Neste mês de março, a ABPIP, Associação Brasileira de Empresas Independentes Produtoras de Petróleo e Gás Natural, completa 10 anos de sua fundação. Durante esta década, perseguimos uma adequação na legislação e regulação do setor Petróleo, notadamente em atividades terrestres onde operam a maioria de nossos associados, que melhorasse o ambiente de negócios deste nicho, além claro da criação de um horizonte de disponibilização de oportunidades para crescimento destas empresas.

Período de muito esforço de várias gestões que estiveram a frente dos destino da ABPIP, que podemos dizer que nos preparou para este momento, que eu chamo de novo onshore brasileiro.

Fruto deste trabalho, conseguimos a edição pelo congresso nacional e a promulgação da presidência da república da lei 12.351/2010 que no seu artigo 65, impõe, por forca de lei, ao poder executivo fomentar a participação da pequena e média empresa na produção de petróleo nacional.

Nesta época o MME e a ANP, produziram os estudos Nota Técnica No. 26/11–DEPG/SPG-MME, objeto de estudo feito por esta Secretaria em Maio/2011 e trabalho “Produtores locais de Óleo e Gás – Pequenas acumulações e campos maduros - Resultado da Oficina de Trabalho realizada na ANP em 1o de Fevereiro de 2010”, que apos a ouvida dos agentes econômicos fizeram um bom diagnóstico do setor e que ações corretivas deveriam ser adotadas.

Apesar de tudo isto, muito pouco ou quase nada com efeito prático foi implementado. Mas nem por isso desistimos da causa e sempre mantivemos nossa disposição de continuar nestas tratativas.

Para chegarmos ate aqui, foi necessária uma interlocução com diversos setores do pais e alcançada uma aderência a causa, quase que unanime, dos diversos setores produtivos vinculados ao setor de P&G.

Aumentamos a nossa presença na mídia para dar voz e vez ao onshore, o que contribuiu muito para que este tema fizesse parte da pauta de discussões do setor petróleo no Brasil.

Demonstramos o quanto o país perdeu pela não utilização adequada da capacidade de trabalho e investimento do setor privado, conforme pode ser demonstrado na ilustração a seguir, parte da nota técnica produzida pela ABPIP, “Uma proposta de política para a indústria de petróleo e gás terrestre (Nordeste e Espírito Santo)” de outubro de 2015, que através de uma simulação precária da curva de produção das principais bacias terrestres projetada a partir do fator de crescimento de produção das concessões das empresas independentes.

Percebam que a produção alcançaria mais de 260 mil diários, sem levar em consideração aumento de investimentos e etc. O que nos permite dizer que os 500 mil projetados pelo MME é um objetivo alcançável.

Os benefícios sociais oriundos da geração de emprego e renda, são números não desprezíveis diante de um cenário e ambiente de crise econômico, num pais com 12 milhões de desempregados, que fez com que rapidamente o novo governo capturasse esta oportunidade.

De outro lado, a Petrobras no início de 2016, finalmente anunciou a sua decisão de sair do mercado onshore, materializando uma lucida e usual pratica econômica que o saudoso Giuseppe Bacoccoli traduziu nesta frase: “Dono de hipermercado não tem quitanda”, numa referência a desproporção da produção de reservas do pré-sal com reservas onshore brasileiro.

Assim, dentro da máxima oriental que reconhece crise como sinônimo de oportunidade, o Brasil passou finalmente a tratar o onshore como ele deveria ser tratado e passamos a discutí-lo para buscar soluções para seu destravamento.

Iniciamos este debate, contando com o apoio do IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, no Fórum Onshore ocorrido em 26/10/2016 no Rio de Janeiro, durante a realização da Rio Oil & Gas, no dia 14/11/2016 em Mossoró, desta vez apoiados pelo Sebrae/RN e Repetro/RN, realizamos o Fórum Onshore Potiguar e no dia 25/11/2016 em Salvador durante o Fórum Bahia Onshore com o apoio do Sebrae/BA, FIEB, Governo do Estado da Bahia.

Estes fóruns convenceram o MME da necessidade de um programa que resultou no Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás em Áreas Terrestres (Reate), lançado no dia 27 de janeiro deste ano.

Uma etapa importante do programa, conforme anunciado pelo MME entrará em consulta pública ainda em abril deste ano, que ao seu final pretende-se reunir todas as sugestões da sociedade e dos agentes econômicos interessados no equacionamento destas soluções que sob mediação e analise do MME será submetido ao CNPE de Junho deste ano.

Nao obstante alguns dos pleitos históricos da ABPIP, já começaram ser atendidos.

