A ANP coloca hoje (18/07) em consulta pública a minuta de resolução que trata da isenção de cumprimento da obrigação, ajustes de percentual e transferências de excedente de conteúdo local (veja a consulta aqui). Essas previsões, que constam nos contratos desde a 7ª Rodada de Licitações, ainda estavam pendentes de regulamentação pela Agência.

Além da regulamentação do pedido de isenção, foi incluída a possibilidade de celebração de aditivo contratual para adoção das mesmas regras de conteúdo local aprovadas para as próximas rodadas de licitação. Isso está sendo proposto com o objetivo de regular a questão em benefício da sociedade e de destravar investimentos para aumentar a arrecadação e a contratação de bens e serviços junto à indústria nacional o mais rápido possível. Com índices mais alinhados com a capacidade atual de atendimento da cadeia de fornecimento de bens e serviços no Brasil, haverá mais flexibilidade para cumprimento das obrigações.

Assim, de acordo com o regulamento proposto, as empresas poderão optar entre manter as condições originais dos seus contratos, caso em que as isenções (waivers) eventualmente concedidas não impactarão os compromissos globais de conteúdo local e a metodologia relativa às multas, ou, com base na evolução regulatória, aderir ao novo modelo.

A evolução regulatória proposta tem como objetivo oferecer às empresas de petróleo e gás uma alternativa para cumprimento das obrigações de conteúdo local. Acredita-se que a opção pelo novo modelo pode destravar investimentos, incentivando contratações junto a fornecedores locais já no curto prazo. É importante reforçar, no entanto, que, em caso de não cumprimento, aplicam-se multas, sem possibilidade de isenção (waiver).

No médio prazo, a retomada dos projetos em andamento e o início dos investimentos decorrentes das novas rodadas de licitação permitirão o surgimento de uma nova etapa de crescimento com maiores contratações junto à cadeia de fornecedores do país, fomentando um ciclo positivo de geração de empregos e aumento de arrecadação.

A interrupção das rodadas por cinco anos coincidiu com a queda do preço do petróleo, com a redução dos investimentos da Petrobras e com dificuldades de cumprimento das regras de conteúdo local estabelecidas a partir de 2005. O efeito no nível de atividade foi grande. Em 2012, o número de poços exploratórios chegou a 232, resultando em 173 descobertas de petróleo. Até agora em 2017, foram concluídas apenas sete perfurações, com sete descobertas.

As medidas adotadas para retomar a atividade, como o fim da obrigatoriedade da Petrobras ser a operadora única no pré-sal, o calendário de leilões, a revisão do modelo de conteúdo local e a nova política de exploração e produção, devem trazer boas notícias para o setor no médio e longo prazos. No entanto, é preciso atrair investimentos no curto prazo. Segundo informações declaradas pelos concessionários à ANP, existem projetos de aumento da produção previstos para o período entre 2017 e 2021 que podem gerar investimentos da ordem de R$ 240 bilhões e a instalação de 20 plataformas marítimas, além da perfuração de mais de 900 poços, 300 no mar.

Entre as causas que estão retardando alguns desses projetos, destaca-se a elevada percepção de risco dos concessionários em relação ao cumprimento dos atuais níveis de conteúdo local contratados. No caso dos contratos de concessão, contratações a preços mais elevados impactam as receitas fiscais, pois reduzem os tributos pagos pelas concessionárias. Nos contratos de partilha, aplicáveis ao pré-sal, a situação é mais complexa. Além dos tributos, existe a questão do custo em óleo, através do qual a União arca, juntamente com as empresas, com os custos das operações. Quanto maior o custo em óleo, menor a parcela da produção que cabe à União. Em função disso, contratações a preços mais elevados também são custeadas pela sociedade, em maior grau nos contratos do pré-sal.

Outra questão relevante é a postergação dos projetos. Quando isso ocorre, royalties, outras participações governamentais e tributos deixam de ser arrecadados. O Estado, que tem a maior parte da renda dos projetos de produção de petróleo e gás natural, chegando a 75% do total, perde muito mais que as empresas. São R$ 2,6 bi em receitas fiscais postergadas para cada ano de atraso na entrada de produção de uma plataforma de 150.000 bpd, como as do pré-sal. Perdas com potencial de alcançar dezenas de bilhões de reais por ano para o conjunto das plataformas previstas para entrar em operação nos próximos anos. Receitas que, do ponto de vista prático, nunca mais serão recuperadas.

É importante buscar o mais alto nível de contratação local possível, gerando empregos e riqueza no Brasil. Mas isso só ocorrerá se os operadores decidirem investir. É nesse sentido que a ANP vem agindo, buscando reduzir as incertezas que permitirão aumentar o nível de atividade no setor de exploração e produção no país. A possibilidade de revisão de um modelo que vem produzindo elevadas multas, pedidos de isenção (waiver) e ações judiciais que têm resultado em atrasos de projetos é mais um passo da Agência nessa direção.