2.705, De 3.8.98
Presidência da
RepúblicaSubchefia para Assuntos
Jurídicos
DECRETO Nº 2.705, DE 3 DE AGOSTO DE 1998.
Define critérios para cálculo e
cobrança das participações governamentais de que trata a Lei nº
9.478, de 6 de agosto de 1997, aplicáveis às atividades de
exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, e
dá outras providências.
O PRESIDENTE
DA REPÚBLICA , no uso das atribuições que lhe conferem os
incisos IV e VI do art. 84, da Constituição, e tendo em vista o
disposto na Seção VI, Capítulo V, da Lei nº 9.478, de 6 de agosto
de 1997,
DECRETA:
CAPíTULO I
DAS DISPOSIÇÕES PRELIMINARES
Art 1º As atividades
de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás
natural, exercidas mediante contratos de concessão celebrados nos
termos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, estão sujeitas ao
pagamento das seguintes participações governamentais:
I - bônus de assinatura;
II - royalties ;
III - participação
especial;
IV - pagamento pela ocupação
ou retenção de área.
Art 2º A apuração, o
pagamento e as sanções pelo inadimplemento ou mora relativos às
participações governamentais, devidas pelos concessionários das
atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e
gás natural obedecerão ao disposto neste Decreto.
Parágrafo único. A Agência
Nacional do Petróleo - ANP definirá, nos respectivos contratos, as
penalidades a que estarão sujeitos, na forma da legislação vigente,
os concessionários, em caso de inadimplemento ou mora no pagamento
das participações governamentais.
CAPÍTULO II
DAS DEFINIÇÕES TÉCNICAS
Art 3º Sem prejuízo
do disposto na Seção II do Capítulo III da Lei nº 9.478, de 1997,
ficam estabelecidas as seguintes definições técnicas, para efeito
da aplicação deste Decreto:
I - Condição Padrão de
Medição: condição em que a pressão absoluta é de 0,101325 MPa
(cento e um mil trezentos e vinte e cinco milionésimos de
megapascal) e a temperatura é de 20ºC (vinte graus
centígrados);
II - Data de Início da
Produção: a data em que ocorrer a primeira medição, em cada campo,
de volumes de petróleo ou gás natural em um dos respectivos pontos
de medição da produção, e a partir da qual o concessionário
assumirá a propriedade do volume de produção fiscalizada,
sujeitando-se ao pagamento dos tributos incidentes e das
participações legais e contratuais correspondentes;
III - Participações
Governamentais: pagamentos a serem realizados pelos concessionários
de atividades de exploração e produção de petróleo e de gás
natural, nos termos dos arts. 45 a 51 da Lei nº 9.478, de 1997, e
deste Decreto;
IV - Pontos de Medição da
Produção: pontos a serem obrigatoriamente definidos no plano de
desenvolvimento de cada campo, propostos pelo concessionário e
aprovados pela ANP, nos termos do contrato de concessão, onde será
realizada a medição volumétrica do petróleo ou do gás natural
produzido nesse campo, expressa nas unidades métricas de volume
adotadas pela ANP e referida à condição padrão de medição, e onde o
concessionário assumirá a propriedade do respectivo volume de
produção fiscalizada, sujeitando-se ao pagamento dos tributos
incidentes e das participações legais e contratuais
correspondentes;
V - Preço de Referência:
preço por unidade de volume, expresso em moeda nacional, para o
petróleo, o gás natural ou o condensado produzido em cada campo, a
ser determinado pela ANP, de acordo com o disposto nos arts. 8º e
9º deste Decreto;
VI - Produção: conjunto de
operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma
jazida e de preparo de sua movimentação, nos termos definidos no
inciso XVI do art. 6º da Lei nº 9.478, de 1997, ou, ainda, volume
de petróleo ou gás natural extraído durante a produção, conforme se
depreenda do texto, em cada caso;
VII - Receita Bruta da
Produção: relativamente a cada campo de uma dada área de concessão,
o valor comercial total do volume de produção fiscalizada, apurado
com base nos preços de referência do petróleo e do gás natural
produzidos;
VIII - Receita Líquida da
Produção: relativamente a cada campo de uma dada área de concessão,
a receita bruta da produção deduzidos os montantes correspondentes
ao pagamento de royalties , investimentos na exploração, custos
operacionais, depreciações e tributos diretamente relacionados às
operações do campo, que tenham sido efetivamente desembolsados, na
vigência do contrato de concessão, até o momento da sua apuração, e
que sejam determinados segundo regras emanadas da ANP;
IX - Volume de Petróleo
Equivalente: o volume de petróleo, expresso em metros cúbicos, que,
na condição padrão de medição, contém a mesma quantidade de energia
que um dado volume de petróleo e gás natural, quantidade de energia
esta calculada com base nos poderes caloríficos superiores do
petróleo e do gás natural, sendo que, para campos onde ocorra
somente a produção de gás natural, deverá ser adotado o valor de
quarenta mil megajoule por metro cúbico para o poder calorífico
superior do petróleo, na determinação do respectivo volume de
petróleo equivalente;
X - Volume de Produção
Fiscalizada: soma das quantidades de petróleo ou de gás natural,
relativas a cada campo, expressas nas unidades métricas de volume
adotadas pela ANP, que tenham sido efetivamente medidas nos
respectivos pontos de medição da produção, sujeitas às correções
técnicas de que trata o art. 5º deste Decreto;
XI - Volume Total da
Produção: soma de todas e quaisquer quantidades de petróleo ou de
gás natural, extraídas em cada mês de cada campo, expressas nas
unidades métricas de volume adotadas pela ANP, incluídas as
quantidades de petróleo ou gás natural perdidas sob a
responsabilidade do concessionário; as quantidades de petróleo ou
gás natural utilizadas na execução das operações no próprio campo e
as quantidades de gás natural queimadas em flares em prejuízo de
sua comercialização, e excluídas apenas as quantidades de gás
natural reinjetadas na jazida e as quantidades de gás natural
queimadas em flares , por razões de segurança ou de comprovada
necessidade operacional, desde que esta queima seja de quantidades
razoáveis e compatíveis com as práticas usuais da indústria do
petróleo e que seja previamente aprovada pela ANP, ou
posteriormente perante ela justifícada pelo concessionário, por
escrito e até quarenta e oito horas após a sua ocorrência.