Especial destaque para recém criada Coordenação de Áreas Terrestres no âmbito da ANP, iniciativa do novo diretor geral da ANP logo após ter assumido seu posto, além da autorização do CNPE para extensão dos prazos para o PEM paras a 11a. e 12a. rodadas.

A ABPIP participa deste novo onshore, reconhecendo que nestes últimos 06 meses foi feito muito mais do que na última década, trazendo uma ilha de otimismo neste oceano de turbulências e sombras que o Brasil se encontra.

Compartilhamos a seguir uma nota técnica que elenca nossas demandas, já foram encaminhadas ao MME e exaustivamente discutidas nestes fóruns que me referi anteriormente.

Demandas e premissas para destravamento do onshore brasileiro

Premissas:

- Necessidade de liderança deste processo pelo SPG/MME;

- Criação e implementação do Programa para Revitalização da Atividade de Exploração e Produção em Áreas Terrestres (REATE) para acompanhamento e controle de sua evolução.

- Alinhamento de propósito do destravamento do setor com agentes ANP, MME e Petrobras, no que couber);

- “Vontade política” para fazer o que precisa ser feito (todos conhecem os gargalos e as soluções possíveis, vide notas técnicas MME DEPG/SPG/MME 26/2011 e Resultado de Oficina realizada pela ANP-2010);

Assim, endereçamos os pontos abaixo elencados devidamente categorizados de acordo com sua complexidade/prazo de implantação:

A) Demandas de baixa complexidade (que dependem exclusivamente de “vontade politica de fazer” e podem ser encaminhadas e/ou resolvidas no curto prazo).

Criação de uma “superintendência” de campos terrestres no âmbito da ANP.

Dar continuidade de oferta regular de campos e áreas para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural por empresas de pequeno e médio porte, com maior previsibilidade e menores incertezas.

Resolver a questão da comercialização do petróleo via entendimento com a Petrobras.

Eliminar as exigências regulatórias desproporcionais aos ativos de campos terrestres (segurança operacional, medição, SGIP, etc.)

Declaração de origem em substituição ao certificado de conteúdo local para efeito de validação nos contratos existentes.

Alteração da regulação dos preços de referência para efeito de recolhimento de royalties para evitar valores recolhidos sobre um preço superior ao de venda do óleo produzido.

Utilização de alíquotas mínimas permitidas pela legislação para a próxima rodada de licitação de campos terrestres.

Extensão de prazos para cumprimento de investimentos em blocos exploratórios em concessões existentes (9a, 10a e 11a rodadas) quando demandado pelo concessionário.

B) Demandas de média complexidade (que dependem de entendimentos com outros órgãos do executivo e/ou de estudos, que a serem encaminhadas e/ou resolvidas no médio prazo – ao longo de 2017).

Promover o acesso a linhas de financiamento dos programas e fundos de desenvolvimento estatais ou privados para a atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural envolvendo revitalização de campos terrestres e de atividades exploratórias em bacias maduras;

Adequar o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação de Bens Destinados à Exploração e à Produção de Petróleo e Gás Natural – Repetro, de modo a estender tais benefícios para as atividades em bacias terrestres;

Desenvolver um marco regulatório para campos terrestres com legislação específica baseado na razoabilidade, revendo o arcabouço existente, inclusive quanto a alíquotas de royalties para petróleo e gás dos contratos existentes e futuros;

Plano diferenciado de acesso de dados técnicos para associações de empresas, universidades etc.

Adequação do modelo de contrato de concessão e dos editais das rodadas da ANP.

Os campos marginais e blocos exploratórios selecionados para o processo de licitação permanente serão sustentados em manifestação conjunta da ANP e órgão ambiental, não devendo incluir áreas com restrições ambientais relevantes.

Adotar soluções contratuais, menos onerosas para a questão das garantias prestadas pelo concessionário à ANP, para os contratos existentes.

Unificar o marco regulatório para o licenciamento ambiental de petróleo e gás natural, introduzindo dispositivo capazes de aumentar a agilidade, a eficiência e a transparência do processo de licenciamento ambiental dessas atividades.

Revisão da regulação para unificação de campos.

Alteração regulatória e definição expressa das modalidades autorizadas para exploração de recursos convencionais, utilizando modalidades de estimulação vertical, historicamente praticadas no ramo upstream no Brasil e que foram equivocadamente afetadas pela judicialização da estimulação horizontal de recursos não-convencionais.

