A minuta de resolução sobre a definição e enquadramento de campos e acumulações marginais foi aprovada pela ANP nesta quinta-feira (12). Após consulta e audiência públicas, a agência deliberou cinco critérios e entendimentos sobre a minuta.
Dos critérios alterados, o mais relevante foi sobre não utilizar mais o critério de produção por poço. Agora, será considerada apenas a produção total de óleo e gás do campo. A Superintendência de Desenvolvimento de Produção (SDP) verificou que somente a utilização da produção total do campo trará simplificação regulatória e aumento do número de campos enquadrados.
Em abril, a ABPIP enviou uma carta à ANP sugerindo a alteração do critério acima. Antes, a minuta considerava produção por campo e por poço.
Também foram adicionados os critérios de enquadramento das acumulações na fase de exploração com a postergação de declaração de comercialidade e daquelas que pertencem a campos de águas profundas com teores de CO2 iguais ou superiores a 60%.
Deliberou-se, também, sobre o histórico de produção, mantendo a contagem pelo período de 36 meses, desconsiderando aqueles em que não houver registro de produção. Por último, permaneceu o enquadramento somente de campos devolvidos ou em devolução à ANP colocados em oferta permanente.
Incentivos aos campos e acumulações marginais
Na mesma reunião de diretoria colegiada, a ANP aprovou que o relatório sobre implementação de eventuais incentivos aos campos e acumulações marginais seja enviado ao MME.
O relatório foi elaborado pelo grupo de trabalho da agência, onde diversas superintendências participaram do levantamento dos resultados – SDP (coordenadora), Dados Técnicos (SDT), Exploração (SEP), Segurança Operacional e Meio Ambiente (SSM), Defesa da Concorrência (SDC), Participações Governamentais (SPG), Conteúdo Local (SCL), Promoções de Licitações (SPL), Pesquisa e Desenvolvimento (SPD), Avaliação Geológica e Econômica (SAG) e o Núcleo de Fiscalização da Medição da Produção de Petróleo e Gás Natural (NFP)
Dentre os incentivos está a prorrogação de prazos nos contratos de concessão dos campos marginais – mesmo que não tenha investimento em novas atividades. Haverá revisão na redução de simplificação de planos de desenvolvimento e na regulamentação da redução dos royalties para os enquadrados como marginais em histórico de produção.
Há, também, análise de impacto regulatório naqueles que já produzem ou tenham contratos prorrogados sobre a possibilidade de redução dos royalties.
Outras ações que contemplam os campos e acumulações marginais serão a difusão do acesso ao acervo de dados públicos das bacias sedimentares, procedimentos para coleta de amostras de rocha e sedimentos fluídos obtidos em poços, fundo oceânico e levantamento terrestre e novo regulamento técnico de segurança operacional em meio ambiente.
Fonte: Revista Brasil Energia