O que nos mostra o uso de royalties como incentivo à produção de petróleo

Por Emiliano Fernandes e Geraldo Carneiro Neto*

Com a publicação recente da Resolução 853/2021, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) reafirmou a tendência assumida nos últimos anos de flexibilização da regulação do setor. Com essa medida, foi acrescentada nova hipótese para a redução de alíquota de royalties, que atinge diretamente empresas de pequeno e médio portes. A iniciativa se soma ao benefício inaugurado pela Resolução 749/2018, que destinou incentivo similar ao redesenvolvimento de campos maduros (aqueles próximos do abandono).

Entretanto, mesmo que a Resolução 853/2021 seja um avanço que trará fôlego à produção onshore, ainda não é suficiente frente aos desafios de uma política ampla de Exploração e Produção, que deve focar tanto na promoção da concorrência, quanto na maximização da produção nacional. Isso porque o enquadramento das pequenas e médias petroleiras é limitado aos parâmetros de produção onshore, que representam hoje menos de 10% da produção total brasileira.

Essa opção regulatória acabou excluindo empresas focadas na produção marítima, especialmente aquelas com ativos nas bacias maduras, justamente quando a Petrobras e as majors têm dirigido suas atenções ao pré-sal. Inegavelmente, está alinhada aos esforços recentes do poder público na desoneração do custo regulatório da atividade. Mas as políticas e os incentivos voltados ao fomento do mercado de E&P devem ser dirigidos preferencialmente ao projeto de desenvolvimento do campo em si, não ao perfil do operador, como sugere a nova resolução.

Ainda não há proposta de solução satisfatória para os casos que a antiga Resolução 749/2018 desconsidera, especialmente os campos de economicidade marginal, que ainda não foram adequadamente atendidos pela regulação. Trata-se de gargalo que a ANP começou a endereçar ao colocar, ainda em outubro, proposta de resolução em consulta pública. A nova resolução estabelecerá justamente as regras para a caracterização desses campos. É o primeiro passo para, futuramente, rediscutir o benefício de redução de royalties.

O fato é que nenhum dos dois atos normativos tratados até aqui privilegiam as descobertas que não foram desenvolvidas ou o incremento de produção trazido pelos bem-sucedidos casos de prolongamento da vida útil de campos maduros.

Esclareça-se que os parâmetros da Resolução 749/2018 privilegiam a  produção adicional das novas campanhas de perfuração, mas deixam de premiar iniciativas como o tieback realizado pela PetroRio este ano, que, através da interligação de dois campos por meio do compartilhamento de uma só unidade de produção (FPSO Bravo), incrementou a quantidade de óleo efetivamente recuperado. Significa dizer que o prolongamento da vida útil (ou mesmo o desenvolvimento de campo até então antieconômico) impacta significativamente na produção dos campos associados, simplesmente pelo tempo adicional de produção do ativo, implicando necessariamente em aumento no recolhimento total de participações governamentais e tributos associados — além da geração de empregos.

A Bacia de Campos (RJ), por exemplo, é povoada de potenciais similares aos da PetroRio, pois há diversas jazidas cuja viabilidade econômica só é possível em função do compartilhamento de sistemas de produção e de medidas de fomento, como a redução da alíquota de royalties. Seu desenvolvimento esbarra em limitações de ordem econômico-financeira e de cunho jurídico-regulatório, portanto.

Se associada à solução do tieback, então — que já se mostra resiliente nas bacias maduras do Golfo do México e do Mar do Norte — uma política inovadora de alíquota de royalties pode trazer o fôlego que as resoluções vigentes não têm condições de entregar.

E quando falamos em redução de royalties, defendemos a adequação da alíquota à realidade de determinados projetos, mas nunca em redução da arrecadação. Pelo contrário, tanto para o volume adicional previsto na Resolução 749/2018, quanto para um possível benefício aos campos marginais, sempre se pressupõe ganho na arrecadação para a União e aos estados e municípios. Propomos, assim, ampliar a sua adoção para que a alíquota reduzida atinja toda a produção efetiva do campo marginal, proporcionando real impacto na tomada de decisão do investidor pelo desenvolvimento de descobertas marginais ou no redesenvolvimento de campos próximos do abandono.

Trata-se de demanda antiga da indústria, que ganhou musculatura recente com a ajuda do Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (PROMAR), promovido pelo Ministério de Minas e Energia para identificar os gargalos do setor. Com razão, a flexibilização das participações governamentais foi tema de workshops realizados pelo PROMAR e ficou claro que a política de revitalização das bacias marítimas avança.

O objetivo é desafiador, mas estamos diante de um cenário único, que conjuga vontade política com a iniciativa organizada dos agentes econômicos, o que renova nossas esperanças no aprofundamento da experiência brasileira no uso dos royalties como política de incentivo.

Frente ao cenário de transição energética, é fundamental que as autoridades avancem para o próximo capítulo, viabilizando a exploração adequada das jazidas petrolíferas brasileiras.

*Emiliano Fernandes é diretor Jurídico, de Regulatório e Gestão da PetroRio e Geraldo Carneiro Neto, coordenador de Assuntos Regulatórios da PetroRio

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