divergÊncias relativas À medida provisÓria n … · no dia 24 de novembro de 2017, foi publicado...
TRANSCRIPT
O conteúdo deste trabalho não representa a posição da Consultoria Legislativa, tampouco da Câmara dos Deputados, sendo de exclusiva
responsabilidade de seu autor.
DIVERGÊNCIAS RELATIVAS À MEDIDA
PROVISÓRIA Nº 795, DE 2017, CONVERTIDA NA LEI Nº 13.586, DE 2017
Paulo César Ribeiro Lima Consultor Legislativo da Área XII
Recursos Minerais, Hídricos e Energéticos
ESTUDO TÉCNICO
FEVEREIRO DE 2018
© 2018 Câmara dos Deputados. Todos os direitos reservados. Este trabalho poderá ser reproduzido ou transmitido na íntegra, desde que citados(as) os(as) autores(as). São vedadas a venda, a reprodução parcial e a tradução, sem autorização prévia por escrito da Câmara dos Deputados. O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seus(suas) autores(as), não representando a posição da Consultoria Legislativa, caracterizando-se, nos termos do art. 13, parágrafo único da Resolução nº 48, de 1993, como produção de cunho pessoal de consultor(a).
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................... 4
2. DESCRIÇÃO da mpv Nº 795, DE 2017 .......................................................... 6
3. ART. 12 DO Decreto-Lei nº 62/1966 ............................................................ 12
4. COMENTÁRIOS SOBRE A lei nº 4.506/1964 .............................................. 17
5. LEI Nº 12.351/2010 ...................................................................................... 19
6. CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO NO BRASIL ......................... 28
7. ANÁLISE DO ART. 1º DA MPV Nº 795, DE 2017 ........................................ 33
8. POTENCIAL REDUÇÃO De ARRECADAÇÃO DE IRPJ E CSLL ................ 52
9. comentários sobre A NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA ...................... 68
10. comentários sobre A NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS ................ 69
11. CONCLUSÕES .......................................................................................... 74
12. BIBLIOGRAFIA .......................................................................................... 80
ANEXO - RESUMO EXECUTIVO .................................................................... 81
4
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
1. INTRODUÇÃO
Foi solicitado ao Consultor Legislativo Paulo César Ribeiro Lima
estudo geral sobre a Medida Provisória nº 795, de 2017. Assim sendo, foi
elaborado e encaminhado ao solicitante o estudo intitulado “ANÁLISE DA
MEDIDA PROVISÓRIA Nº 795, DE 2017”, denominado neste trabalho ESTUDO
TÉCNICO DE LIMA. O solicitante desse estudo, que em última análise é seu
proprietário, realizou sua divulgação na rede mundial de computadores1.
No dia 24 de novembro de 2017, foi publicado pelo Ministério da
Fazenda2, documento intitulado “NOTA SOBRE O EQUÍVOCO CONTIDO NA
INFORMAÇÃO DE QUE A MP 795 PROVOCARÁ PERDAS À UNIÃO DA
ORDEM DE R$ 1 TRILHÃO”, denominado neste trabalho NOTA DO
MINISTÉRIO DA FAZENDA.
Foi publicado, ainda, no sítio da Câmara dos Deputados, Nota
Técnica intitulada “Avaliação do estudo ‘Análise técnica da Medida Provisória
795, de 2017’”3, denominada neste trabalho NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS, de autoria dos Consultores Legislativos Francisco José Rocha de
Sousa e Cesar Costa Alves de Mattos.
Segundo a NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA, há dois erros
ou equívocos no ESTUDO TÉCNICO DE LIMA, que são apontados nos
seguintes termos:
“Interpretando incorretamente o art. 1º da MP
795/2017, o estudo considera que esse dispositivo
permitirá que se deduza da base de cálculo dos impostos
1 Disponível em https://www.brasil247.com/pt/247/economia/321920/Brasil-perder%C3%A1-R$-1-trilh%C3%A3o-do-pr%C3%A9-sal-com-nova-lei-do-petr%C3%B3leo.htm. Acesso no dia 8 de janeiro de 2018. 2 Disponível em http://idg.receita.fazenda.gov.br/noticias/ascom/2017/novembro/nota-sobre-o-equivoco-contido-na-informacao-de-que-a-mp-795-provocara-perdas-a-uniao-da-ordem-de-r-1-trilhao. Acesso em 27 de novembro de 2017.
3 Disponível em http://www2.camara.leg.br/a-camara/documentos-e-pesquisa/estudos-e-notas-tecnicas/Estudos-e-notas-tecnicas. Acesso em 8 de janeiro de 2018.
5
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
(US$ 23,20, no exemplo) o custo de produção da empresa
(US$ 22,00)”;
“O segundo equívoco é uma subestimativa do
excedente em óleo da União, obtido nos recentes leilões
da 2ª e 3ª rodadas”.
De acordo com a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, o
ESTUDO TÉCNICO DE LIMA “apresenta dois grandes equívocos. O primeiro
deles diz respeito ao art. 12 do Decreto-Lei nº 62, de 21 de novembro de 1966”;
“o outro grande equívoco diz respeito à afirmação de que com a aprovação da
medida provisória em apreço ‘nos vários campos do Pré-sal, a redução da receita
tributária de IRPJ e CSLL poderia ser superior a R$ 1 trilhão’”.
O presente trabalho tem o propósito de demonstrar que tanto a
NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA quanto a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS apresentam interpretações equivocadas acerca do ESTUDO
TÉCNICO DE LIMA.
Este trabalho tem como objetivo demonstrar que o art. 1º da
MPV nº 795, de 2017, pode levar a uma elevada redução da arrecadação de
IRPJ e CSLL, em razão das “possíveis deduções” tratadas em tal artigo e da
possibilidade de “duplicidade de dedução” relativas ao ativo formado na etapa
de desenvolvimento da produção.
Demonstradas essas possibilidades, não haveria os erros ou
equívocos apontados pela NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA. Da mesma
forma, não haveria os equívocos apontados na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS. São, dessa forma, interpretações diferentes para o mesmo dispositivo
legal.
Este estudo visa, ainda, demonstrar que pode haver uma grave
situação de conflito entre o art. 1º da nova Lei nº 13.586/2017 e a Lei nº 12.351,
de 22 de dezembro de 2010, que deu embasamento legal ao regime de partilha
de produção e ao contrato de Libra, primeiro bloco licitado sob esse regime.
6
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Foi incluído, ao final deste trabalho, um resumo executivo que
apresenta curta análise da legislação, das notas do Ministério da Fazenda e de
outros Consultores Legislativos, além de uma breve conclusão deste estudo.
2. DESCRIÇÃO DA MPV Nº 795, DE 2017
A MPV nº 795/2017 trata, basicamente, das seguintes matérias:
dedução das despesas de exploração e de produção
de petróleo e gás natural no Imposto sobre a Renda das
Pessoas Jurídicas (IRPJ) e na Contribuição Social sobre o
Lucro Líquido (CSLL), nos termos do art. 1º;
Imposto sobre a Renda Retido na Fonte (IRRF) nas
remessas ao exterior para pagamento de frete de
embarcações;
parcelamento de débitos tributários (Refis) de IRRF
nas remessas ao exterior para pagamento de frete de
embarcações;
IRPJ e CSLL sobre lucros no exterior com atividades
e serviços no setor petrolífero; e
regime especial de importação com suspensão de
tributos federais.
O foco deste Estudo Técnico é o art. 1º da MPV nº 795, de 2017,
transcrito a seguir:
Art. 1º Para fins de determinação do lucro real e da base de
cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL,
poderão ser integralmente deduzidas as importâncias aplicadas,
em cada período de apuração, nas atividades de exploração e
produção de jazidas de petróleo e de gás natural, definidas
no art. 6º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, observado o
disposto no § 1º.
7
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
§ 1º A despesa de exaustão decorrente de ativo formado
mediante gastos aplicados nas atividades de desenvolvimento
para viabilizar a produção de campo de petróleo ou de gás
natural é dedutível na apuração do lucro real e da base de
cálculo da CSLL.
§ 2º Para fins de apuração do lucro real e da base de cálculo da
CSLL, poderá ser considerada a exaustão acelerada dos ativos
de que trata o § 1º formados até 31 de dezembro de 2022,
calculada mediante a aplicação da taxa de exaustão,
determinada pelo método das unidades produzidas, multiplicada
por dois inteiros e cinco décimos.
§ 3º A quota de exaustão acelerada de que trata o § 2º será
excluída do lucro líquido, e o total da exaustão acumulada,
incluídas a normal e a acelerada, não poderá ultrapassar o custo
do ativo.
§ 4º A partir do período de apuração em que for atingido o limite
de que trata o § 3º, o valor da exaustão normal, registrado na
escrituração comercial, deverá ser adicionado ao lucro líquido
para efeito de determinação do lucro real e da base de cálculo
da CSLL.
§ 5º Quanto às máquinas, aos equipamentos e aos instrumentos
facilitadores aplicados nas atividades de desenvolvimento da
produção, a depreciação dedutível, para fins de determinação
do lucro real e da base de cálculo da CSLL, deverá ser realizada
de acordo com as taxas publicadas periodicamente pela
Secretaria da Receita Federal do Brasil, para cada espécie de
bem, em condições normais ou médias.
§ 6º Sem prejuízo do disposto no § 5º, fica assegurado ao
contribuinte o direito de computar a quota efetivamente
adequada às condições de depreciação das suas máquinas,
equipamentos e instrumentos facilitadores aplicados nas
atividades de desenvolvimento da produção, desde que faça
prova dessa adequação, quando adotar taxa diferente da
publicada pela Secretaria da Receita Federal do Brasil.
O caput do art. 1º da MPV nº 795/2017 trada de deduções
opcionais e integrais das importâncias aplicadas nas atividades de exploração e
produção de jazidas de petróleo e de gás natural. Dessa forma, podem ser
deduzidos, a critério do contribuinte, os custos exploratórios, de extração e
operação, de manutenção, entre outros, em cada período de apuração. Registre-
8
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
se que esses custos representam parte significativa do custo dos produtos
vendidos.
Há restrição apenas em relação às atividades de
desenvolvimento da produção, cujos gastos estão associados a despesas de
exaustão de jazidas decorrentes da formação de ativos, nos termos do § 1º.
Poderá ser considerada a exaustão acelerada do ativo, nos termos do § 2º. Os
parágrafos § 3º e 4º detalham as regras da exaustão.
Os parágrafos 5º e 6º do art. 1º, também referentes às atividades
de desenvolvimento, disciplinam o cálculo, para fins de determinação do lucro
real e da base de cálculo da CSLL, da depreciação dedutível de máquinas,
equipamentos e instrumentos.
O art. 2º da MPV nº 795/2017 altera os parágrafos 2º a 8º e
acrescenta os parágrafos 9º a 12 ao art. 1º da Lei nº 9.481, de 13 de agosto de
1997. Os dispositivos dessa lei, até então em vigor, tinham como objetivo coibir
a evasão fiscal derivada do benefício fiscal de redução a zero da alíquota do
IRRF concedido aos contratos de afretamento ou aluguel de embarcações
marítimas relacionados à prospecção e exploração de petróleo ou gás natural,
limitando o benefício no valor do contrato a:
85%, para embarcações com sistemas flutuantes de
produção ou armazenamento e descarga;
80%, para embarcações com sistema do tipo sonda
para perfuração, completação e manutenção de poços; e
65%, nos demais tipos de embarcações.
Com a nova redação do § 2º desse artigo, englobam-se as fases
de exploração e produção, em vez somente das fases de exploração e
prospecção.
A nova redação do § 9º do art. 1º da Lei nº 9.481/1997 reduz os
percentuais acima descritos para, respectivamente, 70%, 65% e 50%, a partir de
1º de janeiro de 2018. Esses novos percentuais não se aplicarão às
9
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
embarcações utilizadas na navegação de apoio marítimo, ou seja, o benefício
fiscal da redução a zero da alíquota se aplicará ao valor total do contrato nesse
caso, conforme nova redação do § 10 do art. 1º da Lei nº 9.481/1997.
A alteração no § 7º dessa Lei tem como objetivo tornar clara a
definição de empresa vinculada a pessoa jurídica prestadora do serviço, a fim de
alcançar situações de vinculação, tal como a hipótese de controle societário ou
administrativo comum.
O novo § 11 do art. 1º da Lei nº 9.481/1997 estabelece o
percentual máximo atribuído ao contrato de afretamento ou aluguel de
embarcações marítimas e ao contrato de prestação de serviço, relacionados às
atividades de transporte, movimentação, transferência, armazenamento e
regaseificação de gás natural liquefeito para fins de aplicação da redução a zero
de IRRF.
Por fim, o novo § 12 dessa Lei estabelece que os percentuais
definidos nos parágrafos 2º e 9º não se aplicam à apuração dos seguintes
tributos:
Contribuição de Intervenção de Domínio Econômico
(CIDE), de que trata a Lei nº 10.168/2000;
Contribuição para os Programas de Integração Social
e de Formação do Patrimônio do Servidor Público incidente
na Importação de Produtos Estrangeiros ou Serviços
(PIS/PASEP-Importação); e
Contribuição Social para o Financiamento da
Seguridade Social devida pelo Importador de Bens
Estrangeiros ou Serviços do Exterior (COFINS-
Importação).
Para a apuração desses tributos, permanecem válidas a
natureza e as condições do contrato de afretamento ou aluguel.
