perfil profissional

A PAIXÃO ESTÁ NO DNA

As aparências não enganam. A diretora de Tecnologia da Schlumberger no Brasil, Anna Paula Lougon, é exatamente aquilo que demonstra em todas as situações: um blend de inteligência, qualificação técnica e competência com um toque de beleza e paixão...além de um sorriso que a tornam uma pessoa única. A carioca da gema que há 13 anos vem galgando uma carreira de sucesso na centenária Schlumberger, tem algo em comum com a empresa na qual trabalha, reconhecida por sua inovação tecnológica: ogosto pelo desafio. Foi o que a levou a sair de uma Petrobras que alcançava o seu maior marco, a descoberta do pré-sal, para trabalhar naquela que se tornaria uma importante aliada da petroleira brasileira para desenvolver a nova fronteira. “Gosto do que é novo e desafiador. E me encantou a possibilidade de uma carreira diversa e dinâmica na Schlumberger”, afirma a executiva. Mas confessa ter a Petrobras ‘tatuada na alma’ – “foi lá que aprendi tudo o que sei sobre óleo e gás”. Em cada resposta a essa entrevista encontro a mesma paixão – algo que, com certeza, Anna Paula tem no DNA.

Por Beatriz Cardoso

Steferson Faria, Petrobras Fotos: CARIOCA DA GEMA, mas criada em Brasília, para onde foi com os pais aos seis anos de idade, Anna Paula, tinha tudo para seguir uma brilhante carreira acadêmica. Mas as ciências exatas e o gostinho por explorar o que era novo, herdado dos pais, acabariam por mudar sua rota.

“Minha mãe e meu pai se conheceram na universidade e gostavam de contar que foram das primeiras turmas de administração no Brasil, na Fundação Getúlio Vargas (que está no ranking das 10 melhores think tanks do mundo) onde se conheceram”, conta ela.

A engenheira conta que sempre soube do que não gostava. “Com certeza, Ciências Humanas não era minha praia. Exatas sempre me atraiu mais”, diz Anna, afirmando que não era a ‘crânio” (ou CDF) na escola. Apenas se sentia mais à vontade nessa área, na qual despontaria mais como aluna no segundo-grau e na faculdade. “Foi lá que percebi que queria continuar me dedicando e apreendendo sempre cada vez mais e mais”, complementa.

EXEMPLOS FAMILIARES

Dividindo o tempo entre a família, a carreira, novos estudos e um trabalho voluntário de peso na Society of Petroleum Engineers Se-

ção Brasil – SPE Brasil Section, na qual é diretora de Tecnologia, na Abespetro - Associação Brasileira das Empresas de Serviços Petróleo (Comitê de PD&I) e IBP (Comitês de Diversidade e de Inovação), a executiva revela que se espelha na mãe. “Ela foi o exemplo de como a mulher pode ser mãe e seguir carreira. Ela buscava sua realização profissional e independência, uma jornada bem dura, mas não abria a mão do controle da casa e das filhas”, lembra. “Nunca conheci alguém com tanto conhecimento de matemática e lógica matemática que a Dona Anna Maria. Sim, meu nome veio de presente dessa grande mulher”, revela sorrindo.

Formada em Engenharia Civil pela Universidade de Brasília(UnB), em 1995, ela pensava em seguir carreira acadêmica. “Eu era estudante de Doutorado e professora auxiliar da disciplina de mecânica de solos e barragens para a graduação da UnB, quando fui fazer um curso de especialização, sobre mecânica de solos e fundações, em 1998, no Cedex (Centro de Estudios y Experimentación de Obras Públicas, na Espanha). A vontade de voltar ao Rio de Janeiro era enorme e a decisão de mudar de área também”, confessa.

Foi assim que decidiu ‘recomeçar’ na área de geomecânica ambiental, iniciando, naquele mesmo ano, um mestrado seguido de doutorado em engenharia geotécnica e geoambiental na PUC-Rio, obtendo o título de PhD em 2004.

Primeira engenheira na minha família, garante que teve certa influência do pai, que sempre amou a área. “Ele e foi um grande ‘explorador’, um super parceiro. Eu era alucinada por grandes obras, como barragens. Pude visitar várias e inclusive estagiar em algumas Queria ser barrageira”, diz rindo.

Durante o mestrado e doutorado, seguia com a carreira de professora e pesquisadora. “Tive o privilégio de lecionar na PUC-Rio, na UFF Volta Redonda (campus da Universidade Federal Fluminense) e Universidade Estácio de Sá”, lembra Anna Paula, que seguiu como pesquisadora associada na PUC-Rio.

Local e data de nascimento – Rio de Janeiro, 29/01/72 Casada? Tem filhos? Casada a 19 anos com meu super parceiro Mario e mãe do Gabriel (11 anos), que tem esse nome por ter trazido a MELHOR de todas as boas novas na nossa vida! Quais livros você está lendo? Gosto de ler alguns livros ao mesmo tempo. Posso destacar alguns: Minha História, de Michele Obama; iCon - Steve Jobs. The greatest second act in the History of Business, de Jeffrey S. Young e William L. Simon, e Médico de Homens e de Almas, de por Taylor Caldwell. Qual livro de cabeceira ou que você relê de vez em quando? Mulheres que correm com lobos, de Clarissa Pinkola Estés, e Inteligência Emocional, de Daniel Goleman O que gosta de fazer nas horas de folga? Ficar em família. Adoramos atividades ao ar livre, andar de bicicleta, praia, cachoeiras, parques, trilhas, mas gostamos muito também de cinema e teatro, assim como museus... Nossa paixão e sem dúvida é VIAJAR e conhecer novas culturas, culinárias, pessoas e lugares. A diversidade de aprender fazendo nos encanta! Qual o seu hobby? Caminhadas: são essenciais para me reconectar com a natureza e colocar minhas ideias em ordem. São melhores ainda se forme na praia! Música predileta? Gosto muito do nosso rock nacional dos anos 80/90. Também curto bastante MPB, bossa nova. Sou eclética..., porque também gosto de Discoteca, música dos anos 70, Axé dos antigos, samba. Cada momento, uma pedida... Uma viagem especial? Todas que passaram e as que estão por vir... Um sonho ainda não realizado?

Possuo vários kkkk. Acho que sonhar faz parte do meu DNA. Quero fazer meus pós-Doc em uma área completamente distinta da minha expertise. Quem sabe não realizo este sonho no mesmo período em que o Gabriel vai estar na universidade? ‘FISGADA’ PELO PETRÓLEO

Foi lá que, em 2006, recebeu um convite de um professor, Sergio Fontoura, que tinha contratos de colaboração tecnológica com a Petrobras por meio do GTEP – Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo da PUC-Rio – que integra o conceituado Centro Técnico Científico (CTC) dessa universidade, verdadeiro criadouro de spin-offs de base tecnológica.

Naquele momento, abriu-se um ‘novo portal’ na vida de Anna Paula. ”E começou uma nova paixão, que foi atuar na indústria de óleo e gás, ver todo o meu conhecimento acadêmico resultar em mais barris de petróleo descobertos, em áreas a serem conhecidas e desbravadas (a maior parte era de campos exploratórios, poucos em desenvolvimento) sabendo em tempo real se um modelo geomecânico está calibrado ou não. Uma emoção maior que andar de montanha russa pela primeira vez”, afiança.

Ela revela que foi um ‘ingresso intenso e muito feliz’, pois não conhecia nada do setor. “Ficamos imersos, sendo treinados por grandes especialistas durante seis meses antes de chegarmos na Inter (como carinhosamente chamávamos) parar fazer parte do grupo de Geopressões do Luizão!”, ressalta, afirmando que teve o prazer de entrar na Petrobras pela mão do ‘exigente, experiente, crânio e carinhoso’ Luis Rocha, conhecido como Luizão.

“Ele tinha o desafio de montar um grupo dedicado aos projetos da INTER para dar suporte à engenharia de poço (sob o comando do queridíssimo Nilo Duarte,) para a

parte de geopressões e geomecânica”, pontua.

Com esse grupo ela iniciaria uma experiência profissional que mudaria o rumo de sua vida, atuando em mais de 10 projetos em cenários geológicos complexos, como águas profundas, carbonatos, áreas com alta pressão e temperatura dos poros (HPHT), incluindo monitoramento de geopressões em tempo real de poços exploratórios no Golfo do México, Líbia e na Colômbia.

“Costumo dizer que tivemos alguns Everest... Projetos incríveis de desafios técnicos e de conhecimento! Meu embarque para participar do primeiro poço offshore perfurado na Colômbia é algo inesquecível, na realidade único, pois acompanhei todo o projeto, desde a fase de concepção até o Post-mortem”, afirma.

Os desafios eram diários nos projetos dos campos da Petrobras América. “Lembro dos nossos primeiros modelos 3D e intensos acompanhamentos de Real time, e de cada vez que tínhamos influxos e recalibração do modelo. E ainda ... os poços de HPHT (com alta pressão e alta temperatura), nos quais as ferramentas perfuravam menos de 50 m e queimavam. Tínhamos que seguir o monitoramento de tempo real e perfuração às cegas!”, revela a engenheira.

Fisgada definitivamente pela indústria do petróleo, afirma que foram anos incríveis de aprendizagem, nos quais conheceu amigos para toda a vida. “Eu ‘bebi’ da experiencia de profissionais incrivelmente generosos e fiquei com essa equipe tatuada no coração. Levo todos esses ensinamentos comigo até hoje. Não dá para nominar todo mundo, mas tenham a certeza de que lembro com muita gratidão e carinho de cada um deles”, afirma, emocionada. “Tenho a Petrobras tatuada na minha alma, pois aprendi tudo de óleo e gás lá!”, conclui. NOVOS CENÁRIOS

Em março de 2008, quando a descoberta do pré-sal já atraia os olhares do mundo inteiro, Anna Paula foi, de novo, instigada a dar mais um salto ousado: deixar o time da Petrobras, primeira operadora do pré-sal, para ingressar como líder em Geomecânica na Schlumberger.

“O que me chamou a atenção era a oportunidade de seguir me aperfeiçoando e aprendendo. De poder ir mais a fundo na parte de geomecânica, conhecendo novos campos e desafios para os quais eu pudesse aportar meu conhecimento”, observa. “Gosto do que é novo e desafiador. E sempre me encantou a diversidade da Schlumberger, mais além de sua excelência nos serviços prestados e atuando em uma área de grande desenvolvimento tecnológico”, complementa.

Logo partiria para novos cenários, pois a Schlumberger a enviaria para a Ciudad del Carmen, no estado de Campeche, importante centro de operações da indústria petroleira no México, para comandar um time de 24 especialistas e atuar em projetos onshore e offshore.

