247 - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) decidiu, na terça-feira (18), impor mudanças estruturais à Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (UTGCA), operada pela Petrobras, para que o gás natural produzido atenda ao teor mínimo de 85% de metano. A determinação elimina a exceção histórica concedida ao gás do pré-sal da estatal, que vinha sendo entregue ao mercado com aproximadamente 80% do componente.
A decisão foi tomada de forma unânime pela diretoria colegiada, conforme noticiou a Agência iNFRA, e inclui uma última prorrogação da autorização especial por até oito meses, a fim de evitar interrupções na produção enquanto a empresa ajusta suas operações.
Pelo cronograma estabelecido, a Petrobras deverá apresentar à ANP, em até três meses, um plano completo de adequação da UTGCA. Após a entrega, a área técnica da reguladora terá o mesmo período para análise, e a diretoria contará com mais dois meses para deliberar sobre os encaminhamentos finais. As superintendências envolvidas também precisarão definir, em até seis meses, o prazo considerado razoável para a conclusão das obras.
A medida representa custos adicionais à Petrobras, segundo os próprios diretores da ANP, que destacaram que a estatal vinha adiando investimentos necessários. O voto relatado por Daniel Maia foi moldado pela intervenção do diretor Pietro Mendes, que incluiu trechos reforçando a necessidade de a empresa responder aos pontos levantados pela Superintendência de Desenvolvimento da Produção (SDP).
Mendes frisou que, segundo o parecer técnico, “a Petrobras não logrou êxito em comprovar a impossibilidade técnico-econômica efetiva de adequação da UTGCA” e que, diante disso, a área técnica interpretou o cenário como uma “escolha empresarial pela postergação de investimentos”. Ele destacou ainda que a tecnologia disponível “permite a remoção mais eficiente das frações pesadas (C3+), o que eleva o teor de metano e otimiza a recuperação de componentes de valor, como o GLP”.
O diretor Fernando Moura classificou o parecer da SDP como o “posicionamento técnico mais contundente do processo”, principalmente por destacar que a UTGCA poderá receber, no futuro, gás natural de novos projetos como Bacalhau (Equinor), Orca (Shell) e Aram (Petrobras). Para ele, esse cenário reforça que a adequação estrutural da unidade faz sentido no longo prazo, garantindo padrões de qualidade para diferentes tipos de gás.
Moura afirmou ainda que cumprir as especificações mínimas é estrategicamente fundamental diante do potencial de diversificação da origem do gás escoado. A avaliação foi acompanhada pelo diretor-geral, Artur Watt, que lembrou da importância do aumento da produção nacional de GLP. Segundo ele, o país ainda depende de importações, e a eficiência da UTGCA pode contribuir para suprir a demanda crescente, impulsionada por programas sociais como o Gás do Povo.
A determinação da ANP marca uma inflexão na política de flexibilização adotada ao longo de anos para o gás do pré-sal, estabelecendo um novo padrão que deverá orientar a expansão da infraestrutura de processamento e garantir maior previsibilidade ao mercado de gás natural.