10
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
O art. 3º da MPV nº 795/2017 estabelece um regime de Refis,
em litígio administrativo ou fiscal, associados ao benefício fiscal do IRRF de que
tratam os dispositivos alterados pelo art. 2º dessa Medida Provisória.
Esse regime possibilita, para os fatos geradores ocorridos até 31
de dezembro de 2014, às empresas adotarem os percentuais máximos previstos
no § 2º do art. 1º da Lei nº 9.481/1997, mediante recolhimento em janeiro de
2018 da diferença de IRRF, acrescida de juros de mora, com redução de 100%
das multas de mora e de ofício, condicionada à desistência expressa e
irrevogável das ações administrativas e judiciais.
Os parágrafos 3º e 4º do art. 3º da MPV nº 795/2017 possibilitam
o pagamento da diferença de IRRF em doze parcelas, sendo a primeira parcela
com vencimento no mês de janeiro de 2018 e as demais onze parcelas com
vencimento no último dia útil dos meses subsequentes, atualizados pela taxa
Selic.
O art. 4º da MPV nº 795/2017 altera o § 3º do art. 77 da Lei nº
12.973, de 13 de maio de 2014, para fixar a data limite de 31 de dezembro de
2019 para a vigência do dispositivo; e para especificar que a parcela do lucro
auferido no exterior, por controlada, direta ou indireta, ou coligada,
correspondente às atividades de afretamento por tempo ou casco nu,
arrendamento mercantil operacional, aluguel, empréstimo de bens ou prestação
de serviços diretamente relacionados às fases de exploração e de produção de
petróleo e gás natural, no território brasileiro, não será computada na
determinação do lucro real e na base de cálculo da CSLL da pessoa jurídica
controladora domiciliada no País.
O art. 5º da MPV nº 795/2017 institui, a partir de 1º de janeiro de
2018, o regime especial de importação com suspensão do pagamento dos
tributos federais de bens cuja permanência no País seja definitiva e destinados
às atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás
natural.
Essa suspensão é relativa aos bens especificados pela
Secretaria da Receita Federal do Brasil (RFB) e aplica-se aos seguintes tributos:
11
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Imposto de Importação (II);
Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI);
Contribuição para o PIS/PASEP-Importação e
COFINS-Importação; e
Contribuição para o PIS/PASEP e COFINS.
Os bens importados devem ser destinados às atividades
previstas em até 3 anos, caso contrário o beneficiário deverá recolher os tributos
devidos.
A RFB poderá estender esse prazo em até doze meses e
regulamentará esse regime especial, incluindo sua forma de habilitação.
O art. 6º da MPV nº 795/2017 suspende, a partir de 1º de janeiro
de 2018, o pagamento de tributos federais na importação ou na aquisição no
mercado interno de matérias-primas, produtos intermediários e materiais de
embalagem para serem utilizados integralmente no processo produtivo de
produto final destinado às atividades de que trata o caput do art. 5º da MP, sendo
que tal suspensão aplica-se ao II, IPI, Contribuições para o PIS/PASEP-
Importação e COFINS-Importação, Contribuição para o PIS/PASEP e COFINS.
Os parágrafos 2º a 10 desse artigo disciplinam esse regime
adicional de desoneração tributária.
Conforme estabelecido pelo art. 7º da MPV nº 795/2017, os
regimes previstos nos arts. 5º e 6º permanecerão em vigor até 31 de julho de
2022.
O art. 8º da MPV nº 795/2017 determina à RFB que edite os atos
necessários à execução dos procedimentos de que trata a Medida Provisória.
O art. 9º da MPV nº 795/2017 obriga o Poder Executivo federal
a incluir o montante da renúncia fiscal dela decorrente no demonstrativo que
acompanhar o projeto de lei orçamentária anual e nas propostas orçamentárias
subsequentes.
12
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Nos termos do art. 9º da MPV nº 795/2017, suas disposições
entram em vigor na data de publicação da MP, com a postergação na produção
de efeitos para 1º de janeiro de 2018 no caso das medidas contidas nos arts. 1º;
2º; 5º, caput e § 1º a § 6º; e 6º, caput e § 1º a § 9º.
O art. 10 da MPV nº 795/2017 revoga o art. 12 do Decreto-Lei nº
62, de 21 de novembro de 1966, que autorizava a Petrobras a deduzir, para
efeito de determinação do lucro sujeito à tributação do Imposto de Renda, as
importâncias aplicadas em cada período de apuração na prospecção e extração
de petróleo cru.
3. ART. 12 DO DECRETO-LEI Nº 62/1966
Com a promulgação da Emenda Constitucional nº 9, de 1995, a
União passou a poder contratar, com empresas estatais ou privadas, a pesquisa
e a lavra de jazidas de petróleo e gás natural, além do refino, transporte,
importação e exportação. A regulamentação dessa possibilidade se deu com a
Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, que representou o fim do monopólio
executivo da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras nessas atividades.
Com o fim desse monopólio e a participação crescente de outras
empresas nas atividades de exploração e produção de petróleo, ficou clara a
necessidade de adequação da legislação fiscal, principalmente em relação ao
art. 12 do Decreto-Lei nº 62, de 21 de novembro de 1966, transcrito a seguir:
Art. 12. A Petróleo Brasileiro S. A. - PETROBRÁS - poderá
deduzir, para efeito de determinação do lucro sujeito à
tributação, as importâncias aplicadas em cada exercício na
prospecção e extração do petróleo cru.
Esse artigo representa, de fato, um privilégio para a Petrobras,
empresa que, como monopolista, tinha como um de seus objetivos o aumento
da produção nacional de petróleo. Em razão do exercício do monopólio executivo
e do controle governamental sobre a Petrobras, optou-se, à época, por uma
redação extremamente abrangente e imprecisa para esse dispositivo legal, pois,
em última análise, caberia à União, que tem o controle sobre as decisões da
13
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Petrobras, optar ou não pelas deduções de que trata o art. 12 do Decreto-Lei nº
62/1966.
O Congresso Nacional deveria, há 20 anos, ter realizado uma
ampla discussão nacional sobre o papel estratégico da Petrobras e do
tratamento tributário a ser dado à estatal e também a outras empresas
petrolíferas envolvidas com as atividades de exploração e produção, a partir da
promulgação da Lei nº 9.478/1997.
Em vez disso, o Regulamento do Imposto de Renda – RIR,
Decreto nº 3.000, de 26 de março de 1999, incorporou, com pequenos ajustes,
o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, nos seguintes termos:
Art. 416. O Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS poderá
deduzir, para efeito de determinação do lucro líquido, as
importâncias aplicadas, em cada período de apuração, na
prospecção e extração de petróleo cru (Decreto-Lei nº 62, de 21
de novembro de 1966, art. 12).
Segundo Barbosa (2008), tal dispositivo do RIR/1999 é
claramente inconstitucional, pois afronta o princípio da isonomia e da livre
concorrência, não sendo justificável garantir-se à Petrobras tratamento tão
vantajoso na apuração do imposto de renda devido.
Ela destaca, ainda, a falha na redação do dispositivo que, por
ser posterior à Lei nº 9.478/1997, deveria manter coerência nos termos técnicos
utilizados, ou seja, a expressão “prospecção e extração” deveria ter sido
substituída por “exploração e produção”.
Barbosa (2008) ressalta que a impossibilidade de tratamento tão
desigual é garantia constitucional, in verbis:
Art. 150. Sem prejuízo de outras garantias asseguradas ao
contribuinte, é vedado à União, aos Estados, ao Distrito Federal
e aos Municípios: (...)
......................................................................................................
14
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
II - instituir tratamento desigual entre contribuintes que se
encontrem em situação equivalente, proibida qualquer distinção
em razão de ocupação profissional ou função por eles exercida,
independentemente da denominação jurídica dos rendimentos,
títulos ou direitos.
Apesar da incorporação indevida do art. 12 do Decreto-Lei nº
62/1966 ao RIR/1999, a Receita Federal do Brasil – RFB não permitia que as
despesas da Petrobras nas etapas de desenvolvimento da produção fossem
deduzidas em cada período de apuração. Isso levou a Petrobras a recorrer ao
Conselho Administrativo de Recursos Fiscais – CARF.
De acordo com o Alerta Tributário da Campos Mello
Advogados4, a RFB considerava que tais despesas deviam ser “ativadas e
deduzidas nos períodos subsequentes, tendo em vista que o art. 12 do Decreto-
Lei 62/1966 (art. 416 do RIR/99) não mais vigorar em razão do término do
monopólio estatal no setor resultar na inconstitucionalidade da norma”.
Em 12 de maio de 2017, a Petrobras informou que foi notificada
de decisão do CARF definitiva e favorável à companhia, em processo
administrativo fiscal que aborda o momento da dedutibilidade dos gastos
incorridos pela Petrobras com o desenvolvimento da produção de petróleo e gás,
para fins de apuração do Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) e da
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL), referente ao exercício de
2009, no valor atualizado de R$ 5,8 bilhões.
Em relação ao exercício de 2010, a Petrobras informou, em 19
de outubro de 2017, que o CARF proferiu, nos temos do Acórdão nº 1201-
001.419, de 18 de outubro de 2017, por unanimidade, decisão favorável à
companhia em processo administrativo fiscal no valor de R$ 7,8 bilhões, que
aborda o momento da dedutibilidade dos gastos incorridos pela Petrobras com
o desenvolvimento da produção de petróleo e gás, para fins de apuração IRPJ e
da CSLL, referentes ao exercício de 2010.
4 Disponível em https://pt.slideshare.net/CamposMelloAdvogados/alerta-tributrio-petrleo-gs. Acesso em 9 de novembro de 2017.
15
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Transcreve-se, a seguir, a decisão desse Acórdão:
É vedado à Fiscalização afastar a aplicação de normativo
plenamente vigente, sob a alegação de inconstitucionalidade,
ainda que sob pretexto interpretativo de adequação à ordem
constitucional ulterior à sua edição. O lançamento tributário é
atividade vinculada.
É devida a presunção de constitucionalidade das normas pela
Administração Tributária, devendo aplicá-las de ofício, cabendo
somente ao Poder Judiciário a verificação de sua
compatibilidade com o texto constitucional, quando devidamente
provocado, pelas vias adequadas.
................................................................................................
A autorização de dedução de despesas contida art. 416 do
RIR/99 (art. 12 do Decreto-Lei nº 62/66) não foi suprimida ou
alterada após a edição da Lei nº 9.478/97. E, desde a sua
veiculação, foram contemplados na sua autorização de dedução
os gastos percebidos com a etapa de desenvolvimento dos
campos de petróleo.
................................................................................................
Ao que tudo indica, a Petrobras terá, ainda, outras favoráveis
decisões bilionárias junto ao CARF. Essas decisões decorrem do fato de o art.
12 do Decreto-Lei nº 62/1966 não ter sido revogado desde a promulgação da Lei
nº 9.478/1997.
Juntamente com essa revogação, deveria ter sido analisada e
aprovada no Congresso Nacional lei para disciplinar, com clareza e
detalhamento, o modelo tributário a ser aplicado tanto à Petrobras quanto a
outras empresas em relação às atividades de exploração e produção de petróleo
e gás natural.
Vale ressaltar, contudo, que, no caso de campos de petróleo
explorados sob o regime de concessão e sujeitos ao pagamento de participação,
há legislação específica que inviabiliza a dedução dos gastos na etapa de
desenvolvimento em cada exercício.
Trata-se do art. 50 da Lei nº 9.478/1997, que estabelece que o
edital e o contrato de concessão estabelecerão, nos casos de grande volume de
16
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
produção, ou de grande rentabilidade, o pagamento de uma participação
especial, a ser aplicada sobre a receita bruta da produção, deduzidos os
royalties, os investimentos na exploração, os custos operacionais, a depreciação
e os tributos previstos na legislação em vigor.
A Resolução ANP nº 12, de 21 de fevereiro de 2014, trata
especificamente da depreciação dos bens utilizados nas atividades de
exploração e produção de petróleo e gás natural. Transcrevem-se, a seguir,
trechos da Seção XIII do Capítulo IV que trata das deduções da receita bruta da
produção, para fins de pagamento de participação especial:
Seção XIII
Depreciação de Bens
Art. 29. Em cada período-base, poderão ser deduzidos, no
cálculo da receita líquida da produção do campo, os encargos
da depreciação de bens utilizados nas atividades de exploração
das jazidas de petróleo e gás natural e de perfuração de poços
e nas atividades de desenvolvimento e produção, de que tratam
respectivamente o inciso VIII do art. 15 e o inciso XII do art. 17,
decorrente do desgaste pelo uso, ação da natureza ou
obsolescência normal, desde que seja o concessionário quem
suporte o encargo econômico do desgaste ou obsolescência, de
acordo com as condições de propriedade, posse ou uso do bem.
§ 1º Os encargos de depreciação de um bem serão dedutíveis a
partir da data em que o bem for instalado, posto em serviço ou
em condições de produzir.
......................................................................................................
§ 5º Deverão ser objeto de depreciação os poços utilizados na
fase de produção, compreendendo os gastos incorridos na
perfuração e completação de poços produtores de petróleo e gás
natural ou de poços de injeção, incluindo a reperfuração,
aprofundamento e recompletação.
......................................................................................................
