Grupo de Economia da Energia

Impacto do regime fiscal na competitividade do setor do petróleo brasileiro no novo contexto do mercado

In petróleo on 04/07/2016 at 12:30

Por Edmar de AlmeidaLuciano Losekann e William Vitto (*)

edmar072016A queda abrupta dos preços do petróleo a partir da segunda metade de 2014 tem gerado um impacto econômico muito forte na indústria mundial de petróleo. O longo ciclo de preços altos experimentados entre 2011 e 2014 incentivou o aumento do nível do investimento no setor, que foi acompanhado pelo forte crescimento dos custos de produção e uma redução na produtividade. A queda dos preços do petróleo aconteceu no momento em que as muitas empresas do setor já se encontravam endividadas e expostas a riscos financeiros e contratuais. Com a reversão do ciclo de preços altos, tornou-se essencial um forte ajuste econômico no setor, com uma redução pronunciada dos investimentos nas atividades de exploração e produção (E&P) em escala mundial. O investimento global do setor caiu 20% em 2015, e segundo estimativas da Organização de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), espera-se que a queda seja ainda maior em 2016.

É importante destacar que houve grande avanço tecnológico na década de 2010, tendo como resultado a viabilização de novas fronteiras geológicas para produção, em especial dos recursos não-convencionais na América do Norte, sendo fator fundamental para explicar o cenário de sobreoferta atual. Esse contexto de aumento das oportunidades de inversões em E&P e queda do volume de capital disponível para investimento tende a gerar uma grande concorrência entre os diferentes projetos. A capacidade dos países detentores de recursos para alavancar investimentos dependerá, sobretudo, da atratividade econômica dos empreendimentos de E&P.

Um elemento determinante para a atração e a competitividade dos investimentos em E&P é o regime fiscal adotado pelos países produtores. A experiência das últimas décadas tem evidenciado movimentos pendulares nas negociações das participações governamentais influenciadas principalmente, pelo comportamento do preço do petróleo. Quando os preços do petróleo aumentam, os governos ampliam seu poder de barganha, e quando os preços caem às empresas aumentam seu poder para negociar com os governos a redução do government take visando melhorar a atratividade dos investimentos realizados. Assim, quando os preços do petróleo começaram a aumentar no início da década de 2000 também começou uma onda de aumentos na taxação, renegociação de contratos e nacionalizações. Entre 1999 e 2010, mais de trinta países realizaram alterações nos contratos ou de seus regimes fiscais.

A queda dos preços do petróleo a partir de 2014 colocou muitos países produtores sob sérias dificuldades financeiras, uma vez que as participações governamentais tinham aumentando de forma expressiva entre 2010 e 2014. A queda dos investimentos setoriais e a perspectiva de queda da produção (ou redução do crescimento da produção) inaugurou uma nova onda de reformas nos regimes fiscais visando reduzir o govenment take para viabilizar os projetos e aumentar a atratividade para o investimento estrangeiro. Neste contexto, é fundamental avaliar a competitividade do regime fiscal brasileiro.

O Brasil optou por trilhar um caminho diferente da tendência mundial de reduzir o government take para atrair investimentos. Não apenas não houve uma redução dos impostos setoriais como também foram criados novos impostos que ameaçam seriamente a competitividade do investimento no país. Isto acontece justamente, no momento em que a Petrobras é obrigada a cortar drasticamente seus investimentos em função da sua crise financeira. Ou seja, os investimentos setoriais estão mais dependentes do setor privado, o que coloca o Brasil em concorrência com outros países produtores.

No final de 2015, o governador Luiz Fernando Pezão sancionou duas leis com o intuito declarado de aumentar a arrecadação e equilibrar as finanças fluminenses. As leis nº 7.182/15 e 7.183/15 criam dois tributos. Esta impõe a cobrança de ICMS (alíquota de 18%) a todas as operações de transporte do combustível natural desde os poços de perfuração até os depósitos de empresas, enquanto aquela institui a cobrança de uma UFIR/RJ (R$ 3,0023) para cada barril de petróleo extraído no Estado, a título de taxa de fiscalização ambiental (TFPG)[1].

Os dois impostos, caso implementados, representam um custo adicional para o setor de petróleo e gás que pode passar de R$ 20 bilhões anuais e trarão efeitos sobre a viabilidade dos investimentos em projetos localizados no Estado. Essas leis tiveram sua constitucionalidade questionada e aguardam uma definição do Poder Judiciário sobre sua validade.

No plano federal uma questão fundamental para a competitividade do setor petrolífero nacional é aplicação do REPETRO. Este regime especial vem sendo ameaçado por dois problemas básicos. Por um lado, ele foi implementado através de instrumentos jurídicos frágeis, que podem ser modificados facilmente. Também preocupa a incerteza quanto a prorrogação do REPETRO, que, atualmente, possui o período de vigência limitado até 31 de dezembro de 2020. Findo esse prazo, todo e qualquer equipamento admitido sob o regime do REPETRO, necessário às atividades de E&P de petróleo, produzido no País ou fora dele, sofrerá um acréscimo expressivo correspondente aos tributos suspensos[2], atingindo tanto o investimento nos projetos atuais (englobando inclusive alguns campos em produção) e suas respectivas projeções econômicas originais efetuadas, como também projetos futuros.