Luis Mauro Filho

Recessão do golpe levou 1/5 da população a trocar o gás por carvão ou lenha

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Negócios

ANP exige que Petrobras padronize gás natural com 85% de metano

247 - À primeira vista, o Artigo 15 da MP 1304 – aprovado pelo Congresso no mês passado - parece apenas ajustar uma fórmula técnica sobre royalties do petróleo. Mas, na prática, o governo Lula encara um dos dilemas mais estratégicos da agenda energética brasileira nos últimos anos: sancionar uma regra que aproxima o país das melhores práticas internacionais ou vetar um dispositivo que pode manter o Brasil, por mais uma década, preso ao papel de exportador de óleo bruto barato e importador de combustíveis caros.
Hoje, o preço de referência do petróleo — base do cálculo de royalties e participações especiais — é definido mensalmente pela Agência Nacional de Petróleo (ANP). A agência usa uma fórmula própria, criada para estimar o valor do barril nacional. O problema é que essa fórmula, segundo estudos independentes apresentados pela Refina Brasil, ficou sistematicamente abaixo das cotações internacionais e, se assim se mantiver, irá resultar em perdas superiores a R$ 100 bilhões em dez anos para União, estados e municípios.
Esses R$ 100 bilhões representam recursos que deveriam fortalecer a União, os Estados e os Municípios produtores, mas que acabam fluindo para empresas listadas em Wall Street, Xangai, Londres e outras bolsas ao redor do mundo.
Pelo texto aprovado no Congresso, essa metodologia finalmente deixaria de ser uma exceção brasileira. O cálculo passaria a considerar a média das cotações divulgadas por agências internacionais reconhecidas, como Argus e S&amp;P Platts. Se essas publicações não existirem para um determinado tipo de petróleo, o governo aplicaria critérios da OCDE já previstos na legislação tributária. E, em último caso, usaria uma fórmula definida por decreto presidencial.
O Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) afirma que substituir o modelo de cálculo dos royalties vigente desde os anos 2000 pode fragilizar a eficiência do regime fiscal. Para a entidade, a alteração cria insegurança jurídica e ameaça investimentos no setor de óleo e gás. 
A correção do cálculo, aparentemente burocrática, tem efeitos profundos. Para grandes produtoras, significa recolher 4% a mais em média do que já pagam, com impacto menor do que 1% em suas margens de lucro. Para o Brasil, isso significa uma arrecadação adicional de R$111 bilhões pelos próximos 10 anos e a possibilidade real de avançar rumo à autossuficiência no refino.
Para o setor de refino, é uma mudança estrutural do jogo e fortalece a industrialização do País. Hoje há um paradoxo que já marca o setor há anos. Como mostra o material técnico da Refina Brasil, o Brasil exporta óleo bruto barato e importa combustível caro — um movimento que pressiona a balança comercial e enfraquece a segurança energética. Em 2024, o país importou cerca de 600 mil barris por dia de derivados, mesmo sendo um dos maiores produtores de petróleo do mundo. O Brasil extrai hoje cerca de 5 milhões de barris de óleo e gás por dia, segundo a ANP, e figura entre os três países mais atrativos do planeta para exploração, ao lado de EUA e Guiana — um contraste que amplia ainda mais o paradoxo da dependência de combustíveis importados.
Não por acaso, uma mesma produtora muitas vezes prefere vender óleo africano para as refinarias independentes no Brasil enquanto exporta o óleo extraído aqui. O resultado é um contrassenso: o combustível fica mais caro para o consumidor brasileiro, enquanto países como China, Índia e outros acabam recebendo um produto mais barato — na prática, um subsídio indireto bancado pelo Brasil.
Refinarias privadas, que poderiam ampliar a oferta de combustíveis, relatam escassez de petróleo disponível no mercado interno, já que grande parte da produção nacional é direcionada à exportação. Caso haja essa mudança, o setor passaria por uma transformação estrutural significativa. A justa precificação representaria maior oferta, menor necessidade de importação, maior rentabilidade, expansão do parque de refino, geração de emprego e renda. 
Para Estados e municípios, representa a recuperação de receitas previstas em lei. Para analistas de mercado, é um reforço fiscal não trivial: a XP Investimentos calcula que a nova regra pode gerar até R$ 7,5 bilhões por ano em arrecadação adicional — sem aumentar impostos. A Ompetro, entidade que representa os municípios produtores de petróleo, estima que só em 2024 a distorção retirou R$ 1,6 bilhão das cidades da região da Bacia de Campos. 
Há também um efeito tributário pouco discutido. Segundo análises técnicas entregues ao governo, multinacionais usam o PRP subavaliado para reduzir impostos no Brasil. O petróleo produzido aqui é vendido, no papel, para filiais da própria empresa em paraísos fiscais, usando o PRP como referência. Assim, diminui-se a base de cálculo de IR e CSLL. Só depois, já fora da jurisdição brasileira, o mesmo petróleo é revendido ao destino final pelo preço real de mercado — garantindo às empresas a diferença econômica que deixou de ser tributada no país.
Mas o impacto vai além dessa criatividade tributária. A metodologia atual cria um incentivo econômico que distorce toda a cadeia: exportar petróleo torna-se mais vantajoso do que vender internamente, porque o preço subestimado reduz IRPJ, CSLL, royalties e participações especiais. 
Um parecer jurídico entregue pela Barral Parente Pinheiro Advogados afirma que esse cenário não é apenas economicamente problemático — é juridicamente insustentável. A Lei do Petróleo determina, desde 1997, que royalties devem ser calculados com base em “preços de mercado”. Como o PRP publicado pela ANP não segue esse critério, os atos podem ser considerados “eivados de vício” e passíveis de questionamento no Judiciário, inclusive com risco de ações retroativas por perdas federativas.
Governadores, prefeitos e entidades do setor já se mobilizaram para tentar evitar um veto presidencial. A Ompetro, organização que representa os municípios produtores de petróleo, chamou a sanção de “medida de responsabilidade fiscal e soberania energética” em carta enviada ao Planalto, argumentando que o Brasil não pode continuar transferindo riqueza nacional a acionistas estrangeiros enquanto municípios produtores lidam com queda de arrecadação e aumento de custos sociais. A Refina Brasil, em nota pública, diz que a correção do PRP é essencial para encerrar “uma lógica extrativista primária” que impede a expansão da capacidade de refino no país. 
A decisão deixou de ser técnica e virou um teste de rumo: seguir exportando óleo bruto ou iniciar uma política que agregue valor e reduza a dependência de derivados. A sanção do Artigo 15 daria estabilidade e alinhamento internacional; o veto manteria uma distorção cara ao país e reforçaria o papel de mero fornecedor de commodities. O futuro do setor — e de receitas bilionárias — agora depende de um único gesto presidencial.