Quota de Depreciação
Art. 30. Os encargos de depreciação serão apropriados, em
cada período-base, em quotas trimestrais, determinadas
mediante a aplicação de uma taxa trimestral de depreciação
sobre o custo de aquisição dos bens depreciáveis.
17
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
§ 1º Em nenhuma hipótese, o montante acumulado das quotas
de depreciação poderá ultrapassar o custo de aquisição ou de
construção do bem.
......................................................................................................
Taxa de Depreciação
Art. 31. A taxa trimestral de depreciação, a que se refere o caput
do art. 30, será fixada em função do prazo de vida útil admissível
do bem, durante o qual se possa esperar a sua utilização
econômica pelo concessionário na sua atividade produtiva.
......................................................................................................
Observa-se, então, que, no caso dos principais campos
produtores de petróleo e gás natural sob o regime de concessão, já há, desde a
Lei nº 9.478/1997, menção explícita à depreciação e, a partir da Resolução ANP
nº 12/2014, regras claras sobre a forma de como deve ocorrer a dedução dos
custos de depreciação da receita bruta da produção.
A menção explícita à depreciação, ainda no ano de 1997, e a
inconstitucionalidade do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 podem impedir junto
ao Poder Judiciário as mencionadas perdas bilionárias para o Poder Público, em
razão das decisões do CARF favoráveis à Petrobras. Cabe, então, à União
recorrer ao Poder Judiciário, pois não há razões técnicas para essas decisões.
Importa registrar, ainda, que nem a Lei nº 9.478/1997 nem a
Resolução nº 12/2014 fazem menção à quota de exaustão de jazida.
Não há, contudo, como negar a urgência e a gravidade da
situação decorrente da não revogação do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 há
20 anos.
4. COMENTÁRIOS SOBRE A LEI Nº 4.506/1964
De acordo com o item 3.5 da Exposição de Motivos – EM nº
00100/2017 MF, de 15 de agosto de 2017, relativa à MPV nº 795, de 2017, “o
entendimento da Administração Tributária é no sentido de que se admite a
dedução, a título de despesas, das importâncias aplicadas em cada período na
18
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
fase de pesquisa de petróleo, conforme § 1º do art. 53 da Lei nº 4.506, de 30 de
novembro de 1964, que autoriza a dedução das despesas com prospecção e
cubagem de jazidas ou depósitos, realizadas por concessionários de pesquisa
ou lavra de minérios”.
Transcreve-se, a seguir, o caput e o § 1º do art. 53 da Lei nº
4.506/1964:
Art. 53. Serão admitidas como operacionais as despesas com
pesquisas científicas ou tecnológicas inclusive com
experimentação para criação ou aperfeiçoamento de produtos,
processos, fórmulas e técnicas de produção, administração ou
venda.
§ 1º Serão igualmente dedutíveis as despesas com prospecção
e cubagem de jazidas ou depósitos, realizadas por
concessionários de pesquisas ou lavra de minérios, sob a
orientação técnica de engenheiro de minas.
Não se julga adequado, tecnicamente, esse entendimento da
Administração Tributária, pois o caput do art. 53 da Lei nº 4.506/1964 dispõe
sobre dedução de despesas com pesquisas científicas ou tecnológicas e o § 1º
desse artigo trata de prospecção e cubagem de jazidas ou depósitos, realizadas
por concessionários de pesquisas ou lavra de minérios, sob a orientação técnica
de engenheiro de minas. Atualmente, as concessões minerais são regidas pelo
art. 176 da Constituição Federal.
Dessa forma, a permissão dessa dedução não diz respeito a
despesas com pesquisa e lavra de petróleo e gás natural, que são atividades
tratadas pelo inciso I do art. 177 da Constituição Federal. Registre-se que tais
atividades constituem monopólio da União.
Ressalte-se, ainda, que no regime de partilha de produção em
áreas do Pré-Sal e áreas estratégicas, introduzido pela Lei nº 12.351/2010, não
há que se falar em concessões minerais. Nesse regime, não há sequer
concessionários.
19
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
5. LEI Nº 12.351/2010
A Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, introduziu o regime
de partilha de produção no Brasil. Esse regime é aplicável ao polígono do Pré-
Sal e às áreas estratégicas.
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 excelente qualidade e alta
produtividade, o que coloca o Brasil em posição estratégica frente à demanda
mundial por petróleo e gás natural.
A “área” do Pré-Sal foi estabelecida como sendo a região do
subsolo formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com
superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices,
estabelecidas em Anexo à Lei nº 12.351/2010, bem como outras regiões que
venham a ser delimitadas em ato do Poder Executivo, de acordo com a evolução
do conhecimento geológico.
A descoberta dessa província pode representar a agregação de
reservas de 176 bilhões de barris de petróleo (Jones e Chaves, 2015), volume
significativamente maior que as atuais reservas nacionais, que, em 2014, eram
de 16,2 bilhões de barris de petróleo.
No regime de partilha de produção, os contratados têm direito a
se apropriar de parcela do óleo produzido para cobrir o custo em óleo, nos
termos do art. 2º da Lei nº 12.351/2010. Já o art. 42, § 1º, veda em qualquer
hipótese, o ressarcimento dos royalties ao contratado bem como sua inclusão no
cálculo do custo em óleo; o § 2º, por sua vez, dispõe que o bônus de assinatura
não integra o custo em óleo, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu
ressarcimento ao contratado. Esses dispositivos são 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
20
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
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;
II - custo em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, exigível unicamente
em caso de descoberta comercial, correspondente aos custos e
aos investimentos realizados pelo contratado na execução das
atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção
e desativação das instalações, sujeita a limites, prazos e
condições estabelecidos em contrato;
III - excedente em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos a ser repartida entre
a União e o contratado, segundo critérios definidos em contrato,
resultante da diferença entre o volume total da produção e as
parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties devidos e,
quando exigível, à participação de que trata o art. 43; (grifo
nosso)
......................................................................................................
Art. 42. O regime de partilha de produção terá as seguintes
receitas governamentais:
I - royalties; e
II - bônus de assinatura.
§ 1º Os royalties, com alíquota de 15% (quinze por cento) do
valor da produção, correspondem à compensação financeira
pela exploração do petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos líquidos de que trata o § 1º do art. 20 da
Constituição Federal, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu
ressarcimento ao contratado e sua inclusão no cálculo do custo
em óleo.
§ 2º O bônus de assinatura não integra o custo em óleo e
corresponde a valor fixo devido à União pelo contratado,
devendo ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção
e pago no ato da sua assinatura, sendo vedado, em qualquer
hipótese, seu ressarcimento ao contratado. (grifo nosso)
21
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Como evidenciado pelos incisos I e II do art. 2º da Lei nº
12.351/2010, o contratado tem direito à apropriação do custo em óleo, que é a
parcela da produção correspondente aos custos e aos investimentos realizados
pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação,
desenvolvimento, produção e desativação das instalações. O inciso III do art. 2º
dispõe que cabe ao contratado parcela do excedente em óleo, que é a tradução
da expressão profit oil, adotada internacionalmente nos contratos de partilha de
produção.
Dessa forma, a Administração Tributária deveria considerar o
custo em óleo como as deduções, relativas às atividades de exploração e
produção, para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL.
Dessa forma, o custo dos produtos e serviços vendidos para se
determinar o lucro bruto, utilizando-se terminologia apresentada pela Petrobras5,
deveria ter o custo em óleo como parâmetro. Poderiam ser permitidas deduções
específicas do lucro bruto relativas às atividades de exploração e produção, além
dos itens que integram o custo em óleo, mas com muita parcimônia.
Nos termos do art. 42, fica evidenciado, ainda, que os royalties
e o bônus de assinatura não integram o custo em óleo. Além disso, não pode
haver qualquer tipo de ressarcimento desses pagamentos. Desse modo, esses
custos não podem ser deduzidos para fins de determinação do lucro real e da
base de cálculo da CSLL, pois isso caracterizaria um ressarcimento ao
contratado.
A Figura 5.1 apresenta a Demonstração do Resultado –
Consolidado da Petrobras nos anos de 2015 e 2016, na qual são mostrados os
lucros brutos e as deduções do lucro para fins de cálculo do lucro líquido a ser
ajustado para se determinar a base de cálculo do IRPJ e da CSLL.
5 Disponível em http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/resultados-financeiros/holding. Acesso em 17 de janeiro de 2018.
22
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 5.1 – Demonstração do Resultado Consolidado da Petrobras nos anos de
2015 e 2016.
Fonte: Petrobras
É importante registrar que o regime de partilha de produção é
novo no Brasil. Santos e Silva (2013) muito bem ressaltam diversas dúvidas
referentes ao regime de partilha de produção.
Transcreve-se, a seguir, trecho de Santos e Silva (2013):
Um ponto importante a destacar é que a Lei n.º 12.351/2010
não alterou a legislação tributária vigente, fato que enseja
diversas dúvidas, tais como: o resultado que servirá de base
para cálculo do imposto de renda será o apurado na partilha
($26.775 mil) ou o apurado normalmente pela contabilidade
($41.398)? E os impostos e contribuições, como ICMS, PIS,
Cofins, poderão ser recuperados (compor o custo óleo)? E
quando da transferência do óleo da empresa privada para a
PPSA, estados e municípios irão taxar essa movimentação de
mercadoria/prestação de serviço (transporte do óleo)? Ou seja,
23
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
são questões que ainda exigirão um esforço legislativo muito
intenso, com vistas a viabilizar a exploração do pré-sal, uma vez
que essas questões, entre outras, impacta decisivamente a
decisão dos investidores em entrarem numa empreitada de
grande magnitude como são os projetos de exploração e
produção de petróleo. (grifo nosso)
Nos anos de 2015 e 2016, merecem destaque, como mostrado
na Figura 5.1, as deduções feitas pela Petrobras de, respectivamente, R$ 110,9
bilhões e R$ 72,9 bilhões, com destaque para as despesas de vendas, as
despesas gerais e administrativas, os custos exploratórios para extração de
petróleo e gás (áreas não comerciais), a reversão/perda no valor de recuperação
de ativos – Impairment e as outras despesas.
A Figura 5.2 mostra as perdas por desvalorização de ativos
(impairments), realizadas pela Petrobras, nos anos de 2015 e 2014 de,
respectivamente, R$ 47,7 bilhões e R$ 44,5 bilhões. Do impairment de R$ 47,7
bilhões de 2015, R$ 33,7 bilhões referem-se a campos de produção de petróleo
e gás natural de diversas unidades geradoras de caixa (UGC) no Brasil.
24
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 5.2 – Impairments realizados pela Petrobras em 2015 e 2014.
Fonte: Petrobras
Os fluxos de caixa futuros da Petrobras consideraram premissas
e orçamentos; e taxa de desconto pós-imposto em moeda constante de 8,3% ao
ano, que deriva da metodologia do WACC (weighted average cost of capital)
para o setor de exploração e produção. Essas perdas por impairment do
segmento de exploração e produção em bilhões de Reais estão relacionadas,
predominantemente, aos campos de Papa-Terra (R$ 8,723), Polo Centro-Sul
(R$ 4,605), Polo Uruguá (R$ 3,849), Espadarte (R$ 2,315), Linguado (R$ 1,911),
Polo CVIT – Espírito Santo (R$ 1,463), Piranema (R$ 1,333), Lapa (R$ 1,238),
Bicudo (R$ 0,937), Frade (R$ 0,773), Badejo (R$ 0,740), Pampo (R$ 0,355) e
Trilha (R$ 0,327), em função da revisão de premissas de preço, decorrente da
queda das projeções dos preços do petróleo no mercado internacional que
ocasionaram redução nas reservas de óleo e gás e nos fluxos de caixa dos
projetos, bem como pelo aumento da taxa de desconto e revisão geológica do
reservatório de Papa-Terra.
25
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Observa-se, então, que, de certa forma, o valor dos ativos a
serem depreciados ou exauridos estão associados a julgamentos sobre reservas
petrolíferas que, em última análise, são bens da União.
Essa questão será analisada em estudo técnico específico, pois,
salvo melhor juízo, as “despesas a título de impairment” foram deduzidas pela
Petrobras para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL.
A ausência de pagamento de IRPJ e CSLL está associada aos elevados
prejuízos contábeis apresentados pela Petrobras nos anos de 2016 e 2015 de,
respectivamente, R$ 13,1 bilhões e R$ 35,1 bilhões, mostrados na Figura 5.1,
que foram, em parte, decorrentes de impairments.
Se parte dos custos desses ativos já havia sido deduzida para
fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL em cada período
de apuração, o impairment significa uma duplicidade de dedução. No regime de
partilha de produção, os custos e despesas recuperáveis, como custo em óleo,
não estão sujeitos à duplicidade de dedução.
De acordo com Hein (2017), impairment são despesas para fins
de livro contábil, mas nunca dedutível para fins de imposto. Trasncreve-se, a
seguir, trecho desse trabalho:
Impairment of oil and gas properties are expensed for book
but are never deductible for tax.
Na Noruega, por exemplo, os impairments podem contribuir para
prejuízos contábeis da Statoil Petroleum AS em determinados anos. Esses
prejuízos, no entanto, não significam que não haverá pagamento de imposto de
renda. A Figura 5.3 mostra que essa subsidiária integral da Statoil ASA teve
prejuízo antes do imposto de renda de US$ 131 milhões e US$ 435 milhões nos
anos de, respectivamente, 2016 e 20156.