CAPÍTULO III
DA MEDIÇÃO DOS VOLUMES DE
PRODUÇÃO
Art 4º A partir da
data de início da produção de cada campo, o volume e a qualidade do
petróleo e gás natural produzidos serão determinados periódica e
regularmente nos pontos de medição da produção, por conta e risco
do concessionário, com a utilização dos métodos, equipamentos e
instrumentos de medição previstos no respectivo plano de
desenvolvimento, e observadas as regras específicas emanadas da
ANP, no que se refere:
I - à periodicidade da
medição;
Il - aos procedimentos a
serem utilizados para a medição dos volumes produzidos;
III - à fredqüência das
aferições, testes e calibragem dos equipamentos utilizados;
IV - às providências a serem
adotadas em decorrência de correções nas medições e respectivos
registros, para determinação da exata quantidade de Petróleo e Gás
Natural efetivamente recebida pelo concessionário, não obstante
quaisquer documentos já emitidos sobre o assunto, inclusive os
boletins de medição e os boletins mensais de produção de que tratam
os arts. 5º e 6º deste Decreto.
Art 5º A partir da
data de início da produção de cada campo, o concessionário manterá
sempre, de forma completa e acurada, boletins de medição do
petróleo e gás natural produzidos nesse campo, contendo as vazões
praticadas e a produção acumulada.
Art 6º Até o dia
quinze de cada mês, a partir do mês seguinte àquele em que ocorrer
a data de início da produção de cada campo, o concessionário
entregará à ANP um boletim mensal de produção para esse campo,
especificando os volumes de petróleo e de gás natural efetivamente
produzidos e recebidos durante o mês anterior, as quantidades
consumidas nas operações ao longo do mesmo período e ainda a
produção acumulada desse campo, até o momento.
Parágrafo único. Os boletins
referidos neste artigo serão elaborados com base nos boletins de
medição e estarão sujeitos às correções de que trata o inciso IV do
art. 4º deste Decreto.
CAPÍTULO IV
DOS PREÇOS DE REFERÊNCIA
Art 7º O preço de
referência a ser aplicado a cada mês ao petróleo produzido em cada
campo durante o referido mês, em reais por metro cúbico, na
condição padrão de medição, será igual à média ponderada dos seus
preços de venda praticados pelo concessionário, em condições
normais de mercado, ou ao seu preço mínimo estabelecido pela ANP,
aplicando-se o que for maior.
§ 1º Os preços de venda de
que trata este artigo serão livres dos tributos incidentes sobre a
venda e, no caso de petróleo embarcado, livres a bordo.
§ 2º Até o dia quinze de
cada mês, a partir do mês seguinte àquele em que ocorrer a data de
início da produção de petróleo de cada campo, o concessionário
informará à ANP as quantidades vendidas, os preços de venda do
petróleo produzido no campo no mês anterior e o valor da média
ponderada referida neste artigo.
§ 3º O concessionário
apresentará, sempre que exigida pela ANP, a documentação de suporte
para a comprovação das quantidades vendidas e dos preços de venda
do petróleo.
§ 4º Os preços de venda do
petróleo, quando expressos em moeda estrangeira, serão convertidos
para a moeda nacional pelo valor médio mensal das taxas de câmbio
oficiais diárias para a compra da moeda estrangeira, fixadas pelo
Banco Central do Brasil para o mês em que ocorreu a venda.
§ 5º O preço mínimo do
petróleo extraído de cada campo será fixado pela ANP com base no
valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos
de petróleo similares cotados no mercado internacional, nos termos
deste artigo.