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Brasil

O dilema do preço de referência: buscar a soberania energética ou continuar como mero exportador de commodity

247 - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou nesta quarta-feira (29) que oito blocos exploratórios estão disponíveis no edital da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP). Com isso, as quinze empresas atualmente cadastradas na modalidade poderão declarar interesse em um ou mais blocos e apresentar garantia de oferta, abrindo caminho para o início de um novo ciclo de licitação.
De acordo com informações publicadas no portal oficial da ANP, os blocos incluídos no edital são Jade, Ágata, Amazonita, Safira Leste e Safira Oeste, localizados na Bacia de Santos, e Larimar, Turmalina e Ônix, situados na Bacia de Campos. A agência também informou que outros dois blocos — Cruzeiro do Sul e Mogno, ambos na Bacia de Santos — poderão ser adicionados, pois já receberam aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e contam com manifestação conjunta dos ministérios de Minas e Energia (MME) e do Meio Ambiente (MMA).
<h3>Expansão prevista para 2026</h3>
A ANP confirmou que o processo de inclusão dessas novas áreas já foi iniciado e que a republicação do edital da OPP está prevista para ocorrer em 2026. Além disso, outros 16 blocos exploratórios aprovados pelo CNPE aguardam manifestação dos ministérios para serem incorporados à lista. Entre eles estão Rubi, Granada, Aragonita, Calcedônia, Cerussita, Malaquita, Opala, Quartzo, Rodocrosita, Siderita, Hematita, Limonita, Magnetita, Calcita, Azurita e Dolomita.
Caso todas as áreas recebam autorização, o número total de blocos ofertados poderá subir de oito para até 26, ampliando significativamente as oportunidades de investimento na exploração de petróleo e gás no país.
<h3>Próximo ciclo dependerá do interesse das empresas</h3>
A abertura do 4º ciclo da Oferta Permanente de Partilha dependerá exclusivamente do interesse das companhias inscritas. Por essa razão, a ANP destacou que ainda não há previsão de data para o início da nova rodada de licitação nem definição dos blocos que estarão disponíveis.
<h3>Resultados do 3º ciclo da OPP</h3>
No 3º ciclo da OPP, realizado em 22 de outubro, foram arrematados cinco dos sete blocos ofertados: Esmeralda e Ametista, na Bacia de Santos, e Citrino, Itaimbezinho e Jaspe, na Bacia de Campos. Segundo a ANP, os bônus de assinatura somaram R$ 103,7 milhões, enquanto os investimentos previstos para a primeira fase dos contratos — a fase de exploração — podem chegar a R$ 451,5 milhões.

ANP abre novo ciclo de partilha com oito blocos disponíveis

247 - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou nesta terça-feira (29) a distribuição dos royalties referentes à produção de petróleo e gás natural do mês de agosto. Os recursos foram repassados a estados, municípios e à União, conforme previsto nos contratos de concessão e de cessão onerosa.
Segundo informações oficiais, os valores distribuídos decorrem da arrecadação obtida com a exploração de campos localizados em bacias marítimas e terrestres sob diferentes regimes contratuais. O cálculo dos repasses leva em conta a produção declarada pelas empresas, o preço médio de comercialização dos combustíveis e a cotação do barril de petróleo no mercado internacional.
Os royalties — compensações financeiras pagas pelas companhias exploradoras de recursos naturais — têm como objetivo ressarcir a União e os entes federativos pela utilização de bens públicos. A legislação determina percentuais específicos de repasse, contemplando tanto os produtores diretos quanto os não produtores, por meio de fundos de participação.
Entre os principais beneficiados pela distribuição de agosto estão os estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo e São Paulo, que concentram a maior parte da produção nacional. As variações no montante repassado decorrem de fatores como a flutuação cambial e o volume de extração mensal.
Os recursos oriundos dos royalties são fundamentais para o equilíbrio fiscal de muitos municípios, especialmente aqueles cuja economia depende fortemente da atividade petrolífera. Por lei, esses valores devem ser aplicados prioritariamente em áreas como educação, saúde, infraestrutura e meio ambiente.
A ANP destacou que o processo de distribuição é totalmente transparente e auditável. Dados detalhados sobre os valores transferidos e os beneficiários estão disponíveis no site oficial da agência, que atualiza mensalmente as planilhas de repasses por contrato e por ente federativo.

ANP repassa royalties de agosto do petróleo e gás a estados e municípios

247 - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou, neste sábado (25), a desinterdição parcial da refinaria Refit, no Rio de Janeiro. A decisão surge após a comprovação de atendimento de 10 das 11 condicionantes apontadas pela agência reguladora, de acordo com informações da agência Reuters.&nbsp;
A Refit, até sua interdição, de forma cautelar, em 29 de setembro, abastecia cerca de 10% do mercado de combustíveis de São Paulo e 20% do Rio de Janeiro. À época, a refinaria qualificou a decisão da ANP como arbitrária.
"As instalações liberadas incluem as áreas de movimentação, tancagem, expedição e carregamento de produtos. Foi mantida a interdição da torre de destilação até que seja comprovada a necessidade do uso das colunas de destilação para compor produção de gasolina", disse a ANP em nota.&nbsp;
"Não foi justificada até o momento a necessidade de uso de torres de destilação para a produção de gasolina, a partir dos insumos importados declarados. Desta forma, no momento a Refit encontra-se liberada para realizar formulação de combustíveis, movimentação e comercialização de seus produtos e insumos, assim como aqueles de terceiros que estejam armazenados em suas instalações, desde que respeitadas as normas regulatórias aplicáveis", acrescentou a agência.&nbsp;
A decisão deste sábado representa um recuo do diretor-geral da autarquia, Artur Watt. Ele afirmou anteriormente não ter encontrado evidências de que ocorria um "efetivo processo" de refino na unidade, destacou a Reuters.&nbsp;

