431 blocos sob contrato: ANP aponta recorde histórico na exploração brasileira e relaciona 60 declarações de comercialidade a 18,6 bilhões de barris em recursos estimados até 2025, sem chamar esse volume de reserva provada

Faça um comentário

4 min de leitura

431 blocos sob contrato: ANP aponta recorde histórico na exploração brasileira e relaciona 60 declarações de comercialidade a 18,6 bilhões de barris em recursos estimados até 2025, sem chamar esse volume de reserva provada

Escrito por Alisson Ficher

Publicado em 24/10/2026 às 19:57

Atualizado em 24/10/2026 às 20:02

Petróleo e Gás

Grupo

Seja o primeiro a reagir!

Prefira o CPG no Google

Balanço da agência registra 19 poços exploratórios, 13 notificações de descoberta e cinco declarações de comercialidade em 2025, enquanto os planos apresentados pelas operadoras para 2026 concentram a maior parte dos investimentos previstos em atividades marítimas.

A exploração de petróleo e gás no Brasil terminou 2025 com a maior carteira de blocos sob contrato já registrada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), mas esse total representa áreas em pesquisa e não produção futura garantida ou volume equivalente de reservas provadas.

O Relatório Anual de Exploração 2025, divulgado pela ANP em agosto deste ano, contabilizou 431 blocos na fase exploratória, cerca de 3% a mais que em 2024. O documento também registra 36 novos contratos de concessão e 25 contratos cuja fase de exploração foi encerrada, inclusive áreas que avançaram para produção.

ARTIGO CONTINUA ABAIXO

Veja também

A fase de exploração reúne atividades como aquisição de dados, perfuração de poços e avaliação de descobertas. Um bloco sob contrato dá à empresa direitos e obrigações para pesquisar determinada área, mas sua existência não significa que haja uma jazida comercialmente viável ou um campo pronto para produzir.

Entradas e saídas de contratos fazem parte desse processo. Novas áreas podem passar a integrar a carteira após a assinatura dos contratos, enquanto outras deixam a fase exploratória por devolução ou por avanço para uma etapa posterior, o que diferencia o estoque de blocos do número de projetos que efetivamente chegarão à produção.

Dos 431 blocos existentes ao fim de 2025, 267 estavam em terra e 164 no mar. Embora os contratos terrestres fossem maioria, as áreas marítimas respondiam por 62% da superfície contratada, diferença que mostra por que a contagem de blocos não deve ser confundida com extensão territorial.

Entre as bacias marítimas, Pelotas concentrava 47 blocos, Santos tinha 37 e Foz do Amazonas, 28. Em terra, a Bacia Potiguar reunia 150 blocos sob contrato, enquanto Parnaíba aparecia como a maior em extensão entre as bacias terrestres.

Perfuração e descobertas em 2025

A ANP registrou 19 poços exploratórios perfurados em 2025, contra dez no ano anterior, aumento de 90%. Apesar da alta, o indicador de intensidade exploratória ficou no segundo pior nível da série iniciada em 2010, com aproximadamente um poço para cada 25 blocos sob contrato.

Dos 19 poços, dez foram perfurados no mar e nove em terra. O relatório informa que nove dos dez poços marítimos estavam no pré-sal, enquanto todos os nove poços terrestres foram perfurados na Bacia do Parnaíba.

A agência também recebeu 13 notificações de descoberta, sendo dez no mar e três em terra. Esse registro indica a identificação de hidrocarbonetos, mas não encerra a análise técnica e econômica necessária para transformar uma descoberta em projeto comercial.

No mesmo período, foram efetivadas cinco declarações de comercialidade: duas na Bacia de Santos, duas no Recôncavo e uma no Espírito Santo. A declaração comunica à ANP que a avaliação técnica e econômica da descoberta indicou viabilidade para um projeto de produção.

Por que os 18,6 bilhões de barris não equivalem a reservas provadas

No acumulado entre 2016 e 2025, o relatório contabiliza 60 declarações de comercialidade, das quais 38 em terra e 22 no mar. Associado a esse conjunto, o documento apresenta estimativas de 18,6 bilhões de barris de óleo e 430,1 bilhões de metros cúbicos de gás natural.

Esses números exigem cuidado porque não devem ser lidos como 18,6 bilhões de barris de reservas provadas. O relatório relaciona as estimativas a volumes de óleo e gás natural in place e informa que foram consideradas estimativas de reservas P50 fornecidas pelos contratados.

A própria ANP explica que P50 corresponde à categoria 2P, formada por reservas provadas e prováveis. Já oil in place se refere ao volume total de petróleo existente nos reservatórios, conceito diferente do volume que pode ser efetivamente recuperado e classificado como reserva.

A distinção separa etapas diferentes da atividade petrolífera. Uma área pode conter hidrocarbonetos e ainda exigir estudos, delimitação da jazida, avaliação econômica e outras providências antes de uma decisão de desenvolvimento, assim como um bloco sob contrato pode ser devolvido sem chegar à produção.

O relatório registra ainda que 34 blocos, equivalentes a 8% do total, estavam com contratos suspensos ao fim de 2025, principalmente por atrasos em processos de licenciamento ambiental. Desse conjunto, 20 estavam localizados na margem equatorial.

Planos de 2026 concentram recursos no mar

Para 2026, os planos de trabalho apresentados pelas operadoras preveem cerca de R$ 5,1 bilhões em investimentos na fase de exploração. A ANP informou que 96% desse valor está direcionado ao ambiente marítimo e 4% ao terrestre.

O planejamento inclui 19 poços exploratórios, dos quais cinco no mar e 14 em terra. Entre os marítimos, três estão previstos para a Bacia de Santos, um para Campos e um para a Bacia Potiguar; os terrestres se distribuem entre diferentes bacias.

Esses números são projeções informadas pelas empresas e dependem da execução dos planos de trabalho. Por isso, não representam um balanço de despesas já realizadas, mas o volume de atividades e investimentos previstos pelas operadoras para a fase exploratória em 2026.

Tags