Quarta Rodada do Pré-Sal: um grande risco para o Brasil

Por Paulo César Ribeiro Lima, para o Duplo Expresso

As descobertas na província petrolífera do Pré-Sal estão entre as mais importantes em todo o mundo nas últimas décadas. Essa província é composta por grandes acumulações de óleo leve de altíssima produtividade e de baixo custo de extração, o que coloca o Brasil em posição estratégica frente à demanda mundial por petróleo e gás natural.

Em junho de 2017, apenas onze anos após sua descoberta, a produção de petróleo no Pré-Sal superou a do Pós-Sal. Em março de 2018, a produção de petróleo e gás do País foi de aproximadamente 3,23 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). A produção do Pré-Sal totalizou 1,745 milhão de boe/d e correspondeu a 54% do total produzido no Brasil.

Nos termos da Resolução CNPE nº 21/2017, que estabeleceu os parâmetros técnicos para a 4ª Rodada de Partilha de Produção, a ser realizada no dia 7 de junho de 2018, os percentuais mínimos de excedente em óleo a serem ofertados são baixíssimos; variam de 7,07%, em Itaimbezinho, a 22,18%, em Uirapuru, conforme mostrado na Tabela 1. Esses percentuais referem-se ao preço de barril de petróleo tipo Brent de US$ 50,00 e à produção diária média de 12.000 barris de petróleo por poço produtor ativo.

Tabela 1 – Percentual mínimo de excedente em óleo (%)

Fonte: ANP

Percentuais tão baixos demonstram que essa Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é tecnicamente incompatível com as próprias declarações do Diretor-Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que disse, nos Estados Unidos, que as áreas a serem ofertadas na 4ª Rodada têm altíssimo potencial para descobertas gigantes¹.

Os percentuais estabelecidos pela Resolução CNPE nº 21/2017 são muito inferiores ao da 1ª Rodada de Partilha de Produção, que foi de 41,65%, e também muito inferiores ao excedente médio ofertado nas 2ª e 3ª Rodadas, que foi de 55,72%. Alegações de que podem ocorrer ágios para elevar os excedentes em óleo para a União, como ocorreu em alguns blocos nas 2ª e 3ª Rodadas, não atendem ao interesse público, pois não há garantia de que esses ágios vão ocorrer.

Na realidade, é fundamental haver uma política pública estabelecida em lei para se definir um efetivo mínimo excedente em óleo para a União. Sem isso, o risco de baixa participação governamental no Pré-Sal somente pode ser evitado a partir de resoluções do CNPE que atendam ao interesse público, o que não é o caso da Resolução CNPE nº 21/2017.

No regime de concessão, há uma política pública para a participação governamental estabelecida pelo Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998, com base na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, que dispõe sobre a alíquota de royalties e prevê a cobrança da participação especial nos casos de campos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade. Nesse regime, a renda do Estado é baixa, mas as empresas e a sociedade brasileira sabem quais são as regras para se obter a participação governamental.

Admitindo-se a situação hipotética de que Libra fosse explorada sob o regime de concessão, a alíquota da participação especial tenderia a 40%, o que geraria uma participação governamental ainda baixa, da ordem de 60%. Na grande maioria dos países exportadores de petróleo onde não há monopólio estatal, a participação governamental é da ordem de 80%.

A Figura 1, mostrada a seguir, apresenta as participações governamentais médias em vários países, no período de 2009 a 2014. Na Noruega, a participação governamental foi de cerca de 76%, enquanto, no Brasil, sob o regime de concessão, essa participação foi de aproximadamente 56%, percentual bem inferior ao da Noruega.

Figura 1 – Participações governamentais médias em vários países

A introdução do regime de partilha de produção no Brasil tinha entre seus objetivos aumentar a participação governamental. O Edital da 4ª Rodada de Partilha de Produção poderá, entretanto, gerar uma participação governamental muito menor que no regime de concessão.

No regime de concessão, a variável básica para se determinar a alíquota da participação especial é a produção trimestral fiscalizada; nos editais de partilha de produção, as variáveis básicas para se estabelecer o excedente em óleo efetivamente destinado à União são a produção média dos poços e o preço do Brent.

Dessa forma, transferem-se os riscos da baixa produtividade e do baixo preço para a União, o que não é permitido pelo inciso I do art. 2º e art. 5º da Lei nº 12.351/2010, a seguir transcritos.

“Art. 2º Para os fins desta Lei, são estabelecidas as seguintes definições:

I – partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo em óleo, do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato;

(…)

Art. 5º A União não assumirá os riscos das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção decorrentes dos contratos de partilha de produção.”

Importa ressaltar que, no caso do regime de partilha de produção, não existe uma política pública, estabelecida na legislação, para garantir um excedente em óleo mínimo para a União. Existe, então, uma “flexibilidade total” para o Poder Executivo fixar as condições apenas em um edital.

