RIO — A diretoria da ANP aprovou, nesta quinta-feira (12/5), mudanças nos critérios de enquadramento de campos e acumulações marginais — aqueles com economicidade ou produção marginal. A expectativa é que, com a nova resolução, mais ativos sejam classificados como marginais e estejam aptos, no futuro, a serem beneficiados por políticas de incentivo, como a redução de alíquotas de royalties, por exemplo.
Para serem classificados como marginais, campos terrestres, de águas rasas e de águas profundas terão que atender a critérios diferentes. A ANP definiu limites máximos de produção por campo — e não mais por poço — para o enquadramento.
Uma das principais novidades da resolução será a possibilidade de enquadramento de áreas de exploração, cujas declarações de comercialidade tenham sido postergadas O objetivo é viabilizar as acumulações que ainda não foram desenvolvidas.
Resolução pode abarcar 280 campos
O secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia (MME), Rafael Bastos, disse à agência epbr, na semana passada, que a nova resolução permitirá abarcar mais de 280 campos nos critérios para enquadramento como áreas de produção ou economicidade marginais.
Uma vez classificados dentro dessa categoria, esses ativos poderão ser objeto de políticas para beneficiar investimentos em campos maduros, como a redução de royalties.
“ É um movimento significativo, porque no Brasil temos muitos campos produzindo pouco e poucos campos produzindo muito. Com essa iniciativa, esperamos abarcar esses muitos campos que produzem pouco, que tem a economicidade apertada… Para que no próximo momento de baixa do preço do petróleo — que sabemos que vai acontecer, são movimentos cíclicos — nós já estejamos preparados para garantir que esses campos continuem lucrativos e continuemos produzindo, continuemos investindo nessas áreas”, disse Rafael Bastos, à epbr, durante a Offshore Technology Conference (OTC), em Houston (EUA).
O que diz a nova resolução
De acordo com a resolução, poderão ser enquadrados como marginais:
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- Campos terrestres que produzam, no total, até 900 barris de óleo equivalente por dia (boe/dia); e/ou campos de gás natural onshore que produzam até 1.800 boe/dia; campos de óleo pesado, com API inferior a 22º, que produzam até 1.350 boe/dia; e/ou campos com BSW (medição de água em óleo) superior a 98%.
- Campos em águas rasas que produzam, no total, até 2.000 boe/dia; e/ou campos de gás em águas rasas de até 4.000 boe/dia; e/ou campos de óleo pesado, com API menor que 22º, e que produzam até 3.000 boe/dia; e/ou campos com BSW superior a 90%.
- Campos em águas profundas que produzam, no total, até 20.000 boe/dia; e/ou campos de gás natural de até 40.000 boe/dia; e/ou campos de óleo pesado, com API inferior a 22º, e que produzam até 30.000 boe/dia; e/ou campos com BSW superior a 80%.
Os campos devem obedecer, nesse caso, a um ou mais dos critérios citados.
Uma das principais novidades da resolução foi a possibilidade de enquadramento de ativos cuja declaração de comercialidade tenha sido postergada, e que obedeçam aos seguintes critérios:
- Acumulações pertencentes a blocos terrestres com recursos contingentes 2C até 2 milhões de boe;
- Acumulações pertencentes a blocos de águas rasas com recursos contingentes 2C até 10 milhões de boe;
- Acumulações pertencentes a blocos de águas profundas com recursos contingentes 2C até 90 milhões de boe; ou
- Acumulações pertencentes a blocos de águas profundas com teores de CO2 iguais ou superiores a 60% na fase gasosa em condições de superfície.
Na fase de produção, serão enquadradas como acumulações marginais aquelas áreas que não apresentem reservas no Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) e que obedeçam aos seguintes critérios:
- Acumulações pertencentes a campos terrestres com recursos contingentes de 2C até 2 milhões de boe;
- Acumulações pertencentes a campos de águas rasas com recursos de 2C até 10 milhões de boe;
- Acumulações pertencentes a campos de águas profundas com teores de CO2 iguais ou superiores a 60% na fase gasosa em condições de superfície
