DOU 27/12/2023 - Diário Oficial da União - Brasil

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Nº 245, quarta-feira, 27 de dezembro de 2023
ISSN 1677-7042
Seção 1
d) distribuir entre os coprodutores os direitos de propriedade intelectual
relacionados com a coprodução audiovisual;
e) estabelecer regras, conforme acordado entre os coprodutores, relativas ao
exercício de direitos, ao acesso e ao uso de obras protegidas por direitos autorais
geradas pela produção da coprodução audiovisual;
f) definir as responsabilidades financeiras de cada coprodutor pelos custos
decorrentes das seguintes situações:
i) preparação de um projeto de coprodução audiovisual cujo reconhecimento
de coprodução venha a ser indeferido pelas Autoridades Competentes;
ii) produção de obra audiovisual que tenha obtido tal reconhecimento de
coprodução porém não consiga cumprir os requisitos de tal reconhecimento; e
iii) não permissão de exibição pública no país de um dos coprodutores.
g) estabelecer a repartição entre os coprodutores das receitas advindas da
exploração da coprodução audiovisual, inclusive aquelas derivadas da exportação para
outros mercados;
h) estabelecer os prazos dentro dos quais os respectivos aportes dos coprodutores
destinados à produção da obra audiovisual serão integralizados;
i) determinar se a coprodução audiovisual será exibida em festivais de cinema
como obra nacional do coprodutor majoritário ou como obra nacional de todos os
coprodutores; e
j) estabelecer quaisquer outras condições de aprovação que as Autoridades
Competentes conjuntamente julguem necessárias.
4. Poderão ser admitidas alterações no contrato original, inclusive a substituição
de um dos coprodutores, desde que submetidas à aprovação das Autoridades Competentes
antes que a coprodução audiovisual esteja finalizada. A substituição de um coprodutor
somente será permitida em casos excepcionais e por motivos que satisfaçam às Autoridades
Competentes.
Presidência da República
DESPACHO DO PRESIDENTE DA REPÚBLICA
M E N S AG E M
Nº 730, de 26 de dezembro de 2023. Encaminhamento ao Supremo Tribunal Federal de
informações para instruir o julgamento da Ação Direta de Inconstitucionalidade nº 7.478-DF.
DESPACHO DO PRESIDENTE DA REPÚBLICA
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
Exposição de Motivos
Nº 61, de 20 de dezembro de 2023. Resolução nº 11, de 20 de dezembro de 2023, do
Conselho Nacional de Política Energética - CNPE. Aprovo. Em 26 de dezembro de 2023.
CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA - CNPE
RESOLUÇÃO Nº 11, DE 20 DE DEZEMBRO DE 2023
Autoriza a
licitação dos
blocos de
Itaimbezinho,
Ametista, Ágata, Mogno, Jaspe, Amazonita, Safira Leste,
Safira Oeste, Citrino, Larimar e Ônix no Sistema de
Oferta Permanente, sob o regime de partilha de
produção, aprova os parâmetros técnicos e econômicos
do certame, e estabelece diretrizes para definição de
Conteúdo Local nos próximos ciclos de licitações sob o
regime de concessão e partilha de produção, no âmbito
da Oferta Permanente.
O PRESIDENTE DO CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA - CNPE, no uso
de suas atribuições, tendo em vista o disposto no art. 2º, inciso VIII, da Lei nº 9.478, de 6 de
agosto de 1997, no art. 9º, incisos III, IV e V, da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010,
no art. 2º, § 3º, inciso III, do Decreto nº 3.520, de 21 de junho de 2000, no art. 5º, inciso III,
e no art. 17, caput, do Regimento Interno do CNPE, aprovado pela Resolução CNPE nº 14, de
24 de junho de 2019, nas deliberações da 42ª Reunião Ordinária do CNPE, realizada em 19 de
dezembro de 2023, e o que consta do Processo nº 48380.000174/2019-90, resolve:
Art. 1º Autorizar a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis -
ANP a licitar os blocos denominados Itaimbezinho, Ametista, Ágata, Mogno, Jaspe, Amazonita,
Safira Leste, Safira Oeste, Citrino, Larimar e Ônix, com limites geográficos definidas no Anexo, no
Sistema de Oferta Permanente, sob o regime de partilha de produção.