É justamente essa flexibilidade que permitiu que o Edital da 4ª Rodada de Partilha de Produção, publicado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, no dia 5 de abril de 2018, estabeleça, com base na Resolução CNPE nº 21/2017, percentuais de excedente em óleo para a União tão baixos de 7,07% a 22,18%.

No caso da 1ª Rodada de Partilha de Produção, o excedente em óleo mínimo para a União foi de 41,65%. Como não houve ágio, pode ocorrer, em Libra, uma participação governamental menor que no regime de concessão. O Edital da 4ª Rodada, no entanto, pode significar uma participação governamental muito menor ainda que em Libra, mesmo com menores preços de referência para esses percentuais. Na 1ª Rodada, o preço médio de referência foi de US$ 110 por barril.

Na 4ª Rodada, conforme mostrado na Tabela 2, para um preço do petróleo entre 60,01 e US$ 80 por barril e uma produtividade entre 2.001 e 4.000 barris por dia, o excedente em óleo ofertado será reduzido em 22,12 pontos percentuais. Essa redução, à exceção de Uirapuru, geraria negativos excedentes em óleo para a União, no caso de ofertas vencedoras com o mínimo estabelecido no Edital da 4ª Rodada. Há, no entanto, um limite inferior de 1% do excedente em óleo para a União.

Tabela 2 – Percentual de excedente em óleo a ser destinado à União na 4ª Rodada

NOTA:
1- O limite mínimo da alíquota é 1%. Desta forma, todas as células para as quais o cálculo resultar em valor inferior a 1%, a alíquota será fixada em 1%.

2- O preço do petróleo será atualizado conforme índice previsto nas minutas dos contratos de partilha de produção constantes no ANEXO XXVIII do Edital da 4ª Rodada.

3- O “pp” que sucede cada número da tabela é a abreviatura de ponto percentual.

Observa-se, então, que o Edital da 4ª Rodada do Pré-Sal garante baixíssimos percentuais de excedente em óleo para a União, que podem chegar a 1%. Isso não ocorre em nenhum país produtor de áreas estratégicas como o Pré-Sal e coloca em gravíssimo risco a exploração de um bem público, que deveria ocorrer em benefício do País, não dos contratados.

Supondo-se um valor de US$ 55 por barril, uma alíquota de royalties de 15%, que corresponde a US$ 8,25 por barril, e um custo total de produção de US$ 22 por barril, o excedente em óleo seria de US$ 24,75 por barril. A receita líquida dos blocos seria de US$ 55 menos US$ 22, o que corresponde a US$ 33 por barril.

Admitindo-se que a oferta vencedora de Itaimbezinho seja de 7,07% de excedente em óleo, e consequentemente de 92,93% para o contratado, a União receberia apenas US$ 1,75 por barril; o contratado receberia uma parcela do excedente em óleo de US$ 23 por barril.

Analisa-se a seguir, qual seria o valor pago pelo contratado de IRPJ e CSLL em razão desse altíssimo lucro de US$ 23 por barril por parte do contratado. Para que a alíquota de royalties seja efetivamente de 15%, com base no art. 42 da Lei nº 12.351/2010, a parcela de US$ 8,25 por barril tem que ser somada à base de cálculo desses tributos, pois esse artigo veda, em qualquer hipótese, o ressarcimento dos royalties ao contratado e sua inclusão no custo. Assim a base de cálculo, sem deduções, é de US$ 31,25 por barril.

O art. 1º da Lei nº 13.586/2017 permite, contudo, as seguintes deduções, por barril, da base de cálculo do IRPJ e CSLL:

– duplicidade de dedução: US$ 8;

– encargos financeiros: US$ 1;

– custos exploratórios de áreas não comerciais: US$ 1;

– outros custos e outras despesas gerais, administrativas e de vendas: US$ 3;

– royalties: US$ 8,25.

Essas deduções da base de cálculo do IRPJ e da CSLL totalizam US$ 21,25 por barril. A base de cálculo desses tributos seria, então, de US$ 31,25 menos US$ 21,25, o que resulta em uma base de cálculo de US$ 10,00 por barril, sem considerar outras possíveis deduções, como, por exemplo, impairments, custos exploratórios não exitosos, etc.

Como a alíquota de IRPJ é 25% e da CSLL 9%, o contratado pagaria, respectivamente, apenas US$ 2,5 por barril e US$ 0,90 por barril, o que corresponde a US$ 3,40 por barril.

Assim sendo, a participação governamental seria de US$ 8,25, a título de royalties; de US$ 1,75 de excedente em óleo para a União; e de US$ 3,40, a título de IRPJ e CSLL, o que totaliza US$ 13,40 por barril. Esse valor representa 40,6% da receita líquida de US$ 33 por barril, correspondente ao valor de US$ 55 por barril menos um custo total de produção de US 22 por barril.