§ 6º Com uma antecedência
mínima de vinte dias da data de início da produção de cada campo e
com base nos resultados de análises físico-químicas do petróleo a
ser produzido, realizadas segundo normas aceitas internacionalmente
e por sua conta e risco, o concessionário indicará até quatro tipos
de petróleo cotados no mercado internacional com características
físico-químicas similares e competitividade equivalente às daquele
a ser produzido, bem como fornecerá à ANP as informações técnicas
que sirvam para determinar o tipo e a qualidade do mesmo, inclusive
através do preenchimento de formulário específico fornecido pela
Agência.
§ 7º Dentro de dez dias,
contados da data do recebimento das informações referidas no
parágrafo anterior, a ANP aprovará os tipos de petróleo indicados
pelo concessionário para compor a cesta-padrão ou proporá a sua
substituição por outros que julgue mais representativos do valor de
mercado do petróleo a ser produzido.
§ 8º Sempre que julgar
necessário, a ANP poderá requerer nova análise das características
físico-químicas do petróleo produzido, a ser realizada por conta e
risco do concessionário, bem como o fornecimento das informações
técnicas de que trata o § 6º deste artigo.
§ 9º A ANP emitirá, a cada
mês, uma consolidação do preço mínimo do petróleo extraído de cada
campo no mês anterior, incorporando as atualizações relativas às
variações dos preços internacionais dos tipos de petróleo que
compõem a cesta-padrão respectiva, ocorridas no mês anterior, e
eventuais revisões na composição da cesta-padrão, resultantes da
inadequação dos tipos de petróleo originalmente selecionados.
§ 10. Os preços
internacionais dos tipos de petróleo que compuserem a cesta-padrão
serão convertidos para a moeda nacional pelo valor médio mensal das
taxas de câmbio oficiais diárias para a compra de moeda
estrangeira, fixadas pelo Banco Central do Brasil para o mês
anterior à emissão da consolidação do preço mínimo.
§ 11. Caso o concessionário
não apresente as informações referidas nos §§ 2º e 6º deste artigo,
a ANP fixará o preço de referência do petróleo, segundo seus
próprios critérios.
Art 8º O preço de
referência a ser aplicado a cada mês ao gás natural produzido
durante o referido mês, em cada campo de uma área de concessão, em
reais por mil metros cúbicos, na condição padrão de medição, será
igual à média ponderada dos preços de venda do gás natural, livres
dos tributos incidentes sobre a venda, acordados nos contratos de
fornecimento celebrados entre o concessionário e os compradores do
gás natural produzido na área da concessão, deduzidas as tarifas
relativas ao transporte do gás natural até os pontos de entrega aos
compradores.
§ 1º Até o dia quinze de
cada mês, a partir do mês seguinte àquele em que ocorrer a primeira
data de início da produção de gás natural na área de concessão, o
concessionário informará à ANP as quantidades vendidas, os preços
de venda, as tarifas de transporte do gás natural produzido e o
valor calculado do preço de referência do gás natural.
§ 2º As tarifas de
transporte do gás natural, referidas neste artigo, assim como os
cálculos utilizados para a sua fixação, serão informados à ANP
pelos concessionários produtores de gás natural e incluídos
expressamente em cada contrato de venda.
§ 3º Os preços de venda do
gás natural ou as tarifas de transporte, de que trata este artigo,
quando expressos em moeda estrangeira, serão convertidos à moeda
nacional pelo valor médio mensal da taxas de câmbio oficiais
diárias para a compra da moeda estrangeira, fixadas pelo Banco
Central do Brasil para o mês em que ocorreu a venda.
§ 4º Na inexistência de
contratos de venda do gás natural produzido na área de concessão,
na ausência da apresentação, pelo concessionário, de todas as
informações requeridas pela ANP para a fixação do preço de
referência do gás natural, ou quando os preços de venda ou as
tarifas de transporte informados não refletirem as condições
normais do mercado nacional, a ANP fixará o preço de referência
para o gás natural segundo seus próprios critérios.
CAPÍTULO V
DO BÔNUS DE ASSINATURA
Art 9º O bônus de
assinatura, previsto no inciso I do art. 45 da Lei nº 9.478, de
1997, corresponderá ao montante ofertado pelo licitante vencedor na
proposta para obtenção da concessão de petróleo ou gás natural, não
podendo ser inferior ao valor mínimo fixado pela ANP no edital da
licitação.
Parágrafo único. O licitante
vencedor pagará, no ato da assinatura do respectivo contrato de
concessão, o valor integral do bônus de assinatura, em parcela
única.
Art 10. Parcela dos
recursos provenientes do bônus de assinatura será destinada à ANP,
observado o disposto no inciso II do art. 15 da Lei nº 9.478, de
1997.
