PAINEL ANALÍTICO · PROJETO TACs ANP · VERSÃO 1.0 · ATUALIZADO EM 03/09/2026
TACs de conteúdo local: análise dos 32 TACs publicados pela ANP
Consolidação de todos os Termos de Ajustamento de Conduta referentes à infração da cláusula de conteúdo local, com marcos, valores e destinação dos investimentos extraídos diretamente dos documentos assinados.
R$ 2.041.309.655,13
comprometidos em conteúdo local, somando o valor de referência dos 32 TACs
32
TACs mapeados
117 marcos temporais
29
Empresas envolvidas
11 agentes responsáveis
2022–2030
Janela de assinatura a cumprimento
10 encerrados · 22 não encerrados na ANP
Como ler este painel
Data de corte: 03/09/2026.
Valor de referência é o valor declarado no TAC para dimensionar os compromissos assumidos. Agente responsável é a empresa designada para executar o termo; os proponentes são as empresas que o celebraram. O campo ou bloco de origem identifica o contrato em que ocorreu a infração, enquanto o projeto de destino indica onde será aplicado o compromisso compensatório. Cada marco temporal corresponde a uma parcela e a um prazo do cronograma de execução.
Situação dos TACs
Foram classificados como encerrados os TACs para os quais a ANP publicou data e decisão de encerramento. Os demais constam como não encerrados na data de corte, independentemente do estágio material de execução.
Encerrados — 10 TACs (31%)
Não encerrados na ANP — 22 TACs (69%)
Ambiente: onshore, offshore ou misto
Classificação a partir do campo "Ambiente" de cada TAC; "Misto" cobre TACs que citam blocos onshore e offshore simultaneamente.
32
TACs
Offshore
R$ 959,6 mi
18 TACs · 47,0%
Misto
R$ 975,9 mi
4 TACs · 47,8%
Onshore
R$ 105,9 mi
10 TACs · 5,2%
Linha do tempo: assinatura e cumprimento dos TACs
Colunas: valor associado aos marcos por ano previsto de término (2023–2030), separado entre TACs encerrados e não encerrados na ANP. Linha: valor de referência por ano de assinatura (2022–2026). A distribuição não representa necessariamente o desembolso efetivo em cada ano.
Marcos de TACs já encerrados
Marcos de TACs não encerrados na ANP
Assinatura do TAC (valor de referência)
Agentes responsáveis pelos TACs
Valor de referência somado por agente.
Empresas envolvidas (proponentes)
29 proponentes distintos, isoladamente ou em consórcio. A contagem indica em quantos TACs cada empresa aparece.
Petrobras19
Prio Forte5
Petrogal3
TotalEnergies3
Vale3
IBV2
Enauta2
Repsol2
Potiguar E&P S.A.1
Karoon1
3R Bahia S.A.1
Prio Bravo1
Anadarko1
ExxonMobil1
Eneva1
Petronas1
Origem Energia Alagoas S.A.1
Ecopetrol1
ONGC1
Equinor1
BP1
Neptune1
3R Petroleum Offshore1
Woodside1
3R Areia Branca S.A.1
Sonangol1
3R Macau S.A.1
3R Candeias S.A.1
Sonangol Guanambi E&P1
Tipo de atividade financiada
Marcos por TAC
Campos e projetos mencionados como receptores dos investimentos
O valor exibido é o total associado aos marcos que mencionam cada campo, e não uma alocação financeira individual. Quando um marco abrange mais de um campo, seu valor integral é associado a cada um; por isso, a soma desta seção ultrapassa o total dos TACs. Exclui marcos de Excedente de Conteúdo Local sem destino específico.
Operadores independentes: onde o investimento é aplicado
Detalhe dos oito agentes responsáveis que são operadores independentes nacionais (3R Bahia, 3R Areia Branca, 3R Macau, 3R Candeias, Origem, Potiguar E&P, Eneva e Prio Forte), com o operador atual do campo de destino apurado individualmente.