Leonardo Sobreira

Força-tarefa integrada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Procon e Inmetro fiscaliza postos de combustíveis em Brasília-DF

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Economia

ANP anuncia desinterdição parcial da refinaria Refit

247 - A Federação Única dos Petroleiros (FUP) afirmou nesta quarta-feira (22) que o resultado do 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP), promovido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), confirma o avanço das petroleiras multinacionais sobre o pré-sal e evidencia fragilidades no atual modelo de partilha.
Em nota oficial, a FUP avalia que a flexibilização do regime de partilha, que retirou a obrigatoriedade de participação da Petrobras como operadora única, gera “perdas sobre o potencial energético do pré-sal e riscos à segurança energética nacional”.
<blockquote>&nbsp;“O modelo de Oferta Permanente de Partilha no pré-sal precisa ser revisto. O pré-sal deve ser tratado como um ativo estratégico da nação”, declarou o coordenador-geral da federação, Deyvid Bacelar.</blockquote>
<h2>Resultado abaixo do esperado</h2>
O leilão, realizado pela ANP nesta quarta-feira, contou com 15 empresas habilitadas, mas apenas sete blocos receberam declarações de interesse. No total, cinco blocos foram arrematados, o que representou R$ 103,7 milhões em bônus de assinatura para a União — um valor abaixo da arrecadação inicialmente prevista pelo governo.
Segundo a FUP, o resultado reforça que a ausência de um papel protagonista da Petrobras no pré-sal fragiliza a política energética brasileira e reduz o retorno estratégico para o país.
<blockquote>&nbsp;“Mais uma vez, vemos o avanço das petroleiras multinacionais sobre o pré-sal, facilitado por mudanças que reduziram o controle estatal sobre essa riqueza”, afirmou Bacelar.</blockquote>
<h2>Participação da Petrobras</h2>
A Petrobras teve uma participação considerada tímida no certame. A estatal arrematou dois blocos — Citrino e Jaspe. No primeiro, atuará como operadora única, e no segundo formará consórcio com a Equinor, com 40% de participação.
Para esses blocos, a Petrobras desembolsou cerca de R$ 37 milhões em bônus de assinatura e ofertou um excedente em óleo médio de 32%, valor que, segundo a FUP, é três vezes superior ao das ofertas feitas pelas petroleiras privadas.
A federação ressalta que o leilão marca o retorno da Petrobras aos certames do pré-sal, após um hiato desde 2023, mas reforça a necessidade de revisar o modelo vigente para fortalecer o protagonismo da estatal e assegurar a soberania energética nacional.

Guilherme Paladino

A plataforma P-74, que opera no pré-sal da Bacia de Santos, é uma das que capturam e reinjetam CO2.

Novo leilão confirma avanço de multinacionais sobre o pré-sal, diz FUP

247 - A manutenção das atividades de exploração e produção de petróleo no Brasil é "completamente compatível" com o avanço da transição energética, afirmou o diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Artur Watt, na abertura do leilão de pré-sal, nesta quarta-feira (22). A declaração foi publicada na Reuters.&nbsp;
A agência vai ofertar nesta quarta-feira sete blocos do pré-sal, nas Bacias de Campos e Santos, sob modelo de partilha de produção. Nesse modelo, vencem os blocos as companhias que fizerem o maior lance de percentual em óleo à União, enquanto os bônus de assinatura são fixos.
Em seu discurso, Watt também destacou as expectativas da indústria com a licença do órgão ambiental Ibama concedida para que a Petrobras realize um poço exploratório na Margem Equatorial. Tal poço tem como objetivo verificar a presença de petróleo em águas profundas do Amapá e avaliar a abertura de uma nova fronteira exploratória.
O bloco FZA-M-59, na Margem Equatorial, tem estimativas de R$ 300 bilhões em investimentos e arrecadação estatal acima de R$ 1 trilhão nas próximas décadas. A previsão é que as atividades gerem mais de 300 mil empregos diretos e indiretos, informou o Ministério de Minas e Energia, comandado por Alexandre Silveira. No setor de petróleo e gás, a Margem Equatorial com potencial de 10 bilhões de barris recuperáveis.&nbsp;
A Margem Equatorial fica na parte Norte do Brasil, e compreende a faixa litorânea dos seguintes estados: Rio Grande do Norte, Ceará, Piauí, Maranhão, Pará e Amapá.&nbsp;
<h2>Petróleo e o cenário global</h2>
Estimativas apontaram que o Brasil poderá ficar entre os quatro maiores produtores de petróleo do mundo a partir de 2030, atrás apenas de Estados Unidos, Arábia Saudita e Rússia. O país sul-americano pode ultrapassar a China e o Canadá se chegar à marca dos 5 milhões de barris por dia, acima dos 3,9 milhões atualmente, segundo a plataforma Trading Economics.
O Brasil apareceu na sétima posição entre os maiores produtores de petróleo, com 3,9 milhões de barris por dia. O ranking mundial é liderado pelos Estados Unidos (13,6 milhões), seguidos por Arábia Saudita (9,9 milhões), Rússia (9,7 milhões), Canadá (4,8 milhões), China (4,4 milhões) e Iraque (3,8 milhões).
<ul>
 <li>Venezuela</li>
</ul>
As estatísticas da plataforma fizeram referência à produção de petróleo por um país. Mas, no quesito “reservas de petróleo”, a Venezuela ficou em primeiro lugar em 2024 (300,9 bilhões de barris), seguida por Arábia Saudita (266,5 bilhões de barris) e pelo Canadá (169,7 bilhões de barris). Os dados foram divulgados no site <a href="https://www.worldatlas.com/industries/the-world-s-largest-oil-reserves-by-country.html">World Atlas</a>.
A sequência da lista foi ocupada pelo seguintes países: Irã (157,8 bilhões de barris), Iraque (150 bilhões), Rússia (103,2 bilhões), Kuwait (101,5 bilhões), Emirados Árabes (97,8 bilhões), EUA (48,5 bilhões), e Líbia (48,4 bilhões). O Brasil ficou na 15ª posição, com 16,2 bilhões de barris, o que representou aproximadamente 1% das reservas globais​.