Para a carioca que lutou tanto para voltar de Brasília para o Rio, era tudo novo. “Emprego novo, empresa nova, numa nova cidade, no interior do México. Mas foi tudo tão intenso que rapidamente já estava ambientada”, afirma a especialista em geomecânica. Ela chegou ao país quando a estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) iniciava a exploração em águas profundas. “Já haviam perfurados alguns poços sem conseguir chegar a profundidade final programada. Formamos uma grande equipe multidisciplinar que abrangia estudos de caracterização do reservatório e planejamento de perfuração”, lembra Anna Paula.

O time dela fez ‘o estado da arte’ em termos de modelo geomecânico (modelo de elementos finitos tridimensional de um campo exploratório que continha um domo de sal). “Também atuei em toda a etapa de perfuração com acompanhamento em tempo real. Foi o primeiro poço de águas profundas da Pemex a alcançar a profundidade final programada com êxito e sem NPT (tempo não produtivo) associado a perfuração”, relembra.

Segundo a executiva da Schlumberger, foi o poço mais desafiador que a petroleira tinha em seu portfólio até aquele momento. Mais um projeto que ela considera inesquecível na carreira profissional. “Na minha festa de despedida, mais de três anos depois, escutei o gerente geral do ativo dizer que quando cheguei ao México, o que eles me pediram foi um ‘cérebro geomecânico’ e que eu fiz mais do que isto: tinha implementado uma nova cultura e conhecimento dentro do grupo”, recorda, emocionada.

Como mulher, Anna Paula vivenciaria outras emoções. “Éramos apenas uns 20%, mas sempre me senti muito respeitada e acolhida no México e na Schlumberger”, afirma. “Expatriada, mulher, líder na carreira, havia pouquíssimas. Eles são muito formais no tratamento. Quem tem doutorado é chamado de Doutor. Mas eu sempre fui e sigo sendo a Annita, pois sigo em contato com clientes que se transformaram em grandes amigos e parceiros lá”, complementa a engenheira.

Os mexicanos acolheram não somente a ela como a família. “O México me deu o maior de todos os presentes, Gabriel, que chegou no meio de um período de muito trabalho”, afirma, contando que viveu um dos momentos mais notáveis de sua carreira nesse período. “Soube da minha gravidez logo após receber minha primeira gerência na Schlumberger, uma posição regional, cheia de novos desafios. Procurei então o gestor, disposta a entregar o posto e deixar a oportunidade para um novo momento. Quando ouvir meu gestor,

oinesquecível e querido Pedro Ivo de Assis, dizer que eu estava mais que apta a seguir adiante, foi um divisor de águas para mim”, lembra emocionada.

Comprovando isso ao longo desses 13 anos, ela ressalta que a Schlumberger investe no desenvolvimento de mulheres em posições de liderança. “Recebemos continuamente treinamento além de mentoria e coaching para nos sentirmos bem-vindas a ocupar posições relevantes na companhia. Estar numa empresa com esta visão fez toda a diferença na minha carreira”, frisa.

Ainda assim, mesmo com todo esse suporte, ela avalia que a volta ao trabalho, após licença maternidade, talvez tenha sido o momento mais difícil, numa cidade que não tinha muita infraestrutura para acolher uma mãe trabalhadora. Mas manteve-se firme.

GERÊNCIA LATINA

Com três anos na empresa, tornou-se Latin-America Geomechanics Manager (LAM) da Schlumberger, comandando um time de mais de 50especialistas em geomecânica, atuando em distintos projetos e cenários. Embora morando de novo já no Rio, devido as viagens pela região, passava uma média de três semanas fora e uma na capital fluminense.

“Além de trabalhar em projetos de consultoria em Geomecânica (como gerente técnico e de projeto), também atuei no ensino de Geomecânica interna e externamente com os cursos NEXT. Tive o prazer de promover, gerenciar e entregar o primeiro modelo Geomecânico 4D na América do Sul, com o orgulho dele ser brasileiro. Foi para um campo do nosso pré-sal”, revela, sem dar nomes aos ativos.

Anna Paula afiança que o time dela conseguiu impactar o negócio, desenvolvendo novos projetos na América Latina (LAM). “Nossa equipe era o maior grupo de consultoria em geomecânica da Schlumberger”, afirma. “Liderei diferentes geomercados, com todas as diferenças associadas, desde cultural até os modelos de negócios, passando pelos desafios técnicos de distintas geologias e meio-ambiente, assim como o nível de conhecimento Geomecânico do grupo e dos clientes”, relata a executiva.

Uma experiência que lhe assegurou conhecimento de como agir estrategicamente, fazer engajamentos antecipados e adequar as necessidades de acordo com o propósito em soluções e tecnologias para os clientes e mercado personalizados. “Um grande aprendizado foi buscar entender o que o cliente precisa e a melhor maneira de aplicar as soluções”, complementa.

NO DRILLING

Em setembro de 2014, foi para o Equador (Quito), assumir uma dupla posição: a de gerente do Drilling Group Integration e gerente do PetroTechnical Engineering Center (PTEC), um centro de excelência da empresa. Mais uma experiência marcante e mudança total de carreira. “Me peguei pensando como

uma geomecânica, de geociências, poderia coordenar e agregar valor em um grupo multidisciplinar de perfuradores?”, revela.

Gerenciava a engenharia (planejamento e suporte as operações – acompanhamento) juntamente com a equipe dela de projetos complexos de perfuração, coordenando múltiplas linhas de produtos (direcional, brocas, ferramentas de perfuração, registro de lama , fluidos de perfuração e cimentação ) para alcançar a melhor solução integrada para perfurar poços com eficácia com base na mitigação de riscos.

“O grande desafio era conhecermos e mapearmos riscos que poderiam ocorrer, tanto do ponto de vista de subsolo (geológicos e geomecânicos) como operacionais, de perfuração e estarmos preparados para atuar caso algum desses riscos realmente acontecessem. O coração desse processo era um excelente dever de casa que tínhamos que fazer na fase de planejamento e integração dos dados e diferentes disciplinas”, avalia.

A Equipe PTEC Equador trabalhou para estatais e global players privados (NOC e IOCs), recordes de desempenho na época, mudando a percepção do cliente para o serviço integrado, reconhecendo a empresa como líder em perfuração no Equador. “Um dos bônus extras que essa função trouxe foi a oportunidade de coordenar e integrar as disciplinas, criando a ideia de escrever um livro em parceria com a Petroamazonas, captando a experiência de perfuração no campo de OSO”, revela Anna Paula.

Ainda no Equador, em julho de 2016 passou a ter uma nova atuação, quando tornou-se analista de negócios de perfuração e geomecânica para a América do Sul da Schlumberger. Um passo adiante na área de gestão de negócios. “Naquele momento eu estava encarregada de criar e padronizar soluções altamente técnicas e adequadas para as necessidades do cliente em Geomecânica e soluções digitais de perfuração de poços”, observa.

Anna Paula explica que já estava atuando na gestão desde o México e depois, mais fortemente, quando assumiu a liderança para Latino América. “Eu ‘jogava em todas as posições’, desde idealização do projeto, marketing, proposta técnica e econômica, gestão da equipe e até de alguns projetos. Gosto desse modelo híbrido de trabalho de gestão com background técnico”, afirma.

GEOMECÂNICA É FUNDAMENTAL

Ela revela que escutou algumas vezes que o seu currículo era muito bom, porém que não tinha conhecimento prático do funcionamento e da dinâmica de uma empresa. “Tive que provar que poderia aliar conhecimento técnico e capacidade operacional em múltiplos projetos. Sou diferente da maioria dos colegas de trabalho na Schlumberger pois sou middle carrier: não comecei na empresa como recém-formada, mas sim sendo contratada exatamente para prover a empresa suporte dentro da minha área de conhecimento”, pontua.

Salienta que um dos grandes desafios profissionais que teve foi migrar do mundo universitário/científico para o dinâmica e pragmatismo do mundo coorporativo. “Trazer esse conhecimento e soluções mais avançadas é sem dúvida algo que realmente me dá prazer. Ver como um conhecimento pode estar vivo desde a fase exploratória até o abandono do poço é incrível”, diz ela.

Questionada sobre a importância da geomecânica na exploração e desenvolvimento do pré-sal, embora não seja tão comumente citada como engenharia de poço, modelo geológico, geologia do reservatório etc., a PhD não titubeia. “Costumo dizer que não deveria existir departamento de G&G (Geofísica e Geologia) e sim de G&G&G (Geofísica, Geologia e Geomecânica). Uma linda disciplina que nos permite quantificar de tensão e deformação nos campos e que dever sempre ser considerada para sermos cada vez mais e mais assertivos”, frisa.

Em uma indústria em que informação é um ativo, ela acredita que a multidisciplinaridade e a integração é a melhor solução. “Abordagens multidisciplinares e integradas são fundamentais. Deter a informação não é mais o que vai te fazer ser o primeiro a chegar a algum lugar, mas como usar a informação de maneira colaborativa. Não existe somente um ponto de vista e uma solução. Uma equipe multidisciplinar pode encontrar a solução mais adequada e a resposta não será dada somente por um especialista ou por uma disciplina”, analisa.

Ela observa que qualquer projeto que busque ter êxito, tem que atuar dentro de um espectro de mitigação de riscos. “E para podermos mitigar os riscos necessitamos conhecer o que cada disciplina vê como risco inerente. Dessa maneira serão analisados quais são os desafios e o risco de ocorrerem ou mesmo se repetirem. É necessária atenção constante à aplicação desses conceitos interligados”, acrescenta.

MULTIDISCIPLINARIDADE

Diretora de Tecnologia da Schlumberger no Brasil (desde fevereiro de 2018) . Dentro da Schlumberger há um grupo dedicado à pesquisa (representada pelo Centro de Integração Tecnológica BTiC - Brasil) que não trabalha de maneira isolada, mas de maneira integrada com as operações. “Isso permite uma visão global dos desafios do dia a dia e das soluções, metodologias e inovações (conhecimento) possíveis de migração para o portfólio de P&D da empresa”, pontua.

Todos os esforços do grupo estão focados em parcerias e investimentos em projetos estratégicos e relevantes para a indústria no país, visando desenvolver tecnologias para os desafios dos campos brasileiros, focados em uma abordagem ‘adequada à finalidade’. “Trabalhamos com uma equipe multidisciplinar, integrando desde pesquisadores matemáticos, químicos, físicos, geólogos e engenheiros com engenheiros de planejamento e operações, buscando agregar o melhor valor de cada um”, enfatiza.

Com esse novo approach ela afirma que foi possível mudar a ‘cara’ do grupo de pesquisa e inovação da Schlumberger no Brasil. “Passamos de termos dois projetos de pesquisa básica e perdas financeiras para novos oito projetos com ganhos reais em tecnologias, workflows e aplicações de Inteligência Artificial em projetos de caracterização até protótipos de completação inteligente”, comemora a executiva.