Em fevereiro de 2016, o Governo Federal anunciou a intenção de renovar o REPETRO por mais 20 anos, porém esta disposição ainda não foi implementada. Por conta disso, recaem sobre a indústria de petróleo inúmeras dúvidas e incertezas a respeito da continuidade do REPETRO após 31 de dezembro de 2020, cujo resultado prático tem sido a paralisação de projetos de desenvolvimento de descobertas, os quais estão aguardando, entre outras medidas, uma definição quanto ao regime fiscal, necessária para subsidiar a tomada de decisão de investimento.

De toda forma, caso seja renovado, a fragilidade dos instrumentos jurídicos utilizados na implementação do REPETRO continuará a representar uma constante ameaça de mudanças em aspectos básicos do regime. Portanto, os investidores no setor de petróleo nacional convivem com uma incerteza importante quanto ao efetivo nível do government take no Brasil. O risco de elevação dos impostos tende a ser considerado nas avaliações de projeto, o que acaba reduzindo a atratividade dos mesmos.

Através do modelo Upstream GEE-IBP é possível avaliar o impacto do government take na atratividade dos investimentos em E&P offshore no Brasil em três ambientes: pré-sal, pos-sal de grande porte e pos-sal de pequeno porte. Para analisar o impacto do possível aumento do government take no Brasil, consideramos um campo com reserva total de 5 bilhões de barris de petróleo que opera em regime de partilha para o ambiente pré-sal. Os parâmetros da partilha são os mesmo da licitação de Libra, exceto o bônus de assinatura que foi considerado em US$ 2 bilhões[3]. Para o pós-sal grande porte, um campo de 500 milhões de barris operando em concessão, com bônus de assinatura de US$ 250 milhões. Para o pós-sal pequeno porte, 150 milhões de barris com bônus de assinatura de US$ 75 milhões, também operado em regime de concessão. Os valores de CAPEX e OPEX para cada ambiente foram baseados em pesquisa da equipe de trabalho com agentes da indústria[4] e são apresentados na tabela 1

Tabela 1 – Estimativa de custos de projetos de E&P no Brasil – US$/bl

  Pré-sal Pós-sal 500 MMbl Pós-sal 100 MMbl
Capex 8,9 13,7 22,4
Opex 10,0 8,0 15,0

Fonte: Elaboração própria com base no Modelo GEE-IBP-Upstream

Com base nas hipóteses acima, a avaliação econômica destes projetos mostra que a elevação do government take tornaria os projetos inviáveis economicamente. Caso isto aconteça, o Brasil deixaria de ter capacidade de disputar investimentos na indústria de O&G.

No caso de projetos no pré-sal, por exemplo, a taxa interna de retorno de 11,6% com o petróleo a US$70 por barril, cairia para 9% no caso da extinção do REPETRO. É importante ressaltar que os contratos de partilha não preveem o reembolso dos gastos com ICMS e a TFPG. Assim, a rentabilidade dos projetos do pré-sal atingiria apenas 2,6% caso o ICMS e a TFPG seja adotada. No cenário será mais desfavorável combinando o fim do REPETRO e a aplicação de ICMS e TFPG, o pré-sal só seria atrativo para impensáveis preços de petróleo de US$ 150/barril. O cenário de inviabilidade dos projetos se repete para os casos de contratos de concessão para campos grandes e pequenos.

As simulações acima mostram também que as participações governamentais quase sempre representam o principal custo dos projetos de E&P no Brasil. A única exceção seriam os projetos de pequenos campos com elevado custo e baixa atratividade. A análise da composição das participações governamentais indicou também que os impostos indiretos representam uma grande parcela da arrecadação do governo.  Mesmo com a aplicação do REPETRO, há uma grande carga tributária sobre os investimentos. Ressalte-se que esta não é uma prática comum na indústria mundialmente, onde, geralmente, concentra-se a taxação sobre a produção de O&G.

Um bom sistema fiscal deve permitir a maximização da parcela de renda a ser absorvida pela sociedade, ao mesmo tempo em que propicie rentabilidade suficiente para atrair os investimentos de forma sustentável na indústria de petróleo. A forte retração do preço do petróleo significa um desafio para regime tributário nacional referente ao setor de E&P. Neste sentido, é fundamental um debate honesto e transparente sobre a qualidade e atratividade do regime, visando garantir as condições para a retomada dos investimentos no setor de petróleo brasileiro.