CAPÍTULO VI
DOS ROYALTIES
Art 11. Os royalties
previstos no inciso II do art. 45 da Lei nº 9.478, de 1997,
constituem compensação financeira devida pelos concessionários de
exploração e produção de petróleo ou gás natural, e serão pagos
mensalmente, com relação a cada campo, a partir do mês em que
ocorrer a respectiva data de início da produção, vedada quaisquer
deduções.
Art 12. O valor dos
royalties , devidos a cada mês em relação a cada campo, será
determinado multiplicando-se o equivalente a dez por cento do
volume total da produção de petróleo e gás natural do campo durante
esse mês pelos seus respectivos preços de referência, definidos na
forma do Capítulo IV deste Decreto.
§ 1º A ANP poderá, no edital
de licitação para um determinado bloco, prever a redução do
percentual de dez por cento definido neste artigo até um mínimo de
cinco por cento do volume total da produção, tendo em vista os
riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores
pertinentes a esse bloco.
§ 2º Constará,
obrigatoriamente, do contrato de concessão o percentual do volume
total da produção a ser adotado, nos termos deste artigo, para o
cálculo dos royalties devidos com relação aos campos por ele
cobertos.
Art 13. No caso de
campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão, onde
atuem concessionários distintos, o acordo celebrado entre os
concessionários para a individualização da produção, de que trata o
art. 27 da Lei nº 9.478, de 1997, definirá a participação de cada
um com respeito ao pagamento dos royalties .
Art 14. A parcela do
valor dos royalties previstos no contrato de concessão,
correspondentes ao montante mínimo de cinco por cento da produção,
será distribuída na forma estabelecida na Lei nº 7.990, de 28 de
dezembro de 1989.
Art 15. A parcela do
valor dos royalties previstos no contrato de concessão, que exceder
ao montante mínimo de cinco por cento da produção, será distribuída
na forma do disposto no art. 49 da Lei nº 9.478, de 1997.
§ 1º A parcela do valor dos
royalties , referida neste artigo, será distribuída aos Estados e
aos Municípios produtores confrontantes com a plataforma
continental onde se realizar a produção, segundo os percentuais
fixados, respectivamente, nas alíneas a e b do inciso II do art. 49
da Lei nº 9.478, de 1997.
§ 2º Para efeito deste
Decreto, consideram-se confrontantes com a plataforma continental
onde se realizar a produção os Estados e Municípios contíguos à
área marítima delimitada pelas linhas de projeção dos respectivos
limites territoriais, até a linha de limite da plataforma
continental, onde estiver situado o campo produtor de petróleo ou
gás natural.
§ 3º Para fins de definição
das linhas de projeção dos limites territoriais dos Estados e
Municípios, até a linha de limite da plataforma continental, serão
adotados os critérios fixados nos arts. 1º a 5º do Decreto nº
93.189, de 29 de agosto de 1986.
Art 16. O percentual
do valor da parcela dos royalties fixado na alínea a do inciso II
do art. 49 da Lei nº 9.478, de 1997, a ser distribuído a um Estado
produtor confrontante, incidirá sobre a parcela dos royalties que
exceder a cinco por cento da produção de cada campo situado entre
as linhas de projeção dos limites territoriais do Estado até a
linha de limite da plataforma continental.
Parágrafo único. No caso de
dois ou mais Estados serem confrontantes com um mesmo campo, a cada
Estado será associada parte da parcela do valor dos royalties que
exceder a cinco por cento da produção do campo, a qual será
calculada proporcionalmente à área do campo contida entre as linhas
de projeção dos limites territoriais do Estado, sendo o percentual
referido neste artigo aplicado somente sobre tal parte.
Art 17. O percentual
do valor da parcela dos royalties fixado na alínea b do inciso II
do art. 49 da Lei nº 9.478, de 1997, a ser distribuído a um
Município produtor confrontante, incidirá sobre a parcela do valor
dos royalties que exceder a cinco por cento da produção de cada
campo situado entre as linhas de projeção dos limites territoriais
do Município até a linha de limite da plataforma continental.
§ 1º O percentual a que se
refere este artigo será aplicado somente sobre a parte da parcela
dos royalties que exceder a cinco por cento da produção do campo
associada à unidade da Federação de que o Município faz parte.
§ 2º No caso de dois ou mais
Municípios pertencentes a uma mesma unidade da Federação serem
confrontantes com um mesmo campo, o percentual referido neste
artigo será aplicado apenas uma vez sobre a parte da parcela do
valor dos royalties que exceder a cinco por cento da produção do
campo associada à unidade da Federação, sendo o valor assim apurado
rateado entre os Municípios segundo o critério definido no
parágrafo seguinte.
§ 3º O valor do rateio
devido a cada Município será obtido multiplicando-se o resultado
apurado conforme o parágrafo anterior pelo quociente formado entre
a área do campo contida entre as linhas de projeção dos seus
limites territoriais e a soma das áreas do campo contidas entre as
linhas de projeção dos limites territoriais de todos os Municípios
confrontantes ao mesmo campo, pertencentes à unidade da
Federação.