Anna Paula ressalta que é importante analisar como a P&D (pesquisa e desenvolvimento) poderá ajudar a influenciar diretamente na gestão de portfólios, além de dar um retorno aos investimentos anteriores e atuais na diminuição, ou mesmo erradicação, dos erros. “Essa crise vai passar e as tecnologias, soluções e inovações corretamente utilizadas para sair dela vão ficar no dia a dia das companhias”, avalia.

DIVERSIDADE SIM!

Questões como diversidade e gênero vêm avançando muito lentamente na indústria, na visão da executiva. “No Brasil tenho companheiras incríveis na minha área, como a Isabel Waclawek (gerente de P&D na Total), a Andrea Achoa (Equinor), a Jane Zhang (gerente geral de Tecnologia da Shell) e a Tamara Garcia Bermejo, na Repsol Sinopec. Vejo, ainda que timidamente, um avanço em relação à liderança da mulher no mercado brasileiro de óleo e gás, com a Equinor sendo liderada pela Veronica Coelho, a Cristina Pinho e a Ana Zambelli, no IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás), Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás e até recentemente, a Anelise Lara, na diretoria da Petrobras, que tem outras mulheres na diretoria e no conselho de Administração”, exemplifica a executiva da Schlumberger.

Ela destaca também as mobilizações dos últimos anos, com a criação do Comitê de Diversidade do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), o Win Energy da SPE, os programas de diversidade das operadoras e prestadoras de serviço. Mas reconhece que é preciso seguir impulsionando novos movimentos para um mercado mais igualitário.

“Diversos estudos comprovaram que a diversidade é uma grande riqueza nas soluções que podem ser abordadas pelas empresas. E que existem numerosos talentos, independentes do gênero, raça, nacionalidade, idade. Devemos estar abertos e sermos atrativos para todos esses talentos, incluindo nós, mulheres”, pontua.

Ela se pergunta contra o que as mulheres ainda estão lutando. “Não e somente uma questão de cultura, ambiente que estamos inseridas, histórico familiar e padrões? Quem são os nossos modelos? Como é o retrato das diretorias, conselhos, associações, presidência das empresas que trabalhamos? Essa falta de identificação nas fotografias de posto de liderança, na minha visão, é uma grande barreira na carreira dentro da indústria de óleo e gás. Não nos vemos inseridas nas posições de comando e posto chaves das empresas”, afirma.

Anna Paula acrescenta que quando nos deparamos com as exceções, elas são consideradas ‘pontos fora da curva’, sendo sempre questionadas sobre o que fizeram de diferente para conseguirem chegar nessa posição. “Temos que conseguir ver de maneira natural a acessão de mulheres. E as empresas têm que criar políticas concretas que possibilitem essa diversidade de gênero, biotipo e raça”, complementa.

Questionada se nunca sofreu diretamente algum tipo de preconceito, ela diz que teve que sim! Porém estava tão focada na sua trajetória que isso não foi um fator que possa a ter prejudicado. “Nós mulheres, de formação tecnológica, somos todas ótimas, competentes e lindas!”, diz rindo. Lembra que quando se formou em engenharia, na década de 1990, a relação era de 10% de mulheres graduadas x 90% homens. “Já mudamos essa realidade! Hoje somos 50% ou mais dessa população!”,

Contudo, reconhece que muitas acabam não optando pela indústria de óleo e gás por não verem planos de carreira definidos, que possam levá-las às posições chaves que ambicionam. “Dentro da formação técnica temos as mesmas oportunidades, mas no momento de ascender a cargos de liderança encontramos outros tipos de barreiras, que não fazem referência à capacidade técnica. Entra o elemento subjetivo - viés inconsciente, cultura, estereótipo etc, acredito que seja exatamente neste ponto que as empresas precisam atuar para romper esse paradigma, com políticas efetivas e claras.”

Anna Paula frisa que nunca se intimidou com o jogo homens x mulheres. “Sempre achei mais divertido e saudável jogar juntos. Tive chefes inspiradores e outros nem tanto. Acho simplista a ideia de que o gênero do gestor seja determinante para um ambiente saudável entre homens e mulheres. Acredito muito mais na importância do caráter e visão am-

pla dos eu gerente independente do gênero. A diferença está em ter políticas de igualdade efetivamente implementadas.”, analisa.

FAMÍLIA & CARREIRA

Quanto à vida pessoal, afirma que a família entende os desafios. “Somos uma grande equipe”, afiança a executiva, reconhecendo que as mulheres, independentes da área de atuação, sempre tem o desafio de conciliar projetos profissionais e pessoais. “Por mais que tenhamos suporte dos nossos cônjuges, nossos filhos sempre vão esperar nossa efetiva participação no cotidiano deles. Seja na apresentação de teatro no final do ano, na reunião da escola, na mudança de grau escolar ou em alguma atividade física. Definitivamente você precisa se fazer presente. Tarefa dura, mas prazerosa (rs) para as mulheres que trabalham fora”, diz sorrindo.

Ela observa que sempre buscou a liberdade e satisfação e se preparou para conseguir isso. “Desde nova queria viajar e conhecer muitas culturas, lugares, viver essas experiencias. Pude fazer muitas dessas viagens (faltam ainda outras tantas...), E fico ainda mais feliz por ter meu esposo, Mario e onosso filho, Gabriel, como meus grandes companheiros dessas aventuras”, revela.

A executiva reconhece que é uma grande sorte ter um companheiro que esteve (e está) sempre disposto a acompanhá-la em suas atuações internacionais. “Isso, seguramente, não foi fácil para ele, pois não é algo muito comum. Não encaro como uma conquista e sim como um objetivo maior que buscamos juntos, como família. Mario sempre soube da importância da minha carreira profissional. Fizemos essa conquista juntos. Por isso costumo dizer que me faltaram anos para seguir agradecendo esse grande companheirismo, amizade, amor e parceria!”, diz Anna Paula.

No dia a dia, o que mais a motiva é participar da formação e crescimento do filho, Gabriel. “Sempre estamos envolvidos em jogos e atividades lúdicas, que estimulem a sua curiosidade. Isso me dá muito prazer. Melhor ainda se associamos a experiências que envolvam diversidade culturais”, diz ela.

Executiva, esposa e mãe, a engenheira ainda encontra tempo para estudar: acabou de concluir o curso de negócios RICE - GELP - Global Energy Leadership Program, na Jones Graduate School of Business (Houston, Texas). “O curso me trouxe uma visão geral do cenário da indústria neste período turbulento. Foi incrível revisar o planejamento estratégico e a execução do fator de sucesso de gestão e liderança com ênfase no crescimento por meio de finanças, estratégias de marketing, inovação, soluções digitais e novas energias. Ter essa visão global convivendo com colegas de múltiplas nacionalidades e empresas globais e locais (operadoras, companhias de serviços, empresas do ramo de energia e supply chain) foi enriquecedor”, diz a diretora de Tecnologia da Schlumberger.

Comprovando o título dessa matéria, Anna Paula deixa uma mensagem para quem está começando: “para realizar seus sonhos, não há combustível mais poderoso que a paixão. Procure fazer cada etapa do processo com empenho, dedicação e verdade. Assim, sua satisfação pessoal será sua maior recompensa”.

PRESENTED BY

I PRÊMIO CARO

Novos valores vão contribuir para a sustentabilidade da indústria de óleo e gás

Anabal Santos Jr. tem diversificada experiência profissional na industria do Petróleo.

Graduado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal da Bahia, com especialização em Engenharia de Petróleo – Produção,

MBA em Finanças pela FGV, Mestre em

Regulação de Energia pela Universidade Salvador – UNIFACS e formação em gestão da Qualidade certificado pela (ASQC) American Society for Quality Control. Atualmente é Secretario Executivo da Associação

Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural (ABPIP), membro do Grupo de Estudos de Petróleo e Gás da Federação das Industrias do Estado da Bahia (FIEB), membro do Comitê de Áreas Terrestres e Aguas Rasas do Instituto Brasileiro de

Petróleo (IBP), representante da Industria

Onshore junto ao REATE do MME, e Sócio da Solução Energia Consultores.

Kelly Angelim é formada em Engenharia de Petróleo pela

Universidade Federal de Campina Grande (UFCG), mestre em

Simulação e Gerenciamento de Reservatórios de Petróleo pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE) e especialista em Eficiência Energética pelo PRH/42. Atualmente, é Analista na Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), pesquisadora da Rede GasBras na

Universidade de São Paulo (USP), Coordenadora na EnergyC e membro do Comitê Executivo do Projeto CARO. Os regime regulatório vigente no Brasil tem tratamento similar para os campos terrestres e marítimos de exploração e produção de petróleo e gás natural. Assim sendo, com a evolução da indústria, torna-se mandatório que as atividades desenvolvidas no ambiente onshore tenham uma regulação que seja mais adequada ao porte de suas operações e não o que ocorre hoje ,quando as obrigações são, na maioria das vezes, similares às atribuídas a concessões que produzem até mil vezes mais e em cenários de maior complexidade, riscos e ambientalmente mais sensíveis.

A adoção de boas práticas na adequação da regulação aplicada para objetivos definidos, em cada segmento, é recomendada, de forma a proporcionar um ambiente competitivo, com condições viáveis para a entrada de novos operadores, aumento do investimento, geração de riqueza e benefício socioeconômico.

Nesse sentido, o projeto CARO (Campo Adequadamente Regulado) surgiu com o objetivo de despertar jovens estudantes, profissionais da indústria, pesquisadores acadêmicos e estudiosos interessados no crescimento sustentável da indústria de óleo e gás para que contribuam na formulação de uma regulação adequada para os campos onshore, compartilhando ideias e soluções inovadoras. Como forma de reconhecimento foi criado o Prêmio Caro, que teve a primeira edição realizada no primeiro semestre de 2021, e o patrocínio (suporte financeiro) das empresas Eneva, PetroRecôncavo, 3R Petroleum, Imetame e Perenco.

GOVERNANÇA

Para a construção desse projeto foi constituído um Comitê Executivo reunindo membros de instituições consolidadas no mercado e também de organizações recentemente criadas, comandadas por jovens lideranças, destacando a importância da interação entre diferentes gerações para garantir maior dinamismo ao trabalho.

A governança do CARO está suportada pelos seguintes atores: Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo (ABPIP), Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP), FGV Energia, Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (IEE-USP), SENAI CIMATEC (FIEB), PRH-ANP 27.1 – Programa de Recursos Humanos da ANP, Plataforma EnergyC, Até

oÚltimo Barril e Seção Bahia-Sergipe da SPE (Society of Petroleum Engineers).

Além do Comitê Executivo, outros agentes contribuíram para a consolidação dessa iniciativa com o entusiasmo de construir um mercado onshore mais forte no Brasil. Parceiros do projeto CARO, os seguintes escritórios de advocacia formam o Conselho Jurídico: Veirano Advogados, Trench Rossi Watanabe, BRGC Advogados, , Cescon Barrieu, Schmidt Valois, Vieira Rezende Advogados e o escritório Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados. São apoiadores institucionais a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e a Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (ABIMAQ).

O projeto CARO contou ainda com a atuação pessoal de 12 renomados profissionais da indústria: Adrianno Lorenzon, Alberto Rodamilans, Fabio Edgar, Henrique Sonja, José Fernando de Freitas, Larissa Dantas, Leonardo Caldas, Nelson Narciso, Rafaela Furtado, Romulo Florentino, Patrícia Sampaio e Virginia Parente. Nominados de ‘Caríssimos’, eles foram responsáveis pelo acompanhamento e orientação dos participantes durante o período de execução do projeto.

PRÊMIO CARO

O Prêmio CARO contemplou trabalhos que apresentaram propostas e medidas para simplificar e flexibilizar o atual arcabouço regulatório para oambiente onshore, visando agregar valor para a atividade de exploração e produção em campos terrestres.

Com edital público de inscrição, a premiação recebeu 77 inscrições individuais (54 do sexo masculino e 23 do sexo feminino), predominantemente na faixa dos 20 aos 30 anos, a maio parte oriunda das regiões Sudeste e Nordeste (afira o perfil dos inscritos na Figura 1).

Os candidatos selecionados pelo Comitê Executivo seguiram para a segunda etapa do processo seletivo, que engloba a entrega de um pré-projeto sobre otrabalho a ser desenvolvido, indicando se o mesmo seria realizado individualmente ou em grupo de até cinco pessoas. Foram selecionados 25 pré-projetos para a etapa seguinte, por estarem em pleno acordo com a temática do projeto e obedecendo às condições estabelecidas no edital.

A terceira etapa, correspondente à fase de execução dos trabalhos, consistiu na execução prática das tarefas planejadas. Foi realizado sorteio para distribuição dos trabalhos a serem acompanhados e supervisionados pelos ‘Caríssimos’. Com base na temática estabelecida, as propostas desenvolvidas nessa fase deveriam conter os seguintes tópicos: minuta de resolução, nota técnica e relatório de aderência legal regulatória. Ao final dela, foram selecionados os 12 melhores trabalhos que seguiram para a fase subsequente.

Na quarta etapa, os selecionados participaram de uma série de Webinars promovidos pelo Comitê Executivo, na qual fizeram uma apresentação detalhando a funcionalidade da sua proposta. A partir de notas atribuídas pelos Caríssimos, com base nos critérios de avaliação, foram selecionados os 6 melhores trabalhos para a fase final.

Nessa última etapa, os trabalhos foram apresentados a uma banca examinadora integrada por executivos renomados do mercado de petróleo e gás, como Heloísa Borges (Empresa de Pesquisa Energética/EPE), Décio Oddone (CEO da Enauta), Raphael Moura (ANP) e Virginia Parente (IEE-USP), que escolheram os três trabalhos vencedores. Foram entregues premiações financeiras no valor total de R$18mil reais, de acordo com a classificação: 1º lugar: R$ 10.000,00; 2º lugar: R$ 5.000,00 e 3º lugar: R$ 3.000,00.

A grande vencedora foi a Raquel Gregório, que elaborou individualmente o trabalho “Alíquota de Royalties para Campos Maduros”, propondo uma adequação da regulação atual sobre a alíquota de Royalties, considerando as especificidades do onshore brasileiro, como os diferentes níveis de produção dos campos terrestres e fator de recuperação. A autora trouxe dados e sugestões para embasamento dessa proposta.

Em segundo lugar ficou o projeto intitulado "Redução da alíquota de royalties com base no porte da empresa e produção de BSW", desenvolvido por Fellipe Augusto, Gerson Garcia e Maria Eduarda Artuso. O trabalho apresentou uma proposta de simplificação regulatória sobre a alíquota de royalties pagas por empresas de produção e exploração de petróleo e gás natural em campos maduros e marginais onshore, considerando as particularidades como porte da empresa e produção de água do campo.

Em terceiro lugar ficou o trabalho "Incentivo à produção e ao acesso de dados técnicos", elaborado por Luara Souza, Sidclei Benevides e José Carlos Henrique, no abordaram a temática de dados técnicos. O trabalho propôs alternativas para facilitar a acessibilidade aos dados existentes por meio da liberação de acesso gratuito aos dados pré-stack e pós-stack das bacias sedimentares terrestres. Também sugere um estímulo ao desenvolvimento de estudos de interpretação e integração dos dados pré-stack armazenados no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP, por meio da criação de um mecanismo de compensação denominado "créditos de aquisição de novos dados" e a redução da burocracia no processo, tornando este mais fluido e eficiente.

O projeto CARO buscou ser colaborativo e inovador, contribuindo para o processo de simplificação e proporcionalidade regulatória, além da melhoria do ambiente de negócios nas atividades terrestres de exploração e produção de óleo e gás no Brasil. Os trabalhos elaborados no projeto se mostraram de alta qualidade técnica, com viabilidade para serem desenvolvidos e aplicados visando a simplificação regulatória referente a questões emergentes no onshore brasileiro.

Os próximos meses serão de trabalho e planejamento para um novo desdobramento do CARO, com um viés voltado para oambiente offshore, tendo em vista a consolidação do Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar) do Ministério de Minas e Energia (MME).

Ensaios sobre regulação para o segmento onshore

Marcelo Mafra Borges de Macedo é Especialista em Regulação do quadro de efetivo da ANP desde 2006. Formado em Engenharia Química, atua na Superintendência de Desenvolvimento e Produção, tendo passagens pelas áreas de Conteúdo Local e Segurança Operacional da Agência, com experiências anteriores na FIRJAN e Petrobras. Possui Pós-graduação Executiva em Petróleo e Gás pela COPPETEC/UFRJ e Especialização em Regulação, Concorrência e Reestruturação nos setores de Infraestrutura pelo Instituto de Economia/UFRJ.

Roberto de Castro

Rebello ingressou na

ANP em 1998, tornou-se Especialista em

Regulação do quadro de efetivo em 2006.

Formado em Direito, atua na Superintendência de Desenvolvimento e Produção. Possui

Pós-graduação em Logística e Mobilização

Nacional (CLMN) pela Escola Superior de Guerra - ESG, Especialização em Direito do

Estado com ênfase em Direito do Petróleo pela UERJ e Especialização em Regulação, Concorrência e Reestruturação nos setores de Infraestrutura – Centro de Ciências Jurídicas e Econômicas pela UFRJ. O segmento onshore de óleo & gás brasileiro possui um enorme potencial produtivo devido à ordem de grandeza das reservas provadas de petróleo e gás, respectivamente, 458 milhões de barris e 77 bilhões de m3 bacias sedimentares terrestres, sendo que muitas sem encontram em estágio avançado de maturidade, enquanto outras ainda permanecem pouco exploradas.

O fator de recuperação das bacias terrestres segue muito aquém das reais possibilidades de produção de seus respectivos campos. Entende-se que este fato decorre, principalmente, da estagnação dos investimentos no ambiente terrestre ao longo das duas últimas décadas por parte da Petrobras, cuja predominância vem sendo substancialmente alterada em razão de sua estratégia sob a forma de desinvestimento de ativos.

O viés decrescente da produção pode ser observado e representa considerável parcela de renda não aproveitada, revelando perdas econômicas para os setores público e privado. O gráfico a seguir apresenta a variação da produção onshore de petróleo, gás natural e petróleo em barris de óleo equivalente no Brasil entre janeiro de 2000 a janeiro de 2021. Nota-se expressiva perda de produtividade de mais de 57% ocorrida entre 2000 e 2020. A produção de petróleo em janeiro de 2021 equivale à mesma produção obtida em setembro 1961, portanto, há 60 anos atrás, fato que reforça a tese sobre a qual os recursos petrolíferos onshore podem ser aproveitados de maneira mais eficiente.

Assim, verifica-se que existe uma quantidade substancial de recursos ainda não produzidos que demandarão um conjunto específico de incentivos para que venham a ser efetivamente explotados, gerando desenvolvimento econômico e benefícios para a sociedade brasileira. Reforça-se a importância da busca por um ambiente regulatório e de negócios favoráveis para a revitalização e a retomada da produção dos campos maduros terrestres, tendo em vista, a rápida transformação energética que está em andamento em todo mundo, por meio do desenvolvimento de matrizes de baixo carbono e energias limpas. Ou seja, o não aproveitamento dos recursos petrolíferos nos curto e médio prazos, pode representar a perda definitiva de grandes oportunidades econômicas e da geração de riquezas.

O cenário da retomada da produtividade onshore possui diversos fatores impactantes que necessitam ser tratados, com destaque para oarcabouço regulatório. A elevada complexidade e multiplicidade temática revela que uma abordagem pontual em um ou outro regulamento, não seria suficiente para gerar os efeitos simplificadores para a retomada da produção onshore. Nesse cenário, há a necessidade de

se conceber uma abordagem sistêmica que possa identificar os pontos críticos da malha regulatória que devem ser revisados. Os autores criaram então o conceito denominado de “Rede Regulatória”, cujos nós perfazem os elementos críticos que, se aprimorados em conjunto, poderão criar rapidamente um ambiente regulatório e de mercado dinamizado e atrativo, potencialmente favorável à expansão das atividades de produção onshore

A modernização e a revitalização do segmento onshore serão impulsionadas por um criterioso processo de simplificação e adequação da abrangência de regulamentos, incluindo o aprimoramento de requisitos do edital/contrato de concessão para as áreas da Oferta Permanente.

A efetiva minimização ou mesmo a eliminação das garantias financeiras associadas ao Programa de Trabalho Inicial (PTI), nos editais de licitação das áreas com acumulações marginais, significaria a possibilidade de direcionamento de maior volume de recursos para a reabilitação dos campos, proporcionando harmonização de requisitos e gerando maior atratividade aos leilões. Tal ação, não resultaria na perda do controle regulatório, pois permaneceria possível a aplicação de penalidades em caso de descumprimento do PTI.

Nos contratos de concessão para campos terrestres de pequena produção, propõe-se a redução do prazo de entrega dos Planos de Desenvolvimento (PD) e de suas respectivas análises por parte da ANP, de 180 para 90 dias. O ganho de tempo na elaboração e na aprovação do PD permitirá a antecipação das atividades de reabilitação e desenvolvimento de campos de menor escala, robustecendo a economicidade desses ativos.

