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O que petroleiras, estados e municípios querem mudar para redução dos royalties

Petroleiras, municípios e estados querem fazer alterações na minuta da resolução da Agência Nacional de Petróleo (ANP) que vai reduzir os royalties para produção incremental em campos maduros, proposta da ANP para reativar a produção em áreas maduras brasileiras e que enfrenta resistência sobretudo de municípios produtores. A Petrobras e a PetroRio foram as únicas petroleiras que contribuíram isoladamente na consulta pública realizada pela agência. A estatal pediu que a redução dos royalties seja aplicada para todo campo e não apenas para a produção incremental.

A Petrobras sugere que a redução dos royalties seja aplicada também para campos marginais e campos sem reservas, descaracterizando o benefício apenas a campos maduros. “Também nesses casos, sugere-se que a redução da alíquota de royalties seja aplicável a toda a produção prevista para o campo e não somente sobre a produção incremental proposta, a fim de viabilizar a produção econômica e maior extensão da vida útil desses campos”, diz a empresa alertando que a redução da alíquota de royalties sobre todo o volume previsto pode viabilizar o desenvolvimento de um campo que não se mostrou atrativo economicamente após a avaliação das descobertas.

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“Sugerimos que a redução de royalties seja aplicada ao total da produção do campo maduro e não apenas à produção incremental. Com a redução apenas sobre a produção incremental, pouquíssimos projetos mudarão a sua condição de inviabilidade econômica. É importante também o esclarecimento de como será realizada a comprovação do benefício econômico para a União. Serão analisados apenas os aspectos relacionados ao recolhimento das Participações Governamentais ou também serão considerados indicadores sociais, como geração de emprego e renda, fomento de economias locais etc?”, diz a empresa na sua contribuição.

O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que representa as petroleiras com operação no país, tenta mudar a forma de classificação dos campos elegíveis para receber o benefício. Pela proposta da ANP, são elegíveis campos com produção igual ou inferior a 5 mil barris por dia de petróleo. O instituto pretende alterar a resolução para incluir campos em águas rasas com produção inferior a 15 mil barris por dia e campos em águas profundas com produção inferior a 20 mil barris por dia.

” A definição da Resolução ANP 17/2015 – utilizada como referência para a definição desse limite – não captura as diferenças dos ambientes operacionais (onshore e offshore), que se caracterizam por diferentes desafios técnicos e operacionais, volumes de investimentos e produtividade necessária para viabilizar a operação”, diz o IBP em sua justificativa para a alteração, alegando que  os com um poço offshore são sete vezes maiores do que em um campo onshore.

Quem também solicita mudança na alteração da classificação de campos de pequena e grande produção é a PetroRio, operadora do campo de Polvo, em águas rasas da Bacia de Campos. A empresa – que já solicitou a redução de royalties para sua área por mais de uma vez  – pretende que os campos de pequena e grande produção sejam classificados como Terrestres (- 5000 boe/dia), Águas Rasas (-14 mil boe/dia ) e Águas Profundas (- 26 mil boe/dia).

A classificação das áreas que são elegíveis para redução de royalties também  tem pedido de alteração feito pela Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (Abpip), que pretende retirar da resolução a definição de campos de pequena e grande produção. “Verificado na nota técnica que fundamentou que esta definição do porte do campo foi estabelecida na resolução ANP 17/2015, que tratava do Regulamento técnico para elaboração de plano de desenvolvimento que estabelecia exigências diferenciadas para concepção de plano de desenvolvimento. Portanto esta categorização tem caráter operacional e visava a racionalizar o uso dos recursos humanos da ANP para analise e acompanhamento destes planos. Na resolução em tela, com caráter vinculado a economicidade dos campos nos parece que o uso desta categorização e com estes limites frustram e reduzem o efeito do aumento da vida útil e produção além de ampliar a complexidade de analise e acompanhamento dos efeitos desta resolução. Proporemos formas alternativas que ao nosso ver são de maior simplicidade e potencialmente permite maiores  ganhos neste esforço da ANP para ampliar a vida útil dos campos e aumentar suas produções”diz a entidade.

Os municípios produtores de petróleo, representados pela Ompetro, pretende incluir na resolução um capítulo que trate de distribuição dos royalties e alerta que a descoberta de um novo reservatório nos campos maduros pode ser fruto de disputa no futuro. “A inserção se justifica caso um novo reservatório do pré-sal seja descoberto abaixo de um campo maduro do pós-sal, como ocorreu com o campo de Marlim Sul. Não sabemos se este novo reservatório estará sob o mesmo regime do reservatório do campo definido como maduro, ou seja, o regime de concessão (único regime elegível a redução de royalties). Caso não esteja, não haverá necessidade deste novo parágrafo. Os dois horizontes não poderão ser interpretados como um único campo maduro elegível a obtenção do incentivo de redução de royalties”, diz a entidade.

O governo do Espírito Santo, comandado por Paulo Hartung que já declarou apoiar a proposta, pretende que todos os projetos que tenham a redução dos royalties aprovada comprovem os benefícios para os estados, assim como precisam comprovar os benefícios para a União. “Assim, observar a comprovação de benefícios econômicos não somente para a União, mas também para os entes subnacionais é condição sine qua non  para a redução das alíquotas dos royalties, de sorte que caso não haja a comprovação de benefício econômico para Estados e Municípios onde ocorra a produção, não há que cogitar em redução de alíquota de royalties, sob risco de grave ofensa ao mandamento constitucional”, diz o estado do Espírito Santo.

Veja aqui todas as contribuições recebidas pela ANP




Editor-Chefe da Agência E&P Brasil

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