Leonardo Lucena

ANP: exploração de petróleo no Brasil é compatível com transição energética

Bruno de Freitas Moura, repórter da Agência Brasil - &nbsp;O governo vai leiloar sete blocos de exploração de petróleo na região do pré-sal nesta quarta-feira (22). O processo vai ser conduzido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), e 15 empresas estão habilitadas a participar da concorrência pública, entre elas a Petrobras.
A sessão pública do 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP) está marcada para iniciar às 10h, na sede da ANP, no Rio de Janeiro.
As OPPs são o meio pelo qual o governo oferece às empresas blocos exploratórios no polígono do pré-sal ─ onde estão as maiores reservas de petróleo conhecidas no país ─ e de outras áreas consideradas estratégicas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), órgão multiministerial de assessoramento da Presidência da República.
A oferta permanente pôs em disputa até 13 blocos, mas as empresas manifestaram interesse em participar da concorrência de apenas sete deles , nas bacias de Santos e Campos, no litoral do Sudeste.&nbsp;
Estão no radar:
Bacia de Santos: blocos Esmeralda e Ametista;
Bacia de Campos: blocos Citrino, Itaimbezinho, Ônix, Larimar e Jaspe.
Conforme determina a legislação (Lei 12.351/2010 e Decreto Federal 9.041/2017), a estatal Petrobras já manifestou o direito de preferência para ser operadora de 40% do bloco de Jaspe.
Entre as empresas habilitadas estão três nacionais e 12 multinacionais de origem estrangeira:
Brasileiras: Petrobras, Prio e Brava Energia (ainda com o nome 3R Petroleum)
Estrangeiras: BP (Reino Unido), Chevron (EUA), Ecopetrol (Colômbia), Equinor (Noruega), Karoon (Austrália), Petrogal (Portugal), Petronas (Malásia), Qatarenergy (Catar), Shell (Anglo-holandesa), Total Energies (França) e as chinesas Sinopec e CNOOC.
Para participar, além de apresentar declaração de interesse, as empresas apresentam garantias à ANP de que são capazes de assumir os empreendimentos.
<h2>Vencedor</h2>
No modelo de partilha, a empresa ou consórcio vencedor do leilão paga um valor fixo de bônus de assinatura. Então, não é esse bônus que determina o vencedor do leilão, e, sim, a parcela de excedente de produção que o agente oferece à União. Cada bloco tem um percentual mínimo exigido.
Esse excedente que deve ser compartilhado com a União pode ser entendido como o lucro da produção após o pagamento dos custos.
Além disso, o Estado recebe tributos, royalties e participação especial (no caso de campos de grande produção).
No regime de partilha, os interesses da União são representados pela estatal Pré-Sal Petróleo (PPSA), sediada no Rio de Janeiro e vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME). É a PPSA quem leiloa o óleo entregue pelas petroleiras à União.
No último leilão da PPSA, em junho de 2025, foram vendidos 74,5 milhões de barris de petróleo, o que significa arrecadação de cerca de R$ 28 bilhões para os cofres públicos.
Já nos contratos sob o regime de concessão, utilizado em outras áreas exploratórias, o vencedor é a empresa ou consórcio que paga o maior valor, em bônus de assinatura, pelo direito de explorar petróleo.
<h2>Oferta permanente</h2>
A Oferta Permanente, seja no modelo partilha ou concessão, é a principal modalidade de licitação para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. A ANP explica que, diferentemente das rodadas tradicionais, esse sistema permite a oferta contínua de blocos exploratórios.
Dessa forma, ao longo do tempo, as empresas têm liberdade para estudar os dados técnicos das áreas e apresentar ofertas no momento que considerarem mais adequado, sem depender de prazos rígidos ou ciclos específicos de licitações.
“Essa flexibilidade tem tornado a Oferta Permanente um instrumento essencial para fomentar a competitividade e atratividade do setor no Brasil”, defende a ANP.
<h2>Transição energética</h2>
Apesar de o petróleo ser um combustível fóssil, que emite gases do efeito estufa, causador do aquecimento global, a ANP aponta que as OPPs “integram o processo de diversificação energética para uma economia de baixo carbono”.
A agência reguladora ligada ao MME apresenta três pontos nesse sentido:
Produção no pré-sal tem menor pegada de carbono em relação à média mundial;
Contratos preveem medidas para reduzir a intensidade de carbono nas atividades de exploração e produção;
Cláusula dos contratos determina investimentos obrigatórios em pesquisa, desenvolvimento e inovação, sendo que, atualmente, grande parte é aplicada em projetos relacionados à transição energética.
<h2>Margem Equatorial</h2>
O leilão no pré-sal acontece dois dias depois de a Petrobras receber a licença do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) para iniciar perfuração na bacia sedimentar da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, região ao norte do país apontada como novo pré-sal, devido ao seu potencial petrolífero. O bloco FZA-M-059 tinha sido originalmente arrematado pela britânica BP, em 2013.
Em junho deste ano, a ANP realizou o 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC), no qual foram arrematados 34 blocos, sendo 19 na Foz do Amazonas, uma das áreas da Margem Equatorial.

