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Waiver: Quais projetos são atingidos pela retroatividade do conteúdo local?

1ª Reunião Extraordinária do Comitê Nacional de Política Energética – CNPE Foto: Saulo Cruz/MME

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decidiu nesta quarta-feira (21/3) autorizar a ANP a definir os índices de conteúdo local nos contratos assinados até a 13a rodada, realizada em 2013. A proposta feita pela ANP para o Pedefor prevê incluir três segmentos com 40% de conteúdo local para a construção de plataformas de produção nos contratos de concessão para áreas entre a 7a e 13a rodada, além de Libra e da cessão onerosa, Recentemente, o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Márcio Félix, em entrevista exclusiva à E&P Brasil na série Influenciadores E&P, afirmou que a proposta diminui muito a chance de judicialização do tema da regulamentação do waiver para os contratos passados.

“O produto que a ANP vai aprovar é o melhor resultado da negociação. A gente entende que isso está de bom tamanho. Já há um entendimento, quase que geral da indústria. A judicialização vai parar tudo de novo. Não sei se vai resolver o problema”, comentou o secretário.

Até o momento a ANP fiscalizou apenas a parte exploratória dos contratos de concessão que estão em vigor. Levantamento feito pela E&P Brasil mostra que a partir da 7a rodada, com a mudança na legislação vigente na época, o número de multas cresceu consideravelmente. E nem se fiscalizou a parte de produção dos contratos ainda.

E é justamente o desenvolvimento da produção que preocupa. Nessa fase será fiscalizada a construção de plataformas e a perfuração de poços de produção de petróleo e gás. Em Libra, por exemplo, os índices de conteúdo local para perfuração não serão atingidos já que as sondas da Sete Brasil não saíram do papel.

 

E quais projetos exploratórios serão atingidos pela decisão?

A lista é grande. A Petrobras, é claro, terá o maior número de projetos atingidos. A empresa tem hoje 58 blocos exploratórios sob concessão arrematados entre a 7a e a 13a rodada. Isso sem falar nas áreas de Libra, que já tem um campo declarado comercial, a área de Mero, e nos projetos da cessão onerosa, que devem demandar pelo menos cinco FPSOs até o início da próxima década.

Apenas em Libra prevê a instalação de quatro FPSOs até 2022. O desenvolvimento da produção da cessão onerosa, onde a empresa recebe no próximo mês propostas para o FPSO Búzios 5, também será atingido pela retroatividade.

Mas a decisão não atinge apenas projetos da estatal. Também na Bacia de Santos, o desenvolvimento da produção de Echidna, descoberta operada pela australiana Karoon em águas rasas, será atingida pela decisão. A empresa contratou recentemente o Wood Group para suportar o desenvolvimento da produção na sua descoberta.

Ainda em Santos, o projeto de Gato do Mato, operado pela Shell e sua área unitizável de Sul de Gato do Mato, que acontecerá em 27 de outubro, também faz parte da lista. O projeto hoje está suspenso aguardando o leilão, mas sabe-se que se trata de uma grande reserva de gás natural.

Outros nove projetos exploratórios da Shell em Barreirinhas, herdados com a compra da BG pela empresa anglo-holandesa, são afetados pela decisão. As áreas estão ainda em fase de licenciamento ambiental para a perfuração de poços.

Projetos em águas profundas na Bacia do Espírito Santo, que terão sua campanha de perfuração iniciadas ainda em 2017, também serão atingidos pela mudança da regra. Ali, Petrobras e Statoil pretende perfurar 10 poços nas áreas arrematadas na 11a rodada de licitações, realizada em 2013.

Por falar em Statoil, outro projeto que deve ser atingido pela decisão da ANP é a descoberta de Pão de Açúcar, feita no bloco BM-C-33, em águas profundas da Bacia de Campos, e arrematado na 7a rodada da ANP. Para este projeto a empresa precisa também viabilizar o escoamento do gás natural, o que vem despertando o interesse da Prumo Logística para montar um hub de gás natural no Porto do Açu.

Veja abaixo a lista do projetos exploratórios que podem atingidos pela decisão da ANP:




Editor-Chefe da Agência E&P Brasil

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