Revisão da regulação quanto aos conteúdo local, com percentuais realistas, simplificação e mudar o foco do programa com menos penalidades e mais bônus (PEDEFOR);

Revisão dos prazos de garantia de suprimento de gás para projeto de geração de energia via térmica (Gás para crescer);

Harmonização entre as regulações estaduais e federal para o mercado de gás (Gás para crescer);

Garantia de disponibilização de recursos da cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da ANP para financiamento de projetos tecnológicos potencialmente capazes de alavancar investimentos no E&P onshore;

C) Demandas de alta complexidade (que dependem de reforma legal e envolvem o congresso, para ser encaminhadas e/ou resolvidas no médio/longo prazo – ate final de 2018).

§ Articulação com a Frente Parlamentar do Congresso Nacional de Petróleo e Gás, visando o aprimoramento e a tramitação do projeto de lei 4663/2016.

Criação da categoria do agente econômico “Comercializador de Petróleo” na cadeia de E&P.

Equacionamento das questões relacionadas a viabilização da produção não-convencional no Brasil.

D) Demandas especificamente relacionadas ao processo de desinvestimento da Petrobras, seja no denominado Projeto Topázio, sejam em projetos futuros de venda de ativos onshore em operação.

Embora reconheçamos que a Petrobras deve buscar o seu melhor interesse na venda de ativos de campos em operação que não mais estejam dentro do seu foco, cabe ao Estado através dos seus órgãos de administração direta e agências reguladoras, neste caso MME, ANP, CADE, etc... garantir que os interesses maiores da sociedade estejam garantidos nesse processo. Em nossa avaliação, os seguintes aspectos requerem uma visão mais ampla, que permita o desenvolvimento de uma indústria de operadores independentes de campos terrestres no nosso país:

Abandono de poços e instalações - A Petrobras no processo de venda está repassando integralmente os passivos ambientais e as obrigações de abandono relativas aos campos. Os custos de abandono, na maioria dos campos é bastante significativo e as questões relacionadas a este passivo ambiental muito relevantes para a sociedade. É fundamental que o Estado, os órgãos reguladores, a Petrobras e os representantes da indústria possam se reunir e definir um processo que permita garantir o adequado processo de abandono destes campos – tratam-se de milhares de poços, milhares de quilômetros de linhas, e dezenas de facilidades. É preciso que se formule uma política de abandono que possibilite o adequado financiamento destas atividades, que garanta a responsabilidade dos operadores, e a execução adequada de um plano de abandono, e que esta tarefa não onere de tal forma os custos de operação que inviabilizem ou restrinjam investimentos adicionais pelos novos operadores independentes.

Para este ponto do abandono propomos uma ampla discussão de formas de financiamento e tratamento fiscal dos custos de abandono. Regra geral os novos operadores devem apresentar seus planos de desenvolvimento e de abandono para a Agência, e suas propostas de financiamento do abandono. Estes planos devem estar alinhados com as discussões de extensão e/ou prorrogação dos prazos e contratos de concessão. Além dos mecanismos de garantia já adotados, os produtores independentes propõem que sejam incluídas outras opções utilizadas na indústria tais como a criação de contas vinculadas específicas a serem mantidas e administradas com o fim específico de aplicação em atividades de abandono. Estas contas seriam financiadas com o direcionamento de um valor mensal atrelado a produção que se mostre suficiente para financiar as expectativas de tempo e custo previstas no plano de abandono a ser aprovado pela Agência.

Utilização “regulada” de infraestrutura das bacias e condições de compra - A Petrobras como monopolista na operação da infraestrutura de escoamento e refino e como agente de compra monopsônico de mercado, tende a impor aos produtores independentes preços e condições de compra e operação logística “draconianos”. Estas condições além gerar incertezas jurídicas e econômicas ao negócio, podem limitar severamente as condições dos produtores independentes de ampliar os investimentos nos campos.

Como proposta para encaminhamento deste ponto, ao nosso ver a ANP, CADE e demais órgãos de Estado, devem regulamentar o uso da infraestrutura e garantir que sejam adotados critérios de mercado na comercialização dos hidrocarbonetos. Adicionalmente os Produtores Independentes sugerem a adoção de uma política que privilegie o óleo produzido em bacias maduras por produtores independentes e garanta quotas a serem processadas pelas refinarias, nos moldes como é feito para biocombustíveis.

Enfrentados estes temas, o Reate terá cumprindo o primeira missão, justamente aquela que RESGATAR e a REATAR a confiança, a disposição de investimento e a força de trabalho de milhares de empresários e profissionais das diversas especialidades demandadas pelo cadeia de petróleo e gás do onshore brasileiro.

Estamos em via de ver um Novo Onshore nas velhas bacias do nordeste brasileiro e que assim seja.

Sobre o autor: Anabal Santos Jr. é engenheiro de petróleo, mestre em regulação de Energia e Secretario Executivo da ABPIP