| Agente responsável | TAC nº | Valor | Projeto de destino | Situação | Observação |
|---|---|---|---|---|---|
| Eneva | 214711 | R$ 33.706.547,07 | Perfuração/completação de poços — campo Azulão (BA-3A), onshore Amazonas | Próprio ativo | O campo de Azulão é operado com 100% de participação pela própria Eneva (concessionária exclusiva desde 2018, em produção desde 2021, conforme Plano de Desenvolvimento aprovado pela ANP). Investimento em ativo próprio, sem vínculo com a Petrobras. |
| Prio Forte | 225041 | R$ 30.556.654,87 | Constr. Poço/Coleta/Escoamento/UEP — Campos Albacora Leste e Frade, Rodada Zero | Próprio ativo | Frade (100%) e Albacora Leste (90%) são operados pela própria Prio, que adquiriu os dois campos da Petrobras entre 2021 e 2023. Investimento em ativo próprio. |
| 3R Macau S.A. | 214724 | R$ 21.510.755,43 | múltiplos campos onshore Potiguar/Recôncavo | Mesmo grupo econômico | Macau, Ponta do Mel e Redonda integram o Polo Potiguar/Polo Areia Branca, e Candeias e Dom João o Polo Recôncavo — todos adquiridos da Petrobras pela 3R Petroleum entre 2019 e 2023. Hoje são operados pelo próprio grupo econômico do agente responsável (3R Petroleum), não pela Petrobras. |
| 3R Bahia S.A. | 214615 | R$ 8.065.748,12 | Albacora/Marlim Sul/Barracuda, offshore Campos | Área de terceiro (Petrobras) | Albacora, Marlim Sul e Barracuda seguem sob operação da Petrobras. O TAC prevê investimentos em campos operados por terceiro, possibilidade admitida no âmbito da Resolução ANP nº 848/2021, observadas as condições aplicáveis e a anuência do titular da área. |
| Origem Energia Alagoas S.A. | 214913 | R$ 3.833.029,21 | Marlim/Jubarte, offshore Campos | Área de terceiro (Petrobras) | Marlim e Jubarte seguem sob operação da Petrobras. O TAC prevê investimentos em campos operados por terceiro, possibilidade admitida no âmbito da Resolução ANP nº 848/2021, observadas as condições aplicáveis e a anuência do titular da área. |
| Prio Forte | 231726 | R$ 3.639.765,47 | Constr. Poço/Coleta/UEP — Albacora Leste e Frade, offshore Campos | Próprio ativo | Frade (100%) e Albacora Leste (90%) são operados pela própria Prio, que adquiriu os dois campos da Petrobras entre 2021 e 2023. Investimento em ativo próprio. |
| Prio Forte | 230193 | R$ 2.190.980,53 | Constr. Poço/Coleta/Escoamento/UEP — Campos Albacora Leste e Frade, Rodada Zero | Próprio ativo | Frade (100%) e Albacora Leste (90%) são operados pela própria Prio, que adquiriu os dois campos da Petrobras entre 2021 e 2023. Investimento em ativo próprio. |
| Prio Forte | 215520 | R$ 1.075.419,52 | Constr. Poço e Coleta/Escoamento — Campo de Frade, offshore Campos, Rodada Zero | Próprio ativo | Frade é operado com 100% de participação pela própria Prio (antiga PetroRio), que adquiriu o campo de Chevron/Petrobras/Inpex entre 2019 e 2021. Investimento em ativo próprio. |
| Potiguar E&P S.A. | 234956 | R$ 760.779,67 | Marlim/Marlim Sul, offshore Bacia de Campos | Área de terceiro (Petrobras) | Marlim e Marlim Sul seguem sob operação da Petrobras. O TAC prevê investimentos em campos operados por terceiro, possibilidade admitida no âmbito da Resolução ANP nº 848/2021, observadas as condições aplicáveis e a anuência do titular da área. |
| 3R Areia Branca S.A. | 214718 | R$ 209.732,54 | múltiplos campos onshore Potiguar/Recôncavo (Ponta do Mel, Redonda, Macau, Candeias, Dom João, entre outros) | Mesmo grupo econômico | Macau, Ponta do Mel e Redonda integram o Polo Potiguar/Polo Areia Branca, e Candeias e Dom João o Polo Recôncavo — todos adquiridos da Petrobras pela 3R Petroleum entre 2019 e 2023. Hoje são operados pelo próprio grupo econômico do agente responsável (3R Petroleum), não pela Petrobras. |
| 3R Candeias S.A. | 214722 | R$ 115.301,10 | múltiplos campos onshore Potiguar/Recôncavo | Mesmo grupo econômico | Candeias e Dom João integram o Polo Recôncavo, operado desde 2022 pela própria 3R Candeias; Macau, Ponta do Mel e Redonda (Polo Potiguar/Polo Areia Branca) são operados por outra subsidiária do mesmo grupo (3R Petroleum). Nenhum desses campos é hoje operado pela Petrobras. |
Outros agentes responsáveis: onde o investimento é aplicado
Detalhe dos TACs sob responsabilidade de Karoon e ExxonMobil, com a situação dos projetos de destino apurada individualmente.