Art 18. O valor dos
royalties será apurado mensalmente por cada concessionário, com
relação a cada campo, a partir do mês em que ocorrer a data de
início da produção do campo, e pago, em moeda nacional, até o
último dia útil do mês subseqüente, cabendo ao concessionário
encaminhar à ANP um demonstrativo da sua apuração, em formato
padronizado pela ANP, acompanhado de documento comprobatório do
pagamento, até o quinto dia útil após a data da sua efetivação.
Art 19. A seu
critério, sempre que julgar necessário, a ANP poderá requisitar do
concessionário documentos que comprovem a veracidade das
informações prestadas no demonstrativo apuração.
Art 20. Os recursos
provenientes dos royalties serão distribuídos pela Secretaria do
Tesouro Nacional - STN, do Ministério da Fazenda, nos termos da Lei
nº 9.478, de 1997, e deste Decreto, com base nos cálculos dos
valores devidos a cada beneficiário, fornecidos pela ANP.
CAPíTULO VII
DA PARTICIPAÇÃO ESPECIAL
Art 21. A
participação especial prevista no inciso III do art. 45 da Lei nº
9.478, de 1997, constitui compensação financeira extraordinária
devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo
ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande
rentabilidade, conforme os critérios definidos neste Decreto, e
será paga, com relação a cada campo de uma dada área de concessão,
a partir do trimestre em que ocorrer a data de início da respectiva
produção.
Art 22. Para efeito
de apuração da participação especial sobre a produção de petróleo e
de gás natural serão aplicadas alíquotas progressivas sobre a
receita líquida da produção trimestral de cada campo, consideradas
as deduções previstas no § 1º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 1997,
de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção,
e o respectivo volume de produção trimestral fiscalizada.
§ 1º No primeiro ano de
produção de cada campo, a partir da data de inicio da produção, a
participação especial será apurada segundo as seguintes
tabelas:
I - Quando a lavra ocorrer
em áreas de concessão situadas em terra, lagos, rios, ilhas
fluviais ou lacustres.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral (em reais)
Alíquota (em %)
Até 450
-
isento
Acima de 450 até 900
450xRLP÷VPF
10
Acima de 900 até 1.350
675xRLP÷VPF
20
Acima de 1.350 até 1.800
900x RLP÷VPF
30
Acima de 1.800 ate 2.250
360÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.250
1.181,25xRLP÷VPF
40
onde:
RLP - é a receita líquida da
produção trimestral de cada campo, em reais;
VPF - é o volume de produção
trimestral fiscalizada de cada campo, em milhares de metros cúbicos
de petróleo equivalente.
II - Quando a lavra ocorrer em áreas
de concessão situadas na plataforma continental em profundidade
batimétrica até quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 900
-
isento
Acima de 900 até 1.350
900xRLP÷VPF
10
Acima de 1.350 até 1.800
1.125xRLP÷VPF
20
Acima de 1.800 até 2.250
1.350xRLP÷VPF
30
Acima de 2.250 até 2.700
517,5÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.700
1.631,25xRLP÷VPF
40
III - Quando a lavra ocorrer em
áreas de concessão situadas na plataforma continental em
profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 1.350
-
isento
Acima de 1.350 até 1.800
1.350xRLP÷VPF
10
Acima de 1.800 até 2.250
1.575xRLP÷VPF
20
Acima de 2.250 até 2.700
1.800xRLP÷VPF
30
Acima de 2.700 até 3.150
675÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 3.150
2.081,25xRLP÷VPF
40
§ 2º No segundo ano de produção de
cada campo, a partir da data de início da produção, a participação
especial será apurada segundo as seguintes tabelas:
I - Quando a lavra ocorrer em áreas
de concessão situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou
lacrustes.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 350
-
isento
Acima de 350 até 800
350 x RLP÷VPF
10
Acima de 800 até 1.250
575xRLP÷VPF
20
Acima de 1.250 até 1.700
800xRLP÷VPF
30
Acima de 1.700 até 2.150
325÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.150
1.081,25xRLP÷VPF
40
II - Quando a lavra ocorrer em áreas
de concessão situadas na plataforma continental em profundidade
batimétrica até quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 750
-
isento
Acima de 750 até 1.200
750xRLP÷VPF
10
Acima de 1.200 até 1.650
975xRLP÷VPF
20
Acima de 1.650 até 2.100
1.200xRLP÷VPF
30
Acima de 2.100 até 2.550
465÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.550
1.481,25xRLP÷VPF
40
III - Quando a lavra ocorrer em
áreas de concessão situadas na plataforma continental em
profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 1.050
-
isento
Acima de 1.050 até 1.500
1.050xRLP÷VPF
10
Acima de 1.500 até 1.950
1.275xRLP÷VPF
20
Acima de 1.950 até 2.400
1.500xRLP÷VPF
30
Acima de 2.400 até 2.850
570÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de até 2.850
1.781,25xRLP÷VPF
40
§ 3º No terceiro ano de produção de
cada campo, a partir da data de início da produção, a participação
especial será apurada segundo as seguintes tabelas:
I - Quando a lavra ocorrer em áreas
de concessão situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou
lacustres.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 250
-
isento
Acima de 250 até 700
250xRIP÷VPF
10
Acima de 700 até 1.150
475xRLP÷VPF
20
Acima de 1.150 até 1.600
700xRLP÷VPF
30
Acima de 1.600 até 2.050
290÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.050
981,25xRLP÷VPF
40
II - Quando a lavra ocorrer em áreas
de concessão situadas na plataforma continental em profundidade
batimétrica até quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 500
-
isento
Acima de 500 até 950
500xRLP÷VPF
10
Acima de 950 até 1.400
775xRLP÷VPF
20
Acima de 1.400 até 1.850
950xRLP÷VPF
30
Acima de 1.850 até 2.300
377,5÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.300
1.231,25xRLP÷VPF
40
III - Quando a lavra ocorrer em
áreas de concessão situadas na plataforma continental em
profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 750
-
isento
Acima de 750 até 1.200
750xRLP÷VPF
10
Acima de 1.200 até 1.650
975xRLP÷VPF
20
Acima de 1.650 até 2.100
1.200xRLP÷VPF
30
Acima de 2.100 até 2.550
465÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.550
1.481,25xRLP÷VPF
40
§ 4º Após o terceiro ano de produção
de cada campo, a partir da data de início da produção, a
participação especial será apurada segundo as seguintes
tabelas:
I - Quando a lavra ocorrer em áreas
de concessão situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou
lacustres.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 150
-
isento
Acima de 150 até 600
150xRLP÷VPF
10
Acima de 600 até 1.050
375xRLP÷VPF
20
Acima de 1.050 até 1.500
600xRLP÷VPF
30
Acima de 1.500 até 1.950
255÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 1.950
881,25xRLP÷VPF
40
II - Quando a lavra ocorrer em áreas
de concessão situadas na plataforma continental em profundidade
batimétrica até quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 300
-
isento
Acima de 300 até 750
300xRLP÷VPF
10
Acima de 750 até 1.200
525xRLP÷VPF
20
Acima de 1.200 até 1.650
750xRLP÷VPF
30
Acima de 1.650 até 2.100
307,5÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima de 2.100
1.031,25xRLP÷VPF
40
III - Quando a lavra ocorrer em
áreas de concessão situadas na plataforma continental em
profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.
Volume de Produção Trimestral
Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo
equivalente)
Parcela a deduzir da Receita Líquida
Trimestral
(em reais)
Alíquota (em %)
Até 450
-
isento
Acima de 450 até 900
45OxRLP÷VPF
10
Acima de 900 até 1.350
675xRLP÷VPF
20
Acima de 1.350 até 1.800
900xRLP÷VPF
30
Acima de 1.800 até 2.250
360÷0,35xRLP÷VPF
35
Acima 2.250
1.181,25xRLP÷VPF
40
§ 5º A ANP classificará as
áreas de concessão objeto de licitação segundo os critérios de
profundidade batimétrica definidos neste artigo.
§ 6º A receita líquida da
produção trimestral de um dado campo, quando negativa, poderá ser
compensada no cálculo da participação especial devida do mesmo
campo nos trimestres subseqüentes.
Art 23. No caso de
campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão, a
apuração da participação especial tomará como base a receita
líquida da produção e o volume de produção fiscalizada integrais
dos referidos campos.
Parágrafo único. No caso de
campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão, onde
atuem concessionários distintos, o acordo celebrado entre os
concessionários para a individualização da produção, de que trata o
art. 27 da Lei nº 9.478, de 1997, definirá a participação de cada
um com respeito ao pagamento da participação especial.
Art 24. Os recursos
provenientes da participação especial serão distribuídos segundo os
percentuais estabelecidos no art. 50 da Lei nº 9.478, de 1997.
§ 1º O percentual da
participação especial a ser distribuído a um Estado confrontante
com a plataforma continental onde ocorrer a produção, fixado no
inciso III, in fine , do § 2º do referido artigo, será aplicado
sobre o montante total pago a título de participação especial pelos
campos situados entre as linhas de projeção dos limites
territoriais de Estado até a linha de limite da plataforma
continental.
§ 2º No caso de dois ou mais
Estados produtores serem confrontantes com um mesmo campo, a cada
Estado será associada parte do valor da participação especial,
parte esta calculada proporcionalmente à área do campo contida
entre as linhas de projeção dos limites territoriais do Estado,
sendo o percentual referido no parágrafo anterior aplicado somente
sobre tal parte.
§ 3º O percentual da
participação especial a ser distribuído a um Município confrontante
com a plataforma continental onde ocorrer a produção, nos termos do
inciso IV, in fine , do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 1997,
incidirá sobre o valor pago a título de participação especial por
cada campo situado entre as linhas de projeção dos limites
territoriais do Município até a linha de limite da plataforma
continental.