6 Disponível em https://www.statoil.com/content/dam/statoil/documents/debt-and-credit-ir/statoil-petroleum-2016-2.pdf. Acesso em 29 de janeiro de 2018.
26
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 5.3 – Declaração de Renda da Statoil.
Fonte: Statoil
Mesmo tendo apresentado prejuízos antes do imposto de renda,
a Statoil Petroleum AS pagou imposto de renda de US$ 2,4 bilhões e US$ 5,3
bilhões nos anos de, respectivamente, 2016 e 2015. Em razão do pagamento de
imposto, os prejuízos contábeis do período aumentaram de R$ 131 milhões para
US$ 2,5 bilhões e de US$ 435 milhões para US$ 5,8 bilhões nos anos de,
respectivamente, 2016 e 2015.
Em suma, a própria legislação tributária deveria levar em conta
a Lei nº 12.351/2010 e os contratos de partilha de produção para fins de
estabelecimento do custo em óleo como os custos e despesas dedutíveis para
fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL. É isso que
ocorre em países que adotam o regime de partilha de produção.
Esse regime foi concebido na Indonésia. Desde sua concepção,
esse país adota o princípio da uniformidade, segundo o qual os custos e
27
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
despesas dedutíveis como custo em óleo (cost oil) são os mesmos adotados
para cálculo do imposto sobre a renda7.
Também em Angola, somente as despesas recuperáveis como
custo em óleo são dedutíveis para fins de imposto de renda, cuja alíquota é 50%.
Transcreve-se, a seguir, trecho do trabalho de Graça e Lima (2017) sobre a
tributação das empresas petrolíferas em Angola:
PIT is assessed on a ring-fencing basis and corresponds to
the crude oil produced net of the cost oil (deductible expenses)
and the National Concessionaire’s share. Only recoverable
expenses under the PSA are tax-deductible. The tax rate is 50
per cent.
Ressalte-se, ainda, que, em Angola, o imposto sobre a renda
petrolífera (petroleum income tax – PIT) é calculado a partir de determinada área
contratada sob o regime de partilha de produção. Dessa forma, não são
permitidas deduções de custos e despesas de outras áreas para fins de imposto
de renda (ring-fencing).
O nível de ring-fencing pode ser tão baixo quanto um campo,
uma área de contrato ou, em alguns casos, toda uma região. É comum que mais
de um campo seja descoberto em um bloco contratado sob o regime de partilha
de produção.
O ring-fencing também pode agir como incentivo fiscal para
atividades adicionais. Se um país fica com 80% do excedente em óleo, por
exemplo, a perfuração de um novo poço exploratório significa que o governo está
também pagando 80% dos custos de exploração. Por essa razão, alguns países
são relutantes em adotar determinado tipo de ring-fencing já que ele pode
reduzir, significativamente, sua receita no curto prazo8.
Importa transcrever trecho de artigo de Sunley et al. (2002),
preparado para a Conferência do Fundo Monetário Internacional sobre
7 Disponível em https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/global/Documents/Energy-and-Resources/gx-er-oilandgas-indonesia.pdf. Acesso em 29 de janeiro de 2018. 8 Disponível em http://blogs.bakerhughes.com/reservoir/2011/06/18/types-of-international-petroleum-fiscal-regimes-ring-fencing-reserve-treatment/. Acesso em 29 de janeiro de 2018.
28
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
implementação e formulação de políticas fiscais em países produtores de
petróleo:
The split of profit oil is often fixed—60 percent for the
government and 40 percent for the investor, for example. It may
vary by level of production, the price of crude oil, or the internal
rate of return earned on the project. Contractors often pay
income tax on their share of production.
Em suma, o Brasil, para não ser um caso à parte, deveria ter
adotado o princípio da uniformidade, adotando o custo em óleo para fins de
estabelecimento dos custos e despesas dedutíveis para fins de determinação do
lucro real e da base de cálculo da CSLL.
6. CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO NO BRASIL
Até o momento, foram realizadas três Rodadas de Licitação no
polígono do Pré-Sal, sob o regime de partilha de produção. Na 1ª Rodada de
Partilha de Produção, realizada em outubro de 2013, foi ofertada a área de Libra;
na 2ª, foram ofertadas as áreas de Norte de Carcará, Entorno de Sapinhoá, Sul
de Gato do Mato e Sudoeste de Tartaruga Verde; e, na 3ª, foram ofertadas as
áreas de Peroba, Pau-Brasil, Alto de Cabo Frio-Oeste e Alto de Cabo Frio-
Central. Para o ano de 2018, está prevista a 4ª Rodada do Pré-Sal, na qual serão
ofertadas as áreas de Uirapuru, Três Marias, Saturno, Dois Irmãos e
Itaimbezinho.
Na 1ª Rodada do Pré-Sal, participou apenas um consórcio, que
venceu a licitação. Esse consórcio foi liderado pela Petrobras, que tem 40% de
participação. As parceiras da Petrobras em Libra são Shell, Total, CNPC e
CNOOC.
Toma-se como exemplo, para analisar o regime de partilha de
produção, o contrato de Libra, assinado em 2 de dezembro de 20139. O contrato
de partilha de produção de Libra será denominado apenas como contrato de
9 Disponível em http://www.ebc.com.br/noticias/brasil/2013/12/primeiro-contrato-para-exploracao-do-pre-sal-sera-assinado-hoje. Acesso em 27 de novembro de 2017.
29
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
partilha de produção. A partir desse contrato, já foram perfurados 12 poços
exploratórios e já entrou em operação, no dia 26 de novembro de 2017, o FPSO
Pioneiro de Libra, que é uma unidade estacionária de produção flutuante que
produz, armazena e transfere petróleo (floating, production, storage and
offloading – FPSO)10.
Em Libra, o completo desenvolvimento da área de 727 km2
deverá requerer pelo menos 10 FPSOs11. Dessa forma, os custos e os
investimentos serão altos, mas apropriados pelos contratados na forma de custo
em óleo.
O contrato de partilha de produção de Libra12, com vigência de
35 anos, dispõe, em sua Cláusula Quinta, sobre a recuperação do custo em óleo.
Em caso de descoberta comercial, o contratado terá direito a receber, como
custo em óleo, uma parcela da produção de petróleo e gás natural produzido.
O contratado, a cada mês, poderá recuperar o custo em óleo,
respeitando o limite de 50% do valor bruto da produção nos dois primeiros anos
de Produção e de 30% desse valor nos anos seguintes, para cada módulo da
etapa de desenvolvimento13.
Após o início da produção, caso os gastos registrados como
custo em óleo não sejam recuperados no prazo de 2 anos a contar da data do
seu reconhecimento como crédito para o contratado, o limite de 30% será
aumentado, no período seguinte, para até 50% até que os respectivos gastos
sejam recuperados.
Nos termos do parágrafo 3.1 do contrato de partilha de produção
de Libra, compõem o custo em óleo os gastos realizados pelos contratados na
10 Disponível em http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/iniciamos-producao-de-libra.htm. Acesso em 27 de novembro de 2017.
11 Disponível em https://dokumen.tips/documents/offshore-july-2013.html. Acesso em 27 de novembro de 2017.
12 Disponível em http://www.brasil-rounds.gov.br/round_p1/portugues_p1/edital.asp. Acesso em 8 de janeiro de 2018. 13 Nos termos do contrato de partilha de produção, é definido como módulo individualizado, composto por instalações e infraestrutura para Produção de Petróleo e Gás Natural de uma ou mais Jazidas de determinado Campo, segundo o Plano de Desenvolvimento aprovado pela ANP.
30
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
área do contrato, aprovados no Comitê Operacional e reconhecidos pela
Gestora, relativos às atividades de:
3.1.1 Exploração e Avaliação;
3.1.2 Desenvolvimento;
3.1.3 Produção;
3.1.4 Desativação das instalações; e
3.1.5 Pesquisa e Desenvolvimento e Inovação contratados nos
termos dos parágrafos 7.2 e 7.3 da Cláusula Sétima - Despesas
Qualificadas como Pesquisa e Desenvolvimento e Inovação, do
Contrato.
Desde que relacionados com as atividades elencadas no
parágrafo 3.1 os seguintes gastos, dentre outros, serão passíveis de
reconhecimento como custo em óleo:
3.2.1 Aquisição de insumos consumidos nas Operações;
3.2.2 Aluguel, afretamento e arrendamento mercantil de bens e
equipamentos utilizados nas operações;
3.2.3 Aquisição, processamento e interpretação de dados de
geologia, geofísica e geoquímica;
3.2.4 Valor dos bens incorporados aos ativos fixos adquiridos e
utilizados nas operações;
3.2.5 Conservação, manutenção e reparo de bens,
equipamentos, instalações e reposição de bens ou
equipamentos perdidos pelo contratado na execução das
operações em conformidade com as melhores práticas da
indústria do petróleo, ressalvado o disposto no parágrafo
3.14.10;
3.2.6 Aquisição e manutenção de seguros aprovados pelo
Comitê Operacional;
3.2.7 Operações de embarcações e aeronaves;
31
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
3.2.8 Inspeção, armazenamento, movimentação e transporte de
materiais e equipamentos;
3.2.9 Obtenção de permissões, servidões e desapropriação de
imóveis e assemelhados;
Observa-se, então, que os gastos de afretamento e
arrendamento serão recuperados como custo em óleo. Com relação aos ativos
fixos, somente o valor dos bens adquiridos serão recuperados como custo em
óleo. Assim sendo, o contrato de partilha de produção não permite que o valor
de um bem arrendado, por exemplo, integre o custo em óleo.
É muito importante destacar, ainda, que, nos termos do
parágrafo 3.14, não integram o custo em óleo, entre outros: os royalties, o bônus
de assinatura, os royalties comerciais pagos a afiliadas, os encargos financeiros
e amortizações de empréstimos e financiamentos; despesas de pesquisa,
desenvolvimento e inovação contratados nos termos do parágrafo 7.5; gastos
com ativos imobilizados que não estejam diretamente relacionados com as
atividades de exploração e avaliação, desenvolvimento, produção, desativação
das instalações; gastos relacionados com custas judiciais e extrajudiciais,
conciliações, arbitragens, perícias, honorários advocatícios; multas, sanções e
penalidades; gastos com a reposição de bens, equipamento e insumos que
forem perdidos, danificados ou inutilizados em virtude de caso fortuito, bem como
de dolo, imperícia, negligência, ou imprudência por parte do operador; tributos
sobre a renda; e gastos com comercialização ou transporte, excluídos todos os
gastos relacionados ao escoamento da produção.
Nos termos do parágrafo 3.3 do contrato de partilha de produção
de Libra, incluem-se nas atividades de exploração e avaliação:
3.3.1 Levantamento, processamento, reprocessamento e
interpretação de dados de geologia e geofísica;
3.3.2 Perfuração, completação e abandono de poços
exploratórios;
32
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
3.3.3 Execução de testes de formação e de produção para a
avaliação da descoberta; e
3.3.4 Implantação de instalações utilizadas para apoiar os
propósitos acima, incluindo serviços e obras de engenharia civil.
As atividades de desenvolvimento, nos termos do parágrafo 3.4,
incluem:
3.4.1 Estudos e projetos de implantação das instalações;
3.4.2 Perfuração e completação de poços de produção e
injeção; e
3.4.3 Instalação de equipamentos e embarcações de extração,
coleta, tratamento, armazenamento e transferência de petróleo
e gás natural.
a) Tais instalações compreendem: plataformas marítimas,
tubulações, unidades de tratamento de petróleo e gás natural,
equipamentos e instalações para medição da produção
fiscalizada, equipamentos para cabeça de poço, tubos de
produção, linhas de fluxo, tanques e demais instalações
exclusivamente destinadas à extração, bem como oleodutos e
gasodutos diretamente ligados ao escoamento da produção, e
suas respectivas estações de compressão e bombeio.
b) Ramais secundários de distribuição que não tenham a
finalidade de escoamento de produção não deverão ser
considerados como atividade de Desenvolvimento.
Registre-se, por fim, que nos termos do parágrafo 5.7 do
contrato de partilha de produção de Libra, eventual saldo positivo da conta custo
em óleo ao final do prazo contratual não gerará direito a indenizações ou
restituições aos contratados. Desse modo, garante-se que, no mínimo, 50% do
valor bruto da produção serão destinados aos royalties (15%) e ao excedente
em óleo (35%), a ser dividido entre a União e os contratados.
Observa-se, então, que, no regime de partilha de produção, há
muita clareza e detalhe na definição das deduções que integram o custo em óleo.
33
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
São essas deduções que deveriam ser utilizadas para determinação do lucro
real e da base de cálculo da CSLL.
Conclui-se, então, que a legislação tributária poderia definir as
deduções fiscais a partir do custo em óleo; outras deduções relativas às
atividades de exploração e produção poderiam ocorrer, mas com muito rigor,
clareza e parcimônia. Decorre disso as críticas às possibilidades de deduções
generalizadas e em duplicidade permitidas pelo art. 1º da MPV nº 795, de 2017,
que será analisado a seguir, no capítulo 7.
7. ANÁLISE DO ART. 1º DA MPV Nº 795, DE 2017
O caput do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, é muito semelhante
ao art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, que foi revogado pelo art. 11 da própria
MPV nº 795, de 2017. No entanto, esse artigo apresenta seis parágrafos, todos
relativos às atividades de desenvolvimento da produção.