| Agente responsável | TAC nº | Valor | Projeto de destino | Situação | Observação |
|---|---|---|---|---|---|
| Karoon | 214712 | R$ 307.682.041,43 | Coleta/Escoamento e Constr. Poços — Caratinga/Jubarte/Barracuda, offshore Campos | Área de terceiro (Petrobras) | Caratinga, Jubarte e Barracuda seguem sob operação da Petrobras. O TAC prevê investimentos em campos operados por terceiro, possibilidade admitida no âmbito da Resolução ANP nº 848/2021, observadas as condições aplicáveis e a anuência do titular da área. |
| ExxonMobil | 214704 | R$ 7.801.448,56 | Compra de árvores de Natal/manifolds (TechnipFMC) para uso no exterior — campos Liza, Payara e Yellowtail (Guiana) | Projeto do próprio grupo no exterior | Liza, Payara e Yellowtail integram o bloco Stabroek, na Guiana, operado pela ExxonMobil e com participação de outras empresas. O compromisso é cumprido mediante aquisição, no Brasil, de bens com conteúdo local certificado destinados a projetos do próprio proponente ou de seu grupo no exterior. |
Campos e projetos originadores das multas
Bloco/campo e contrato de concessão onde ocorreu a infração à cláusula de conteúdo local que deu origem ao TAC — a base de cálculo do "valor de referência". Os 32 TACs, do maior ao menor valor. Valor médio por TAC: R$ 63.790.926,72 · mediana: R$ 8.157.658,80.
| TAC nº | Agente responsável | Bloco/campo de origem da multa | Ambiente | Valor de referência |
|---|---|---|---|---|
| 208199 | Petrobras | 25 blocos/campos, entre eles: BM-BAR-4/BAR-M-377; BM-C-27/C-M-95,146; BM-C-28/C-M-96,333; BM-ES-22/ES-M-523; BM-ES-22AA/ES-M-466; BM-POT-11; BM-POT-13; BM-S-41/S-M-1354,1358,1356; BM-S-42/S-M-239,415,417,324; BM-S-45/S-M-322; BM-S-64/S-M-613; BM-SEAL-10/SEAL-M-495; BT-ES-32/Rio Mariricu Sul e Mosquito Norte; BT-REC-51/REC-T-209; BT-SOL-3/SOL-T-150,173; POT-T-515/560/600/602_R10; PRC-T-123_R10; SEAL-T-142_R12; SEAL-T-252_R10 | Misto onshore/offshore (ver blocos) | R$ 922.105.226,61 |
| 214712 | Karoon | S-M-1288/1289 (BM-S-40) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 307.682.041,43 |
| 214585 | Petrobras | BM-CAL-5 (48610.010718/2001) | Offshore (Bacia de Camamu-Almada) | R$ 248.608.247,81 |
| 214112 | Petrobras | C-M-401 (48610.009156/2005-17, BM-C-36) | Offshore (Bacia de Campos) | R$ 73.840.519,30 |
| 212923 | Petrobras | ES-M-468 (48610.007978/2004A, BM-ES-22A) | Offshore (Espírito Santo) | R$ 69.838.814,11 |
| 214720 | Petrobras | S-M-731 (48610.001298/2008-89, BM-S-65) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 66.381.096,42 |
| 214248 | Petrobras | S-M-172 e S-M-330 (48610.008028/2004, BM-S-44) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 63.339.858,62 |
| 214721 | Petrobras | ES-M-588/663 (BM-ES-24) | Offshore (Espírito Santo) | R$ 49.590.448,23 |
| 214711 | Eneva | PN-T-50/68/84/85 | Onshore (Bacia do Parnaíba) | R$ 33.706.547,07 |