Paulo Emilio

A plataforma P-74, que opera no pré-sal da Bacia de Santos, é uma das que capturam e reinjetam CO2. A tecnologia pioneira, presente em plataformas do pré-sal da Bacia de Santos, reduz as emissões de CO2 e otimiza a recuperação de óleo.

ANP leiloa nesta quarta-feira sete blocos de petróleo no pré-sal

247 - A exploração da Margem Equatorial pode transformar o Brasil em um dos quatro maiores produtores de petróleo do planeta na próxima década. De acordo com o jornal <a href="https://oglobo.globo.com/economia/noticia/2025/10/21/foz-do-amazonas-pode-colocar-brasil-entre-os-quatro-maiores-produtores-de-petroleo-do-mundo.ghtml">O Globo</a>, caso o potencial da região seja confirmado, o país poderá superar a marca de 5 milhões de barris diários a partir de 2030, ultrapassando China e Canadá, e ficando atrás apenas de Estados Unidos, Arábia Saudita e Rússia.
A recente licença concedida pelo Ibama à Petrobras para perfurar o primeiro poço exploratório cria um marco importante no setor energético nacional. O movimento abre espaço para novas áreas de exploração, ampliando a expectativa de crescimento da produção brasileira.
<h2>O Brasil hoje no ranking mundial</h2>
Segundo dados da plataforma Trading Economics, o Brasil ocupa atualmente a sétima posição entre os maiores produtores globais, com 3,9 milhões de barris por dia. O ranking mundial é liderado pelos Estados Unidos (13,6 milhões), seguidos por Arábia Saudita (9,9 milhões), Rússia (9,7 milhões), Canadá (4,8 milhões), China (4,4 milhões) e Iraque (3,8 milhões).Para Rivaldo Moreira Neto, diretor da A&amp;M Infra, a nova etapa na Margem Equatorial pode ser decisiva: “Se a Margem Equatorial apresentar o potencial que é previsto, vai ajudar o Brasil a manter o seu nível de produção, que começa a declinar já no início dessa década, com a queda na produção do pré-sal. Isso vai permitir que o país consiga preservar sua relevância e até alcançar o grupo dos maiores produtores globais de petróleo na próxima década, se aproximando de Canadá e ultrapassando a China”.
<h2>Comparação com países vizinhos</h2>
Moreira Neto ressalta que os exemplos de países próximos, como Guiana e Suriname, reforçam as expectativas. Ambos já produzem entre 1 milhão e 2 milhões de barris por dia, mostrando que a região da Margem Equatorial pode se consolidar como nova fronteira energética mundial.
<h2>Impacto da licença do Ibama</h2>
A autorização ambiental concedida à Petrobras também deve estimular a participação do setor privado. Segundo analistas, o aval fortalece a confiança de empresas que já adquiriram áreas na região no último leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP). “O movimento cria um cenário mais favorável para o setor, com empresas privadas podendo obter sucesso em suas próximas campanhas exploratórias e impulsionar o interesse em futuros leilões”, afirmou Moreira Neto.
Em junho, a ANP realizou um leilão que resultou na concessão de 19 blocos exploratórios na Margem Equatorial. A Petrobras foi a principal vencedora, garantindo 13 blocos, em grande parte por meio de consórcios com a norte-americana ExxonMobil.
<h2>Perspectiva para a próxima década</h2>
Caso o potencial da região se confirme, o Brasil terá condições de não apenas compensar o declínio gradual da produção no pré-sal, mas também de alcançar uma posição inédita na geopolítica mundial do petróleo. Esse avanço poderá consolidar o país como um dos protagonistas da oferta global de energia fóssil no cenário dos anos 2030.

