Despacho de retificação do alvará de pesquisa — página do DOU de 25/03/2022

http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152022032500189 Seção 1 D ES P AC H O RELAÇÃO 192/2022 Fase de Disponibilidade No julgamento dos proponentes para área em disponibilidade, DECLARO inabilitados:(2087) 300.755/2014- GRANICAP GRANITOS CAPIXABA LTDA (CNPJ n° 27.462.217/0001- 70) ; ITINGA MINERACAO LTDA (CNPJ n°05.591.773/0001-03) 301.150/2013- TRAPICHE MINERAÇÃO LTDA. ( CNPJ nº 03.772.834/0001- 03) 871.469/2007- SUMMIT COMÉRCIO, IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO LTDA (CNPJ n° 10.537.676/0001-72) ; ALVORADA MINERAÇÃO, COMÉRCIO E EXPORTAÇÃO LTDA (CNPJ n° 07.540.465/0001-84) 871.853/2008- MINERAÇÃO PRIMAVERA LTDA. - ME. (CNPJ n° 02.653.788/0001- 60) 872.382/2006- LIPARI MINERAÇÃO LTDA (CNPJ n° 09.600.534/0001-23) ; JOÃO EMILIO DE OLIVEIRA SOUZA (CPF n°020.244.205-59) 872.680/2009- MGC PESQUISA MINERAL LTDA. (CNPJ n° 01.788.514/0001-16) 873.238/2007- ZEUS MINERAÇÃO LTDA (CNPJ n° 73.956.088/0001-93) ; CABRAL MINERAÇÃO LTDA (CNPJ nº 12.955.745/0001-93) No julgamento dos proponentes para área em disponibilidade, DECLARO habilitados:(2086) 870.930/2010- ADRIANO SANTOS DE SANTANA ME (CNPJ n° 09.555.105/0001- 81) 871.469/2007- MINERAÇÃO VENEZA LTDA. ME (CNPJ n°04.148.827/0001-06) 873.012/2010- MINERAÇÃO JAGUARARI LTDA. (CNPJ 09.248.235/0001-71 uma para Mármore (área de 945,64 hectares), e a outra para Mármore (área de 962,29 hectares) 873.721/2007- MINERADORA MINERVA LTDA. (CNPJ n° 08.806.344/0001-02) Não conhece proposta de habilitação protocolizado fora do prazo ou em desacordo com a legislação(1116) 871.853/2008-LEANDRO FORNAZIER EIRELI - ME. CNPJ n° 18.268.330/0001-28) 872.680/2009-CIA. MINERADORA FOSFATO NORDESTE S/A. (CNPJ n° 16.384.773/0001-59) 873.721/2007-FLORÊNCIO GALDINO DE OLIVEIRA FILHO (CPF n° 504.819.405- 53) declara PRIORITÁRIO, pretendente da área em disponibilidade para pesquisa(303) 873.012/2010-MINERAÇÃO JAGUARARI LTDA- Substância Aprovada:Mármore (área de 945,64 hectares); Mármore (962,29 hectares) 873.721/2007-MINERADORA MINERVA LTDA. (CNPJ n° 08.806.344/0001-02)- Substância Aprovada:MINÉRIO DE FERRO CARLOS CORDEIRO RIBEIRO Superintendente D ES P AC H O RELAÇÃO 188/2022 Fase de Autorização de Pesquisa Despacho de retificação do alvará de pesquisa(327) 846.018/2019-CONTRAL COMERCIO E TRANSPORTE EIRELI-ALVARÁ N° 4450 Publicado DOU de 07/08/2019- Onde se lê:'' ... numa área de 710,64 ha...''; Leia-se:'' ... numa área de 663,82 ha...'' 850.439/2019-COMINA EMPRESA DE MINERACAO EIRELI-ALVARÁ N° 4956 Publicado DOU de 29/08/2019- Onde se lê:'' ... numa área de 44,51 ha...''; Leia-se: ''... numa área de 34,99 ha,..'' 866.145/2014-BMM PARTICIPAÇÕES E INVESTIMENTOS LTDA-ALVARÁ N° 1218 Publicado DOU de 17/02/2017- Onde se lê:'' ... numa área de 507,71 ha...''; Leia-se:'' ... numa área de 462,71 ha...'' 867.186/2021-SIDNEI ARI BELLINCANTA-ALVARÁ N° 9845 Publicado DOU de 07/12/2021- Onde se lê:'' ... numa área de 10000 ha...''; Leia-se:'' ... numa área de 9482,55 ha...'' 864.185/2020-MINERALL MINERACAO LTDA-ALVARÁ N° 5997 Publicado DOU de 31/08/2021- Onde se lê: ''... numa área de 996,09 ha...''; Leia-se:'' ... numa área de 524,61 ha...'' CARLOS CORDEIRO RIBEIRO Superintendente AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS RESOLUÇÃO ANP Nº 870, DE 24 DE MARÇO DE 2022 Estabelece os procedimentos para a apuração, pelos concessionários das atividades de produção de petróleo e gás natural, da participação especial prevista no art.50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, em complementação ao Capítulo VII do Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998. A DIRETORIA DA AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP, no exercício das atribuições conferidas pelo art. 65 do Regimento Interno, aprovado pela Portaria ANP nº 265, de 10 de setembro de 2020, e pelo art. 7º do Anexo I do Decreto nº 2.455, de 14 de janeiro de 1998, tendo em vista o disposto na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, considerando o que consta do Processo nº 48610219685/2021 e as deliberações tomadas