É com este objetivo que o IBP organiza, em parceria com o Grupo de Economia da Energia – GEE, o workshop “Incentivos e Barreiras do Regime Tributário no Setor de Petróleo” no dia 15 de Julho de 2016. Este workshop vai debater os desafios para a competitividade brasileira com foco na estrutura tributária de projetos de petróleo no Brasil, buscando qualificar e ampliar o debate sobre o regime fiscal Brasileiro [5].

Referências

ALMEIDA, E.; ARAÚJO, L. (2007). “Atratividade do Upstream da Indústria de Petróleo e Gás Brasileiros”, Parte II – Petróleo. In: Ronaldo Goulart Bicalho. (Org.). Ensaios sobre Política Energética,   Rio de Janeiro: Interciência, v. 1, p. 136-143. 2007

ALMEIDA, Edmar; Losekann, L; Prade, Y.; Botelho, F. e Nunes, L. (2016). “Custos e Competitividade do E&P No Brasil”. Texto para Discussão IBP – 1/2016. Disponível em: http://www.ibp.org.br/personalizado/uploads/2016/05/TD-IBP_GEE_Custos-e-Competitividade-EP-no-Brasil.pdf

COELHO, Aislan de Souza (2012). O REPETRO e suas implicações na tributação do setor petrolífero nacional. Disponível em: http://www.egov.ufsc.br/portal/sites/default/files/anexos/21149-21150-1-PB.pdf .

DELOITTE (2015). Oil Prices in Crisis: Considerations and Implications for the Oil and Gas Industry. Disponível em: https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/us/Documents/energyresources/us-oil-prices-in-crisis-considerations-and-implications-for-the-oiland-gas-industry-02042015.pdf

EY (2014a). Global oil and gas tax guide 2014.

EY (2015a). Global oil and gas tax guide 2015.

JOHNSTON, D. (2007). How to Evaluate the Fiscal Terms of Oil Contracts in Escaping the Resource Curse, Humphreys, M., Sachs, J.D., Stiglitz, J.E., eds. (New York, Columbia University Press.

JOHNSTON, D. (2008). International Petroleum Fiscal Systems. UNDP discussion paper n. 6: Fueling poverty reduction.

KPMG (2011). A guide to Brazilian oil and gas taxation. Brasil. 2011. Disponível em: <http://www.kpmg.com/BR/PT/Estudos_Analises/artigosepublicacoes/Documents/ENR/Oil-Gas-out11-ing.pdf&gt; . Acesso em 13 de junho de 2012.

MARTEN I. WHITTAKER P. e DE BOUNO A. (2015). Government take In Upstream Oil and Gas: framing a more balanced dialogue. BCG Perspectives. Disponivel em: https://www.bcgperspectives.com/content/articles/energy-environment-government-take-upstream-oil-gas/.

NYSVEEN, Magnus e WEI, Leslie, (2015).  Offshore vs. Shale. Which will Prevail in the Long Term. Oil and Gas Journal. http://www.ogfj.com/articles/print/volume-12/issue-4/features/offshore-vs-shale.html

OPEP (2016). World Oil Outlook – WOO. Disponível em http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/WOO%202015.pdf

WEIJERMARS,  Ruud , CLINT, Oswald e  PYLE, Lain (2014). “Competing and partnering for resources and profits: Strategic shifts of oil Majors during the past quarter of a century”. Energy Strategy Reviews, n.3, 72-87.

WOOD MACKENZIE (2015). Back To the Future as oil prices move, will fiscal terms follow: a perspective form Wood MacKenzie Consulting

Notas

(*) Doutorando do IE/UFRJ

[1] Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização Ambiental das Atividades de Pesquisa, Lavra, Exploração e Produção de Petróleo e Gás (TFPG).

[2] A título de exemplo, para as sondas de perfuração o acréscimo chega à ordem de 47%

[3] No leilão de Libra, o bônus de assinatura foi de R$ 15 bilhões, cerca de US$ 7,5 bilhões no câmbio atual.

[4] Esses valores não incorporam a trajetória recente de redução de custos. Estimativas da IHS para o caso Norte-americano apontam em reduções de 25% no Capex e de 13,5% no Opex desde 2014. No entanto, a complexidade de projetos brasileiros dificulta que projetos domésticos experimentem a mesma trajetória (Almeida et. al., 2016).

[5] Para mais informações ver: http://www.ibp.org.br/eventos/incentivos-e-barreiras-do-regime-tributario-no-setor-de-petroleo/

Leia outros textos de Edmar de Almeida no Blog Infopetro

Leia outros textos de Luciano Losekann no Blog Infopetro

Deixe um comentário

Preencha os seus dados abaixo ou clique em um ícone para log in:

Logotipo do WordPress.com

Você está comentando utilizando sua conta WordPress.com. Sair / Alterar )

Imagem do Twitter

Você está comentando utilizando sua conta Twitter. Sair / Alterar )

Foto do Facebook

Você está comentando utilizando sua conta Facebook. Sair / Alterar )

Foto do Google+

Você está comentando utilizando sua conta Google+. Sair / Alterar )

Conectando a %s