A receita do Estado seria de apenas 24,4% do valor total da produção. Esse percentual é muito menor que a carga tributária do País, que é da ordem de 33,6%. Observa-se, então, que o Brasil não está aproveitando devidamente o fato de o petróleo ser um bem da União. Isso decorre de parâmetros técnicos e percentuais inadequados e prejudiciais ao interesse público contidos nos editais de todas as rodadas licitatórias do Pré-Sal.

Uma participação governamental em uma área do Pré-Sal, como Itaimbezinho de 40,6%, sob o regime de partilha de produção, menor que 56% relativa ao regime de concessão e muito menor que a dos Estados Unidos, de 67%, torna o Edital da 4ª Rodada uma afronta ao interesse público.

Importa registrar que os bônus de assinatura de R$ 3,2 bilhões têm pequeno impacto na participação governamental, pois, como as áreas podem ter descobertas gigantes, as receitas das áreas licitadas na 4ª Rodada podem ser muito superiores a R$ 1 trilhão.

Analisa-se, a seguir, a participação governamental no bloco de Uirapuru, cujo excedente em óleo de 22,18% é o mais alto previsto nesse Edital.

Admitindo-se que a oferta vencedora de Uirapuru seja de 22,18%, o contratado receberia uma parcela de 77,82%, a União receberia excedente em óleo de apenas US$ 5,49 por barril, o que corresponde a 22,18% de US$ 24,75; o contratado receberia uma parcela do excedente em óleo de US$ 19,26 por barril.

Analisa-se a seguir, qual seria o valor pago pelo contratado de IRPJ e CSLL em razão desse altíssimo lucro de US$ 19,26 por barril. À base de cálculo desses tributos devem ser somados os royalties de 15%, que corresponde a US$ 8,25 por barril. Assim a base de cálculo, antes das deduções, é de US$ 27,51 por barril, nos termos do art. 42 da Lei nº 12.351/2010.

Como o art. 1º da Lei nº 13.586/2017 permite deduções dessa base de cálculo que totalizam US$ 21,25 por barril, mesmo apresentando um lucro real de US$ 19,26 por barril, a base de cálculo do IRPJ e da CSLL seria de US$ 27,51 menos US$ 21,25, o que corresponde a apenas US$ 6,26. Desse modo, sem considerar outras deduções, o IRPJ (25%) seria de US$ 1,57 e a CSLL (9%) de US$ 0,56, o que totaliza US$ 2,13 por barril.

Assim sendo, a participação governamental em Uirapuru seria de US$ 8,25 por barril, a título de royalties; de US$ 5,49 por barril como excedente em óleo para a União; e US$ 2,13, a título de IRPJ e CSLL, o que totaliza US$ 15,87 por barril, representando 48,09% da receita líquida de US$ 33 por barril. Da receita bruta de US$ 55 por barril, a receita do Estado seria de apenas 28,9%.

Conclui-se, então, que não há qualquer justificativa técnica plausível para que os percentuais de excedente em óleo da União da 4ª Rodada de Partilha de Produção sejam tão baixos e tão lesivos ao interesse público.

Outro grave parâmetro relativo à 4ª Rodada é a redução, em relação à 1ª Rodada, da exigência de conteúdo local mínimo de 37% para 18% na fase de exploração; na etapa de desenvolvimento da produção, a redução foi de 55% para 25% a 40%.

Esse retrocesso na política de conteúdo local faz com que a exploração do Pré-Sal não contribua para a reversão da alta taxa de desocupação no País. No trimestre encerrado em março de 2018, essa taxa chegou a 13,1%, com aumento de 1,3 ponto percentual em relação ao último trimestre do ano passado (11,8%), segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE . O total de pessoas desocupadas também cresceu no período, passando de 12,3 milhões para 13,7 milhões. Houve um aumento de 11,2% nesse contingente, ou seja, mais 1,4 milhões de desempregados no País.

A exploração de recursos naturais estratégicos, como o Pré-Sal, deveria garantir o desenvolvimento econômico sustentável, o adensamento das cadeias produtivas, a geração de emprego e o desenvolvimento tecnológico. Nada disso deverá ocorrer se os blocos de Uirapuru, Três Marias, Dois Irmãos e Itaimbezinho forem licitados nos termos do Edital da 4ª Rodada.

Em suma, o governo em exercício está colocando em prática uma política de licitações de estratégicas áreas do Pré-Sal, algumas delas de altíssimo potencial, com exigência de baixo excedente em óleo para a União e de baixo conteúdo local. Um bem público de grande valor para o País, como o Pré-Sal, deve ser explorado com foco no cidadão, não nos interesses das empresas petrolíferas.

Nota de rodapé

1 Disponível em https://www.wilsoncenter.org/sites/default/files/anp_presentation_-_wilson_center_-_decio_oddone.pdf. Acesso em 20 de maio de 2018.

Paulo César Ribeiro Lima é PhD em Engenharia pela Universidade de Cranfield, Ex-Consultor Legislativo do Senado Federal e Ex-Consultor Legislativo da Câmara dos Deputados. É comentarista do Duplo Expresso sobre Minas e Energia às terças-feiras.