O grande mérito da MPV nº 795, de 2017, é, de fato, a revogação
do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966. No entanto, não houve somente sua
revogação. Esse artigo foi modificado, principalmente pelo acréscimo de
parágrafos, e incluído na MPV nº 795, de 2017, nos termos do seu art. 1º.
Se o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 fosse simplesmente
revogado, o setor petrolífero teria o mesmo tratamento tributário que qualquer
outro setor da economia nacional e não haveria os conflitos e as mencionadas
decisões do CARF favoráveis à Petrobras, que podem impor perdas bilionárias
aos cofres públicos.
Além dessa revogação, a MPV nº 795, de 2017, poderia utilizar
todo o conhecimento, objetividade, clareza e detalhamento referente ao regime
de partilha de produção e respectivo contrato para definir, em lei, as deduções
para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL. A própria
legislação do regime de concessão poderia ser utilizada para as deduções de
IRPJ e CSLL para os contratados sob esse regime.
34
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Desse modo, caberia ao art. 1º da MPV nº 795, de 2017, apenas
citar ou reproduzir a legislação do setor petrolífero e estabelecer possíveis
deduções adicionais relacionadas com as atividades de exploração e produção
de petróleo e gás natural, mas com muita parcimônia, no sentido de evitar que
atividades rentáveis não gerem a devida arrecadação de tributos sobre a renda.
Entretanto, o Poder Executivo adotou um caminho que se
considera equivocado quando da edição do art. 1º da MPV nº 795, de 2017. A
visão da Receita Federal do Brasil – RFB parece ter sido a criação de um modelo
tributário a partir do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, sem o detalhamento e a
clareza necessários a tão complexa matéria.
Na visão da RFB, salvo melhor juízo, o art. 1º da MPV nº 795,
de 2017, a partir de poucas “linhas”, deve ser o modelo tributário para as
atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. Modelo esse que
utiliza a expressão “poderão ser integralmente deduzidas”.
Dessa forma, tal modelo permite que o contribuinte “escolha”
como comporá o custo dos produtos e serviços vendidos em cada período de
apuração. Permite, ainda, que o contribuinte “escolha” deduções do lucro bruto
para se chegar ao lucro líquido antes do IRPJ e CSLL.
Seria adequado que o custo dos produtos e serviços vendidos e
o lucro líquido antes do IRPJ e CSLL possam ser determinados a partir de
deduções opcionais?
Nesse contexto, apresenta-se, a seguir, análise detalhada do
art. 1º da MPV nº 795, de 2017.
As principais diferenças do caput entre o art. 1º da MPV nº 795,
de 2017, que deu origem ao art. 1º da Lei nº 13.586/2017, e o art. 12 do Decreto-
Lei nº 62/1966 dizem respeito ao fato de o art. 12 aplicar-se exclusivamente à
Petrobras e à presença da expressão “observado o disposto no § 1º”, que é
inadequada em termos de redação legislativa, pois não há hipótese de todos os
parágrafos de determinado artigo não serem observados.
35
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Transcrevem-se, a seguir, as redações desses dispositivos:
Art 12. A Petróleo Brasileiro S. A. - PETROBRÁS - poderá
deduzir, para efeito de determinação do lucro sujeito à
tributação, as importâncias aplicadas em cada exercício na
prospecção e extração do petróleo cru.
Art. 1º Para fins de determinação do lucro real e da base de
cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL,
poderão ser integralmente deduzidas as importâncias aplicadas,
em cada período de apuração, nas atividades de exploração e
produção de jazidas de petróleo e de gás natural, definidas no
art. 6º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, observado o
disposto no § 1º.
O caput do art. 1º da Lei nº 13.586/2017 apresenta alterações
pouco significativas em relação ao art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 que são a
substituição da expressão “prospecção e extração do petróleo cru” por
“exploração e produção de jazidas de petróleo e de gás natural, definidas no art.
6º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997”; a substituição da expressão “em
cada exercício” por “em cada período de apuração”; e a substituição da
expressão “determinação do lucro sujeito à tributação” por “determinação do
lucro real e da base de cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido –
CSLL”. Destaque-se, ainda, a inclusão, no art. 1º da Lei nº 13.586/2017, da
expressão “integralmente”.
Assim, a grande diferença entre o art. 12 do Decreto-Lei nº
62/1966 e o art. 1º da Lei nº 13.586/2017 é a presença dos parágrafos 1º ao 6º,
que tratam exclusivamente das atividades de desenvolvimento da produção.
Portanto, à exceção das atividades da etapa de desenvolvimento da produção,
todas as empresas petrolíferas terão, grosso modo, o tratamento privilegiado que
a Petrobras tinha como monopolista.
Desse modo, todas as empresas petrolíferas terão à sua
disposição “opções de dedução” para fins de determinação do lucro real e da
base de cálculo da CSLL. O contribuinte, a seu critério, poderá, de certa forma,
escolher o patamar de pagamento do IRPJ e da CSLL. Isso pode até fazer
36
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
sentido para uma empresa estatal monopolista, mas não deve ser considerado
adequado para empresas petrolíferas em geral.
A redação do caput do art. 1º permite às empresas petrolíferas
deduzirem ou não, em cada período de apuração, as “importâncias aplicadas”
nas atividades de exploração, avaliação, extração e operação, e desativação.
Como já mencionado, nos termos da Lei nº 12.351/2010, não
integram o custo em óleo, por exemplo, os royalties e os bônus de assinatura.
As empresas podem interpretar que royalties e bônus de assinatura são
“importâncias aplicadas” nas atividades de exploração e produção e, assim,
deduzirem esses valores da base de cálculo do IRPJ e da CSLL em cada período
de apuração.
No regime de partilha de produção, é vedado, em qualquer
hipótese, o ressarcimento dos royalties ao contratado e sua inclusão no cálculo
do custo em óleo. Se os royalties, cuja alíquota é 15%, forem deduzidos da base
de cálculo do IRPJ e da CSLL, haverá um ressarcimento ao contratado de
respectivamente, 25% e 9% de 15% do valor da produção.
Assim sendo, a “alíquota efetiva” dos royalties seria, de fato,
9,9% do valor da produção, pois haverá uma redução correspondente a 5,1% do
valor da produção na arrecadação desses tributos; 5,1% correspondem a 34%
(25% + 9%) da alíquota de royalties de 15%.
No caso de Libra, o bônus de assinatura foi de R$ 15 bilhões. Se
esse valor for deduzido para fins de base de cálculo do IRPJ e da CSLL, o “valor
efetivo” do bônus de assinatura será de R$ 9,9 bilhões, pois R$ 5,1 bilhões
seriam ressarcidos aos contratados.
No caso da licitação sob o regime de partilha de produção dos
excedentes da cessão onerosa, os bônus de assinatura podem chegar a R$ 80,5
bilhões. Se esses bônus forem deduzidos da base de cálculo do IRPJ e da CSLL,
a redução de arrecadação será de R$ 27,37 bilhões apenas no ano da assinatura
dos contratos.
37
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Caso a RFB não permita que os gastos com royalties e os bônus
de assinatura sejam deduzidos, em cada período de operação, para fins de
determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL, uma empresa
petrolífera poderá questionar junto ao CARF e, eventualmente, junto ao Poder
Judiciário, para que tais gastos possam ser deduzidos, pois pode ser
interpretado que eles são “importâncias aplicadas” nas atividades de exploração
e produção. Como o art. 1º da Lei nº 13.586/2017 é posterior ao art. 42 da Lei nº
12.351/2010, poderá prevalecer o entendimento de que é possível essa
dedução.
Os custos com levantamento, processamento, reprocessamento
e interpretação de dados de geologia e geofísica, ao contrário dos royalties e do
bônus de assinatura, integram o custo em óleo. Nos termos do contrato de
partilha de produção, o custo dessas atividades somente será recuperado a partir
da efetiva produção.
O caput do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, por sua vez, permite
que esses custos sejam deduzidos em cada período de apuração, em absoluta
falta de sintonia com o contrato de partilha de produção. O mesmo raciocínio é
válido para outros custos de exploração e avaliação.
Nos termos do contrato de partilha, há um limite de 50% ou 30%
do valor bruto da produção para recuperação do custo em óleo. Desse modo,
em razão das diferenças entre receitas e custos, a recuperação dos custos de
exploração, avaliação, desenvolvimento e extração poderá ser mais rápida ou
mais lenta14.
Destaque-se, ainda, que, como já mencionado, não há
possibilidade de não haver excedente em óleo, de no mínimo 35% do valor total
da produção, e de royalties, na alíquota de 15% do valor total da produção, sem
possibilidade de qualquer tipo de ressarcimento ao contratado. Isso garante, em
qualquer situação, uma importante receita governamental.
14 Disponível em http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/preco-do-petroleo-respostas-ao-valor-economico.htm. Acesso em 8 de janeiro de 2018.
38
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Entretanto, nos termos do caput do art. 1º da MPV nº 795, de
2017, os bônus de assinatura, os royalties, os custos exploratórios, os custos de
extração e operação, entre outros, poderão ser deduzidos, sem limites, em cada
período de apuração, para fins de determinação do lucro real e da base de
cálculo da CSLL, em absoluta incompatibilidade com os termos da Lei nº
12.351/2010 e com o contrato de partilha de produção. Dessa forma, esse caput
pode gerar deduções muito maiores do que as que integram o custo em óleo.
Os parágrafos 1º ao 6º da Lei nº 13.586/2017, resultante dos
parágrafos 1º a 6º da MPV nº 795, de 2017, tratam das atividades de
desenvolvimento da produção. Os parágrafos 1º ao 4º tratam da despesa de
exaustão decorrente de ativo formado mediante gastos aplicados nas atividades
de desenvolvimento para viabilizar a produção de campo de petróleo ou de gás
natural, que é dedutível na apuração do lucro real e da base de cálculo da CSLL.
Poderá ser considerada a exaustão acelerada desses ativos,
calculada mediante a aplicação da taxa de exaustão, determinada pelo método
das unidades produzidas, multiplicada por 2,5. A quota dessa exaustão
acelerada será excluída do lucro líquido, e o total da exaustão acumulada,
incluídas a normal e a acelerada, não poderá ultrapassar o custo do ativo.
Os parágrafos 5º e 6º tratam da dedução da depreciação das
máquinas, equipamentos e instrumentos facilitadores aplicados nas atividades
de desenvolvimento da produção. Fica assegurado ao contribuinte o direito de
computar a quota efetivamente adequada às condições de depreciação das suas
máquinas, equipamentos e instrumentos facilitadores aplicados nas atividades
de desenvolvimento da produção, desde que faça prova dessa adequação.
Importa ressaltar, incialmente, que o valor dos ativos
imobilizados para desenvolvimento da produção será excluído do lucro líquido
mediante quotas de exaustão. Além disso, não fica claro se as máquinas e
equipamentos instalados em uma plataforma de produção também terão que
formar um ativo, separadamente.
Assim, uma plataforma de petróleo, por exemplo, seria
submetida à exaustão. Mas os equipamentos nela instalados seriam submetidos
39
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
à depreciação? E no caso de plataforma arrendada incluída no valor do ativo
imobilizado, com todas as máquinas e equipamentos, qual será o tratamento
tributário?
Fez-se, então, uma pesquisa das Resoluções do Conselho
Federal de Contabilidade – CFC, no sentido de buscar esclarecer a situação;
não se encontrou norma, em vigor, que trate de exaustão15.
A Resolução CFC nº 1.027/2005 aprovou a Norma Brasileira de
Contabilidade – NBC T 19.5, que tratava da depreciação, amortização e
exaustão, mas essa norma foi revogada pela Resolução CFC nº 1.177/2009, que
aprovou a NBC TG 27 – Ativo Imobilizado. A NBC TG 27 (R4) é a consolidação
mais recente dessa norma.
Nos termos do item 3 da NBC TG 27 (R4), esta Norma não se
aplica a:
(a) ativos imobilizados classificados como mantidos para
venda de acordo com a NBC TG 31 – Ativo Não Circulante
Mantido para Venda e Operação Descontinuada;
(b) ativos biológicos relacionados com a atividade agrícola
que não sejam plantas portadoras (ver NBC TG 29 – Ativo
Biológico e Produto Agrícola). Esta norma aplica-se às plantas
portadoras, mas não se aplica aos produtos dessas plantas
portadoras; (Alterada pela NBC TG 27 (R3))
(c) reconhecimento e mensuração de ativos de exploração e
avaliação (ver a NBC TG sobre Exploração e Avaliação de
Recursos Minerais); ou
(d) direitos sobre jazidas e reservas minerais tais como
petróleo, gás natural, carvão mineral, dolomita e recursos não
renováveis semelhantes.
15 Disponível em http://cfc.org.br/tecnica/normas-brasileiras-de-contabilidade/normas-completas/. Acesso em 18 de janeiro de 2018.
40
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Contudo, esta Norma aplica-se aos ativos imobilizados usados
para desenvolver ou manter os ativos descritos nas alíneas (b)
a (d).
Importa registrar que a NBC TG sobre Exploração e Avalição de
Recursos Minerais, de que trata a alínea (c) não foi editada pelo CFC16 e que a
NBC TG 27 (R4) aplica-se aos ativos imobilizados usados para desenvolver as
atividades descritas na alínea (d), que trata dos direitos sobre jazidas e reservas
de petróleo e gás natural.