Otávio Rosso

Margem Equatorial

Margem Equatorial pode colocar Brasil entre os 4 maiores produtores de petróleo do mundo

247 - Enquanto a Petrobras aguarda o aval do Ibama para perfurar na Margem Equatorial, o setor de energia brasileiro já volta sua atenção para outros horizontes. Segundo reportagem publicada pelo<a href="https://brazilstockguide.com/insights/brazil-post-equatorial-margin-anp-hydrogen-frontiers/"> Brazil Stock Guide</a>, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) apresentou, em audiência pública realizada em 9 de outubro, uma expansão significativa do mapa exploratório do país.
A iniciativa marca o início de uma fase "pós-Margem Equatorial", menos dependente de megaprojetos offshore e mais aberta a novos atores e a fontes energéticas mais limpas. A atualização inclui 275 novos blocos exploratórios e cinco áreas de acumulação marginal na Oferta Permanente de Concessão (OPC), elevando para 451 o total de áreas em 11 bacias sedimentares.
<h2>Novas fronteiras: do extremo norte ao interior</h2>
O diretor da ANP, Pietro Mendes, classificou a medida como “fundamental para reconstruir o portfólio exploratório do Brasil e fortalecer a competitividade do setor”. Entre as novidades, a Bacia do Tacutu, em Roraima, na fronteira com a Guiana, é o destaque. Pela primeira vez, o Brasil oferece blocos nessa região, geologicamente ligada ao sistema que transformou a Guiana em uma das províncias petrolíferas mais promissoras do mundo, com descobertas de gigantes como ExxonMobil, Hess e CNOOC.
A superintendente de Promoção de Licitações da ANP, Marina Abelha, ressaltou que “as recentes descobertas no lado guianense indicam forte potencial exploratório também na parte brasileira”. A expectativa é que a proximidade com os campos guianenses atraia investidores interessados em novas fronteiras.
<h2>Gás e hidrogênio no radar</h2>
Mais ao sul, as bacias terrestres do Parnaíba e do São Francisco ganham protagonismo. No Maranhão e Piauí, a Bacia do Parnaíba abriga o modelo reservoir-to-wire (R2W) da Eneva, que converte gás natural diretamente em energia elétrica. Foram adicionados 24 blocos em uma área considerada altamente gasífera e estratégica para reduzir a dependência de termelétricas a óleo.
Já a Bacia do São Francisco, em Minas Gerais e Bahia, recebeu 36 blocos. A superintendente ambiental da ANP, Vanessa Lemos, explicou que ajustes técnicos evitaram áreas sensíveis e potenciais conflitos locais. “O São Francisco desponta não apenas como fronteira de gás, mas também como região promissora para exploração de hidrogênio natural”, disse.
O Ministério de Minas e Energia (MME) e a ANP preparam um decreto para regulamentar a atividade, atribuindo à agência a função de autoridade reguladora. Segundo Mendes, isso “abre caminho para um futuro energético mais diversificado e seguro”.
<h2>Bacias maduras e espaço para independentes</h2>
A ANP também reabriu oportunidades em áreas maduras, como o Recôncavo (BA) e a Potiguar (RN), conhecidas por custos mais baixos e infraestrutura já existente. O Recôncavo ganhou 57 blocos, enquanto a Potiguar recebeu 33 blocos e uma área de acumulação marginal. O objetivo é fortalecer operadores independentes e de médio porte, como PetroReconcavo, 3R Petroleum e Origem, que ampliaram a produção onshore nos últimos anos.
O coordenador de Planejamento da ANP, Vitor Bourbon, afirmou que a atualização “busca expandir o conhecimento geológico e atrair empresas com diferentes perfis e capacidades de investimento”. As condições são flexíveis: garantias mínimas partem de R$ 10 mil e bônus de assinatura variam de R$ 50 mil a R$ 47 milhões.
<h2>Impasse na Margem Equatorial</h2>
Apesar da abertura de novas frentes, a Margem Equatorial segue indefinida. A Petrobras já concluiu simulações de emergência e estudos técnicos na Bacia da Foz do Amazonas, mas o Ibama ainda avalia a liberação da perfuração no bloco FZA-M-59, o mais polêmico da região. O governo tenta equilibrar a segurança energética com os compromissos climáticos.
Com a expansão da OPC, a ANP oferece uma válvula de escape regulatória, garantindo a continuidade dos investimentos enquanto a disputa ambiental se prolonga.

