O governo está preparando uma lista de medidas de fomento à indústria do petróleo e pode reduzir royalties em projetos com produção incremental que acelerarem investimentos. Além do menor peso na taxação, as ações em estudo incluem a garantia de prorrogação do prazo do Repetro por mais 20 anos e a extensão da lista de equipamentos onshore, a agilização da renovação dos contratos de concessão da Rodada Zero e de outros leilões, e o apoio à ANP na retomada de campos com produção interrompida há mais de um ano.

As medidas devem ser aprovadas em breve, possivelmente, na forma de resolução e sancionadas ad referendum pelo ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga. Ao contrário das demais, a proposta de redução de royalties está em fase menos adianta e deve demorar ainda mais tempo para ser sancionada.

O processo para retomada de campos sem produção há um ano serão iniciados pela ANP assim que a medida do governo for publicada. A expectativa é de que isso se estenda por pelo menos um ano, já que existe um trâmite legal a ser cumprido. As empresas com projetos nesta situação serão acionadas pela agência e terão prazo para se manifestar. Somente depois de concluídas essas etapas, o órgão regulador abrirá um processo formal de devolução.

A maior parte dos campos sem produção há um ano são pequenos e estão localizados em terra. A estimativa da ANP é de que existam cerca de 50 campos nestas condições, mas segundo levantamento feito com base no banco de dados do órgão regulador existem 39 áreas, sendo 31 ativos terrestres e oito marítimos, considerando a produção entre dezembro de 2014 a novembro de 2015.

A lista inclui campos que já estão em processo de devolução, como é o caso dos campos marítimos de Biquara e Dentão, na Bacia Potiguar, Cação, no Espírito Santo, Nordeste de Namorado, em Campos, e Coral, na Bacia de Santos, todos operados pela Petrobras. Os outros três campos offshore que não produzem há mais de um ano são Dourado e Piranema Sul, em Sergipe e sob a operação da estatal, e Abalone, da Shell, localizado na Bacia de Campos e que possui extensão de prazo de início de produção autorizada pela ANP.

Os 31 campos onshore estão localizados nas bacias do Espírito Santo, com 13 áreas, Recôncavo (oito), Potiguar (seis), Alagoas (duas), Sergipe (uma) e Tucano Sul (uma). A Petrobras responde pela operação de 17 áreas e outras dez petroleiras por 14 campos.

A agência também continua trabalhando na renovação dos contratos de concessão da Rodada Zero. O próximo campo a ter seu contrato renovado será Ubarana, área de óleo da Petrobras em águas rasas do Rio Grande do Norte, que produz hoje 5 mil boe/d. A previsão é de que o processo possa ser levado à aprovação da diretoria em fevereiro.

A ANP já elaborou nota técnica com seus parecer, mas há divergência entre a diretoria e a área técnica sobre o tempo de extensão, mantido em sigilo até o momento. A área técnica apoia um tempo menor, enquanto a Diretoria defende um prazo maior para a extensão.

Depois de Ubarana, será a vez de Araças, campo de terra da Petrobras localizado da Bacia do Recôncavo, que produz 405 boe/d. A estratégia do órgão regulador foi iniciar o processo de renovação atuando em três frentes distintas, uma para águas profundas, outra para águas rasas e uma para terra.

A tendência é de que cumprida essa frente, o trabalho se volte aos dez grandes campos da Bacia de Campos. Além de Marlim, há Roncador, Marlim Leste e outros campos, muitos localizados dentro do polígono do pré-sal. Como em Marlim, a recomendação do órgão regulador é para que a renovação seja feita sob o regime de concessão.

A ANP vem trabalhando desde o ano passado no processo de renovação das concessões da rodada zero, que terão os primeiros vencimentos em 2025. No fim de 2015, a agência aprovou a renovação das concessões de Marlim e Voador por mais 16 anos.