Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
As pequenas e médias petroleiras brasileiras reunidas na Abpip (Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás) divulgaram nesta terça-feira (13) sua agenda estratégica para o ano de 2026. Entre os pleitos às instâncias de governo e ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), o presidente da entidade, Márcio Félix, destacou a manutenção do modelo de cálculo do PRP (Preço de Referência do Petróleo); a desoneração da atividade em campos maduros; e avanços regulatórios que viabilizem mais “tie-backs”, estruturas para ligação submarina de campos afastados a uma mesma plataforma.
Segundo Félix, a questão do PRP segue sendo central à estabilidade do setor. Embora a mudança de metodologia proposta pelo Congresso Nacional – em substituição ao modelo da ANP revisado meses antes – tenha sido vetada pela Presidência da República, a decisão ainda pode ser derrubada pelos parlamentares. “Isso vai ser uma eterna vigilância”, definiu o executivo a jornalistas em entrevista coletiva online. O PRP é a base do cálculo de royalties e participações especiais, e mudanças que elevem o parâmetro têm impacto direto nos custos das empresas, por vezes inviabilizando projetos com margens menores, caso dos campos maduros.
Redução de custos
Mais do que enfrentar eventuais custos novos, o objetivo da Abpip é reduzi-los sob o argumento de que isso pode atrair novos investimentos em momento de maior competição entre projetos por um mesmo Capex, devido à pressão da transição energética, cotações mais baixas do petróleo e profusão de áreas produtivas pelo mundo.
Para tanto, a Abpip fala em reduzir royalties por meio da revisão das Ranp (regulamentações ANP) 877/2022 e 749/2018; revisão das exigências de planos de desenvolvimento com viés de simplificação; atualização do enquadramento de pequenas e médias empresas (Ranp 32/2014); e mudanças relacionadas à fase de descomissionamento de projetos, o que incluiria flexibilizações na dinâmica de garantias.
Exploração
A Abpip também pede mudanças nas exigências dos leilões de blocos de exploração da ANP. “A gente defende um bônus de assinatura simbólico, que a etapa de exploração seja faseada, e que atividades realizadas no passado sejam consideradas para o cumprimento do PEM (Programa Exploratório Mínimo)”, disse Félix. Ele fazia referência a investidas exploratórias realizadas no passado, em geral pela Petrobras, que já chegaram a apontar presença de hidrocarbonetos e, agora, poderiam ser consideradas no PEM.
Ainda com relação à exploração, a Abpip defende a revisão da Lei do pré-sal para que áreas dentro do polígono possam ser leiloadas sob formato de concessão.
Tie-backs
Segundo Márcio Félix, a regulamentação precisa de modernizações para facilitar a instalação de linhas que liguem campos remotos a uma plataforma já instalada em um determinado ponto, a fim de viabilizar produção sem necessariamente novas unidades.
Hoje, diz ele, a maior complicação é o controle do volume produzido para pagamento de royalties a estados e municípios, que acontece em cima da produção na “cabeça do poço”. “A regulamentação foi feita em uma época na qual havia uma só empresa (Petrobras). A medição dos volumes e acompanhamento dos reservatórios nos moldes atuais fica inviável economicamente. Os sistemas custam muito caro”, disse o presidente da Abpip.
O futuro do setor de pequenas e médias petroleiras no Brasil, insistiu ele, é adensar essas linhas de produção submarinas, repetindo o modelo do Golfo do México (EUA) e do Mar do Norte, no Brasil, especialmente na Bacia de Campos.
“Lá tem áreas maduras, ou outras já descobertas, que não têm viabilidade para colocar uma nova plataforma. Mas tem oportunidades para produzir com tie-backs”, afirma. Como exemplo ele cita o projeto do tie-back da Prio no campo de Wahoo, que vai ligá-lo a um FPSO (navio-plataforma) já instalado no campo de Frade, tudo na Bacia de Campos.
Fracking
Outra frente de atuação da Abpip será em prol do fraturamento hidráulico, ou fracking, para a produção do chamado gás de xisto, algo ainda distante no Brasil, sobretudo pela resistência de algumas unidades da federação e órgão ambientais, mas que abriria um novo mercado às pequenas e médias empresas que atuam em terra.
Félix lembra que existe um decreto (8437/2025) segundo o qual o licenciamento ambiental para a atividade de exploração do gás de xisto cabe aos estados, enquanto o licenciamento para o desenvolvimento da produção cabe ao Ibama.
“Isso faz com que ninguém queira fazer exploração [busca de jazidas não convencionais] porque tem a ameaça de não conseguir a licença para a fase seguinte [junto ao Ibama]”, diz o presidente da Abpip.
Segundo ele, a Abpip aguarda um posicionamento do STJ (Superior Tribunal de Justiça) sobre a liberação ou não da atividade, para avançar na discussão. Enquanto o tribunal não se posiciona, estados como Paraná e Santa Catarina já têm leis próprias que proíbem o fracking, e outras unidades da federação, como Minas Gerais e Bahia, discutem a proibição da atividade.
“O estado do Maranhão, por exemplo, já tinha concedido licença para exploração [de gás não convencional]. Talvez no Brasil tenhamos uma decisão em cada estado. Não vemos o tema como algo intransponível, até porque é um caminho a ser explorado, sobretudo em áreas que já têm infraestrutura de produção para manter o nível de atividade e empregos”, diz Marcio Felix.
Abpip
A Abpip reúne hoje 39 empresas, sendo 19 petroleiras pequenas ou médias e 20 empresas fornecedoras de bens e serviços para esse mercado. Ao todo, essas petroleiras produziram em média pouco mais de 316 mil boed (barris de óleo equivalente por dia) no primeiro semestre do ano passado. Essa produção deve avançar cerca de 20% ante 2024 no fechamento dos números de 2025.