Brasil aposta em novas bacias e hidrogênio após Margem Equatorial

247 - A Receita Federal realizou, nesta sexta-feira (26/9), com o apoio da Marinha do Brasil, a retenção das cargas de mais dois navios que transportavam óleo diesel procedente do exterior com destino a recintos de armazenagem no Rio de Janeiro e em São Paulo, além de diversos contêineres de insumos importados utilizados na formulação de combustíveis. Esta é a segunda fase da Operação Cadeia de Carbono.
A ação dá continuidade à operação iniciada na última sexta-feira, que já havia resultado na retenção da carga de outros dois navios em situação semelhante na região do Rio de Janeiro. 
 
A Receita Federal também apoiou equipe da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em diligência para verificar se a refinaria está atuando em conformidade com a regulação e aplicando corretamente a decisão da Agência que se refere à cessão de espaço para distribuidoras. 
 
Todos os navios estão sendo monitorados pela Marinha do Brasil e pela Receita Federal, com novos registros de imagem. 
 
Nesta sexta, foram retidos 91 milhões de litros de óleo diesel, avaliados em mais de R$ 290 milhões, e cerca de 115 toneladas de compostos químicos usualmente utilizados como aditivos para combustíveis, oriundos de diferentes continentes.
Durante a fiscalização, serão apurados:
<ul>
 <li>simulação nas vendas dos produtos importados, por meio de sucessivas emissões de notas fiscais e conhecimentos de transporte, que podem dificultar o acesso dos fiscos estaduais e federal aos verdadeiros responsáveis pelas operações;</li>
 <li>possibilidade de ocultação dos reais beneficiários das operações de comércio exterior realizadas pelas empresas, que buscam se manter à margem dos controles e registros aduaneiros;</li>
 <li>inconsistências na prestação de informações dos importadores aos órgãos reguladores, relativamente à importação de petróleo e seus derivados, bem como informações sobre a produção e venda de combustíveis;</li>
 <li>análise dos fluxos financeiros e a origem dos recursos empregados nas operações sob fiscalização.</li>
</ul>
Os produtos retidos serão submetidos a perícia técnica para avaliação de sua composição e características. 
 
O trabalho da fiscalização aduaneira visa garantir a regularidade na importação e comercialização dos insumos e produtos ligados ao setor de combustíveis para proteção da concorrência leal, da arrecadação tributária e da integridade do comércio exterior brasileiro. 
 
A Receita Federal do Brasil garante que seguirá firme no propósito de coibir as importações irregulares de combustíveis e todos os malefícios delas decorrentes.
(<a href="https://brazilstockguide.com/insights/brazil-seizes-fuel-cargoes-in-carbon-chain-crackdown/">Com informações </a>do Brazil Stock Guide)

Com mais uma etapa da Operação Cadeia de Carbono, no Rio, já são quatro os navios que tiveram as cargas de combustíveis retidas

Receita retém navios em nova fase da Cadeia de Carbono

(Reuters) - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) interditou de forma cautelar a refinaria privada Refit, no Rio de Janeiro, após a identificação de inconformidades operacionais e suspeita de importação irregular de combustíveis, afirmou o diretor-geral da autarquia, Artur Watt, nesta sexta-feira.
A ANP também não encontrou evidências de que ocorra efetivo processo de refino na unidade da Refit, disse Watt, a jornalistas, em coletiva para apresentar os resultados de operação da Receita Federal, com apoio da Marinha do Brasil, realizada mais cedo nesta sexta-feira.
Com a decisão, a empresa deve cessar imediatamente toda atividade relacionada aos tanques interditados e aos produtos apreendidos, não podendo movimentá-los ou misturá-los a outros fluxos até que seja expressamente autorizada pela ANP.
Procurada, a Refit não respondeu imediatamente a pedidos de comentários.
O diretor da ANP, Pietro Mendes, ponderou que a paralisação da Refit não gera risco de abastecimento ao mercado e explicou que a Petrobras foi consultada, e que a Refinaria Duque de Caxias (Reduc), também no Estado do Rio, é capaz de suprir eventual oferta que não seja feita pela refinaria privada.
A empresa também é suspeita de importação irregular de gasolina não especificada, incorretamente designada como "nafta" ou "condensado", cujos parâmetros de octanagem são ajustados por formulação com o uso de N-Metil-Anilina, com provável objetivo de reduzir a carga tributária, segundo informações da ANP.
Nesta sexta-feira, a operação da Receita Federal reteve cargas de mais dois navios que transportavam óleo diesel procedente do exterior com destino a recintos de armazenagem no Rio de Janeiro e em São Paulo, além de diversos contêineres de insumos importados utilizados na formulação de combustíveis.
Não ficou claro se o combustível apreendido pertencia à Refit.
"Há fortes indícios de que existe um grupo que atua de forma fraudulenta para praticar importação e distribuição de combustíveis", disse o subsecretário adjunto de administração aduaneira da Receita Federal, Mario de Marco, sem dar detalhes de que grupo poderia ser esse.
A ação deu continuidade à Operação Cadeia de Carbono, iniciada há uma semana, que já havia resultado na retenção da carga de outros dois navios em situação semelhante na região do Rio de Janeiro.
As retenções de combustíveis dos quatro navios somaram cerca de 776 milhões de litros, no valor de R$530 milhões, segundo um porta-voz da Receita.

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