§ 1º As superfícies poligonais dos blocos a serem licitados correspondem às
áreas delimitadas pelas coordenadas geográficas constantes do Anexo desta Resolução.
§ 2º Ficam definidas como áreas estratégicas as superfícies poligonais dos
blocos Ametista, Mogno e Jaspe, compreendidas pelas coordenadas geográficas constantes
do Anexo desta Resolução, que extrapolam os limites do Polígono do Pré-Sal, de que trata
a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010.
§ 3º A ANP publicará as coordenadas geográficas dos blocos, tendo por base o
Anexo desta Resolução, com os ajustes necessários ao atendimento das suas normas
técnicas e detalhamento exigido nos Editais e Contratos.
§ 4º Nos termos do § 1º do art. 4º da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de
2010, a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras deverá se manifestar sobre o direito de
preferência em cada um dos blocos ofertados, no prazo máximo de trinta dias, contados
da publicação desta Resolução.
Art. 2º Aprovar os parâmetros técnicos e econômicos dos Contratos de Partilha de
Produção para a licitação dos blocos Itaimbezinho, Ametista, Ágata, Mogno, Jaspe, Amazonita,
Safira Leste, Safira Oeste, Citrino, Larimar e Ônix no Sistema de Oferta Permanente.
§ 1º O excedente em óleo da União variará em função do preço do barril do
petróleo Brent e da produção diária média dos poços produtores ativos, considerando-se,
para tanto, o valor do bônus de assinatura, o desenvolvimento da produção em módulos
individualizados e o fluxo de caixa durante a vigência do Contrato de Partilha de Produção.
§ 2º O percentual mínimo do excedente em óleo da União, no período de
vigência do Contrato de Partilha de Produção, deverá considerar o preço do barril de
petróleo Brent de US$ 50.00 (cinquenta dólares norte-americanos) e a produção diária
média de 10.000 (dez mil) barris de petróleo por poço produtor ativo, será o seguinte:
I - no Bloco Itaimbezinho, 6,67% (seis inteiros, sessenta e sete centésimos por cento);
II - no Bloco Ametista, 6,41% (seis inteiros, quarenta e um centésimos por cento);
III - no Bloco Ágata, 6,48% (seis inteiros, quarenta e oito centésimos por cento);
IV - no Bloco Mogno, 8,81% (oito inteiros, oitenta e um centésimos por cento);
V - no Bloco Jaspe, 16,72% (dezesseis inteiros, setenta e dois centésimos por cento);
VI - no Bloco Amazonita, 12,91% (doze inteiros, noventa e um centésimos por cento);
VII - no Bloco Safira Leste, 9,03% (nove inteiros, três centésimos por cento);
VIII - no Bloco Safira Oeste, 23,01% (vinte e três inteiros, um centésimo por cento);
IX - no Bloco Citrino, 8,87% (oito inteiros, oitenta e sete centésimos por cento);
X - no Bloco Larimar, 10,65% (dez inteiros, sessenta e cinco centésimos por cento); e
XI - no Bloco Ônix, 10,59% (dez inteiros, cinquenta e nove centésimos por cento).
§ 3º Somente poderão ser reconhecidos como custo em óleo os gastos realizados
pelo contratado que sejam relacionados à execução das atividades vinculadas ao objeto do
Contrato de Partilha de Produção e aprovados no âmbito do Comitê Operacional, tendo como
referência custos típicos da atividade e as melhores práticas da indústria do petróleo.
