Relator propõe royalties sobre valor real do petróleo, o que pode elevar arrecadação

BRASÍLIA – O deputado Gabriel Nunes (PSD-BA) apresentou o relatório do projeto que altera a base de cálculo dos royalties incidentes sobre a produção de petróleo e gás natural.

Pelo parecer, a cobrança de royalties do petróleo deverá incidir sobre “o real valor do bem transacionado”, com potencial para aumentar a arrecadação federal, estadual e municipal.

Nunes propõe duas formas de calcular a base de cálculo dos royalties: “os preços de transações efetivamente realizadas no  mercado” ou o “preço de transferência”, conceito internalizado no Brasil por uma lei de 2023 e que envolve transações entre partes relacionadas – pega as exportações de óleo. 

O PL 50/2024 foi protocolado por Hugo Leal (PSD/RJ), há quase um ano e meio. Ele é o vice-presidente da Comissão de Minas e Energia (MME), mas foi secretário no governo de Cláudio Castro (RJ).

Leal propôs à mudança em resposta à demora da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que está desde abril de 2022 debruçada sobre o tema. 

O Ministério da Fazenda, além de estados e municípios produtores de petróleo, já cobraram a conclusão da revisão pela agência. A própria ANP calculou, em 2022, que havia uma perda da ordem de R$ 6 bilhões por ano em razão da falta da revisão.

Em 2024, a União, estados e municípios receberam quase R$ 100 bilhões em razão dos royalties do petróleo. A Petrobras foi responsável por 65% dessa arrecadação.  

A agência abriu duas consultas públicas para discutir o tema e propôs, em 2023, uma transição de 12 meses, com carência de 6 meses, após a aprovação da resolução, o que não ocorreu. 

A revisão poderia ter começado a partir de um decreto de Jair Bolsonaro (PL), editado em 2022, quando o ex-presidente revogou uma proteção feita por Michel Temer (MDB), que garantia que a base de cálculo da ANP seria a mesma até 2026. 

Se a resolução da ANP entrasse em vigor hoje, com carência de seis meses e a transição de 12 meses, essa blindagem já teria praticamente caducado.    

O que mudaria nos royalties do petróleo com o PL 50/2024? 

O texto de Gabriel Nunes foi apresentado na Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados e ainda está pendente de discussão nas comissões de Constituição e Justiça (CCJ) e de Finanças e Tributação. A única forma de acelerar a tramitação seria mediante um acordo de urgência, em plenário.  

“Os critérios para o cálculo do valor dos royalties deverão ser atualizados, de modo a garantir a sua aderência ao real valor da produção”, prevê o texto. A mudança passaria a valer para concessão e partilha de produção. 

• Na concessão, as alíquotas variam de 5% a 10%, com uma cobrança adicional e progressiva chamada participação especial, que incide sobre campos maiores e varia de 10% e 40% – a alíquota efetiva é reduzida devido a descontos de custos, investimentos e dos próprios royalties. No regime de partilha, os royalties são fixos em 15%.

Hoje, os preços são calculados pela ANP, com base no petróleo Brent, referência do mercado brasileiro, e preços dos derivados, para incorporar um fator de qualidade. É calculado com base nas médias mensais das cotações e atualizado todo mês.

No relatório de Gabriel Nunes, os preços de referência são estabelecidos pela ANP com base nas “cotações ou índices obtidos em bolsas de mercadorias e futuros, agências de pesquisa ou em agências governamentais”, apenas quando os outros dois critérios não forem aplicáveis.

Isto é, há uma hierarquia: a cobrança sobre preço real de venda do óleo e gás; os preços de transferência, quando for o caso. E, não sendo possível, a ANP considera as cotações de referência do mercado de ações.

Os preços de transferência visam às operações entre empresas do mesmo grupo, ou partes relacionadas. É o caso das exportações de óleo, em que o valor é faturado no Brasil, mas para uma empresa offshore, que realiza a comercialização final no mercado internacional.

Sem cobrança sobre gás natural reinjetado

Nunes fez duas alterações para assegurar a manutenção de políticas existentes: o governo federal poderá considerar as características dos campos maduros e com acumulações marginais; e não será feita cobrança sobre gás natural reinjetado.

“Isso é desaconselhável por vários motivos. A reinjeção de gás natural é necessária em razão de restrição operacional ou de falta de infraestrutura (como para movimentação ou separação de contaminantes), bem como de necessidade de aumentar o fator de recuperação de petróleo em campos de petróleo”, afirma Nunes. É o mesmo argumento das petroleiras. 

O projeto original de Hugo Leal deixou essa brecha, para cobrar royalties sobre o gás natural utilizado na elevação da produção de óleo ou produzido e armazenado. Não há cobrança sobre esses volumes atualmente.