Adicionalmente, ainda no contrato de concessão, propõe-se também uma profunda simplificação dos requisitos do Boletim Mensal de Produção (BMP) para os campos terrestres de pequena produção, além da exclusão da obrigatoriedade de apresentação à ANP de justificativa para variações superiores à 15% no volume da produção em relação àquele previsto no Programa Anual de Produção (PAP).

A atual regulamentação define em 5.000 boe/d a faixa de transição entre campos de grande e pequena produção, sem que que haja distinção entre os ambientes terrestre e marítimo. Tal fato, produz distorções, na medida em que, por exemplo, enquadra os campos de Tupi (1,1 MMboe/b) e Carmópolis (5.600 boe/d), ambos como campos de grande produção. Portanto, buscando a implementação de toda uma lógica

para adequação de conteúdo e de abrangência normativa da Rede Regulatória, faz-se necessária a criação dos novos conceitos de campos marítimos e terrestres de pequena e grande produção. Os campos marítimos de pequena produção passariam a ser aqueles com volume inferior ou igual à 30.000 boe/d e acima disso, o campo seria enquadrado como de grande produção. No onshore, a faixa de transição proposta estaria ajustada para 10.000 boe/d. Tais definições seriam estabelecidas por meio da revisão da Resolução ANP nº 17/2015 que define os requisitos para elaboração do PD. Ou seja, o foco do detalhamento dos dados e informações recairiam sobre os campos marítimos e sobre os campos terrestres enquadrados como de grande produção. Para os campos terrestres de pequena produção, o PD teria seu escopo amplamente remodelado, tornando-o mais compatível com o nível da produção dos operadores de pequeno e médio portes, seguindo as diretrizes da Resolução CNPE nº 17/2017. Essas simplificações seriam muito positivas para a renovação contratual dos campos terrestres quando será exigido apresentar a revisão dos PDs contendo os planos de revitalização da produção.

A criação do conceito de campo terrestres de pequena produção permitirá substancial simplificação de conteúdo dos Programas Anuais de Trabalho e Produção (PAT/PAP) e do Boletim Anual de Reservas (BAR), por meio da racionalização do quantitativo de dados a serem transmitidos para a ANP.

Em relação à política de redução de alíquota de royalties, entende-se que a RANP nº 749/2018 possui escopo muito positivo, porém poderia ter tido uma abordagem ainda mais arrojada. Nesse cenário, foi proposta a criação do conceito “Aproveitamento Racional do Gás Natural Associado” como elemento determinante para o incentivo do uso do gás nos campos onshore. Assim, os campos que optassem por desenvolver projetos de utilização do gás associado poderiam pleitear redução da alíquota de royalty para o volume integral do gás produzido, seja na revitalização de um campo maduro, seja no desenvolvimento da produção, logo após a declaração de comercialidade no momento da apresentação do PD.

A implementação do conceito do aproveitamento racional do gás natural demandaria pequeno ajuste na Resolução CNPE nº 17/2017 para a inclusão do novo dispositivo incentivador proposto que está absolutamente convergente com a Política de E&P emanada pelo CNPE.

O gráfico abaixo indica o potencial de aplicação do incentivo de redução de royalties para projetos de aproveitamento racional do gás associado nas áreas do 2º Ciclo de Oferta Permanente, quando foram ofertadas 427 áreas com alíquotas de royalty em 7,5%.

Outro tema relevante abordado de fundamental importância para a indústria onshore, foi a regulamentação de segurança operacional. Portanto, apresentou-se a proposta de um novo recorte da abrangência de aplicação dos regulamentos SGI (RANP nº 02/2010) e SGIP (RANP nº 46/2016).

Tanto o SGI quanto o SGIP são regulamentos que exigem a constituição de um complexo sistema de gestão, naturalmente orientado para operações de grande porte, com maior complexidade e risco. Assim, para o SGI, sugere-se a ampliação da faixa de isenção do regulamento dos atuais volumes de produção de 15m3/d de petróleo e 2.000 m3/d de gás, para o volume de 1.500 boe/d. Nessa configuração, o número de campos sujeitos ao regime do SGI cairia de 106 para 26.

Ressalte-se que, a redução de 75% dos campos abrangidos pelo

SGI não significa negligenciar a segurança operacional, pois tais campos possuem baixa produtividade e baixa complexidade. Assim, propõe-se a criação de dispositivo regulatório específico para que os operadores desses campos isentos do regime SGI desenvolvam, em conjunto com os demais operadores, manuais de procedimentos alinhados às melhores práticas internacionais de segurança operacional de áreas de pequena produção.

Para o SGIP, sugere-se a alteração tanto da regra de aplicação do regime simplificado do regulamento, quanto das práticas de gestão associadas a esse regime. Pela regra atual, o SGIP é aplicado para todos os poços terrestres e marítimos sem distinção associada à risco, vazão ou quaisquer outros tipos de parâmetros. Entretanto, oSGIP estabelece um regime de exceção para operadores que possuem campos somente com poços não surgentes, neste caso, a aplicação do SGIP contempla 9 das 17 práticas de gestão. A proposta trabalhada estabelece que o regime simplificado de aplicação do SGIP seria orientado para campos terrestres de pequena produção cujas áreas possuam até um único poço com vazão superior à 1.500 boe/d. Nesta situação, seriam aplicáveis somente alguns dos itens das práticas de gestão nº 10 (Ciclo de Vida do Poço), 11 (Elementos Críticos & Integridade) e 12 (Análise de Riscos).

Tanto para o SGI quanto para oSGIP, foi proposto um dispositivo muito importante, aplicável quando da cessão de direitos de campos produtores. Nessas situações, os novos operadores de campos terrestres de pequena/ grande produção teriam o prazo de 90 dias para adequar o ativo aos requisitos do SGI/SGIP dentro da abrangência pertinente.

Entende-se como tecnicamente positivo que o operador disponha do período de transição para tomar conhecimento detalhado sobre as reais condições operacionais do campo que tenha sido objeto de cessão de direitos. Durante o período de transição, os campos estariam isentos da fiscalização do SGI/SGIP, porém teriam o monitoramento da ANP que forneceria, quando demandada, os esclarecimentos cabíveis aos requisitos do SGI/SGIP para onovo operador.

Por fim, foi proposta uma minuta de resolução de Termo de Ajustamento de Conduta como alterativa para as multas aplicadas aos

operadores por descumprimento de requisitos regulatórios e contratuais. Entende-se que tal instituto, já adotado por outros órgãos da administração pública, é uma excelente alternativa para direcionar os recursos para aplicação direta na melhoria das operações, que outrora, seriam pagos a título de multa. Destaca-se que já houve uma ação preliminar da ANP na implementação do instituto do TAC quando da revisão da Portaria ANP nº 234/2000, tendo sido elaborado o Parecer da Procuradoria Federal com opinião favorável à regulamentação do tema.

Destaca-se que o conteúdo desenvolvido no trabalho elaborado para o Projeto CARO representa única e exclusivamente a opinião dos autores. Portanto, as ideias e opiniões expressas no texto submetido são de exclusiva responsabilidade dos autores, não refletindo, necessariamente, as opiniões da ANP ou de quaisquer outros órgãos ou instituições.

Adequação alíquota de royalties para campos terrestres maduros e marginais

Alberto Rodamilans

Freire de Carvalho é formado em engenharia mecânica (2011) e

Mestre em Regulação da Indústria de Energia (2009) pela Universidade Salvador. Ingressou na ANP em 2010 como Especialista em

Regulação de Petróleo e Derivados, Álcool

Combustível e Gás Natural tendo atuado no Núcleo de Fiscalização da Medição da Produção e na Superintendência de

Desenvolvimento e Produção. Desde 2019 atua na Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente..

Raquel Gregorio é graduanda em Relações Internacionais na

Laureate International

Universities – IBMR.

Vencedora do Projeto Caro (Campo Adequadamente Regulado), com o trabalho "Alíquota de Royalties para Campo

Maduros e Campos Marginais". Estagiária de Comunicação em Óleo e Gás Natural na ABPIP, coordenadora do GT de Eventos do Comitê Jovem do Instituto Brasileiro do

Petróleo (IBP). Colaboradora da Plataforma Energy C na parte de Comunicação e Mídias Sociais. Pesquisadora júnior da Revista de Relações Exteriores sendo a linha de pesquisa a paradiplomacia. As participações governamentais são compensações financeiras devidas aos governos pagas pelos operadores das atividades de produção de petróleo e gás natural, segundo a Lei 9.478/1997¹. Entre as participações, encontram-se os royalties, o bônus de assinatura, a participação especial, participação aos proprietários de terra, e a retenção de área. Apesar da sua facilidade de apuração e fiscalização, os royalties são regressivos e não neutros, afetando a economicidade da produção.

Por meio do edital de licitações, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pode reduzir a alíquota de Royalties, que segundo o Art. 47 da Lei 9.478/1997 é de 10% (dez por cento) da produção de petróleo e gás natural, para o mínimo de 5% (cinco por cento) da produção. A redução da alíquota considera os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes de um campo. Além das duas alíquotas mencionadas, a Lei nº 12.351/2010 define a alíquota de Royalties dos contratos de Partilha na Produção em 15% (quinze por cento) da produção do campo. Os contratos de partilha são destinados às áreas consideradas estratégicas, como o polígono do pré-sal.

A partir de pesquisa como base em análise bibliográficas dedutiva das resoluções, editais, notas técnicas e audiências públicas realizadas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e ANP, foi observado movimentos institucionais do CNPE, a partir do ano de 2005, sobre os temas dos royalties, campos maduros e campos marginais.

Pode-se destacar três movimentos institucionais recentes e relevantes para o tema: (i) o primeiro a Resolução CNPE nº 17/2017, que prevê a redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental de campos maduros; (ii) a Resolução CNPE nº 03/2020 que autorizou a realização do primeiro ciclo da Oferta Permanente da ANP que incluiu blocos exploratórios devolvidos à União e áreas de acumulação marginal; (iii) a Resolução CNPE nº 04/2020, que propôs a redução royalties para campos maduros e campos marginais como incentivo às empresas de pequeno ou médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural .

Apesar dos esforços mencionados, na legislação e regulação vigente ainda não mudou de maneira eficiente e diferenciada as obrigações financeiras de acordo com as especificidades dos ativos em terra, embora seja relevante para o redesenvolvimento de campos maduros e de atratividade de campos de economicidade marginal.

Sendo assim, atendendo a demanda da indústria, o trabalho tem o objetivo adequar a alíquota de Royalties as especificidades do onshore, con-

siderando a variedade dos volumes de produção dos campos, fatores de recuperação e o mínimo de alíquota prevista na Lei 9.478/1997.

