Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
Fora do rali por blocos da Bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, a petroleira norueguesa Equinor quase passou despercebida no último leilão de áreas de petróleo da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), em 17 de junho. Em sua única investida naquela manhã, a companhia arrematou o bloco S-M-1617, no Sul da Bacia de Santos. O tiro, dizem especialistas, pode ser certeiro. Para eles, a estratégia é clara: a Equinor procura os últimos campos supergigantes do pré-sal.
Trata-se da segunda concessão que a empresa adquire na mesma região, a 400 quilômetros da costa brasileira. No leilão anterior do regime de concessão, em 2023, a Equinor já tinha arrematado o bloco S-M-1378, a 60 quilômetros do que entrou no portfólio neste mês. Ambos estão fora da chamada ZEE (Zona Econômica Exclusiva), limite de 200 milhas náuticas (370 quilômetros) onde o país é soberano, o que traz riscos considerados baixos (leia mais abaixo).
Única a se aventurar fora da ZEE no Brasil por enquanto, a Equinor já atua fora da ZEE no Canadá, no projeto Bay du Nord, a 500 quilômetros da costa da província de Terra Nova e Labrador, costa leste do país. Orçado em US$ 12 bilhões, o projeto começou a sair do papel em janeiro e tem como um dos atrativos o baixo teor de carbono por barril de óleo. Essa também é a linha mestra por trás dos investimentos em óleo e gás no Brasil. Mas só isso não basta. É preciso ter escala.
Potencial geológico
Geólogo da Petrobras por 34 anos e hoje à frente da Zag Consultoria, Pedro Zalán diz que a Equinor fez uma aposta de médio risco exploratório, mas com uma chance de retorno “astronômico”. Ou seja, se for encontrado petróleo, segundo Zalán, é provável que seja em grande quantidade.
“Eles aceitaram o risco de pesquisar uma estrutura gigantesca em um dos blocos mais remotos do litoral. Esse bloco contém o Prospecto Puri, uma dobra anticlinal [estrutura geológica] gigantesca no pré-sal com mais de mil quilômetros de fechamento. As dimensões são tais que, havendo uma descoberta de óleo em seu interior, os volumes recuperáveis serão da ordem dos bilhões de barris, rivalizando com os campos supergigantes de Búzios e Tupi”, diz o geólogo.
Zalán não está sozinho. A ANP considera a estimativa de volume de 3,23 bilhões de barris de petróleo “não riscado” (em caso de descoberta) para o bloco S-M-1617. Trata-se de volume in situ, isto é, total não certificado e não necessariamente recuperável. Esse cálculo volumétrico das empresas de sísmica TGS e CGG é conhecido pelo menos desde 2021 e foi exposto novamente pela especialista em Geologia e Geofísica Elaine Loureiro, da ANP, em seminário para agentes do setor, em maio. Para efeito de comparação, o maior campo em produção no Brasil hoje, Tupi, também no pré-sal da Bacia de Santos, tem um volume total recuperável de 6,5 bilhões de boe (barris de óleo equivalente).
Antes de mencionar a estimativa, Loureiro analisou o sistema geológico encontrado no bloco, com os elementos necessários à formação dos hidrocarbonetos, destacando a faixa de rocha sedimentar do pré-sal que cobre a rocha base com o centro mais alto do que as pontas, semelhante a uma cuia emborcada. É esta a “dobra anticlinal” descrita por Zalán. A especialista da ANP cita, ainda, a presença de um “gráben profundo, proeminente”, estrutura que pode conter o que, na Geologia, é chamado de “cozinha”, área onde o óleo se forma e, depois, por diferencial de pressão, sobe para se instalar em rochas superiores.
Empenho
Apesar de ter sido a única a fazer proposta, a Equinor pagou R$ 30,48 milhões em bônus de assinatura pelo bloco, um ágio de 76,4% em cima do mínimo de R$ 17,28 milhões, um dos maiores da licitação. Além do bônus, o principal critério de competição, a empresa comprometeu-se com um programa exploratório mínimo (20%), com investimento de R$ 113,28 milhões no horizonte máximo de sete anos.
