A administração Trump está intensificando os esforços para expandir a produção de petróleo e gás em terras públicas nos Estados Unidos, resultando em um aumento significativo na quantidade de áreas arrendadas no último ano, o que gerou quase US$ 15 bilhões em pagamentos ao governo federal e estados, marcando a quinta maior distribuição de fundos desde 1982.
No entanto, um estudo da Taxpayers for Common Sense sugere que o aumento no arrendamento de petróleo e gás em terras públicas pode não trazer retornos melhores para os contribuintes a longo prazo.
Em julho de 2025, o presidente Donald Trump assinou a Lei One Big Beautiful Bill Act, que reduziu as taxas de royalties para arrendamentos de petróleo e gás e reinstaurou o arrendamento não competitivo, permitindo que as empresas adquirissem áreas a preços mais baixos sem a necessidade de leilões competitivos.
Até o final do ano passado, o Bureau of Land Management arrendou 327.000 acres para empresas de petróleo e gás — quatro vezes mais do que em 2024 — mas a receita por acre caiu cerca de 50%.
O estudo revelou que as vendas de arrendamentos sob a administração Biden tiveram ofertas médias mais altas do que aquelas sob a administração Trump. Tyler Work, analista de políticas da Taxpayers for Common Sense, afirmou que “as vendas iniciadas sob a administração Biden tiveram uma oferta média de cerca de US$ 1.800 por acre, enquanto as vendas iniciadas sob a administração atual tiveram uma oferta média de cerca de US$ 900 por acre.”
Quase três quartos das áreas arrendadas para produção de petróleo e gás nacionalmente foram vendidas a uma taxa de royalties reduzida de 12,5% sobre o valor dos minerais produzidos, em comparação com a taxa de 16,67% estabelecida pela Lei de Redução da Inflação de 2022.
De acordo com a análise da Taxpayers for Common Sense, os arrendamentos vendidos com a nova taxa de royalties reduzida devem resultar em uma perda estimada de US$ 489 milhões em receitas federais e estaduais com base na produção projetada.
Work destacou que “estimamos que os 244.000 acres arrendados para desenvolvimento de petróleo e gás este ano a uma taxa de royalties inferior de 12,5% poderiam gerar US$ 12 bilhões em petróleo e gás ao longo de sua vida útil, o que custaria aos contribuintes US$ 489 milhões em royalties perdidos em comparação com o que teria sido gerado sob a taxa anterior de 16,67%.”
Permanece incerto se as taxas de royalties mais baixas afetarão o arrendamento em Nevada, que historicamente atraiu pouco interesse da indústria. Apenas cerca de 6% das terras federais arrendadas em Nevada estão atualmente produzindo petróleo ou gás.
É comum que grandes áreas de terras nomeadas nunca recebam uma oferta. Por exemplo, em junho de 2025, o Bureau of Land Management ofereceu cinco parcelas de petróleo e gás em Nevada totalizando 6.800 acres, mas nenhuma das parcelas recebeu uma única oferta. Essas mesmas parcelas também não atraíram interesse da indústria em 2023 e 2024.
No entanto, Nevada recebeu ofertas em quase 20.000 acres de parcelas de petróleo e gás em março de 2025 a cerca de US$ 10 por acre – o mínimo legal – gerando quase US$ 300.000 em receita de ofertas. Essas parcelas foram vendidas sob a taxa de royalties mais alta de 16,67% antes da aprovação da Lei One Big Beautiful Bill Act.
A primeira venda competitiva de parcelas de petróleo e gás em Nevada sob as mudanças políticas da Lei One Big Beautiful Bill Act ocorrerá em março de 2026, quando cerca de 20.000 acres serão leiloados.
Embora a produção de petróleo e gás em Nevada seja mínima, em 2025, o estado recebeu quase US$ 12 milhões em receitas de arrendamento de petróleo e gás em terra firme, a maior distribuição desde 2010, segundo dados do Escritório de Receita de Recursos Naturais.
Melissa Simpson, presidente da Western Energy Alliance, uma organização da indústria de petróleo e gás, destacou a receita robusta de Nevada no ano passado como um exemplo de como as vendas de arrendamentos de petróleo e gás apoiam as economias locais. Simpson enfatizou que o Departamento do Interior distribuiu quase US$ 15 bilhões em receitas de petróleo e gás natural para estados e tribos em 2025 a partir das vendas de arrendamentos.
“Isso é uma boa notícia para os residentes de Nevada e, especificamente, para as escolas locais. A lei federal exige que metade das receitas das vendas de arrendamentos seja devolvida ao estado, e Nevada, por sua vez, exige que uma parte significativa seja direcionada para as escolas locais,” afirmou Simpson.
Work, da Taxpayers for Common Sense, observou que dados preliminares sobre arrendamentos nos últimos três anos mostraram que as taxas de royalties não impactaram significativamente o interesse da indústria em arrendar certas parcelas.
Estados com alta produção de petróleo e gás, como Novo México, continuaram competitivos, enquanto estados com baixa produção, como Nevada, atraíram ofertas mínimas independentemente das taxas de royalties. Taxas mais baixas não geraram nova demanda, mas reduziram o que os contribuintes recebem quando a demanda já existe.
Nevada, um estado com produção mínima de petróleo e gás, teve uma oferta média de cerca de US$ 10 por acre tanto quando as taxas de 16,67% quanto de 12,5% foram oferecidas.
O Novo México, o maior produtor de petróleo federal e o segundo maior produtor de gás na última década, foi altamente competitivo em 2025 antes e depois da redução da taxa de royalties, com 97% das áreas recebendo uma oferta de cerca de US$ 8.580 por acre – a mais alta do país. As vendas de parcelas no estado até alcançaram recordes durante os anos em que a taxa mais alta de 16,67% foi implementada.
No entanto, a oferta média por acre no Novo México no ano passado foi menos da metade da média do estado em 2024 e um terço da média em 2023 — os dois anos em que a taxa mais alta de 16,67% foi cobrada.
“Observamos que os padrões de ofertas e o interesse da indústria não se desviaram significativamente entre antes e depois das duas mudanças nas taxas de royalties,” disse Work. “Uma taxa de royalties mais alta não torna parcelas de alto potencial menos competitivas, e uma taxa de royalties mais baixa não torna parcelas de baixo potencial mais competitivas.”
