A Agência Nacional do Petróleo (ANP) recebeu as contribuições ao pré-edital e minuta do contrato de concessão que vão definir as regras da oferta permanente, que deve ter o edital do primeiro ciclo de áreas lançado em 19 de julho para a oferta de 884 blocos em 14 bacias sedimentares e 14 áreas com acumulações marginais, sendo 80% em bacias terrestres e 20% em bacias marítimas. As propostas foram feitas por Abimaq, IBP, Petrobras, Eneva e por 350.org e outras ONGs contrárias à produção não convencional de petróleo e gás.
A audiência pública para discutir as contribuições foi realizada na sede da agência, no Rio de Janeiro, nesta quarta-feria. Das 884 áreas, 158 já possuem pareceres dos órgãos ambientais responsáveis e estarão disponíveis para manifestação de interesse das empresas com a publicação do edital e dos modelos de contrato, prevista para 19 de julho.
Veja abaixo as contribuições enviadas ao pré-edital e minuta do contrato
Abimaq
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A associação que representa fornecedores nacionais, focou suas contribuições nas exigências de conteúdo local.
FPSOs e plataformas. A minuta do contrato da oferta permanente prevê exigência de conteúdo local global para as unidades de produção. Abimaq quer a inclusão de índices de 40% para serviços de engenharia, 40% para construção, integração e montagem das plataformas (o objetivo é ter obras no Brasil, de cascos ou módulos) e 40% para máquinas e equipamentos, garantindo a entrada de itens fabricados no Brasil.
A Abimaq recorre à resolução 726/2018, da ANP, que regulamentou as regras para o waiver (isenção de conteúdo local) e o aditamento dos contratos, estabelecendo novos percentuais. As exigências listadas pela Abimaq para a oferta permanente são previstas na resolução.
Concorrência com estrangeiros. Como um dos critérios da política de conteúdo local é que as exigências podem ser suspensas caso não exista, no mercado nacional, oferta de bem ou serviço com preço e prazos competitivos em relação aos fornecedores estrangeiros, Abimaq pede a inclusão dos custos de internalização dos bens no cálculo do preço. Assim, um produto importado tem que ser mais competitivo considerando o frete – o critério sugerido é o Delivery Duty Paid (DDP), do Incoterm (link para conteúdo em inglês).
Multa de 20%. A Abimaq também quer que seja aplicada multa caso o operador não inclua fornecedores nacionais nas licitações.
A contribuição do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), com mais de 40 páginas, trata de diversos assuntos, como conteúdo local, regras para contratação de seguros e garantias financeiras, licenciamento ambiental e medidas gerais de reequilíbrio da responsabilidade dos operadores. Alguns destaques:
– Sigilo. Em diversos pontos, o IBP sugere regras para garantir o sigilo das empresas na escolha das áreas de interesse e no compartilhamento com a ANP de informações sobre o conhecimento geológico dos prospectos.
Por exemplo, propõe que as empresas possam oferecer uma garantia de oferta superior à exigida pelos seus blocos de interesse, com o ressarcimento da diferença posteriormente. Na oferta permanente, a declaração de interesse é feita por setor, mas o IBP entende que confidencialidade do interesse específico por um bloco será exposta pela garantia de oferta, que é definida por blocos.
Sobre conhecimento geológico, sugere definir o que é informação (dados de poços e sísmica, por exemplo), para separar o que é o trabalho de interpretação interna das empresas. As informações seriam compartilhadas com a ANP e a interpretação ficaria restrita às petroleiras.
– Conteúdo local. IBP fez uma série de sugestões para incluir investimentos a serem considerados como conteúdo local, como mão de obra e aportes feitos antes da contratação dos campos – estudos sísmicos, por exemplo. Quer também a previsão no contrato da possibilidade de transferência de investimentos pendentes para outras fases, na linha das discussões do Pedefor.
Petrobras
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A estatal também fez uma série de recomendações em linha com a contribuição do IBP. Sobre o contrato, contudo, detalhou sugestões relativas à cláusula de pesquisa e desenvolvimento, que regula investimentos obrigatórios com base no valor da produção do campo. Alguns pontos:
– Extinção do contrato. A ANP pretende que, caso o plano de desenvolvimento (PD) de um campo da oferta permanente seja reprovado, o contrato seja extinto. Petrobras quer retirar essa regra, alegando “grande insegurança jurídica”, já que a aprovação do PD faz parte do poder discricionário da ANP.
– Flexibilização de projetos de pesquisa. Em diferentes pontos, a Petrobras sugere alterar as regras para comprovação de investimentos obrigatórios em P&D e a flexibilização do uso desses recursos. Alega que a atividade atual gera mais recursos para universidades do que elas são capazes de absorver, e quer liberar parte da obrigação para investir de outras formas.
“Entendemos que, em vista do excesso de recurso que se verifica seria interessante ampliar o escopo de aplicação, inclusive porque existem negociações entre ANP e Petrobras nesse sentido”, afirma o relatório da estatal.
Eneva
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Produtora de gás no Maranhão, Eneva apresentou demandas específicas para os operadores onshore.
– Royalties sobre produção de gás não aproveitada. Contribuição na linha de limitar a cobrança de participações governamentais e de terceiros (a taxa de ocupação de terra) a situações em que houver aproveitamento econômico da produção realizada em testes de formação, isto é, um fluxo de menos de 72 horas.
Esses testes são feitos em uma fase anterior a instalação de sistemas de coleta da produção e, assim, no caso do gás, não é possível vender os volumes produzidos. Ao contrário dos testes de poços de petróleo, em que a produção pode ser armazenada, o gás é queimado.
– Pagamento da taxa de ocupação de terra proporcional à alíquota de royalties. A taxa é um valor, que também é regulado, pago aos donos de terra onde ocorre a operação. Por lei varia de 0,5% a 1% do valor da produção, bem como os royalties variam de 5% a 10%.
A Eneva sugeriu que quando o campo tiver alíquota de royalties de 5%, seja pago 0,5% aos proprietários; quando 7,5%, 0,75% e quando 10%, 1% de taxa.
– Antecipar o descomissionamento. Também na linha de redução de custos, sugere alterar o rito de aprovação dos planos de desativação, estabelecendo prazo máximo de 180 dias.
Eneva argumenta que o prazo de 365 dias proposto pela ANP pode fazer com que o operador tenha custos com a ocupação de terra, retenção de faixas de servidão, aluguéis entre outros.
350.org, Coalizão Não Fracking Brasil (Coesus) e Instituto Arayara
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Pede a inclusão na minuta e no contrato da proibição da exploração e produção de recursos não convencionais – que são reservatórios com produtividade limitada, devido à geologia, e que precisam de investimentos adicionais em poços e em técnicas de recuperação, como o fraturamento hidráulico.
Lista de proibições sugeridas pelas ONGs:
– Exploração de recursos não convencionais;
– Fraturamento hidráulico;
– Aquecimento em retorta;
– Poços horizontais ou de alto ângulo;