A ANP define os campos maduros como campos com histórico de produção efetiva, maior ou igual a 25 (vinte e cinco) anos, ou cuja produção acumulada corresponde a 70% (setenta por cento) do volume esperado de acordo com as reservas prováveis (1P). Já os campos marginais podem ser classificados quanto a economicidade, possui reservas prováveis (1P) mas por questões econômicas não se encontra em produção em função de viabilidade econômica, ou quanto ao volume produzido, já tendo produção acumulada corresponde a 80% (oitenta por cento) do volume esperado.

Para uma melhor adequação das alíquotas atuais devem ser consideradas a variedade de operadores, e, principalmente, os diferentes volumes de produção dos campos no país, sendo assim foram estruturadas subclassificações para campos maduros terrestres, de grande, média ou pequena produção.

Os campos maduros de grande produção são campos maduros cuja média da produção de petróleo e/ou gás natural dos últimos 12 (doze) meses foi superior a 5.000 boe/dia (cinco mil barris de óleo equivalente por dia). Os campos maduros de média produção são campos maduros cuja média da produção de petróleo e/ou gás natural dos últimos 12 (doze) meses foi menor igual a 5.000 boe/dia (cinco mil barris de óleo equivalente por dia) e maior igual a1.000 boe/dia (mil barris de óleo equivalente por dia), e os campos maduros de pequena produção são campos maduros cuja média da produção de petróleo e/ou gás natural dos últimos 12 (doze) meses é menor a 1.000 boe/dia (mil barris de óleo equivalente por dia).

Como resultado, as propostas de adequação da alíquota de Royalties para campos maduros e campos marginais em terra são apresentadas na Figura 01.

Para exemplificar a aplicação da proposta foram selecionados quatro campos maduros com alíquota atual de 10% de Royalties, Macau, recentemente cedido a 3R Petroleum, Gavião Real, operado pela Eneva S.A., João de Barro, operado pela Imetame Ltda., e campo de Miranga, recentemente cedido a Petrorecôncavo.

Considerando os dados abertos da ANP, não foram encontrados os fatores de recuperação dos campos escolhidos, por esta razão o cálculo abaixo considera a fração recuperada como o fator de recuperação dos campos e o fator de recuperação médio da bacia como fator de recuperação esperado para o campo. Os dados de volume de produção e valor dos royalties foram retirados do site da agência.

Utilizando as equações apresentadas na Figura 01, foram obtidas as novas alíquotas de royalties para os campos, apresentadas na Tabela 02. Ainda na Tabela 02 é apresentado o efeito financeiro com a adequação das alíquotas considerando os valores pagos no ano de 2020.

As novas alíquotas dos campos exemplos representam a redução média de 22,9% do valor dos royalties.

Na Bahia, localidade do campo de Miranga, que obteve maior redução da alíquota, as atividades relacionadas a extração e refino de hidrocarbonetos representam 19,4% do PIB Industrial do estado, sendo as atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos responsáveis por 3,5% do PIB Industrial do estado, porcentagem significativa que reforça a importância dos operadores para a economia do estado.

De acordo com as informações do Boletim Anual de Reservas ANP 2020, divulgado em 31/03/2021,

estão em operação no Brasil 348 campos maduros e 28 campos marginais das 14 bacias sedimentares. Sendo assim, pode-se estipular que mais de 376 campos poderiam ser beneficiados com a adequação da alíquota de royalties proposta, distribuídos em 10 estados de Alagoas, Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Maranhão, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, São Paulo e Sergipe, com a ampliação da metodologia proposta para o ambiente marítimo também.

Espera-se com a adequação das alíquotas de royalties maior investimento pelos operadores em tecnologia para prolongar a vida útil do campo, compra de ativos e crescimento da indústria. No ambiente de campos terrestres os operadores desses campos são agentes econômicos importantes para o desenvolvimento local e regional, tanto na geração e manutenção de empregos diretos e indiretos, como na prestação de serviços de apoio, fornecimento de equipamentos e na arrecadação de tributos estaduais e municipais.

REFERÊNCIAS [1]BRASIL. Lei 9.478, de 06 de agosto de 2017. Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências. Disponível em <http://www. planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9478.htm>. Acesso em 04/05/2021 CNPE – CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA. Resolução nº 17, de 8 de junho de 2017. Estabelece a Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, define suas diretrizes e orienta o planejamento e a realização de licitações, nos termos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, e dá outra providência. Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/arquivos/2017/resolucao_cnpe_17_2017.pdf . Acesso em 04/05/2021 CNPE – CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA. Resolução nº 03/2020. Altera a Resolução CNPE nº 17, de 8 de junho de 2017, que estabelece a Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, define suas diretrizes e orienta o planejamento e a realização de licitações, nos termos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Disponível em <https:// www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/arquivos/2020/resolucao_cnpe_3_2020.pdf>. Acesso em 04/05/2021. CNPE – CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA. Resolução nº 04, de 04 de junho de 2020.Dispõe sobre a redução de royalties e o incentivo às empresas de pequeno ou médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Disponível em <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/arquivos/2020/resolucao_ cnpe_4_2020.pdf>. Acesso em 04/05/2021 ANP - AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Royalties e outras participações. “Tabelas contendo o valor mensal dos royalties dos beneficiários”. Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/royalties-e-outras-participacoes/royalties. Acesso em 06/05/2021 ANP - AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Dados estatísticos. Disponível em https://www.gov.br/ anp/pt-br/centrais-de-conteudo/dados-estatisticos. Acesso em 06/05/2021ANP - AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Reservas nacionais de petróleo e gás natural. Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/dados-estatisticos/reservas-nacionais-de-petroleo-e-gas-natural. Acesso em 07/05/2021. Perfil da Indústria nos Estados. Bahia. 2021. Disponível em < https://perfildaindustria.portaldaindustria.com.br/ >. Acesso em 16/06/2021.

A contribuição social e econômica dos pequenos e médios produtores: reinterpretando a regulação do onshore

Erick Diniz é Mestre em Direito da Regulação pela FGV Direito Rio. Graduado em

Direito pelo IBMEC RJ.

Pesquisador nas áreas de direito econômico, societário, administrativo e concorrencial. Advogado.

Carla Marshall é Doutora em Direito Econômico pela UGF. Professora

Titular de Direito Empresarial do IBMEC RJ.

Membro da Comissão de Direito Econômico

OAB RJ. Co-líder do

Grupo de Pesquisa de Direito Econômico,

Propriedade Industrial e Sustentabilidade e de Direito do Petróleo, cadastrados no

CNPq. Parecerista do CONPEDI, autora de diversas obras jurídicas nas áreas de regulação, petróleo, societário, dentro outras. Possui diversos artigos publicados em revistas especializadas. Procuradora Federal aposentada.

Larissa Dantas é Engenheira Civil, graduada pela UFRN, e Advogada, graduada pela UNI-RN, com atuação profissional em ambos os segmentos, tanto na área operacional como na de gestão. Atua desde fevereiro de 2019 como CEO da Companhia Potiguar de Gás (Potigás), a Companhia Distribuidora de gás natural canalizado do Rio Grande do Norte, vem trabalhando pela implantação do Novo

Mercado de Gás no RN e participa ativamente do Programa REATE, do Ministério das Minas e Energia (MME), com foco no onshore da Bacia Potiguar. Num contexto de perfomance econômica, decisões institucionais afetam os custos de troca e produção, determinando, em conjunto com a tecnologia empregada, os custos de transação e transformação que compõem os custos finais de determinada atividade1. Desse modo, por mais que o direito ou mais precisamente a Constituição Federal em seu Artigo 170 Caput determine a livre iniciativa e a valorização do trabalho como regras gerais do nosso ordenamento, instituições acabam por restringir as necessidades, as preferências e as escolhas dos atores econômicos. Visando tutelar o interesse público, garante-se legitimidade para que tais limitações ocorram, seja num espectro amplo como é o caso das agências reguladoras, como de outro específico, a exemplo de autoridades concorrenciais e ambientais. Nesse esteio, a finalidade de tais restrições se justifica pela necessidade de alocação eficiente de bens e serviços, de modo a alcançar, simultaneamente, o desenvolvimento econômico sustentável e o adimplemento do referido interesse público, visto que a realidade de um mercado ideal, em geral, não se sustenta e, por isso, há necessidade de normas para corrigir suas falhas e, portanto, de implementar regulação setorial.

Por regulação, depreende-se uma atividade complexa que abarca desde fatores econômicos como eficiência, economicidade e inovação até outros de cunho social como justiça e equidade2. Na prática, seus impactos merecem ser estudados sob a ótica conjunta do Direito e da Economia, com o intuito de adaptá-la a realidade de mercado, pela razoabilidade, proporcionalidade e adequação de suas disposições.

A OCDE3 (Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico), por sua vez, define que os objetivos da boa regulação seriam: (a)resolver problemas e alcançar metas definidas; (b) fundamentar-se em evidências e ser proporcional ao problema identificado; (c) ter base

1 C ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel. Law and Economics. In: ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel (org.), Direito e Economia: Análise Econômica do Direito e das Organizações, Rio de Janeiro, Elsevier, 2005 2 WINDHOLZ, Eric. HODGE, Graeme A. Conceptualising Social and Economic Regulation: Implications for Modern Regulators and Regulatory Activity. Monash University Law Review, v. 38, n. 2, 2012 3 “A OCDE se dedica à pesquisa e a estudos para o aperfeiçoamento das políticas públicas nas mais diversas áreas e à troca de experiências entre países membros e parceiros. Com grau elevado de diversificação, sua atividades contemplam diferentes áreas de políticas públicas, como política econômica, governança pública, trabalho, ciência e tecnologia, governança corporativa, educação, meio ambiente, comércio, agricultura, economia digital, investimento, entre outras.” Disponível em: https://www.gov.br/casacivil/pt-br/assuntos/ ocde/sobre-a-ocde-1. Acesso em 20 de junho de 2021.

Figura 1 – Setores mobilizados pela atuação das empresas de pequeno e médio porte nas atividade de E&P. Fonte: MME8

Figura 2 – Previsão de produção onshore 2020 - 2030atividade de E&P.

4 ANP. Minuta do manual de boas práticas regulatórias. Comitê de monitoramento de abertura do mercado de gás natural. Junho de 2020. Disponível em: http://www.anp.gov.br/arquivos/cap/2020/cap12/cp12-minuta-manual-boas-praticas-regulatorias.pdf. Acesso em 20 de out. De 2020 5 GUERRA, Sérgio. Discricionariedade, regulação e reflexividade: uma nova teoria sobre as escolhas administrativas. 3ª. ed. Belo Horizonte: Fórum, 2015. P. 108-109 6 Conveniência seria a possibilidade de se determinar o conteúdo de certo ato. JUSTEN FILHO, Marçal. Curso de Direito Administrativo. 2ª Ed. São Paulo: Saraiva. 2006. P. 175 7 Oportunidade seria a ponderação quanto ao momento em que determinada providência deverá ser adotada. JUSTEN FILHO, Marçal. Curso de Direito Administrativo. 2ª Ed. São Paulo: Saraiva. 2006. P. 175 8 Ministério de Minas e Energia. Nota Técnica nº 26 de 2011- DEPG SPG – MME.

legal sólida; (d) produzir benefícios que justifiquem os custos; (e)minimizar custos administrativos; (f) ser clara e compreensível ao regulados e usuários; (g) ser elaborada com transparência, com intermédio de procedimentos adequados para manifestação efetiva e tempestiva de atores e grupos interessados4 .