§ 4º O percentual a que se
refere o parágrafo anterior será aplicado somente sobre a parte do
valor da participação especial relativa ao campo associada à
unidade da Federação da qual o Município faz parte.
§ 5º No caso de dois ou mais
Municípios produtores pertencentes a uma mesma unidade da Federação
serem confrontantes com um mesmo campo, o percentual referido no §
3º será aplicado apenas uma vez sobre a parte da participação
especial relativa ao campo associada à unidade da Federação, sendo
o valor assim apurado rateado entre os Municípios segundo o
critério definido no parágrafo seguinte.
§ 6º O valor do rateio
devido a cada Município será obtido multiplicando-se o resultado
apurado conforme o parágrafo anterior pelo quociente formado entre
a área do campo contida entre as linhas de projeção dos seus
limites territoriais e a soma das áreas do campo contidas entre as
linhas de projeção dos limites territoriais de todos os Municípios
confrontantes ao mesmo campo, pertencentes à unidade da
Federação.
Art 25. O valor da
participação especial será apurado trimestralmente por cada
concessionário, e pago até o último dia útil do mês subseqüente a
cada trimestre do ano civil, cabendo ao concessionário encaminhar à
ANP um demonstrativo da apuração, em formato padronizado pela ANP,
acompanhado de documento comprobatório do pagamento, até o quinto
dia útil após a data de pagamento.
Parágrafo único. Quando a
data de início da produção de um dado campo não coincidir com o
primeiro dia de um trimestre do ano civil, a participação especial
devida neste trimestre será calculada com base no número de dias
decorridos entre a data de início de produção do campo e o último
dia do trimestre e, para efeito das apurações subseqüentes da
participação especial, o número de anos de produção do campo,
referido nos §§ 1º a 4º do art. 22, passará a ser contado a partir
da data de início do próximo trimestre do ano civil.
Art 26. A seu
critério, sempre que julgar necessário, a ANP poderá requerer do
concessionário documentos que comprovem a veracidade das
informações prestadas no demonstrativo da apuração.
Art 27. Os recursos
provenientes dos pagamentos da participação especial serão
distribuídos pela STN, nos termos da Lei nº 9.478, de 1997, e deste
Decreto, com base nos cálculos dos valores devidos a cada
beneficiário, fornecidos pela ANP.
CAPÍTULO VIII
DO PAGAMENTO PELA OCUPAÇÃO OU
RETENÇÃO DE ÁREAS
Art 28. O edital e o
contrato de concessão disporão sobre o valor do pagamento pela
ocupação ou retenção de área, a ser apurado a cada ano civil, a
partir da data de assinatura do contrato de concessão, e pago em
cada dia quinze de janeiro do ano subseqüente.
§ 1º O cálculo do valor do
pagamento pela ocupação ou retenção de área levará em conta o
número de dias de vigência do contrato de concessão no ano
civil.
§ 2º Os valores unitários,
em reais por quilômetro quadrado ou fração da área de concessão,
adotados para fins de cálculo do pagamento pela ocupação ou
retenção de área, serão fixados no edital e no contrato de
concessão, sendo aplicáveis, sucessivamente, às fases de exploração
e de produção, e respectivo desenvolvimento.
§ 3º Para a fixação dos
referidos valores unitários, a ANP levará em conta as
características geológicas, a localização da Bacia Sedimentar em
que o bloco objeto da concessão se situar, assim como outros
fatores pertinentes, respeitando-se as seguintes faixas de
valores:
I - Fase de Exploração:
R$10,00 (dez reais) a R$500,00 (quinhentos reais) por quilômetro
quadrado ou fração;
II - Prorrogação da Fase de
Exploração: duzentos por cento do valor fixado para a fase de
Exploração;
III - Período de
Desenvolvimento da Fase de Produção: R$20,00 (vinte reais) a
R$1.000,00 (hum mil reais) por quilômetro quadrado ou fração;
IV - Fase de Produção:
R$100,00 (cem reais) a R$5.000,00 (cinco mil reais) por quilômetro
quadrado ou fração.
§ 4º Os valores unitários
referidos no parágrafo anterior serão reajustados anualmente, no
dia 1º de janeiro, pelo Índice Geral de Preços - Disponibilidade
Interna - IGP - DI, da Fundação Getúlio Vargas.
§ 5º Em 1º de janeiro de
1999, excepcionalmente, o reajuste de que trata o parágrafo
anterior será calculado com base no IGP - DI acumulado entre a data
de publicação deste Decreto e aquela data.
§ 6º Os valores unitários
estabelecidos no contrato de concessão serão reajustados com
periodicidade anual, a partir da data da assinatura do contrato,
pelo IGP - DI acumulado nos doze meses antecedentes à data de cada
reajuste.
§ 7º No caso de extinção do
IGP - DI, os reajustes de que tratam os §§ 4º a 6º terão como base
o índice que vier a substituí-lo.