Dessa forma, deveria ser utilizada a NBC TG 27 (R4) para o
tratamento tributário dos ativos imobilizados utilizados para desenvolver os
ativos relativos a esses direitos.
A NBC TG 04 (R4) trata dos ativos intangíveis, mas não faz
menção à exaustão; essa norma trata, de fato, da amortização. No entanto, os
custos para a formação dos ativos intangíveis a serem utilizados nas atividades
de desenvolvimento da produção, nos termos dos parágrafos 1º ao 4º, também
seriam ativos sujeitos a quotas de exaustão.
Apenas para fins históricos, apresenta-se o tratamento contábil
dado à exaustão pela NBC T 19.5, revogada pela Resolução CFC nº 1.177/2009.
As definições estabelecidas por essa Norma eram as seguintes:
19.5.2.1. Depreciação é a redução do valor dos bens pelo
desgaste ou perda de utilidade por uso, ação da natureza ou
obsolescência.
19.5.2.2. Amortização é a redução do valor aplicado na
aquisição de direitos de propriedade e quaisquer outros com
existência ou exercício de duração limitada, ou cujo objeto sejam
bens de utilização por prazo legal ou contratualmente limitado.
19.5.2.3. Exaustão é a redução do valor de investimentos
necessários à exploração de recursos minerais ou florestais.
16 Disponível em http://cosif.com.br/mostra.asp?arquivo=nbct1909ind. Acesso em 18 de janeiro de 2018.
41
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Observa-se, então, que era adotada uma definição muito vaga
para exaustão, como sendo a redução do valor de investimentos necessários à
exploração de recursos minerais ou florestais. A depreciação, por sua vez, era
definida de maneira mais clara, como sendo redução do valor dos bens pelo
desgaste ou perda de utilidade por uso, ação da natureza ou obsolescência.
Como a Resolução CFC nº 1.177/2009, que revogou a NBC T
19.5, aprovou a NBC TG 27 – Ativo Imobilizado, buscou-se na NBC TG 27 (R4)
a definição de exaustão, mas não se encontrou essa expressão, pois essa
Norma trata, basicamente, de depreciação.
De acordo com a NBC TG 27 (R4), depreciação é a alocação
sistemática do valor depreciável de um ativo ao longo da sua vida útil, sendo
valor depreciável o custo de um ativo ou outro valor que substitua o custo, menos
o seu valor residual. O ativo imobilizado, por sua vez, é o item tangível que é
mantido para uso na produção ou fornecimento de mercadorias ou serviços, para
aluguel a outros, ou para fins administrativos; e se espera utilizar por mais de um
período.
Em termos legais, a exaustão é tratada no art. 59 da Lei nº
4.506/1964, in verbis:
Art. 59 Poderá ser computada como custo ou encargo, em cada
exercício, a importância correspondente à diminuição do valor
de recursos minerais e florestais, resultante da sua exploração.
§ 1º A quota anual de exaustão será determinada de acôrdo com
os princípios de depreciação a que se refere o § 1º do art. 57,
desta lei, com base:
a) no custo de aquisição ou prospecção, corrigido
monetáriamente, dos recursos minerais explorados; (...)
Observa-se, então, que o conceito de exaustão aplica-se ao
custo de aquisição ou pesquisa dos recursos minerais explorados e está
relacionada à diminuição do valor desses recursos, não propriamente ao valor
42
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
dos ativos imobilizados destinados às atividades de desenvolvimento da
produção.
Na ausência de lei anterior e norma contábil brasileira para se
analisar os parágrafos 1º ao 4º do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, que tratam da
exaustão, recorreu-se à tese de doutorado de Kurdi (2010). De acordo com essa
tese, o Generally Accepted Accounting Principles (United States) – US GAAP
exige que as empresas petrolíferas utilizem o método das unidades produzidas
para cálculo da exaustão anual de compra de bens e de custos de
desenvolvimento e exploração. Importa registrar que esse é o método previsto
no parágrafo 2º do art. 1º da MPV nº 795, de 2017.
Segundo Kurdi (2010), a aplicação do método de unidades
produzidas varia, dependendo do tipo de custos capitalizados a serem exauridos
e do método usado para contabilizar o petróleo e o gás. O anexo A desse
trabalho apresenta uma discussão detalhada das diferentes aplicações desse
método na prática.
No entanto, segundo ele, independentemente de como o método
de unidades produzidas é aplicado, sua fundamentação contábil é “casar” os
custos capitalizados com as receitas geradas pela produção e venda de petróleo
e gás natural em dado ano fiscal.
A fórmula geral usada para computar a exaustão anual é:
𝐷𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑥𝑎𝑢𝑠𝑡ã𝑜 = 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑛ã𝑜 𝑒𝑥𝑎𝑢𝑟𝑖𝑑𝑜 𝑛𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠+𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑜 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 × 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑜 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 (1)
Importa registrar que um custo capitalizado é reconhecido como
parte de um ativo imobilizado, em vez de ser caracterizado como uma despesa
ocorrida no período17.
De acordo com Kurdi (2010), o cálculo da despesa de exaustão
por meio da equação (1) mostra pelo menos um método potencial que os
gerentes podem usar para superestimar a despesa anual de exaustão e, assim,
17 Disponível em https://www.accountingtools.com/articles/what-is-a-capitalized-cost.html. Acesso em 24 de janeiro de 2018.
43
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
reduzir o lucro para o período. Especificamente, eles podem reduzir suas
estimativas de reservas provadas restantes. Essa prática permite aos gerentes
mover a exaustão futura para o período atual. O resultado seria uma maior
despesa de exaustão e menores ganhos.
A complexidade associada ao processo de estimativa de
reservas faz com que a detecção de manipulação de qualquer dessas
estimativas seja menos provável que para outros métodos e, por isso, o uso
dessa abordagem torna-se mais interessante para as empresas petrolíferas.
Outros potenciais métodos de gestão de ganhos incluem os
níveis atuais de produção de petróleo e gás ou estimativas de custos a serem
incluídos no conjunto de custos capitalizados.
Importa destacar, ainda, que a taxa de exaustão, nos termos do
parágrafo 2º do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, poderá ser multiplicada por 2,5.
A Figura 7.118 apresenta os custos capitalizados pela Petrobras,
nos anos de 2016, 2015 e 2014, referentes às atividades de exploração e
produção de petróleo e gás, juntamente com as correspondentes depreciação,
depleção (exaustão) e amortização acumuladas, e provisões para abandono.
18 Disponível em https://www.conjur.com.br/dl/petrobras-notas-explicativas-balanco.pdf. Acesso em 29 de janeiro de 2018.
44
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 7.1 – Custos capitalizados pela Petrobras nas atividades de E&P.
Fonte: Petrobras
No ano de 2016, os custos capitalizados brutos, compostos por
reservas não provadas e provadas, totalizaram, no Brasil, R$ 580 bilhões. Os
custos capitalizados líquidos totalizaram R$ 398,9 bilhões. São justamente esses
custos capitalizados que formam os ativos, inclusive reservas, a serem
depreciados, exauridos ou amortizados.
A Figura 7.219 mostra os ativos da Petrobras relativos ao
segmento de exploração e produção – E&P nos anos de 2016 e 2015.
19 Disponível em www.investidorpetrobras.com.br/download/4861. Acesso em 29 de janeiro de 2018.
45
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 7.2 – Ativos da Petrobras da área de E&P em 2016 e 2015.
Fonte: Petrobras
Conforme mostrado na Figura 7.2, o ativo imobilizado da
Petrobras na área de negócio E&P, em 31 de dezembro de 2016, era de R$ 401
bilhões, o que equivale, praticamente, aos custos capitalizados de R$ 398,9
bilhões mostrados na Figura 7.1.
Na plataforma continental, as sondas de perfuração e as
unidades estacionárias de produção são os principais ativos para o
desenvolvimento da produção. Em águas profundas, as sondas de perfuração
são navios-sondas e as unidades são compostas de plataformas semi-
submersíveis ou navios do tipo unidades flutuantes de produção, estocagem e
descarga (floating, produciton, storage and offloading – FPSO). Essas unidades
são, em geral, arrendadas ou afretadas.
Para se demonstrar a dificuldade do tratamento a ser dado a
uma plataforma de produção de petróleo e gás natural, utiliza-se, como exemplo,
a plataforma da Petrobras P-52, que é arrendada, mas compõe o ativo
46
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
imobilizado da estatal20. Desse modo, essa e outras plataformas que compõem
o ativo imobilizado poderão estar sujeitas à exaustão ou depreciação.
A construção da P-52 contou com financiamento do Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES de US$ 378
milhões. As empresas Fels Setal S/A (75%) e Technip Engenharia S/A (25%)
constituíram em Cingapura a joint-venture FSTP Pte. Ltd., que firmou com a
Petrobras Netherlands BV o contrato de construção dessa plataforma21.
A operação do BNDES foi aprovada no âmbito do Programa
Exim Pós-Embarque, na modalidade buyer credit à empresa Petrobras
Netherlands B. V., subsidiária da Petrobras na Holanda, cujo principal objetivo é
desenvolver atividades de compra, venda, arrendamento, aluguel e afretamento
de embarcações e equipamentos para exploração e produção de petróleo.
A FSTP Brasil Ltda foi responsável pela construção e montagem
do topside e fez a exportação da P-52 para a joint-venture FSTP Pte. Ltd., que
depois entregou a plataforma à Petrobras Netherlands BV. Ou seja, a FSTP
Brasil foi subcontratada pela FSTP de Cingapura e recebeu os recursos do
BNDES, por conta e ordem de sua subsidiária holandesa Petrobras Netherlands
BV, que arrendou a plataforma P-52 à Petrobras.
Essa plataforma teve um custo total estimado de US$ 895
milhões, dos quais US$ 758 milhões referiam-se à construção e montagem, com
US$ 137 milhões reservados aos módulos de geração elétrica e compressão de
gás, que seriam fornecidos pela Petrobras Netherlands BV para serem
incorporados à plataforma.
Ainda com relação à P-52, a Petrobras informou que foi
desembolsado, no dia 8 de março de 2016, o montante de US$ 1 bilhão pelo
Industrial and Commercial Bank of China Leasing – ICBC Leasing, proveniente
da estrutura de leasing financeiro da plataforma.
20 Disponível em http://www.econoinfo.com.br/governanca-corporativa/ativos?codigoCVM=9512. Acesso em 29 de janeiro de 2018. 21 Disponível em http://economia.estadao.com.br/noticias/geral,bndes-aprova-financiamento-para-plataforma-da-petrobras,20041110p23601. Acesso em 19 de janeiro de 2018.
47
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Nessa modalidade de financiamento, as plataformas são
alienadas ao banco em troca do desembolso do montante combinado. A dívida
é paga por meio do aluguel das unidades e, ao final do repagamento da dívida,
a plataforma volta a ser propriedade da Petrobras. A operação tem prazo de 10
anos.
Também arrendada é a plataforma P-6322, instalada no campo
de Papa-Terra que, como já mencionado, foi objeto de impairment, nos termos
da apresentação feita pela Diretoria da Petrobras23:
Slide nº. 11. A gente faz uma abertura dos principais projetos
de E&P atingidos pelo impairment e a gente vê que Papa-Terra,
com 8,7 bilhões, é o maior deles e, como visto, isso foi uma
questão geológica, uma revisão geológica do reservatório de
Papa-Terra. Os demais projetos estão basicamente associados
ao menor preço do petróleo, em combinação com a maior taxa
de desconto utilizada nos testes de imparidade.
O campo de Papa-Terra, onde está arrendada a P-63, tem
participação da Petrobras, com 62,5%, e da Chevron, com 37,5%24.
Diante do complexo quadro das plataformas arrendadas,
pergunta-se: quem é o proprietário do bem arrendado, o arrendador ou o
arrendatário? Um bem arrendado deveria compor o valor do ativo imobilizado de
uma empresa arrendadatária?
Além disso, de certo modo, as empresas tratam os reservatórios
ou as reservas neles presentes como se fossem “propriedades” da empresa.
Entretanto, nos termos do art. 20 da Constituição Federal, as reservas e
acumulações de petróleo e gás natural são bens da União.
A Figura 7.3 mostra a evolução do valor dos ativos imobilizados
e intangíveis da Petrobras no período de 2009 a 2016 do segmento de
exploração e produção. Em razão da descoberta do Pré-Sal, houve grande
22 Disponível em http://www.econoinfo.com.br/governanca-corporativa/ativos?codigoCVM=9512. Acesso em 29 de janeiro de 2018. 23 Disponível www.investidorpetrobras.com.br/download/3812. Acesso em 29 de janeiro de 2018. 24 Disponível em http://www.argusmedia.com/pages/NewsBody.aspx?id=1209510&menu=yes. Acesso em 29 de janeiro de 2018.
48
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
aumento no valor desses ativos, que passou de R$ 116,4 bilhões, em 2009, para
R$ 428,5 bilhões, em 2015.
Figura 7.3 – Evolução dos ativos imobilizados e intangíveis da Petrobras.
Fonte: elaboração própria
Em relação ao valor contábil do ativo imobilizado, transcreve-se,
a seguir, trecho do RELATÓRIO DO AUDITOR INDEPENDENTE SOBRE AS
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS da Petrobras de 2016, elaborado pela
PricewaterhouseCoopers, Auditores Independentes, CRC 2SP000160/O-5 "F"
RJ, de 21 de março de 2017:
49
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Em 31 de dezembro de 2016, os ativos classificados no grupo
do imobilizado somavam o montante de R$ 571.876 milhões.