Nesse sentido, a regulação deve ser direcionada para implementação de metodologias, que mais do que públicas e compreensíveis, sejam claras e transparentes, de modo a evitar oestabelecimento de uma tecnocracia, que mais onera burocraticamente do que agrega social e economicamente. Desse modo, a legalidade da atuação normativa dos órgãos reguladores deve se pautar muito mais na juridicidade e garantir a responsividade da legislação e, por conseguinte, omelhor enfrentamento da reflexividade social, vista a efemeridade e dinamicidade de suas práticas5 . A atuação discricionária da Administração, fundada no mérito administrativo, isto é, nos parâmetros de conveniência6 e de oportunidade7, reconhece a indispensabilidade de que determinados atos administrativos tenham menor grau de vinculação, a fim de que possam ser pensadas soluções eficientes para situações concretas não previstas pela legislação, em detrimento da determinação de punições, com base em regras de comando e controle, que acabam por mais

Figura 3 – Recursos e reservas em milhões de barris de óleo equivalente (Mmboe) - Fonte: PDE 2030 EPE

onerar os atores do que conformá-los para uma atuação mais hígida. Assim, termos de ajustamento de conduta devem ser reiterados, com o intuito de tornar oprocessos mais responsivos e efetivos, no que tange o adimplemento do interesse público.

INCENTIVOS E METAS GOVERNAMENTAIS PARA O ONSHORE

Não só isso, diante da edição da Lei 12.351/10 e seu art. 65, a pluralidade de atores no setor onshore se tornou uma das pautas do governo federal, nesse esteio, o programa REATE 2020 possui comitê específico para a endereçar a questão e promover maior concorrência no segmento. Além disso, a quebra do monopólio da Petrobras e a implementação do plano de desinvestimento da referida empresa aliado aos TCCs firmados junto ao CADE mostram como há ações em andamento para tornar o mercado de petróleo e gás onshore mais competitivo e atrair investidores e novos operadores, seja pela cessão de direitos de exploração como pela oferta permanente de campos, ademais, denotam-se as ações governamentais específicas para o mercado de gás – como o novo mercado de gás e o novo marco regulatório aprovado no Congresso Nacional.

Ainda assim, fato é que a participação dos pequenos e médios produtores nas atividades de E&P, até hoje, não é expressiva, não obstante o potencial de geração de emprego, renda e desenvolvimento social a nível regional que elas são capazes de gerar.

Na prática, a maior parte da atuação desses agentes se restringe a bacias maduras, os quais resultam em pequenos volumes de produção e podem estar no limite da economicidade. Nesse contexto, há necessidade de se revisar os incentivos e o arcabouço regulatório aplicável ao ambiente onshore, adequando-os aos referidos atores e fomentando sua expansão dentro desse mercado regulado, seja pelo aumento da produção, como de seu fator de recuperação.

Diante de tal cenário, a EPE estima uma produção do onshore em 355 mil barris de óleo equivalente por dia em 2030, ao passo que o REATE protagoniza uma previsão de 500 mboed. Para tanto, o aumento do fator de recuperação dos campos é ato indispensável e, nesse sentido, o PDE 2030 afirma a possibilidade de um aumento de 200 mboed para cada 1% de aumento do fator de recuperação das bacias sedimentares terrestres.

Para tanto, a proporcionalidade e adequação da regulação são temas imprescindíveis, ainda que não suficientes, vista a necessidade de se endereçar questões concorrencias e se mitigar o abuso de posição dominante da Petrobras. Nesse esteio, há necessidade de uma releitura regulatória do setor, visto que o protagonismo para sua expansão estará, provavelmente, nos pequenos e médios produtores, em detrimento da Petrobras, que implementa um processo de desinvestimento nesse ambiente e pretende focar seus esforços no seu core business, qual seja, o offshore.

O PANORAMA DO ONSHORE E A ATUAÇÃO DOS PEQUENOS E MÉDIOS

Em setembro de 2017, constatou-se que o declínio da produção dos campos em terra tem afetado fortemente as regiões produtoras dos estados do Espírito Santo, Bahia, Sergipe, Alagoas e Rio Grande do Norte, as quais estão entre as maiores bacias terrestres produtoras do país9. Adicionalmente por mais que as bacias terrestres brasileiras tenham sido pioneiras na exploração e produção de gás e petróleo nacionalmente, até hoje, há uma defasagem quanto aos estudos geológicos sobre mesmas10, o que implica um aproveitamento não ideal do potencial dos recursos existentes.

Nesse contexto, o REATE tem ointuito de trazer melhor conhecimento geológico das bacias,

9 FGV ENERGIA. Op. Cit., p. 49 10 “Tal fato se deve à escassez de rodadas de licitação durante um período de tempo e ao maior interesse na exploração offshore, motivado pelo sucesso alcançado na década de 1980 com as descobertas dos campos gigantes da Bacia de Campos e, posteriormente, com as descobertas do pré-sal, em especial na Bacia de Santos. FIRJAN. Onshore 2017. Planejamento do Sistema FIRJAN. Rio de Janeiro. 2017.p. 15

publicizá-los na forma do zoneamento nacional de recursos de óleo e gás e, assim, atrair investimentos privados pela redução dos custos quanto a estudos exploratórios, ambientais e de mercado das áreas licitadas. Seu escopo estaria no desenvolvimento local e regional conjugado ao aumento da competitividade da indústria nacional, principalmente, num contexto em que houve diminuição de 27% na produção de óleo terrestre no período de 2012-201711 .

A exemplo, o comitê específico para o potencial onshore de óleo e gás têm atuado para desenvolver estudos sobre o potencial técnico, econômico e de mercado para avaliação de áreas terrestres com recursos convencionais e não convencionais, com o intuito de reduzir custos para empresas atuantes no setor, visto que tais atos exigem quantidade significante de capital e disponibilidade de mão de obra especializada acima da capacidade orçamentária de empresas de pequeno e médio porte12 .

Do ponto de vista estatístico, em 2015, as petroleiras independentes eram responsáveis por, em média, 1,7% da produção total de óleo terrestre, com uma produção estimada de 2.6 mil barris por dia, por sua vez, em 2019, essas empresas compuseram 4,54% da produção onshore total do país, ao passo que, em março de 2020, chegaram a 10,8% do mesmo patamar, o que representa uma produção de cerca de 10 mil barris de petróleo por dia13. No período de 2019 a 2020, tais atores somaram cerca de 30 agentes em atividade.

Dito de outra forma, a Petrobras que era detentora de 98,3% da produção total de petróleo terrestre do país em 2015 teve uma queda de 9 pontos percentuais deste ano até março de 2020, além disso, com os desinvestimentos no onshore efetuados pela mesma em 2019 , percebeu-se um crescimento significativo da produção de barris de petróleo das independentes em 202014 .

Quanto a produção terrestre de gás natural, embora a participação estimada das independentes seja maior do que na produção de petróleo, argumenta-se que em certos períodos houve intermitência na produção de alguns agentes, o que acarretou baixa participação relativa dos pequenos produtores.

A exemplo, em dezembro de 2017, os produtores independentes somaram 34% da produção total de gás natural terrestre, ao passo que em fevereiro de 2018 a participação dos mesmos decresceu ao patamar de 2% sobre o total de gás natural produzido em terra. Por sua vez, no período de Janeiro de 2019 a março de 2020, a produção de gás natural terrestre alcançou a marca de 337.029 Mm³ por dia, ao passo que a produção dos produtores independentes ( levando-se em conta 23 a 27 agentes em atividade) alcançou 19% da produção nacional no mesmo período15 .

CONSIDERAÇÕES FINAIS

Diante do contexto exposto, deve-se ter em mente a necessidade de adequar a regulação a realidade exploratória, de mercado e de riscos do ambiente

11 FGV ENERGIA, Op. Cit., p. 52 12 REATE 2020. Relatório subcomitê potencial de petróleo e gás onshore. Disponível em http://antigo.mme.gov.br/web/guest/ relatorios-do-comite-reate-2020/-/ /-/document_library_display/A6XscTFkhRHM/view_file/1194263?_110_INSTANCE_A6XscTFkhRHM_redirect=http%3A%2F%2Fantigo.mme.gov.br%2Fweb%2Fguest%2Frelatorios-do-comite-reate-2020%3Fp_p_id%3D110_INSTANCE_A6XscTFkhRHM%26p_p_lifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3Dcolumn-1%26p_p_col_ pos%3D1%26p_p_col_count%3D2Acesso em 10 de Jul. de 2020 13 id. 14 REATE 2020. Relatório do subcomitê para promoção a livre concorrência. Op. Cit., p. 51-52 15 Em 2020, a temática da a redução da alíquota de royalties entrou em pauta e o CNPE editou, em junho do referido ano, a Resolução nª 04, com o intuito de que a ANP avalie a redução de royalties para 5% em relação a campos concedidos a empresas de pequeno e médio porte, de modo a incentivar a exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, nos termos do art. 47 parágrafo 1º da lei 9.478 de 1997.

onshore, não se faz prudente a manutenção de regras e diretivas voltadas para o ambiente offshore, principalmente quando se coloca em relevo a maturidade de relevantes bacias sedimentares terrestre e a saída da Petrobras pelo seu plano de desinvestimento.

De todo modo, a atuação institucional da ANP e do MME têm se mostrado positiva para oreferido ambiente, a exemplo do: (a) modelo de oferta permanente; (b) acesso a dados geológicos das bacias sedimentares terrestres pela ANP; (c) revisão de royalties para campos explorados por empresas de pequeno e médio porte16; (d) proposta de simplificação de procedimento de licenciamento ambiental em terra pelo REATE.

Ainda assim, a releitura de outras temáticas para ótica dos pequenos e médios se mostra imprescindível, pois, se defende que eles serão protagonistas para a expansão da produção, o aumento do fator de recuperação e garantia de seus respectivos benefícios sociais. Assim, o fomento a consensualidade pela aplicação de termos de ajustamento de conduta, a simplificação dos sistemas de integridade de poços e de medição, a desburocratização dos procedimentos administrativos frente a ANP e a simplificação das regras para cessão de ativos são pautas a serem enfrentadas pela diálogo e cooperação entre agentes regulados e reguladores, de modo a alcançar um ambiente, cada vez mais, competitivo e aberto.