| 225041 | Prio Forte | C-M-560/591 (48610.001366-18, 001353-31/2008) | Offshore (Bacia de Campos) | R$ 30.556.654,87 |
| 222494 | Petrobras | Saíra (BT-ES-12); Piranema Sul (BM-SEAL-10) | Saíra onshore; Piranema Sul offshore | R$ 29.542.673,64 |
| 218622 | Petrobras | POT-T-699_R10 (48610.001504/2009-31); AM-T-84_R10 (48610.001508/2009-10) | Onshore (Potiguar/Amazonas) | R$ 27.263.668,57 |
| 214724 | 3R Macau S.A. | POT-T-435, POT-T-480, POT-T-479 (48610.007998/2004, BT-POT-32) | Onshore (Potiguar) | R$ 21.510.755,43 |
| 211365 | Petrobras | PEPB-M-837 (BM-PEPB-2); ES-T-47/67/68/88 (BT-ES-24); POT-T-564 (POT-T-564_R10); Chopim (BT-POT-29) | Misto onshore/offshore (PEPB-M offshore; ES-T/POT-T/Chopim onshore) | R$ 18.624.498,84 |
| 214719 | Petrobras | S-M-675 (48610.009145/2005-37, BM-S-48) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 12.122.237,42 |
| 213558 | Petrobras | S-M-1476 (48610.001387/2008-25, BM-S-74) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 8.249.569,49 |
| 214615 | 3R Bahia S.A. | REC-T-235 (Rodada 10) | Onshore (Recôncavo) | R$ 8.065.748,12 |
| 214704 | ExxonMobil | POT-M-762 | Offshore (Potiguar Marítimo) | R$ 7.801.448,56 |
| 213165 | Petrobras | ES-T-410, REC-T-130, SEAL-T-462 (48610.001400/2008-46 BT-ES-37; 48610.001434/2008-31 BT-REC-57; 48610.009202/2005-88 BT-SEAL-18) | Onshore (Espírito Santo/Recôncavo/Sergipe-Alagoas) | R$ 7.503.434,83 |
| 214723 | Petrobras | S-M-792 (BM-S-67) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 6.629.899,95 |
| 213566 | Petrobras | S-M-1163 (48610.001389/2008-14, BM-S-76) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 5.822.614,85 |
| 207769 | Petrobras | BM-ES-26 (ES-M-413); ES-T-486; POT-T-614; REC-T-220 | ES-M-413 offshore; demais onshore | R$ 5.593.333,14 |
| 214913 | Origem Energia Alagoas S.A. | SEAL-T-240 (48610.001547/2009-17, SEAL-T-240_R10) | Onshore (Sergipe-Alagoas) | R$ 3.833.029,21 |
| 231726 | Prio Forte | S-M-226/268/270 (contratos 001373-10, 001374-56, 001375-09/2008) | Offshore (Bacia de Santos) | R$ 3.639.765,47 |
| 214716 | Petrobras | PN-T-66 (48610.001300/2008-10, BT-PN-2) | Onshore (Bacia do Parnaíba) | R$ 2.887.429,77 |
| 230193 | Prio Forte | C-M-466 (48610.001367/2008-54) | Offshore (Bacia de Campos) | R$ 2.190.980,53 |
| 214480 | Petrobras | ES-M-661 (48610.007980/2004A, BM-ES-24A) | Offshore (Espírito Santo) | R$ 1.726.866,17 |
| 215520 | Prio Forte | PAMA-M-407/408/443/591/624 | Offshore (Bacia Pará-Maranhão) | R$ 1.075.419,52 |
| 234956 | Potiguar E&P S.A. | Iraúna (48610.008001/2004, BT-POT-35) | Onshore (BT) | R$ 760.779,67 |
| 214336 | Petrobras | P-M-1267 e P-M-1349 (48610.007990/2004, BM-P-2) | Offshore (Bacia de Pelotas) | R$ 491.013,84 |
| 214718 | 3R Areia Branca S.A. | GARÇA BRANCA (48610.009186/2005-23) | Onshore (Potiguar/Recôncavo) | R$ 209.732,54 |
| 214722 | 3R Candeias S.A. | GUANAMBI (48610.008017/2004) | Onshore (Recôncavo) | R$ 115.301,10 |