Uma fonte da ANP, que prefere não se identificar, afirma que o lance foi relevante. “Esse bônus não foi um ‘trocado’. Esperavam fazer frente a algum concorrente e devem levar uma fé grande no que estão visando para o bloco”, diz.
Procurada, a Equinor destacou as sinergias entre o bloco recém-arrematado e o adquirido em 2023. “As aquisições demonstram o compromisso contínuo da empresa e sua ambição de crescimento no país. A Equinor atua agora na realização das avaliações geológicas e geofísicas necessárias para futuras atividades de exploração”, disse a empresa à Agência iNFRA.
Por ocasião do leilão, a vice-presidente sênior e gerente-geral para o Brasil da petroleira norueguesa, Verônica Coelho, já havia dito, em nota, que a área tem “forte potencial” e “pode ser alavancada para reforçar a posição da empresa na Bacia de Santos”. Segundo ela, a concessão oferece “opções de longevidade” à empresa no Brasil.
Para Zalán, o risco do negócio é menos de natureza geológica e mais de natureza operacional, devido à distância da costa. No entanto, um alto executivo do setor, que foi diretor da Petrobras, disse à Agência iNFRA que distância já não é mais um limitador tão importante para esse tipo de operação offshore.
“Eu diria que essa questão [distância] já foi praticamente superada. Não vejo como um problema para a Equinor. Até porque, após uma descoberta ali, vai ser offload de óleo [transferência de plataforma para navio petroleiro] saindo direto do mar para exportação”, diz.
Perguntado por que a Petrobras não brigou pelo bloco, a fonte avalia que a estatal já acumula muitos blocos exploratórios na Bacia de Santos e hoje busca garantir presença em outras fronteiras, como a Margem Equatorial. Sobre a estratégia da Equinor, ele disse não ver espaço para sinergia operacional com outros projetos mais avançados, como Bacalhau, mais acima na Bacia de Santos, e que espera o primeiro óleo ainda neste ano. “A Equinor deve olhar tendências, similaridades com outros projetos da carteira, mas não mira sinergias operacionais porque são áreas distantes, e Bacalhau não tem duto”, diz.
Risco do além-ZEE
Concessões fora da ZEE vêm sendo assimiladas lentamente pelo mercado e alguma aversão a esse risco ajuda a explicar a baixa procura pelo bloco S-M-1617, que já havia sido ofertado em leilões de 2021 e 2023, sem atrair interessados.
O tema, porém, está pacificado desde 2019 na ANP e no governo brasileiro, que têm feito avanços na ONU (Organização das Nações Unidas) para expandir essa zona em linha com a plataforma continental. Já houve aumento na faixa da Margem Equatorial, em 2025, e na Margem Sul, em 2019. E há um pleito relacionado à chamada Margem Oriental, que começou a ser analisado no ano passado e pode incrementar 1,55 milhão de quilômetros quadrados ao território marítimo brasileiro. Se aprovada, a mancha da nova área contemplaria o bloco da Equinor.
O ex-diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, afirma que não vê risco para atividades futuras de exploração e produção da Equinor na área, mas reconhece incertezas sobre como isso seria viabilizado. Uma alternativa ao pleito de expansão da plataforma continental brasileira, que solucionaria a questão, é um pedido de autorização do governo brasileiro à AIFM (Autoridade Internacional dos Fundos Marinhos) para o desenvolvimento da atividade, o que ainda envolveria pagamento de royalties de 5% ao organismo da ONU.
“Se esse for o caminho, não fica claro como e quem vai pagar esse royalty”, diz Saboia. O mais provável é que o empreendimento seja autorizado, uma vez que a AIFM não costuma negar o uso de áreas livres de disputa entre países, como a região em questão.
Pagar royalties adicionais aumentaria os custos do projeto. Mas, caso descobertas aconteçam, uma vantagem sobre negócios de grande vulto no pré-sal é o fato de o S-M-1617 ter sido adquirido sob o regime de concessão. Embora esteja no pré-sal da Bacia de Santos, o bloco está localizado fora do polígono e, portanto, livre do regime de partilha, no qual se paga mais (inclusive em óleo) à União na comparação com o regime de concessão.