16 Ato contínuo, a ANP inciou a consulta e audiência pública de nº 19 de 2020, com o intuito de: (a) obter subsídios e informações adicionais sobre a proposta de Resolução que regulamentará a redução da alíquota de royalties para empresas de pequeno e médio porte; (b) recolher opiniões e sugestões de agentes interessados; (c) identificar os aspectos relevante a serem incluidos na mesma; (d) dar publicidade, transparência e legitimidade às ações da ANP.

REFERÊNCIAS BRASIL, Ministério de Minas e Energia. Relatório Subcomitê. REATE 2020. Relatório Subcomitê Incentivo a P,D&I, Diretrizes de Política Energética e Aperfeiçoamento Regulatório no Ambiente Onshore. Brasília: MME, julho 2020. BRASIL, Ministério de Minas e Energia. Relatório Subcomitê. REATE 2020. Relatório Subcomitê Promoção a Livre Concorrência. Brasília: MME, julho 2020. BRASIL, Ministério de Minas e Energia. Nota Técnica n. 26/2011-DEPG/SPG. Brasília: MME, maio, 2011 GUERRA, Sérgio. Discricionariedade, regulação e reflexividade: uma nova teoria sobre as escolhas administrativas. 3ª. ed. Belo Horizonte: Fórum, 2015. LODGE, Martin; WEGRICH, Kai. High-Quality Regulation: its popularity, its tools and its future. Public Money & Management, vol. 29, n. 3, 2009. PORTO, Antonio José Maristrello. GAROUPA, Nuno. Curso de análise econômica do direito. FGV Direito Rio. Editora Atlas. 2020. REATE 2020. Relatório do subcomitê para promoção a livre concorrência. REATE 2020. Plano Integrado de Ação do Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres. ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel. Law and Economics. In: ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel (org.), Direito e Economia: Análise Econômica do Direito e das Organizações, Rio de Janeiro, Elsevier, 2005.

P,D&I para Todos

Alexandre Scheman Rocha é Master Business Petroleum pela COPPE/UFRJ e Fundador da Scherman Advocacia e mediador na Câmara Brasileira de Mediação em Energia e Mineração; Pós-Graduado em Master Business Petroleum pela COPPE/UFRJ; cursando LLM em

Mediação e Resolução de Conflitos pela ESA/ OAB; Conselheiro e Coordenador da Comissão de

Petróleo e Derivados da 15ª Subseção (Macaé)

OAB/RJ; FALP – Federação dos Advogados de Língua Portuguesa (Membro).

Frederico Barbosa é

Sócio Fundador da FB

Consulting & Training; Engenheiro do Petróleo; MBA em gerenciamento de Projetos; Lean Six

Sigma – Green Belt; 15 anos de experiência no

Brasil e exterior gerenciando projetos nas áreas de excelência operacional e tecnologia.

Glauco Abreu é Sócio

Diretor da FB Consulting & Training; Administrador de empresas; MBA em sistema de gestão pela

UFF; Pós- graduação em finanças pela PUC Argentina; Lean Six Sigma –Black Belt; 8 anos de experiência no Brasil e no exterior liderando as áreas de gestão da qualidade e projetos Lean Sigma. I-Introdução — Há uma grande e pouco aproveitada oportunidade de gerar valor para o segmento da indústria de exploração e produção de petróleo nas bacias terrestres no Brasil (cerca de 5% da produção total), que tem um enorme potencial para ser forte, competitiva, com produção crescente e que não somente aumenta a pluralidade dos operadores e fornecedores de bens e serviços, como, sobretudo, beneficia o desenvolvimento local, a criação de empregos e o pagamento de participações governamentais.

Para além da fiscalidade, a atividade petrolífera no Brasil tem assegurado importantes investimentos na indústria do petróleo e, também, em Institutos de Ciência e Tecnologia e Universidades.

O que é relevante é que estes investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação tecnológica (P,D&I), sejam melhor distribuídos para potencializar o crescimento do Onshore, bem como diminuir a dependência futura da produção de petróleo e gás natural oriunda das bacias sedimentares presentes em ambientes marinhos.

Estes investimentos são próprios de obrigações legais e contratuais, como, por exemplo, no primeiro caso, as Participações Governamentais e nos demais as obrigações contratuais de cumprimento de conteúdo local e investimentos em PD&I.

Ocorre que, os recursos em PD&I são originados de cláusulas contratuais contidas, exclusivamente, em contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural (doravante, Contratos Petrolíferos) no ambiente offshore, seja (i) quando contida nos instrumentos de concessão ou (ii) nos Contratos de Partilha da Produção ou da Cessão

Onerosa (ambos no polígono do Pré-Sal).

II – P,D&I: Pesquisas e Discussões — A cláusula de PD&I tem natureza jurídica de obrigação contratual, cabendo a ANP regular a aplicação dos recursos, fiscalizar a comprovação dos investimentos e das suas despesas, conforme item n.° 1 da RT 03/20151 .

Dentro deste escopo, deve o investimento em P,D&I fomentar o desenvolvimento da indústria nacional, a busca de soluções tecnológicas e a ampliação do conteúdo local de bens e serviços, tal como

1 Objetivo 1.1. Este Regulamento estabelece as definições, diretrizes e normas para a aplicação dos recursos a que se referem as Cláusulas de Pesquisa e Desenvolvimento ou de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação, doravante denominadas de Cláusulas de P,D&I, presentes nos Contratos para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural, bem como estabelece as regras para comprovação das atividades de P,D&I e respectivas despesas realizadas pelas Empresas Petrolíferas em cumprimento às referidas cláusulas contratuais. 2 1.26. A realização das despesas qualificadas como P,D&I deve ter por finalidade a promoção do desenvolvimento científico e tecnológico no setor de Petróleo, Gás Natural, Biocombustíveis e outras fontes de Energia, e na Indústria Petroquímica de Primeira e Segunda Geração, visando fomentar o desenvolvimento da indústria nacional, a busca de soluções tecnológicas e a ampliação do conteúdo local de bens e serviços. (grifamos) 3 3.5 Poderá ser admitida a aplicação dos recursos em Instituição Credenciada, na execução de: "b) Projeto para estudo de bacias sedimentares de nova fronteira que envolva a atividade de aquisição de dados geológicos, geoquímicos e geofísicos".

disposto no item n.º 1.26 da RT 03/20152, o que somente ocorrerá em sua totalidade quando observado uma maior distribuição espacial destes recursos.

Portanto, para que se promova um real desenvolvimento sustentável da indústria nacional em toda amplitude, inclusive inserindo a produção de campos onshore como beneficiárias destes investimentos, há que se criar uma estrutura regulatória que possibilite e incentive a destinação destes recursos para campos petrolíferos que, dada sua baixa produtividade, jamais serão diretamente beneficiados com investimentos da Cláusula de P,D&I.

Na mesma linha da possibilidade de investimentos orientados na forma do item n.º 3.5 alínea b da RT 03/153, se faz necessário direcionar investimentos às bacias do onshore, sobretudo as maduras e de acumulação marginal.

Vale destacar que o Poder Legislativo está atento a este tema, conforme se pode verificar do PL 5066/2020, que de certa forma procura repaginar, no que tange a indústria petrolífera, a distribuição espacial dos investimentos em P,D&I, porém de maneira que acreditamos que mais engessará do que contribuirá para os investimentos do setor.

Isto porque, acaso o PL 5066/2020 entre em vigor e necessite de posterior alteração, a edição de uma nova lei será necessária, ao passo que, na hipótese da matéria ser regulamentada por norma infralegal, haverá uma maior flexibilidade e autonomia para sua eventual adequação.

Ocorre que, o CNPE ao traçar diretrizes para uma melhor distribuição espacial dos investimentos em P,D&I através da Resolução n.º 2/2021, poderia também ter dado a merecida atenção ao desenvolvimento dos campos petrolíferos onshore, sobretudo os maduros e marginais.

O importante é notar que o fomento das atividades elencadas na Resolução n.º 2/2021 do CNPE advirá de recursos de P,D&I cujas obrigações são oriundas das empresas petrolíferas que, no mais das vezes, não participam efetivamente das atividades mencionadas, tal como ocorre nas atividades petrolíferas do onshore.

III-Proposta de Adequação Re-

gulatóri — A proposta principal é incluir o inciso VIII na Resolução n.º 2/2021 do CNPE, para que o setor onshore também seja contemplado como prioridade de investimentos oriundos da cláusula de PD&I.

Além da proposta principal, foram identificadas algumas ações que ajudarão na sustentação do objetivo ao longo do tempo. São elas: 1 Que seja criado um Comitê Tripartite (Ministérios; ICTs/Universidades e Associações Empresariais) que orientará a melhor forma de distribuição dos recursos de PD&I, possibilitando uma divisão mais equânime por entre as regiões do País, atendendo às necessidades de momento e as possibilidades do seu cumprimento; 2 Que seja criado estímulos para que as empresas investidoras de PD&I tenham atração para investir nos campos onshore, por exemplo:

A)O estímulo de poder trazer (replicar) uma tecnologia já usada pela empresa no exterior:

Possibilitar que os valores investidos no onshore pelas empresas petrolíferas que atuam no offshore, lhes dariam a oportunidade de investir igual quantia em tecnologias já utilizadas no exterior, do que geraria um duplo ganho (i) geraria conhecimento e desenvolvimento local na aplicação da tecnologia importada; e (ii) contribuiria para a necessidade de se investir em P,D&I no onshore.

B)O estímulo de desconto em relação ao que se deve investir:

Identificamos a necessidade de se criar um estímulo financeiro para que tais empresas façam esse redirecionamento em benefício dos campos onshore maduros e marginais, cujo o mecanismo seria o abatimento no valor total obrigatório a ser investido.

C)Mecanismo de gatilho (em %) para investimento no onshore

Com base no proposto na PL 5066/2020, cria-se um mecanismo de gatilho em percentual (%) para os investimentos nos campos onshore. É dizer que, um percentual do valor total investido no offshore deve ser investido nos campos onshore.

IV - Conclusão — Pelo exposto, é fácil notar que a indústria do petróleo e gás natural onshore merece também ser contemplada com as diretrizes formuladas pela Resolução n.º 2/2021 do CNPE, de sorte que sua adequação atenderá aos anseios dessa importante indústria para o Brasil, ao tempo que promoverá obem-estar econômico e social (geração de emprego e renda), a melhoria do ambiente de negócio negócio (incremento do conteúdo local), ganho de participações governamentais, tudo com baixo custo e redução do estoque regulatório. custo e redução do estoque regulatório.