Potenciais perdas por redução do valor recuperável
(impairment) de bens do ativo imobilizado são determinadas
com base em estimativas do valor em uso desses ativos.
O cálculo do valor em uso requer o exercício de julgamentos
relevantes sobre determinadas premissas, tais como: (i)
estimativa do volume das reservas de petróleo e gás natural; (ii)
estimativa de preços futuros de petróleo e gás natural; (iii) taxa
média de câmbio (Reais/dólares estadunidenses); e (iv)
definição da taxa de desconto.
Adicionalmente, a definição das Unidades Geradoras de
Caixa (UGC) também demanda julgamentos relevantes por
parte da administração, bem como o estabelecimento de
controles de revisão de alterações dessas UGC. Mudanças na
agregação ou desagregação de ativos que compõem as UGC
podem resultar em reversões ou perdas de impairment
adicionais.
Observa-se, então, que o registro contábil do ativo imobilizado
depende do cálculo do valor em uso que requer o exercício de julgamentos
relevantes: estimativa do volume das reservas, estimativa de preços futuros, taxa
de câmbio, e taxa de desconto. Desse modo, o valor do ativo imobilizado é
extremamente subjetivo.
Com relação aos bens arrendados pela Petrobras, como, por
exemplo, unidades estacionárias de produção compostas por plataformas semi-
submersíveis e FPSOs e respectivas máquinas e equipamentos, é importante
citar a dissertação de Oliveira (2009).
No caso do arrendamento mercantil internacional, essa
dissertação cita o trabalho de Ring25, que “explica que o double dip leasing ocorre
quando, diante de um contrato de arrendamento mercantil internacional, duas
jurisdições distintas especificam de forma diferente quem é considerado
proprietário do bem arrendado. Por exemplo, em um determinado Estado,
entende-se que o arrendatário é o proprietário do bem, enquanto no outro Estado
25 Disponível em http://lawdigitalcommons.bc.edu/cgi/viewcontent.cgi?article=2221&context=bclr. Acessado no dia 28 de janeiro de 208.
50
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
a propriedade pertence ao arrendador. Dessa forma, dependendo da legislação
interna de cada um desses Estados, ambos, o arrendador e o arrendatário,
poderão ter direito a deduções pela depreciação acelerada do bem arrendado,
além de outros benefícios que podem ser concedidos, como créditos pelo
investimento”.
Segundo Oliveira (2009), “o resultado é converter uma simples
despesa em uma dupla dedução (double-dip)”.
Nos termos do contrato de partilha de produção, são
reconhecidos como recuperáveis como custo em óleo os gastos com aluguéis e
afretamentos, bem como as contraprestações pagas ou creditadas pelo
contratado arrendatário por força de contrato de arrendamento mercantil de
bens. Na apuração do custo em óleo, os gastos com aluguéis, afretamentos e
arrendamentos mercantis somente serão contabilizados no período em que o
bem ou o direito for utilizado no campo. Dessa forma, esses gastos somente
podem compor o custo em óleo em cada período de apuração.
Se os gastos com aluguéis, afretamentos e arrendamentos
mercantis compuserem os custos operacionais em cada período de apuração e
se também houver a formação de ativo imobilizado submetido à quota de
exaustão acelerada a ser excluída do lucro líquido, haverá duplicidade de
dedução. No caso do arrendamento mercantil internacional poderá haver, ainda,
tripla dedução, pois a arrendadora internacional poderá ter direito à depreciação.
A possibilidade de tripla dedução será analisada em estudo
técnico específico. Neste trabalho, será considerada apenas a possibilidade de
duplicidade de dedução.
Se a RFB não permitir dupla dedução, as empresas petrolíferas
poderão recorrer ao CARF e, eventualmente, ao Poder Judiciário.
Dada a complexidade do tema, seria muito importante que a
redação do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, explicitamente caracterizasse o tipo
de ativo formado por bens próprios, arrendados e afretados, além dos diferentes
51
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
cenários de dedução para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo
da CSLL, de modo a impossibilitar mais de uma dedução.
Mas as dúvidas não se restringem aos parágrafos 1º ao 4º; os
parágrafos 5º e 6º também podem gerar muitas dúvidas. As máquinas e
equipamentos arrendados poderão formar ativos imobilizados? Esses ativos
estarão sujeitos a depreciação ou exaustão? Se máquinas e equipamentos
forem depreciados, as quotas de depreciação serão excluídas do lucro líquido
como ocorre com as quotas de exaustão? As empresas poderão optar por
arrendar as máquinas e equipamentos e submetê-los à exaustão em vez da
depreciação, de modo a gerar quotas a serem excluídas do lucro líquido?
Observa-se, então, que tanto o caput quanto os parágrafos do
art. 1º da MPV nº 795, de 2017, deveriam apresentar um nível muito maior de
detalhamento das deduções ou adotar o princípio da uniformidade, no caso do
regime de partilha de produção, para se ter o custo em óleo como o parâmetro
para as deduções.
Em suma, em vez de revogar o art. 12 do Decreto-Lei nº
62/1966, e instituir um modelo tributário claro e detalhado para as atividades de
exploração e produção de petróleo, que poderia ter como base a legislação
específica do setor, o Poder Executivo optou por revogar esse artigo e reeditá-
lo, com modificações, mas sem a clareza e o detalhamento exigidos pela
complexidade das atividades do setor petrolífero.
Assim sendo, o art. 1º da MPV nº 795, de 2017, poderá gerar
inúmeros conflitos tanto na esfera administrativa quanto na esfera jurídica, a
exemplo dos já provocados pelo art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966. O art. 1º da
Lei nº 13.586/2017, em vez de representar um avanço, pode significar um
retrocesso para a situação jurídica do setor petrolífero nacional, apesar das
possíveis boas intenções do Poder Executivo e da RFB.
52
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
8. POTENCIAL REDUÇÃO DE ARRECADAÇÃO DE IRPJ E CSLL
Inicialmente, é importante ressaltar que o ESTUDO TÉCNICO
DE LIMA não tinha como objetivo estimar a redução de arrecadação de IRPJ e
CSLL decorrente do art. 1º da MPV nº 795, de 2017. Tal estudo foi elaborado
com a intenção de alertar para possíveis equívocos técnicos presentes em vários
artigos de toda a proposição.
Transcreve-se, a seguir, o único trecho do ESTUDO TÉCNICO
DE LIMA que menciona a potencial redução de arrecadação de IRPJ e CSLL de
R$ 1 trilhão:
Estima-se que apenas o campo de Libra tenha volumes
recuperáveis de petróleo equivalente acima de 10 bilhões de
barris. Aprovada a MPV nº 795/2017, estendidos seus efeitos e
admitida uma perda de arrecadação de IRPJ e de CSLL de US$
7,48 por barril, a redução de receita tributária seria de US$ 74,8
bilhões apenas no campo de Libra.
Nos vários campos do Pré-Sal, a redução de receita tributária de
IRPJ e CSLL poderia ser superior a R$ 1 trilhão.
O objetivo deste capítulo é, então, apresentar uma estimativa
detalhada da potencial redução da receita tributária de IRPJ e CSLL decorrente
do art. 1º da Lei nº 13.586/2017. Para isso será adotada, apenas como hipótese,
a integral aplicação desse artigo ao bloco de Libra.
Demonstra-se, inicialmente, que o quadro ilustrativo com a
síntese do entendimento da RFB, frente aos procedimentos adotados pela
Petrobras, apresentado na Figura 8.1 e extraído do já mencionado Acórdão do
CARF nº 1201-001.419/2017, apenas mostra o procedimento adotado pela
estatal. Em razão do art. 1º da Lei nº 13.586, as empresas petrolíferas poderão
adotar procedimento completamente diferente da estatal.
Além disso, os gastos mostrados na Figura 8.1 referem-se à
exploração e produção de petróleo sob o regime de concessão e mostram-se
incompatíveis com o regime de partilha de produção.
53
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 8.1 – Quadro ilustrativo do entendimento da RFB e da Petrobras.
Fonte: CARF
A Figura 8.1 apresenta cinco naturezas de gasto de exploração
e produção. Os gastos de natureza 1 dizem respeito à aquisição dos direitos de
exploração, que se denominam bônus de assinatura. De acordo com essa
Figura, para fins contábeis, os bônus de assinatura são contabilizados no ativo
intangível e amortizados com base no método de unidades produzidas; para fins
fiscais, são despesas com amortização dedutíveis.
Nos termos do caput do art. 1º da MPV nº 795, de 2016, o bônus
de assinatura pode ser interpretado como uma “importância aplicada” que pode
ser integralmente deduzido em cada período de apuração.
No regime de partilha de produção, nos termos do § 2º do art. 42
da Lei nº 12.351/2010, é vedado, em qualquer hipótese, o ressarcimento do
bônus de assinatura ao contratado. Dessa forma, nesse regime, o bônus não
seria um gasto dedutível, como mostrado na Figura 8.1.
Os gastos de natureza 2 foram desmembrados em gastos de
duas naturezas: 2.1 a 2.2. Os gastos com pesquisas geológicas e geofísicas, de
natureza 2.1, são contabilizados diretamente como despesas.
54
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Nos termos do contrato de partilha de produção, o levantamento,
processamento, reprocessamento e interpretação de dados de geologia e
geofísica integram o custo em óleo, mas somente serão recuperados em caso
de descoberta comercial e a partir do início da produção. Dessa forma, no regime
de partilha de produção, os gastos com pesquisas geológicas e geofísicas não
seriam despesas dedutíveis como mostrado na Figura 8.1.
Os gastos com a perfuração de poços exploratórios, de natureza
2.2, são contabilizados no ativo imobilizado, mas não são sempre
depleciados/depreciados com base no método de unidades produzidas, como
mostrado na Figura 8.1. Se os poços exploratórios não forem convertidos em
poços produtores e injetores, haverá baixa contábil e não serão
depleciados/depreciados.
Ao contrário do mostrado na Figura 8.1, todos os gastos
exploratórios, não somente de poços exploratórios, poderão ser interpretados
como “importância aplicadas” nas atividades de exploração e, por isso, serem
deduzidos em cada período de apuração, nos termos do art. 1º da Lei nº
13.586/2017. Assim, não serem depleciados/depreciados.
O fato de a Petrobras adotar o procedimento mostrado na Figura
8.1 não quer dizer que a ela não é permitido o procedimento previsto no caput
desse artigo. Também não quer dizer que outras empresas vão adotar os
mesmos critérios de dedução da Petrobras, em razão da flexibilidade e falta de
clareza da redação do art. 1º da Lei nº 13.586/2017.
Ressalte-se, ainda, que os gastos de arrendamento ou
afretamento de sondas poderão ser deduzidos como despesas operacionais do
exercício. Se os poços exploratórios formarem ativos de poços produtores ou
injetores a serem exauridos, nos termos dos parágrafos 1º ao 4º, a quota de
exaustão poderá ser excluída do lucro líquido. Assim, haveria duplicidade de
dedução.
No regime de partilha de produção não há depreciação ou
exaustão de ativos formados. Todos os custos exploratórios de poços comerciais
55
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
serão recuperados como custo em óleo a partir da efetiva produção de petróleo,
o que pode ocorrer muitos anos depois da perfuração.
Os gastos de desenvolvimento, de natureza 4, são
contabilizados no ativo imobilizado e são, contabilmente,
depleciados/depreciados com base no método das unidades produzidas. A
Petrobras, para fins fiscais, reivindicou o direito, com base no art. 12 do Decreto-
Lei nº 62/1966, de excluir integralmente o gasto no ano em que ocorrido. Dessa
forma, é boa a intenção da RFB de não permitir isso.
No entanto, os gastos de arrendamento e afretamento são
custos de extração e operação que compõem o custo dos produtos vendidos em
cada período de apuração. Dessa forma, as plataformas e equipamentos
arrendados que compõem o ativo imobilizado não podem ser submetidos à quota
de exaustão acelerada a ser excluída do lucro líquido. Nesse caso, haverá
duplicidade de dedução. Considera-se, então, inadequada a redação do art. 1º
da Lei nº 13.586/2017, que não veda explicitamente essa duplicidade de
dedução.
De acordo com a Figura 8.1, os gastos de produção, de natureza
5, são contabilizados de acordo com os critérios utilizados na contabilidade de
custos. O art. 13 do Decreto-Lei nº 1.598, de 26 de setembro de 1977, que altera
a legislação do imposto sobre a renda, define a composição do custo de
produção, nos termos descritos a seguir:
Art. 13. (.....)
§ 1º - O custo de produção dos bens ou serviços vendidos
compreenderá, obrigatoriamente:
a) o custo de aquisição de matérias-primas e quaisquer outros
bens ou serviços aplicados ou consumidos na produção,
observado o disposto neste artigo;
b) o custo do pessoal aplicado na produção, inclusive de
supervisão direta, manutenção e guarda das instalações de
produção;
56
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
c) os custos de locação, manutenção e reparo e os encargos de
depreciação dos bens aplicados na produção;
d) os encargos de amortização diretamente relacionados com a
produção;
e) os encargos de exaustão dos recursos naturais utilizados na
produção.
Observa-se, então, que essa legislação sobre imposto de renda
estabelece as bases obrigatórias para a composição do custo dos produtos e
serviços vendidos como muito mais clareza e precisão do que as bases
opcionais do art. 1º da Lei nº 13.586/2017.
