A Diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, no exercício das atribuições conferidas pelo art. 6º do Regimento Interno da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis e pelo art. 7º do Decreto nº 2.455, de 14 de janeiro de 1998, tendo em vista o disposto na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997,

Considerando o que consta do Processo nº 48610.012420/2017 e com base nas Resolução de Diretoria nº 571, de 20 de setembro de 2018,

Resolve:

CAPÍTULO I DO OBJETO

Art. 1º Esta Resolução tem por objetivo regulamentar o procedimento para conceder, a pedido do operador, e desde que comprovado o benefício econômico para os entes federados, redução de royalties para até 5% (cinco por cento) sobre a produção incremental de campos maduros.

Parágrafo único. Esta Resolução é aplicável a todos os contratos de concessão.

CAPÍTULO II DAS DEFINIÇÕES

Art. 2º Para os fins previstos nesta Resolução consideramse, além das definições contidas na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, na Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, na Resolução ANP nº 25, de 8 de julho de 2013, na Resolução ANP nº 47, de 3 de setembro de 2014, na Resolução ANP nº 17, de 18 de março de 2015 e nos Contratos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, as seguintes definições:

I - - campo de pequena produção: campo de petróleo ou de gás natural cuja produção seja sempre menor ou igual a 5.000 boe/d (cinco mil barris de óleo equivalente por dia), no caso de campos com cabeças de poços localizadas em ambiente terrestre, ou cuja produção seja sempre menor ou igual a 20.000 boe/d (vinte mil barris de óleo equivalente por dia), no caso de campos com poços cujas cabeças estão localizadas em ambiente marítimo, conforme estimativa constante na última revisão do Plano de Desenvolvimento apresentada à ANP;

II - campo de grande produção: campo de petróleo ou de gás natural cuja produção seja maior que 5.000 boe/d (vinte mil barris de óleo equivalente por dia), no caso de campos com cabeças de poços localizadas em ambiente terrestre, ou cuja produção seja maior que 20.000 boe/d (vinte mil barris de óleo equivalente por dia), no caso de campos com poços cujas cabeças estão localizadas em ambiente marítimo, conforme estimativa constante na última revisão do Plano de Desenvolvimento apresentada à ANP;

III - campo maduro: campo de petróleo ou de gás natural com histórico de produção efetiva, realizada a partir de instalações definitivas de produção, maior ou igual a vinte e cinco anos, ou cuja produção acumulada corresponda a, pelo menos, 70% (setenta por cento) do volume a ser produzido previsto, considerando as reservas provadas (1P). O percentual mencionado pode ser obtido aplicando-se a fórmula:

" Produção Acumulada (boe)/Produção Acumulada (boe)

+ Reservas 1P(boe) "

IV - curva de produção de referência: curva de previsão da produção de hidrocarbonetos do campo, dada em barris de óleo equivalente (boe), conforme definido no Decreto nº 2705, de 3 de agosto de 1998, e definida pela ANP, levando em consideração o declínio histórico de produção do campo, o cumprimento das obrigações de trabalho e investimento assumidas por meio dos planos e programas aprovados pela ANP, e o Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR); e

V - produção incremental: diferença positiva entre os volumes de petróleo e gás natural efetivamente produzidos em determinado mês e os volumes de produção mensal previstos para este mês correspondente à previsão calculada segundo a curva de produção de referência do campo.

CAPÍTULO III DAS SOLICITAÇÕES E PROCEDIMENTOS

Art. 3º Somente os campos maduros serão elegíveis para obtenção do incentivo de redução de royalties sobre a produção incremental.

§ 1º A elegibilidade de cada campo será avaliada durante a análise do pleito de redução de royalties, com base no mais recente Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR).

Art. 4º A solicitação de redução de royalties sobre a produção incremental deverá ser acompanhada de uma revisão do Plano de Desenvolvimento.

§ 1º A revisão do Plano de Desenvolvimento deverá contemplar o seguinte conteúdo, não exaustivo:

I - descrição dos projetos que sustentem a previsão de produção incremental;

II - cronograma detalhado de atividades e investimentos;

III - estimativa detalhada dos investimentos e do custo operacional;

IV - estimativa dos volumes recuperáveis e projeções de produção de petróleo e de gás natural associadas aos projetos;

V - fluxo de caixa detalhado com as atividades e investimentos considerando a produção incremental de petróleo e gás natural; e

VI - comprovação do benefício econômico para os entes federados na aplicação do incentivo, incluindo extensão na vida útil do campo, fator de recuperação incremental, participações governamentais adicionais.

Art. 5º A solicitação para obtenção do incentivo de redução de royalties sobre a produção incremental será submetida à aprovação da ANP que a analisará com a respectiva revisão do Plano de Desenvolvimento no prazo de até cento e oitenta dias contados a partir da data de solicitação.

