Dia: 18 de abril de 2022

As petrolíferas Shell e TotalEnergies garantiram seis e dois blocos de exploração offshore, respectivamente, na bacia de Santos, no litoral brasileiro, como parte da última rodada de licitações do país.

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realizou a sessão pública de licitação do 3º Ciclo da Área Aberta no Modelo de Concessão. No leilão, foram adquiridos 59 blocos exploratórios em 6 bacias, gerando R$ 422,4 milhões em bônus de assinatura – um prêmio de 854,84% – e resultará em pelo menos R$ 406,3 milhões em investimentos somente na primeira fase do contrato ( fase de exploração). A sessão aconteceu na última quarta-feira (13/04).

Os blocos foram adquiridos por um total de 13 empresas, sendo uma delas uma nova entrante no Brasil (CE Engenharia).

A maior Shell europeia, em parceria com a Ecopetrol Oil and Gas, fechou os blocos SM-1599, SM-1601, SM-1713, SM-1817, SM-1908 e SM-1910, todos na Bacia de Santos. A Shell Brasil vai operar os blocos com 70% de participação e pagará um total de R$ 98,158 milhões em bônus de subscrição.

“O terceiro leilão da Oferta Permanente foi mais um marco em nosso foco no Brasil, que responde por cerca de 13% da produção global de petróleo e gás da Shell. Essa nova área amplia ainda mais nosso portfólio no Brasil, onde atuamos como operadoras desde o início do século 21”, disse Manoela Lopes , Diretora de Exploração da Shell Brasil.

Com o bloco adquirido na 3ª Oferta Permanente de áreas de exploração, a Shell Brasil passou a deter mais de 30 contratos de petróleo e gás no país.

Por outro lado, a TotalEnergies garantiu 100% de participação em cada um dos dois blocos exploratórios, SM-1711 e SM-1815, com bônus de assinatura de R$ 150 milhões e R$ 125 milhões, respectivamente.

O diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia , disse que os resultados da rodada de licitações superaram as melhores expectativas.

A ANP abriu, no último dia 6/4, licitação para contratação de empresa especializada para auxílio e apoio técnico às atividades de fiscalização de sistemas de medição de petróleo e gás natural em instalações marítimas de exploração e produção (plataformas e FPSOs). A medição dos volumes de petróleo e gás produzidos possui impacto direto na arrecadação de participações governamentais (como royalties), na gestão de reservatórios, no controle operacional de equipamentos e nos contratos de transporte de gás natural.

A fiscalização feita pela ANP nessas instalações tem como objetivo verificar se os sistemas de medição estão atendendo às condições e aos requisitos técnicos contidos no Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM) e suas normas aplicáveis, de forma a garantir a credibilidade dos resultados de medição. As fiscalizações são feitas tanto in loco (ou seja, verificando os equipamentos nas próprias instalações) quanto por meio de análise documental.

A licitação tem como principal objetivo ampliar a capacidade de fiscalização da Agência, uma vez que o regulamento prevê a presença de dois profissionais em cada auditoria – ou seja, com o apoio de uma empresa especializada, será possível que apenas um servidor da ANP efetue a fiscalização, na função de liderança, acompanhado de um profissional contratado. Permitirá ainda aprimorar a atuação da ANP, recebendo auxílio técnico de profissionais especializados na área de gestão metrológica e engenharia consultiva em gestão de sistemas de medição de petróleo e gás natural, além da troca de informações e conhecimentos com os servidores da Agência. A vigência do contrato será de 24 meses podendo ser prorrogado, por interesse das partes, até o limite de 60 meses.

A medida faz parte de um esforço da ANP no aprimoramento das atividades relativas à medição da produção. Também está em andamento a revisão do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM), anexo à Resolução Conjunta ANP/Inmetro nº 1/2013, que traz requisitos aplicáveis aos sistemas de medição de instalações de produção e transporte de petróleo e gás natural.

A ANP realizou a sessão pública do 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC). Foram arrematados 59 blocos exploratórios, em seis bacias, que geraram R$ 422.422.152,64 em bônus de assinatura – um ágio de 854,84% – e resultarão em, pelo menos, R$ 406.290.000,00 em investimentos somente na primeira fase do contrato (fase de exploração).

Em função da diversidade dos blocos arrematados, os investimentos ocorrerão em seis estados: Rio Grande do Norte, Alagoas, Bahia, Espírito Santo, Santa Catarina e Paraná. Os blocos foram arrematados por um total de 13 empresas, sendo uma delas nova entrante no país (CE Engenharia).

