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Enquanto isso, no Congresso...

Projeto de Lei que reduz para 1% royalties de campos de petróleo marginais avança no Congresso

PL 4663/2016, de autoria de Beto Rosado (Progressista/RN) propõe cortar de 10% para 1% o royalty sobre a produção de campos marginais

19 de agosto de 2019
17:02 - atualizado às 14:12
petroleo
Petróleo - Imagem: Shutterstock

Uma das principais demandas de exploradores de petróleo em áreas onshore, a redução dos royalties como uma forma de incentivar o surgimento de novos negócios, está inserida em um projeto de lei que tem avançado na Câmara dos Deputados.

O PL 4663/2016, de autoria de Beto Rosado (Progressista/RN) propõe cortar de 10% para 1% o royalty sobre a produção de campos marginais - ou seja, com menores retornos.

Em uma análise paralela e não provocada pelo PL, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deve divulgar já neste semestre os critérios de quais campos entram no segmento.

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Segundo Rosado, o objetivo inicial do projeto é incentivar a transferência de campos em que a Petrobras não tem mais interesse à iniciativa privada.

Nos últimos anos, a estatal se antecipou e acelerou o passo nos desinvestimentos em onshore e águas rasas, sobretudo depois de setembro do ano passado, quando a ANP selecionou 254 campos para que a petroleira decidisse se vai voltar a investir, vender à iniciativa privada, ou devolver ao regulador. A Petrobras decidiu ficar com 71 e vender 183.

Rosado lembrou que na região de Mossoró, tradicional na exploração de petróleo, muitos empregos foram perdidos diante do não aproveitamento total da estatal nas operações. A Petrobras tem focado sobretudo em águas profundas. "Já chegamos a ter 13 mil pessoas diretamente ligadas à exploração de petróleo em Mossoró. Hoje esse número não chega a 7 mil", disse, e emendou: "Eu conversei com o presidente da Câmara (Rodrigo Maia) e ele está de acordo com esse projeto. A própria Petrobras tem avançado no tema", afirmou.

O PL já tramitou nas Comissões de Meio Ambiente e Minas e Energia - a aprovação nesta última saiu no dia 14. O próximo passo, segundo o deputado, é a Comissão de Finanças e Tributação. Ainda não foi definido um relator, mas a estimativa é que o PL seja apreciado pela comissão nos próximos três meses.

"É lá que vamos discutir a questão dos royalties. A proposta inicial foi feita em 1%. Mas reconheço que este é um ponto que a gente precisa discutir mais sobre a participação dos entes federativos", disse. O PL já teve alguns pontos alterados, como a retirada de obrigatoriedade de financiamento de projetos por bancos públicos. Se aprovado, será encaminhado à Comissão de Constituição, Justiça e Cidadania (CCJ), última instância antes de ir para o Senado (sem votação em plenário).

Travada pela ausência de investimentos da Petrobras, a produção em terra do Brasil tem caído ano a ano. Dados da ANP mostram que a produção desse segmento caiu da média de 209,1 mil barris de petróleo por dia no ano 2000 para a média atual de 107,4 mil barris diários nos 12 meses até maio.

Monitorando esta realidade, neste mês, o governo deve relançar o Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (Reate 2020). A meta, assim como foi na versão de 2017, é levar a produção aos 500 mil barris por dia até 2030.

A iniciativa de reduzir o royalty em campos marginais deve incentivar a entrada de empresas no setor, afirmou Gutemberg Dias, presidente da Redepetro RN, entidade com sede em Mossoró que reúne empresas da cadeia produtiva do petróleo no Estado.

"Esse projeto vem em um bom momento por elevar a atratividade na oferta permanente", disse, em referência ao novo modelo adotado pela ANP para dar celeridade às concessões de áreas para exploração. "Muitas empresas não entram na ANP para comprar esses poços em função do royalty. Mas ao deixar de produzir, ela deixa de pagar royalty e não gera emprego e renda na região", disse.

Já Anabal Santos Júnior, secretário-executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), disse que muito já poderia ter sido feito para o setor.

"Estamos satisfeitos que o País começa a encontrar as soluções para que o Onshore volte a cumprir o seu papel desenvolvimentista no interior do Brasil", disse. A entidade estima que, em quase duas décadas, os municípios nordestinos deixaram de receber cerca de R$ 1,2 bilhão em royalties pela pisada no freio da Petrobras nos investimentos em terra sem abrir espaço para a iniciativa privada.

ANP fala em reduzir a 5%

Enquanto o PL tramita no Congresso, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) deve divulgar já neste semestre a conclusão de estudos para delimitar os campos marginais de exploração de petróleo no País. O tema é um pilar importante para o setor, que busca viabilizar a exploração em terra.

De acordo com o chefe da coordenadoria de Áreas Terrestres da Agência Nacional do Petróleo (ANP), José Fernando de Freitas, a estimativa é que o regulador libere já no primeiro semestre do ano que vem uma resolução para reduzir o royalty da produção incremental deste segmento de 10% para até 5%, da mesma forma que é feito hoje com os campos maduros.

"O processo de emissão da resolução passa por vários estudos", disse Freitas, em entrevista ao Broadcast, sistema de notícias em tempo real do Grupo Estado. "Nós trabalhamos com a hipótese de estar com essa resolução em vigor no primeiro semestre do ano que vem."

Freitas explicou que o debate sobre reduzir os royalties de produção incremental em campos marginais foi provocado pelo setor logo após a ANP ter incentivado o aumento de produção em campos maduros por meio do corte no royalty, podendo chegar até o piso definido pelo CNPE, de 5%. "A ANP se comprometeu a fazer a mesma coisa para campos marginais. Essa discussão envolve também a definição do que é um campo marginal", lembrou.

Campos marginais podem ser definidos como aqueles que não estão mais no auge da sua viabilidade econômica. "Campos de economicidade marginal deveria ser o nome", disse Freitas. O membro da ANP ponderou que delimitar os campos marginais é um desafio. "Os maduros, estão diretamente ligados a idade. O marginal, não. Ele depende da empresa que está explorando", afirmou.

Diante do tamanho da Petrobras, praticamente todos os campos em terra que a estatal está desinvestindo poderiam ser considerados economicamente marginais, mas eles não seriam para as empresas que estão comprando, de menor porte. "Um campo maduro, pode ser marginal também, ou não, já que alguns podem ser altamente rentáveis", explicou.

A complexidade da definição permeia os próprios preços do petróleo, que podem tornar menos ou mais viáveis determinadas áreas. "Não seria razoável que a sociedade desse um desconto a uma empresa considerando que outra empresa poderia operar aquele campo sem a necessidade de subsídio", afirmou o membro da ANP.

Freitas comentou também que há debates no Congresso acerca de mudanças mais profundas ainda no pagamento de royalty. Um deles, o PL 4663/2016, de autoria de Beto Rosado (Progressista/RN), propõe cortar de 10% para até 1% o royalty sobre toda produção de campos marginais e não apenas a incremental.

"Acho importante destacar que, apesar de serem duas propostas independentes, há uma coincidência de objetivo de que determinados ativos, sejam eles maduros ou marginais, precisam de incentivo para continuar produção", afirmou.

*Com Estadão Conteúdo.

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