Parágrafo único. Serão observados os mesmos procedimentos relativos aos prazos praticados no âmbito da análise de Planos de Desenvolvimento.

Art. 6º Após aprovada a solicitação prevista no artigo 5º e o respectivo Plano de Desenvolvimento, os contratos de concessão referentes ao campo objeto da solicitação deverão ser alterados por meio de termo aditivo, que deverá informar a curva de produção de referência e as alíquotas de royalties concedidas.

§ 1º Uma vez assinados, os referidos termos aditivos, a redução de royalties sobre a produção incremental surtirá seus efeitos a partir do mês subsequente à conclusão da primeira atividade prevista no Plano de Desenvolvimento.

§ 2º A redução de royalties somente será aplicada sobre a produção incremental efetivamente realizada.

§ 3º O operador deverá apresentar à ANP, no Demonstrativo Mensal de Royalties (DRY), os royalties segregados por alíquota para cada campo.

Art. 7º O descumprimento dos compromissos de investimento aprovados no Plano de Desenvolvimento, sem a adequada justificativa técnico-econômica
pelo Operador, a ser avaliada em processo administrativo, ensejará a perda do incentivo de redução de royalties.

CAPÍTULO IV DOS CRITÉRIOS PARA DETERMINAÇÃO DA CURVA DE PRODUÇÃO DE REFERÊNCIA

Art. 8º O cálculo para determinação da curva de produção de referência do campo, será realizado levando-se em consideração:

I - o declínio histórico do campo, obtido pela equação "

qt = qi (1+bDit)-1/b ",onde:

a) "qt"é a vazão estimada;

b) "qi" é a vazão inicial de referência;

c) "Di" é a taxa de declínio;

d) "t" é o tempo; e

e) "b" é o expoente de declínio, que pode variar de 0 a 1 a depender do comportamento de produção do campo.

II - os eventuais ajustes no declínio histórico do campo, decorrentes de:

a) previsão de produção relacionada a atividades aprovadas por meio de Plano de Desenvolvimento e/ou Programa Anual de Produção (PAP) e Programa Anual de Trabalho e Orçamento (PAT), assim como as estimativas apresentadas no Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) vigentes no momento da solicitação de redução de royalties.

b) queda histórica de performance da produção do campo em função de interrupção ou restrição da produção por questões operacionais ou administrativas de responsabilidade da operadora; ou

c) Acordos de Individualização da Produção (AIPs) e Compromissos de Individualização da Produção (CIPs).

§ 1º Observada a interrupção total da produção do campo por período superior a noventa dias durante o período de concessão do incentivo de redução da alíquota dos royalties, os valores que compõem a curva de produção de referência serão transladados pelo período de tempo correspondente à interrupção observada.

§ 2º A curva de produção de referência poderá ser reavaliada, à critério da ANP, em razão de:

a) descoberta de um novo reservatório produtor, existência de reservatório pendente de avaliação ou reservatório com variação significativa na reserva 1P, que alterem os critérios descritos no artigo 3º; ou

b) aprovação de Acordos de Individualização da Produção (AIPs), Compromissos de Individualização da Produção (CIPs) e respectivas redeterminações.

CAPÍTULO V DOS CRITÉRIOS PARA DETERMINAÇÃO DAS ALÍQUOTAS DE REDUÇÃO DE ROYALTIES

Art. 9º Os campos maduros de pequena produção terão os royalties calculados à alíquota de 5% (cinco por cento) sobre a produção incremental.

Art. 10. Para os campos maduros de grande produção, os royalties serão calculados mediante aplicação de alíquotas regressivas correspondentes a 7,5% (sete e meio por cento) e 5% (cinco por cento), conforme o percentual de incremento alcançado.

§ 1º A parcela da produção incremental superior a 50% (cinquenta por cento) da curva de produção de referência, apurada mensalmente, ficará sujeita à incidência de royalties à alíquota de 5% (cinco por cento).

§ 2º A parcela da produção incremental igual ou inferior a 50% (cinquenta por cento) da curva de produção de referência, apurada mensalmente, ficará sujeita à incidência de royalties à alíquota de 7,5% (sete e meio por cento).

Art. 11. Para fins de cálculo de royalites, as alíquotas de redução definidas nos termos dos arts. 9º e 10, serão aplicadas aos volumes segregados de produção incremental de petróleo e gás natural apurados mensalmente, e reportados no Demonstrativo Mensal de Royalties (DRY).

CAPÍTULO VI DAS DISPOSIÇÕES FINAIS

Art. 12. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

DIRCEU CARDOSO AMORELLI JUNIOR

Diretor-Geral

Substituto