande em leilões. A conjuntura global se modificou, existe mais risco no mundo e isso impacta decisões de investimento”, avalia.