na 1.083ª Reunião de Diretoria, realizada em 24 de março de 2022, resolve: CAPÍTULO I DAS DISPOSIÇÕES PRELIMINARES Art. 1º Esta Resolução estabelece os procedimentos para a apuração, pelos concessionários das atividades de produção de petróleo e gás natural, da participação especial prevista no art.50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, em complementação ao Capítulo VII do Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998. Art. 2º A participação especial constitui compensação financeira extraordinária devida trimestralmente pelos concessionários das atividades de produção de petróleo, gás natural ou ambos, com relação a cada campo, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, conforme os critérios estabelecidos no art. 22 do Decreto nº 2.705, de 1998. CAPÍTULO II DAS DEFINIÇÕES TÉCNICAS Art. 3º Se aplicam a esta Resolução as definições estabelecidas na Seção II do Capítulo III da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, no Capítulo II do Decreto nº 2.705, de 1998, e na Portaria ANP nº 180, de 5 de junho de 2003 ou a que vier substituí-la. Parágrafo único. Adicionalmente define-se royalties comerciais como sendo quaisquer royalties que não os previstos no art. 47 da Lei nº 9.478, de 1997. CAPÍTULO III DA APURAÇÃO DA PARTICIPAÇÃO ESPECIAL Seção I Base de cálculo Art. 4º A base de cálculo da participação especial, relativa a cada campo de uma área de concessão, será a receita líquida da produção de petróleo e gás natural do campo no período-base de incidência. Parágrafo único. A receita líquida da produção de cada campo, no períodobase de incidência, será a receita bruta da produção do campo, no mesmo períodobase, ajustada pelas adições prescritas e pelas deduções autorizadas em lei. Seção II Período-Base de Incidência Art. 5º O período-base de incidência da participação especial devida será o trimestre do ano civil. § 1º O período-base da primeira apuração da receita líquida da produção compreenderá o prazo desde a data de início da produção do campo até o último dia do trimestre do ano civil. § 2º Para a aplicação do disposto neste artigo, considerar-se-á o ano civil dividido nos trimestres de janeiro a março, de abril a junho, de julho a setembro e de outubro a dezembro. § 3º A data de início da produção de cada campo será aquela definida consoante o inciso II do art. 3º do Decreto nº 2.705, de 1998, observada a exceção prevista no § 4º. § 4º Consoante o art. 34 do Decreto nº 2.705, de 1998, para os campos em produção em 6 de agosto de 1998, pertencentes às áreas objeto de contratos de concessão então assinados entre a ANP e a Petróleo Brasileiro S.A - Petrobras, considerar-se-á essa data como a de início da produção. Seção III Receita Bruta da Produção no Período-Base Art. 6º A receita bruta da produção de um dado campo, no período-base, será determinada pela adição do somatório dos produtos dos volumes de produção fiscalizada mensais de petróleo pelos seus respectivos preços de referência mensais com o somatório dos produtos dos volumes de produção fiscalizada mensais de gás natural pelos seus respectivos preços de referência mensais, sendo tais volumes e preços mensais relativos aos meses do período-base, consoante a fórmula seguinte: . RBP = VPFp1 X Pp1 + VPFp2 x Pp2 + VPFp3 x Pp3 + VPFg1 x Pg1 + VPFg2 x Pg2 + VPFg3 x Pg3 onde: RBP - é a receita bruta de produção do campo no período-base, em reais; VPFp1, VPFp2 e VPFp3 - são os volumes de produção fiscalizada de petróleo do campo, respectivamente, nos primeiro, segundo e terceiro meses do período-base, em metros cúbicos; Pp1, Pp2 e Pp3 - são os preços de referência do petróleo produzido no campo, respectivamente, nos primeiro, segundo e terceiro meses do período-base, em reais por metro cúbico; VPFg1, VPFg2 e VPFg3 - são os volumes de produção fiscalizada de gás natural do campo, respectivamente, nos primeiro, segundo e terceiro meses do período-base, em metros cúbicos; Pg1, Pg2 e Pg3 - são os preços de referência do gás natural produzido no campo, respectivamente, nos primeiro, segundo e terceiro meses do período-base, em reais por