O Diretor-Geral da ANP, Rodolfo Saboia, destacou o sucesso dos resultados. “O resultado do leilão de hoje superou as melhores expectativas. Em primeiro lugar, obtivemos arrecadação recorde em ciclos da Oferta Permanente, o que consolida esse modelo como a principal forma de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural. Também obtivemos recorde na quantidade de blocos arrematados nesse modelo, acrescentando 7,855 mil km² de área exploratória. E o que é mais importante, obtivemos recorde nos compromissos de investimentos mínimos. Esses investimentos vão resultar em atividade econômica, emprego e renda para os brasileiros”, afirmou.

Saboia ressaltou ainda a ampliação do espaço de pequenos e médios produtores “Isso é algo estimulado pela ANP, pois essas empresas são aquelas que tradicionalmente adquirem mais bens e serviços locais. Destaco ainda a retomada da exploração no estado de Alagoas e o resultado dos blocos marítimos. Foram oito blocos arrematados, com competição, em fronteira exploratória da Bacia de Santos. Enfim, considero o resultado realmente excepcional para o Brasil. É uma mostra de que o país continua competitivo, atraindo investimentos exploratórios, com diversidade de agentes, nacionais e estrangeiros, mesmo em um cenário de transição energética. E é uma mostra também de que há muita exploração a ser feita além do Pré-sal”, concluiu.

Este foi o 3º Ciclo realizado no regime de concessão. No 1º Ciclo, que ocorreu em 2019, foram arrematados 33 blocos e 12 áreas com acumulações marginais, que geraram arrecadação de R$ 22,3 milhões em bônus de assinatura e R$ 320,3 milhões em investimentos. Já no 2º Ciclo, em 2020, foram arrematados 17 blocos e uma área com acumulações marginais, e gerados R$ 56,7 milhões em bônus de assinatura e R$ 160,6 milhões em investimentos.

No regime de concessão, os vencedores são definidos por dois critérios: bônus de assinatura (80%) e programa exploratório mínimo – PEM (20%) oferecidos pelas licitantes.

Os bônus são os valores em dinheiro ofertados pelas empresas, a partir de um mínimo definido no edital, e são pagos pelas vencedoras antes de assinarem os contratos. Já o PEM, medido em unidades de trabalho (UTs), define um mínimo de atividades que a empresa se propõe a realizar no bloco durante a primeira fase do contrato (fase de exploração), como sísmicas, perfurações de poços etc.

Veja abaixo os resultados por bacia, setor e bloco:

Bacia	Setores	Bloco	Empresa / consórcio vencedor	Bônus de assinatura (R$)	PEM (UT)
Santos	SS-AP4	S-M-1599	Shell Brasil (70%)*; Ecopetrol Óleo e Gás (30%)	44.022.000,14	180
Santos	SS-AP4	S-M-1601	Shell Brasil (70%)*; Ecopetrol Óleo e Gás (30%)	37.468.000,14	180
Santos	SS-AP4	S-M-1711	TotalEnergies EP (100%)*	150.000.000,00	185
Santos	SS-AP4	S-M-1713	Shell Brasil (70%)*; Ecopetrol Óleo e Gás (30%)	24.882.000,14	180
Santos	SS-AP4	S-M-1815	TotalEnergies EP (100%)*	125.000.000,00	185
Santos	SS-AP4	S-M-1817	Shell Brasil (70%)*; Ecopetrol Óleo e Gás (30%)	24.534.000,14	179
Santos	SS-AP4	S-M-1908	Shell Brasil (70%)*; Ecopetrol Óleo e Gás (30%)	4.660.114,14	125
Santos	SS-AP4	S-M-1910	Shell Brasil (70%)*; Ecopetrol Óleo e Gás (30%)	4.660.114,14	125
Espírito Santo	SES-T4	ES-T-399	CE Engenharia (100%)*	205.000,00	130
Espírito Santo	SES-T6	ES-T-528	Imetame (30%)*; ENP Ecossistemas (20%); Seacrest (50%)	150.878,00	134
Recôncavo	SREC-T1	REC-T-103	Petroborn (100%)*	360.500,00	181
Recôncavo	SREC-T2	REC-T-24	NTF (100%)*	501.000,00	1.200
Recôncavo	SREC-T3	REC-T-165	Petroborn (100%)*	211.500,00	223
Recôncavo	SREC-T3	REC-T-191	NTF (50%)*; Newo (50%)	80.000,00	204
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-102	Origem (100%)*	75.016,10	120
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-103	Origem (100%)*	75.016,10	167
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-110	Origem (100%)*	75.016,10	164
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-117	Origem (100%)*	75.016,10	204
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-120	Origem (100%)*	75.016,10	99
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-141	Origem (100%)*	75.016,10	136
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-151	Origem (100%)*	75.016,10	148
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-153	Origem (100%)*	75.016,10	159
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-166	Origem (100%)*	75.016,10	181
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-167	Origem (100%)*	75.016,10	171
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2	SEAL-T-179	Origem (100%)*	75.016,10	193
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T3	SEAL-T-187	Origem (100%)*	75.016,10	205
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T3	SEAL-T-252	Origem (100%)*	75.016,10	204
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T3	SEAL-T-253	Origem (100%)*	75.016,10	151
Potiguar	SPOT-T2	POT-T-352	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	139
Potiguar	SPOT-T2	POT-T-391	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	123
Potiguar	SPOT-T2	POT-T-474	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	200
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-281	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	111
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-304	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	189
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-326	3R Petroleum (100%)*	50.000,00	208
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-327	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	163
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-353	3R Petroleum (100%)*	100.000,00	208
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-354	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	208
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-355	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	207
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-393	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	208
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-435	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	245
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-436	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	128
Potiguar	SPOT-T3	POT-T-437	3R Petroleum (100%)*	700.000,00	400
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-520	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	111
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-605	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	154
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-608	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	207
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-609	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	143
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-654	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	209
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-655	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	207
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-696	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	208
Potiguar	SPOT-T4	POT-T-697	Petro-Victory (100%)*	56.000,00	207
Potiguar	SPOT-T5	POT-T-524	3R Petroleum (100%)*	50.000,00	207
Potiguar	SPOT-T5	POT-T-525	3R Petroleum (100%)*	50.000,00	285
Potiguar	SPOT-T5	POT-T-568	3R Petroleum (100%)*	50.000,00	208
Tucano	STUC-S	TUC-T-140	Imetame (30%)*; ENP Ecossistemas (70%)	108.878,00	410
Tucano	STUC-S	TUC-T-146	Origem (100%)*	350.016,10	406
Tucano	STUC-S	TUC-T-154	Origem (100%)*	520.016,10	406
Tucano	STUC-S	TUC-T-161	Imetame (30%)*; ENP Ecossistemas (70%)	1.203.878,00	1.000
Tucano	STUC-S	TUC-T-167	Origem (100%)*	250.016,10	406
Tucano	STUC-S	TUC-T-177	Origem (100%)*	140.016,10	405

 * Operador

A assinatura dos contratos está prevista para ocorrer até o dia 31/10/2022.

No 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão, estiveram em oferta 14 setores de blocos exploratórios de sete bacias: Santos, Pelotas, Espírito Santo, Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e Tucano.

O que é a Oferta Permanente    

A Oferta Permanente é, atualmente, a principal modalidade de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Nesse formato, há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas.

Desse modo, as empresas não precisam esperar uma rodada de licitações “tradicional” para ter oportunidade de arrematar um bloco ou área com acumulação marginal, que passam a estar permanentemente em oferta. Além disso, as companhias contam com o tempo que julgarem necessário para estudar os dados técnicos dessas áreas antes de fazer uma oferta, sem o prazo limitado do edital de uma rodada.

Uma vez tendo sua inscrição aprovada na Oferta Permanente, a empresa pode declarar interesse em um ou mais dos blocos e áreas ofertados no Edital. Após aprovação, pela Comissão Especial de Licitação (CEL), de uma ou mais declarações de interesse, tem início um ciclo da Oferta Permanente, com a divulgação de seu cronograma pela Comissão. Os ciclos correspondem à realização das sessões públicas de apresentação de ofertas para um ou mais setores que tiveram declaração de interesse. No dia da sessão pública, as empresas inscritas podem fazer ofertas para blocos e áreas com acumulações marginais nos setores em licitação naquele ciclo.

Oferta Permanente de Concessão (OPC) e de Partilha (OPP) 

Até dezembro de 2021, a Oferta Permanente era realizada exclusivamente em regime de contratação por concessão. Essa limitação foi superada a partir da publicação, em 24/12/2021, da Resolução nº 27/2021 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que estabelece que os campos ou blocos no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas poderão ser licitados no sistema de Oferta Permanente mediante determinação específica do CNPE, com definição dos parâmetros a serem adotados para cada campo ou bloco. Nesses casos, a licitação será no regime de partilha da produção.

Assim, passou a haver duas modalidades da Oferta Permanente: a Oferta Permanente de Concessão (OPC), agora em seu 3º Ciclo, cuja sessão pública ocorreu hoje; e a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), que ainda não possui data para ser realizada, pois se encontra atualmente em fase de elaboração do edital e modelos de contratos.