§ 8º Nos casos de alteração
do valor do pagamento pela ocupação ou retenção de áreas por
quilômetro quadrado, em decorrência da passagem da concessão da
fase de exploração para a sua prorrogação ou para o período de
desenvolvimento da fase de produção, ou ainda da prorrogação da
fase de exploração para o período de desenvolvimento, ou deste para
a fase de produção, o cálculo do valor do pagamento anual pela
ocupação ou retenção de área levará em conta o número de dias de
vigência de cada um dos valores aplicáveis.
§ 9º Excepcionalmente, para
os contratos assinados durante o presente ano, poderão a ANP e os
concessionários, de comum acordo, antecipar um percentual do
pagamento pela ocupação ou retenção de área, a ser fixado nos
respectivos contratos, para o 15º dia após a data da assinatura,
podendo a ANP, para tal fim, conceder redução do valor a ser
pago.
§ 10. A redução referida no
parágrafo anterior será calculada pela aplicação de uma taxa de
desconto mensal equivalente à taxa referencial do Sistema Especial
de Liquidação e Custódia - SELIC, para títulos federais, do mês
anterior ao da assinatura do contrato.
§ 11. No caso de extinção ou
transferência da concessão, o concessionário efetuará o pagamento
pela ocupação ou retenção de área no ato de assinatura do
respectivo evento.
§ 12. Os recursos
provenientes do pagamento pela ocupação ou retenção de área serão
utilizados na forma prevista no art. 16 da Lei nº 9.478, de
1997.
CAPíTULO IX
DO PAGAMENTO DAS PARTICIPAÇÕES
GOVERNAMENTAIS
Art 29. O pagamento
das participações governamentais será efetuado pelos
concessionários nos prazos estipulados neste Decreto, em moeda
corrente ou mediante transferência bancária e as receitas
correspondentes serão mantidas na Conta Única do Governo Federal,
enquanto não forem destinadas para as respectivas programações.
Art 30. A extinção do
contrato de concessão não desobrigará o concessionário do pagamento
das participações governamentais devidas até então, e não
suspenderá a aplicação das multas de mora e juros de mora
aplicáveis.
CAPíTULO X
DAS ATIVIDADES EM CURSO
Art 31. Os contratos
de concessão a serem celebrados entre a ANP e o Petróleo Brasileiro
S.A. - PETROBRÁS, nos termos do art. 34 da Lei nº 9.478, de 1997,
ensejarão o pagamento das participações governamentais aplicáveis
segundo os critérios e prazos definidos neste Decreto.
Art 32. Para os
contratos relativos aos blocos onde a PETROBRÁS ainda não tiver
realizado descoberta comercial até a data de sua assinatura,
considerar-se-ão os critérios de aplicação do pagamento pela
ocupação ou retenção de área definidos no inciso I do § 3º do art.
28.
Art 33. Para os casos
de campos em produção, os royalties serão calculados sobre o valor
do volume total da produção de petróleo e de gás natural, a partir
da assinatura do contrato de concessão.
Art 34. Para os casos
de campos em produção, a participação especial será calculada sobre
a receita líquida da produção de petróleo e de gás natural,
observado o disposto no art. 22, a partir da assinatura dos
contratos de concessão de seus respectivos blocos.
§ 1º Para efeito do cálculo
da participação especial relativa a cada campo, o número de anos de
produção, referido nos §§ 1º a 4º do art. 22, será contado a partir
da data de assinatura do contrato de concessão do respectivo
bloco.
§ 2º Quando a data de
assinatura do contrato de concessão de um bloco que contenha campos
em produção não coincidir com o primeiro dia de um trimestre do ano
civil, a participação especial devida, neste trimestre, por cada
campo, será calculada com base no número de dias decorridos entre a
data de assinatura do contrato de concessão e o último dia do
trimestre e, para efeito das apurações subseqüentes da participação
especial, o número de anos de produção, referido nos §§ 1º a 4º do
art. 22, passará a ser contado a partir da data de início do
próximo trimestre do ano civil.
CAPÍTULO XI
DAS DISPOSIÇÕES FINAIS
Art 35. Os recursos
provenientes dos pagamentos dos royalties e da participação
especial serão distribuídos pela STN, nos termos da Lei nº 9.478,
de 1997, e deste Decreto, com base nos cálculos dos valores devidos
a cada beneficiário, fornecidos pela ANP, e, nos casos dos Estados
e Municípios, serão creditados em contas específicas de
titularidade dos mesmos, junto ao Banco do Brasil S.A.
Art 36. Os
Ministérios da Fazenda e de Minas e Energia e a ANP baixarão as
normas complementares e as instruções necessárias à efetiva
implementação das disposições deste Decreto.
Art 37. Este Decreto
entra em vigor na data de sua publicação.
Brasília, 3 de agosto de 1998; 177º
da Independência e 110º da República.
FERNANDO HENRIQUE CARDOSO
Pedro Malan
Raimundo Brito