§ 4º Durante a Fase de Produção, o contratado, a cada mês, apropriar-se-á da
parcela de produção correspondente ao custo em óleo, respeitado o limite de 80% (oitenta
por cento) do valor bruto da produção em cada uma das áreas ofertadas.
§ 5º Os custos que ultrapassem os limites definidos no § 4º serão acumulados
para apropriação nos anos subsequentes.
§ 6º Os gastos reconhecidos como Custo em Óleo, quer sejam contabilizados em
Reais, caso tenham sido incorridos em moeda nacional, ou em Dólares norte-americanos,
caso tenham sido incorridos em outra moeda, poderão ser atualizados monetariamente
segundo as condições definidas em Contrato, vedada a remuneração de capital.
§ 7º O valor do bônus de assinatura para as áreas será:
I - no Bloco Itaimbezinho, R$ 11.008.615,95 (onze milhões, oito mil seiscentos
e quinze reais e noventa e cinco centavos);
II - no Bloco Ametista, R$ 1.060.087,39 (um milhão, sessenta mil e oitenta e
sete reais e trinta e nove centavos);
III - no Bloco Ágata, R$ 30.355.184,66 (trinta milhões, trezentos e cinquenta e
cinco mil cento e oitenta e quatro reais e sessenta e seis centavos);
IV - no Bloco Mogno, R$ 32.766.127,53 (trinta e dois milhões, setecentos e
sessenta e seis mil, cento e vinte e sete reais e cinquenta e três centavos);
V - no Bloco Jaspe, R$ 52.234.042,42 (cinquenta e dois milhões, duzentos e
trinta e quatro mil, quarenta e dois reais e quarenta e dois centavos);
VI - no Bloco Amazonita, R$ 86.591.721,01 (oitenta e seis milhões, quinhentos
e noventa e um mil, setecentos e vinte e um reais e um centavo);
VII - no Bloco Safira Leste, R$ 140.113,58 (cento e quarenta mil, cento e treze
reais e cinquenta e oito centavos);
VIII - no Bloco Safira Oeste, R$ 123.019.652,15 (cento e vinte e três milhões,
dezenove mil seiscentos e cinquenta e dois reais e quinze centavos);
IX - no Bloco Citrino, R$ 5.689.435,33 (cinco milhões, seiscentos e oitenta e
nove mil, quatrocentos e trinta e cinco reais e trinta e três centavos);
X - no Bloco Larimar, R$ 36.469.743,39 (trinta e seis milhões, quatrocentos e
sessenta e nove mil, setecentos e quarenta e três reais e trinta e nove centavos); e
XI - no Bloco Ônix, R$ 21.299.775,37 (vinte e um milhões, duzentos e noventa
e nove mil, setecentos e setenta e cinco reais e trinta e sete centavos).
§ 8º A parcela do bônus de assinatura destinada à Empresa Brasileira de
Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. - PPSA será proporcional ao
valor do bônus de assinatura de cada bloco arrematado, considerando-se o valor total máximo
de R$ 64.195.771,66 (sessenta e quatro milhões, cento e noventa e cinco mil, setecentos e
setenta e um reais e sessenta e seis centavos) caso sejam outorgados todos os blocos.
Art. 3º Estabelecer o Conteúdo Local mínimo obrigatório a ser exigido nos
próximos ciclos de licitações de blocos exploratórios sob o regime de concessão e partilha
de produção, no âmbito do processo de Oferta Permanente, sob condução da Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, nos seguintes moldes:
I - os compromissos de Conteúdo Local serão definidos em Cláusulas específicas
do Contrato e não serão adotados como critério de julgamento das ofertas na Licitação;
II - para Blocos em Terra, os percentuais mínimos de Conteúdo Local obrigatório
serão os seguintes:
a) Fase de Exploração com mínimo obrigatório global de 50%; e
b) Etapa de Desenvolvimento da Produção com mínimo obrigatório global de 50%;
III - para Blocos em Mar, os percentuais mínimos de Conteúdo Local obrigatório
serão os seguintes:
a) Fase de Exploração com mínimo obrigatório global de 30%; e
b) Etapa de Desenvolvimento da Produção:
1. de 30% para Construção de Poço;
2. de 40% para o Sistema de Coleta e Escoamento; e
3. de 25% por cento para a Unidade Estacionária de Produção; e
IV - não haverá a aplicação do mecanismo de isenção de cumprimento dos
compromissos assumidos relativos aos percentuais mínimos de Conteúdo Local obrigatórios
definidos nos incisos II e III.
