Depois de quase dois anos de muita discussão, a diretoria da ANP aprovou nesta quarta-feira (11/4) a resolução que regulamenta o waiver e os ajustes nos índices de conteúdo local das áreas arrematadas da 7ª a 13ª rodada de concessão, 1ª e 2ª de partilha e cessão onerosa.

As empresas que quiserem aderir ao ajuste contratual, terão de se comprometer com exigência de 50% de conteúdo local para E&P nos projetos onshore, 18% na exploração dos blocos offshore e três faixas para o desenvolvimento da produção no mar, sendo 25% para construção de poços, 40% para coleta e escoamento e 40% para UEPs,  divididos em três segmentos engenharia (40%), máquinas e equipamentos (40%) e construção, integração e montagem (40%).

Na prática, o novo regulamento engloba as áreas da 7^a, 9^a 10^a 11^a, 12^a e 13^a rodadas, além de Libra, as seis áreas da cessão onerosa (Florim, Franco, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul de Tupi e Nordeste de Tupi) e mais a área unitizável de Gato do Mato (2ª rodada).

De acordo com Décio Oddone, diretor-geral da ANP, a regulamentação da agência será publicada no Diário Oficial da União desta quinta-feira (12/4) e a partir daí as operadoras interessadas em aditar seus contratos terão prazo de 120 dias para se manifestar.  As empresas que optarem pela troca não poderão recorrer a pedidos de waiver no futuro.

Embora não haja um prazo determinado, a meta da ANP, segundo Oddone, é proceder com as avaliações da forma mais rápida possível. “Agora a bola está com as companhias. Queremos agilizar o processo ao máximo, mas tudo irá depender do número de companhias que optarem por aderir às novas regras”, avalia o executivo.

A lista de contratos passíveis de serem beneficiados pela resolução inclui um total de 268 áreas de exploração, sendo 76 offshore e 192 onshore, e mais alguns projetos de desenvolvimento. Levantamento feito pela Brasil Energia Petróleo indica 37 áreas exploratórias da 7^a, 26 da 9^a, cinco da 10^a, 96 da 11^a, 60 da 12^a, 36 da 13^a, duas da partilha e as seis da cessão onerosa.

As 268 áreas estão localizadas em 18 bacias, sendo 67 no Recôncavo, 25 no Parnaíba, 21 no Potiguar, 20 em Alagoas, 16 no Espírito Santo, 16 em Barreirinhas, 16 no São Francisco, 15 em Tucano Sul, 15 em Santos, 13 no Solimões, dez em Sergipe, dez na Foz do Amazonas, sete no Paraná, seis em Pernambuco-Paraíba, cinco no Ceará, dois no Pará-Maranhão, dois em Campos e um no Acre. A lista de operadores conta, entre outras, com BP, Charriot, Chevron, Ecopetrol, ExxonMobil, Galp, Geopark, Great, Imetame, Karoon, Maha, Niko, Nova Petróleo, Ouro Preto, Parnaíba Gás Natural, Petra, Petrobras, PetroRio, Phoenix, Premier, Queiroz Galvão Óleo & Gás, Rosneft, Shell, Statoil, Tek e Total.

Oddone aposta que a decisão ajudará a destravar os 17 projetos que estão para ser contratados no Brasil. Existem atualmente na ANP 150 pedidos de waiver em análise.

A grande pergunta do mercado é se o consórcio de Libra irá aderir às novas regras. Em outubro, a agência concedeu waiver especial para o FPSO da Fase 1 do projeto.

A resolução aprovada pela ANP atende à determinação do TCU, estabelecida em dezembro, e dá continuidade ao posicionamento do CNPE aprovado no fim de março. Os novos percentuais foram autorizados pela Resolução CNPE nº 1/2018, publicada no Diário Oficial da União desta terça-feira (10/4). A agência tinha até o dia 13 de abril para regulamentar a questão.

Inicialmente, a proposta da ANP era de estabelecer percentuais menores, mas diante da reação da indústria fornecedora nacional, acabou revisando os indicadores no fim do ano.