Royalty é a forma mais tradicional de tributação dos recursos minerais no mundo. É a compensação pela exploração de um recurso mineral, concebido para garantir que as gerações futuras usufruam dos benefícios que a exploração do recurso natural não renovável proporciona à geração atual.
No caso brasileiro, segundo a Lei nº 9.478/97, lei do petróleo, os royalties sobre a produção de petróleo e gás natural são um tributo ad valorem, ou seja, cobrados sobre o valor da produção, e que beneficiam a União. Ademais, estes tributos são pagos mensalmente pelas empresas que produzem petróleo e gás no país em função do valor da produção do campo.
Cada 1% a mais no fator de recuperação dos campos maduros pode gerar investimentos de R$ 26 bilhões
Os royalties são regressivos, ou seja, quanto maior a receita, menor o valor proporcional pago. Assim, eles não acompanham a rentabilidade do campo, isto é, quanto menor ou menos lucrativo for um campo, maior a parcela dos royalties sobre a receita líquida. Consequentemente, campos maduros que já possuem uma rentabilidade menor por sua natureza econômica, acabam sendo prejudicados desde o início.
Essa estruturação dos royalties pode causar um efeito deletério em campos maduros, devido a sua característica de incidência sobre a receita bruta, gerando tributos mesmo antes do projeto auferir algum lucro. A imposição de um imposto tem um efeito econômico ao criar uma distorção entre o custo de produção e o preço de mercado do bem, impactando a quantidade produzida. Se o imposto for alto demais, reduz significativamente a quantidade produzida. Dessa forma, uma redução de imposto estimula a economia reduzindo esta distorção, afetando positivamente a produção.
No pós-sal da bacia de Campos, a produção declinou em torno de 30% nos últimos cinco anos, devido à falta de investimentos para mitigar a taxa de declínio dos campos maduros. Municípios que a confrontam, como Macaé, perderam largas parcelas de sua receita. A taxa de declínio de 12% ao ano na região é muito alta quando comparada, por exemplo, à taxa média do Mar do Norte, 5% ao ano.
Seria necessário investir na recuperação destes campos maduros para reduzir esta taxa de declínio. Porém, isto não faz sentido para a Petrobras, operadora de muitos desses campos, já que a empresa possui ativos muito mais lucrativos como os do pré-sal para desenvolver. Com a redução dos royalties pagos, por exemplo, outras empresas poderiam investir nas atividades de exploração e produção, impulsionando, assim, a atividade econômica da região.
Esta é a discussão em curso neste momento no Brasil. A redução da alíquota de royalties pagos pelas empresas produtoras de petróleo e gás natural, em campos maduros. É uma possibilidade que objetiva estimular a produção e, por consequência, a atividade econômica nas localidades onde esses campos se encontram. Seu objetivo é o de viabilizar novos investimentos. Porém, apesar da boa vontade, pouco aconteceu até agora.
A indústria petrolífera brasileira vive um momento de grandes transformações com o aprimoramento regulatório que busca trazer segurança jurídica para os investidores. Diante da necessidade de revitalizar a produção em campos maduros, o CNPE, por meio da Resolução 17/2017, delegou à ANP conceder redução de royalties, de 10% para até 5%, sobre a produção incremental dos campos, uma vez gerado um novo plano de investimentos. A agência regulamentou tal solicitação por meio da Resolução 749/2018. Espera-se que a medida promova uma política de incentivo, via revisão dos termos fiscais, que auxilie a atração de investimentos para os projetos brownfield, principalmente.
Para aumentar a produção de óleo e gás em campos maduros, governos e operadores podem lançar mão de opções econômicas e técnicas. Por parte dos governos, políticas como extensão de contratos, incentivos econômicos e adaptações regulatórias devem ser considerados. Uma alternativa seria acelerar a venda destes ativos, com a Petrobras devolvendo-os para a ANP e a agência licitando-os em novas rodadas. Já por parte dos operadores, técnicas incluem adensar a malha de poços perfurados, ampliar a utilização de métodos e novas tecnologias de recuperação e promover revamps em instalações e/ou novas unidades de produção, reduzir custos e incorporar novas oportunidades exploratórias, por exemplo.
De acordo com cálculos da ANP, cada 1% a mais no fator de recuperação dos campos maduros pode gerar investimentos de R$ 26 bilhões. Ademais, ainda segundo a ANP, tais investimentos resultariam em um aumento das reservas de um bilhão de barris de óleo equivalente. A estimativa é que esse volume adicional de reservas, ao serem produzidas, gerem R$ 16 bilhões em royalties ao longo dos anos.
Uma redução do custo operacional devido a uma menor alíquota dos royalties é capaz de gerar um efeito positivo na arrecadação, já que a vida útil dos campos aumenta e eles passam a produzir por um período mais longo. No Brasil, a revitalização da bacia de Campos é capaz de render US$ 12 bilhões de investimentos nos próximos 20 anos. Com este montante de investimento neste período, estima-se que será possível elevar o fator de recuperação desta bacia para cerca de 45%, a partir dos atuais 14%, com efeitos diretos na geração de empregos e na arrecadação de participações governamentais.
O desenvolvimento econômico proporcionado pela redução dos royalties é de grande importância neste momento. O Brasil experimentou, nos últimos anos, a maior recessão econômica da sua história. A indústria do petróleo foi altamente afetada pela crise, de forma que os benefícios de uma redução de impostos incidentes sobre o setor podem ser um grande estímulo para a economia dos municípios afetados.
Por ser um incentivo fiscal, é importante que essa redução proposta na alíquota de royalties seja acompanhada por políticas de monitoramento e avaliação da sua efetividade. Além disso, levando em consideração o conceito de royalties, torna-se fundamental vincular sua arrecadação à promoção de investimentos que beneficiem o desenvolvimento socioeconômico nas localidades que recebem esses recursos, considerando o bem-estar das gerações futuras.
Fonte: ABESPetro