Parágrafo único. Para as Áreas Terrestres contendo Acumulações Marginais de
Petróleo e Gás Natural, o Conteúdo Local não será objeto de exigência contratual.
Art. 4º Os Contratos de Concessão e Partilha de Produção trarão previsão de
cumprimento dos compromissos de Conteúdo Local a partir da transferência de excedentes
de Conteúdo Local mínimo, realizados em outros contratos.
§ 1º Será admitida a transferência dos excedentes de Conteúdo Local a partir
de contratos que possuam as mesmas regras de Conteúdo Local descritas no art. 3º,
mesmo que em percentuais diferentes, no montante que exceder os percentuais mínimos
dos respectivos contratos.
§ 2º A transferência dos excedentes de Conteúdo Local, a partir de um
determinado contrato:
a) poderá ser total ou parcial, a critério dos contratados;
b) não poderá ser computada em duplicidade com outros mecanismos de
transferência de excedentes de Conteúdo Local; e
c) será restrita ao sistema de coleta e escoamento e unidade estacionária de
produção, para blocos em mar, na etapa de desenvolvimento da produção.
Art. 5º Solicitar à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
que regulamente as cláusulas contratuais de preferência à contratação de Fornecedores
Brasileiros.
Parágrafo único. A regulamentação, dentre outros aspectos pertinentes, deverá
privilegiar a previsibilidade para os fornecedores de bens e serviços nacionais, por meio da
divulgação clara, transparente e acessível dos cronogramas e especificações detalhadas dos
bens e serviços a serem contratados pelas empresas que executam atividades de
exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.
Art. 6º Fica revogada a Resolução CNPE nº 2, de 21 de março de 2018.
Art. 7º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
ALEXANDRE SILVEIRA
ANEXO
COORDENADAS GEOGRÁFICAS DA SUPERFÍCIE POLIGONAL DOS BLOCOS AUTORIZADOS
POR ESTE ATO A SEREM INCLUÍDOS NO SISTEMA DE OFERTA PERMANENTE, NO
REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
BLOCO ITAIMBEZINHO
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Vértice
Latitude (graus decimais)
Longitude (graus decimais)
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1
-23:15:00,000
-40:15:00,000
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2
-23:15:01,819
-40:15:00,000
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3
-23:15:01,819
-40:15:01,427
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4
-23:30:00,000
-40:15:01,429
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-40:30:00,000
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-23:24:13,125
-40:30:00,000
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7
-23:24:13,125
-40:30:09,375
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8
-23:16:05,625
-40:30:09,375
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9
-23:16:05,625
-40:30:00,000
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10
-23:15:00,000
-40:30:00,000
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11
-23:15:00,000
-40:15:00,000
BLOCO MOGNO
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Vértice
Latitude (graus decimais)
Longitude (graus decimais)
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-42:41:24,375
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-42:35:37,500
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-42:35:37,500
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4
-26:19:03,750
-42:23:07,500
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5
-26:25:09,375
-42:23:07,500
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6
-26:26:33,750
-42:23:07,500
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7
-26:26:33,750
-42:24:13,125
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8
-26:26:33,750
-42:28:54,375
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9
-26:28:54,375
-42:28:54,375
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10
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-42:28:54,375
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11
-26:35:56,250
-42:40:37,500
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-42:40:37,500
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-42:41:24,375
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14
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-42:41:24,375

                            

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