metro cúbico. Medição da produção fiscalizada Art. 7º Consoante o disposto no Capítulo III do Decreto 2.705, de 1998, os volumes mensais de produção de petróleo e gás natural, de cada campo, serão medidos nos respectivos pontos de medição da produção e referidos à condição padrão de medição em que a pressão absoluta é 0,101325Mpa (cento e um mil trezentos e vinte e cinco milionésimos de megapascal) e a temperatura é 20°C (vinte graus Celsius). §1º Os pontos de medição da produção serão obrigatoriamente definidos no plano de desenvolvimento de cada campo, propostos pelo concessionário e aprovados pela ANP, nos termos do contrato de concessão. §2º. Na apuração dos cálculos da participação especial devem ser considerados os volumes de gás natural consumidos internamente nas operações do próprio campo e as quantidades queimadas em "flares" em prejuízo de sua comercialização, tendo como início de sua incidência o primeiro trimestre de 2011. Preços de referência Art. 8º Os preços de referência mensais do petróleo e do gás natural produzidos em cada campo, a que se refere o art. 6º, serão determinados consoante o disposto no Capítulo IV do Decreto nº 2.705, de 1998. Extensão de jazidas por mais de uma área sob contrato Art. 9º No caso da jazida compartilhada se estender por mais de uma área sob contrato, nos termos do art. 2º, inciso X, da Resolução ANP nº 25, de 8 de julho de 2013, a apuração da participação especial tomará como base a receita líquida da produção e os volumes de produção fiscalizada integrais de cada campo. Individualização da produção § 1º Quando uma jazida se estender além de uma área concedida ou contratada, o acordo celebrado, entre os concessionários para a Individualização da Produção, de que trata a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, definirá a participação de cada um com respeito à apuração da receita líquida da produção no período base e, consequentemente, da participação especial. § 2º No caso de individualização de produção entre áreas concedidas, cedidas e contratadas, a participação especial incidirá somente sobre a parcela alocada ao campo regido sob o contrato de concessão, devendo ser segregado do total da jazida compartilhada: I - o volume de produção fiscalizada; II - a receita bruta da produção; e III - os gastos incorridos nas atividades de exploração e produção, de acordo com as participações determinadas no acordo de individualização da produção. Consórcios Art. 10. Quando um campo pertencer a uma área de concessão detida por consórcio de empresas, ou por qualquer outra forma de associação entre empresas aceita pela ANP, todos os co-concessionários serão responsáveis solidários pelo recolhimento da participação especial, independentemente de qualquer acordo ou contrato celebrado entre eles. Seção IV Apuração da Participação Especial Art. 11. Para efeito de apuração da participação especial, serão aplicadas alíquotas progressivas sobre a receita líquida da produção do campo no período-base, de acordo com a sua localização, o número de anos de produção e os respectivos volumes de produção fiscalizada de petróleo e de gás natural, convertidos em volume de petróleo equivalente, de acordo com o procedimento estabelecido no art. 12. § 1º No primeiro ano de produção do campo, a partir da data de início da produção, a participação especial será apurada em consonância com as seguintes tabelas: I - quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou lacustres: . Volume de Produção Fiscalizada no Período-Base (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Parcela a Deduzir da Receita Líquida no Período-Base (em reais) Alíquota (em %) . Até 450 - isento . Acima de 450 até 900 450 x RLP ÷ VPF . Acima de 900 até 1.350 675 x RLP ÷ VPF . Acima de 1.350 até 1.800 900 x RLP ÷ VPF . Acima de 1.800 até 2.250 360 ÷ 0,35 x RLP ÷ VPF . Acima de 2.250 1.181,25 x RLP ÷ VPF onde: RLP - é a receita líquida da produção do campo no período-base, em reais; VPF - é o volume de produção fiscalizada de petróleo e gás natural do campo no período-base, 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: