O critério da proposta da ANP para redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental de campos maduros enquadra ao menos dois terços dos campos à venda no programa de desinvestimento da Petrobras. A empresa tenta vender 106 ativos de produção, 67 deles em produção há 25 anos ou mais, um dos requisitos incluídos na minuta de resolução.

A diretoria da ANP aprovou o texto na quarta-feira (25/04), que deve ser publicado em breve e entrar em consulta pública por 30 dias. A proposta da agência pretende reduzir para até 5% a alíquota sobre a produção adicional dos campos.

Campos elegíveis

A ideia é que para um campo ser elegível a redução de royalties ele precisa estar em produção por 25 anos ou mais ou já ter produzido 70% ou mais de suas reservas provadas (1P). A isenção parcial da alíquota de royalties, contudo, não é automática e os operadores precisarão apresentar uma revisão do plano de desenvolvimento dos campos, com investimentos que justifiquem o benefício.

Dados individuais de reserva dos campos não estão disponíveis, mas partindo do critério dos 25 anos em produção significa que cerca de 200 campos maduros podem ser enquadrados na nova regra, representando uma produção da ordem de 500 mil boe/dia de petróleo e gás, com base em dados de 2018 – 15% da produção nacional. Nesse grupo estão incluídos os ativos à venda da Petrobras, que são, em maioria, campos maduros em terra e águas rasas.

Desconto apenas sobre o “óleo novo”

A revisão dos planos de desenvolvimento deverá contemplar a previsão de produção incremental dos campos. Um ponto crucial da proposta da agência é que a redução da alíquota de royalties será aplicada somente sobre os volumes de óleo e gás produzidos além do previsto na curva original de produção (em declínio) do campo.

Além do projeto de aumento de produção, operadores deverão apresentar as estimativas de investimento; comprovações do “benefício econômico para a União, incluindo extensão na vida útil do campo, fator de recuperação incremental e participações governamentais adicionais”, informou a ANP.

10% de royalties são a regra

A Lei do Petróleo estabelece a alíquota mínima de 5% de royalties sobre o valor da produção dos contratos de concessão e a possibilidade de uma parcela adicional de até mais 5%, que é definida em contrato, fixando o teto em 10%.

Na prática, praticamente todos os campos brasileiros estão contratados com alíquota de 10%. No offshore, há exceções como Manati, campo de gás na Bahia, com alíquota de 7,5%, e o polo do pós-sal da Bacia de Santos, com Mexilhão, Uruguá e Tambaú, com 8,7%.

Há uma diferença também na distribuição desses recursos, em linhas gerais, aumentando a participação da União com o aumento da alíquota. Os royalties recolhidos a partir da alíquota mínima de 5% ficam nos estados e municípios, quando a produção é em terra, e, para o offshore, são repassados 20% para União e 10% para o Fundo Especial.

Já na parcela excedente a 5%, um quarto da arrecadação em terra vai para a União e, nos ativos offshore, 40% é da União e 7,5% vai para o Fundo Especial.

Com a solução da redução de alíquota apenas sobre a produção incremental, a expectativa da ANP, contudo, é que a arrecadação total aumente. A parcela de até 10% continuaria a ser a regra para a cobrança sobre a produção prevista antes do incremento e a alíquota menor permitiria destravar investimentos, com efeito positivo sobre a cadeia de produção.

Recuperação de 1% pode valer R$ 18 bilhões em investimento

É indiscutível que os campos brasileiros, em geral, estão em declínio. A produção nacional cresce graças ao pré-sal de Santos, que compensa as perdas acentuadas da Bacia de Campos.

A ANP calcula que 16% das reservas do pós-sal brasileiro foram produzidos, 6% são reservas provadas, 2% são provadas e 1%, possíveis, totalizando 25%. Ou seja, 75% do pós-sal são recursos que não serão acessados sem investimento em aumento no fator de recuperação.

Os dados são de um seminário da ANP feito no Rio de Janeiro, em setembro de 2017, para tratar da redução dos royalties sobre produção incremental.

Em uma simulação, a agência calcula que elevar em 1% o fator de recuperação nas bacias brasileiras representaria novos investimentos de US$ 18 bilhões para desenvolver reservas adicionais de 2,2 bilhões de boe de petróleo e gás e um aumento de US$ 11 bilhões na arrecadação de royalties do ciclo de vida prolongado dos campos.

Fonte: E & P Brasil