É muito importante destacar que os parágrafos 3º e 4º do art. 13
do Decreto-Lei nº 1.598/1977, ao contrário do art. 1º da Lei nº 13.586/2017,
vedam, explicitamente, a duplicidade de dedução no caso de arrendamento:
Art. 13 (.....)
§ 3º O disposto nas alíneas “c”, “d” e “e” do § 1º não alcança os
encargos de depreciação, amortização e exaustão gerados por
bem objeto de arrendamento mercantil, na pessoa jurídica
arrendatária.
§ 4º No caso de que trata o § 3º, a pessoa jurídica deverá
proceder ao ajuste no lucro líquido para fins de apuração do
lucro real, no período de apuração em que o encargo de
depreciação, amortização ou exaustão for apropriado como
custo de produção.
Assim sendo, se o art. 1º da MPV nº 795, de 2017, fosse
simplesmente suprimido e mantido o art. 10, que revoga o art. 12 do Decreto-Lei
nº 62/1966, o País teria uma legislação sobre o IRPJ e CSLL mais adequada que
o art. 1º da Lei nº 13.586/2017, que, a depender da sua interpretação, pode gerar
elevada perda de arrecadação desses tributos.
No entanto, melhor que a simples revogação do art. 12 do
Decreto-Lei nº 62/1966 e adoção da legislação tributária convencional seria o
57
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
País utilizar o princípio da uniformidade que ocorre em países que adotam o
regime de partilha de produção.
As estimativas de redução de arrecadação de IRPJ e CSLL
apresentadas a seguir têm como fundamentação o fato de o Brasil não ter
adotado esse princípio, segundo o qual somente as despesas recuperáveis
como custo em óleo são dedutíveis para fins de imposto de renda.
O custo em óleo pode ser estimado a partir da análise dos custos
da Petrobras no segmento de exploração e produção. A Figura 8.1 mostra a
evolução desses custos e a distribuição das receitas desse segmento de 2001 a
2010. Tais custos, além de antigos, utilizam terminologia contábil do US GAPP.
No entanto, eles foram utilizados em razão da ausência de
dados de distribuição do preço de realização do barril de óleo doméstico e do
preço de realização, em 2010, ter sido de cerca de US$ 63 por barril, que é
compatível com os preços atuais. Serão feitas, contudo, observações sobre os
custos mostrados na Figura 8.2 para fins de determinação da base de cálculo do
IRPJ e da CSLL em relação a custos de produção mais recentes.
De acordo com a Figura 8.2, os itens de custo da Petrobras são
o custo exploratório; o custo de depreciação, exaustão e amortização (DD&A); o
custo de extração; o custo de vendas; o custo de pesquisa e desenvolvimento
(R&D); outras despesas gerais administrativas (DGA); outros e participação
governamental.
58
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 8.2 – Distribuição do preço de realização do barril da Petrobras.
Fonte: Petrobras
Conforme mostrado na Figura 8.2, para um preço de realização
por barril de US$ 63, os custos por barril, em 2010, foram da ordem de:
− extração: US$ 12;
− depreciação, exaustão e amortização: US$ 8;
− exploratórios: US$ 2,6;
− outras despesas gerais, administrativas e de vendas
US$ 2,6; e
− participação governamental: US$ 13.
A primeira questão que surge em relação à redução de
arrecadação é se os royalties, de cerca de US$ 6,3 por barril em 2010, deveriam
59
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
ser deduzidos da base de cálculo do IRPJ e CSLL. No caso do regime de
concessão, há base legal para isso.
No entanto, no caso do regime de partilha de produção, a Lei nº
12.351/2010 estabelece, no § 1º do art. 42, que é vedado ressarcimento a título
de royalties ao contratado, além de sua inclusão no cálculo do custo em óleo.
Como nesse regime a alíquota de royalties é de 15%, para um preço de
referência estimado de US$ 70 por barril, a dedução da base de cálculo do IRPJ
e CSLL seria de US$ 10,5 por barril.
Interpreta-se que o art. 1º da MPV nº 795, de 2017, poderá
permitir a dedução dos royalties da base de cálculo do IRPJ e da CSLL em cada
período de apuração.
Nos termos do contrato de partilha de produção, os custos
exploratórios de áreas não comerciais não podem ser recuperados como custo
em óleo. No caso de áreas comerciais, os custos exploratórios integram o custo
em óleo e, assim, serão deduzidos do valor total da produção. Até o momento,
já foram perfurados 12 poços exploratórios26, conforme mostrado na Figura 8.227.
Em 30 de novembro de 2017, a Petrobras em nome do
consórcio, declarou à ANP a comercialidade da área noroeste do bloco de Libra,
cujo campo foi denominado Mero, mostrado na Figura 8.3. Durante a fase
exploratória e de avaliação, 8 poços de extensão foram perfurados, identificando
reservatórios com óleo de boa qualidade e alto valor comercial.
O consórcio planeja dar continuidade ao desenvolvimento da
produção por meio de quatro novos sistemas de produção a serem instalados no
campo de Mero e dará continuidade à fase exploratória do restante da área de
Libra, cujo prazo foi estendido por mais 27 meses.
26 Disponível em https://petronoticias.com.br/archives/106709. Acesso em 15 de janeiro de 2018. 27 Disponível em http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/apresentacoes/plano-de-negocios-e-gestao. Acesso em 15 de janeiro de 2018.
60
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Figura 8.3 – Poços exploratórios em Libra.
Fonte: Petrobras
Nos termos do contrato de partilha de produção, os custos dos
poços exploratórios mostrados na Figura 8.3 serão recuperados como custo em
óleo somente a partir da entrada em produção de cada módulo. Interpreta-se
que o art. 1º da MPV nº 795, de 2017, permitirá a dedução do custo exploratório
em qualquer área e quando ocorrido. Além disso, permite que o custo de todos
os poços exploratórios, comerciais ou não, possam ser deduzidos, quando
ocorrido, para fins da base de cálculo do IRPJ e da CSLL.
Desde o fim do ano passado, o consórcio de Libra vem
produzindo o campo de Mero, por meio de um teste de longa duração (TLD),
executado pelo FPSO Pioneiro de Libra, afretado do consórcio OOG/ Teekay28.
Instalado na parte Noroeste, o sistema vem produzindo em vazão controlada
cerca de 17,5 mil barris por dia de óleo, através do poço 3-RJS-739A. Em 2018,
a expectativa é de que o projeto atinja a marca de 40 mil barris por dia, a partir
da interligação do poço injetor, o 3-RJS-742. O atual TLD deve ficar em operação
por cerca de um ano. Ao todo, a região receberá investimentos da ordem de US$
2,3 bilhões somente da Petrobrás, isso sem contar com os recursos dos demais
28 Disponível em http://www.camaras.org.br/site.aspx/Detalhe-Noticias-CSENO?codNoticia=ztnfaafdrEE=. Acesso em 15 de janeiro de 2018.
61
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
parceiros da estatal na exploração da área. O FPSO Mero 1, que será construído
pela Modec, entrará em operação em 2021. Já Mero 2 deve iniciar suas
atividades em 2022.
Nos termos do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, os poços 3-RJS-
739-A (produtor) e 3-RJS-742 (injetor) poderão ter seus custos deduzidos em
cada período da apuração, pois são custos de exploração. A partir do momento
que os poços exploratórios se tornam poços produtores ou injetores, eles
passam a compor o ativo imobilizado para as atividades de desenvolvimento da
produção.
Como esse ativo imobilizado estará sujeito à quota de exaustão
acelerada a ser excluída do lucro líquido, poderá haver duplicidade de dedução
para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL.
Se os poços exploratórios não se transformarem em poços
produtores ou injetores, por não estarem associados à produção de uma jazida,
eles serão baixados contabilmente. Se os custos, por exemplo, das sondas
afretadas ou arrendadas para perfuração dos poços foram deduzidos como
custos de exploração ou operação, também poderá haver duplicidade de
dedução.
Em relação ao contrato de partilha de produção, o custo dos
poços, independentemente de serem exploratórios, injetores ou produtores,
somente será recuperado como custo em óleo a partir da produção do respectivo
módulo. No caso de não haver descoberta comercial, esse custo não será
deduzido do profit oil (excedente em óleo).
Em 18 de dezembro de 2017, a Petrobras comunicou que
assinou contrato com o Grupo Modec para o afretamento do primeiro sistema de
produção definitivo do campo de Mero. O projeto contempla a interligação de até
17 poços à plataforma, do tipo FPSO, que terá capacidade de processar até
180.000 barris por dia de petróleo e 12 milhões de metros cúbicos de gás por
62
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
dia. A unidade será operada pela Modec, empresa responsável pela construção,
e afretada por 22 anos29.
Segundo publicação do Sindicato Nacional da Indústria da
Construção e Reparação Naval e Offshore, a taxa diária de Mero 1 deve ser de
cerca de US$ 600 mil30. Sem atualização a valor presente, os gastos com
afretamento serão de US$ 4,8 bilhões.
De acordo com Henrique (2006), “o bem, objeto do afretamento
deve ser considerado como ativo da empresa, e depreciado em função de sua
vida útil ou proporcionalmente ao volume consumido da reserva desenvolvida”.
Se isso ocorrer, poderá haver duplicidade de dedução.
Como já mencionado, nos termos do parágrafo 3.2.2 do contrato
de partilha de produção, comporão o custo em óleo o aluguel, afretamento e
arrendamento mercantil de bens e equipamentos utilizados nas operações. O
pagamento dessa taxa deverá ser incluído nos custos de extração e operação,
que compõem o custo dos produtos e serviços vendidos.
Além disso, os bens arrendados, como a P-52, formam o ativo
imobilizado para as atividades de desenvolvimento da produção, e, assim,
poderão estar sujeitos à quota de exaustão acelerada a ser excluída do lucro
líquido. A fim de obter benefícios fiscais, os equipamentos, máquinas e
instrumentos dessas unidades poderão ser também arrendados, de forma que
grande parte do ativo imobilizado possa ser exaurida.
A depender da legislação do país arrendador, os custos de
depreciação da plataforma também poderão ser deduzidos, podendo haver uma
tripla dedução, que não será examinada neste trabalho.
Conforme mostrado na Figura 7.2, o valor dos ativos intangíveis
da Petrobras, no segmento de E&P, é muito menor que o dos ativos imobilizados.
Nos períodos de 2010 a 2013, os ativos intangíveis tiveram valor mais alto devido
à cessão onerosa, de que trata a Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010. No
29 Disponível em https://petronoticias.com.br/archives/106709. Acesso em 15 de janeiro de 2018. 30 Disponível em http://sinaval.org.br/2017/08/modec-deve-levar-fpso-de-libra/. Acesso em 16 de janeiro de 2018.
63
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
entanto, essa foi uma operação atípica que não deve se repetir. Além disso, de
2014 a 2016, o valor permaneceu praticamente constante. É razoável, então,
admitir ser muito pequena a amortização do ativo intangível na potencial redução
da base de cálculo de IRPJ e CSLL. Também é razoável admitir que as máquinas
e equipamentos serão arrendados.
No ano de 2016, de acordo com o Formulário 20F apresentado
à Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos da América, as despesas
de DD&A no Brasil foram de US$ 10,1 bilhões. Nesse ano, a produção nacional
de petróleo foi de 782 milhões de barris. Desse modo, as despesas de DD&A
foram de US$ 13 por barril de petróleo. Nesse contexto, é plausível admitir-se
uma duplicidade de dedução de US$ 8 por barril de petróleo.
Os encargos financeiros pagos pelas empresas petrolíferas
também formam seus ativos imobilizados e, desse modo, estão sujeitos a quotas
de exaustão. Em 2016, os encargos financeiros capitalizados pela Petrobras
foram de US$ 1,73 bilhão, o que corresponde a US$ 2,1 por barril de petróleo.
Entretanto, apenas uma parcela desses encargos refere-se ao desenvolvimento
da produção. Assim, será considerada uma dedução de US$ 1 por barril.
Vale ressaltar, ainda, que o contrato de partilha de produção
veda que sejam deduzidos do profit oil (excedente em óleo), royalties comerciais
pagos a afiliadas, gastos não incentivados com pesquisa e desenvolvimento;
gastos com ativos imobilizados que não estejam diretamente relacionados com
as atividades de exploração e avaliação, desenvolvimento, produção,
desativação das instalações; gastos relacionados com custas judiciais e
extrajudiciais; gastos com a reposição de bens, equipamento e insumos que
forem perdidos, danificados ou inutilizados em virtude de caso fortuito, bem como
de dolo, imperícia, negligência, ou imprudência por parte do operador; tributos
sobre a renda; e gastos com comercialização ou transporte, excluídos todos os
gastos relacionados ao escoamento da produção.
Admite-se, que todos esses gastos, além de outros, a depender
da criatividade das empresas, poderão ser considerados “importâncias
aplicadas” nas atividades de exploração e produção de petróleo e, assim,
64
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
deduzidos da base de cálculo do IRPJ e da CSLL. Desse modo, é possível
admitir que US$ 3 por barril, a título de outros custos e outras despesas gerais,
administrativas e de vendas, possam ser deduzidos adicionalmente da base de
cálculo desses tributos.
Dessa forma, em relação ao custo em óleo, que deveria ser o
total dos custos e despesas dedutíveis para fins de determinação da base de
cálculo do IRPJ e CSLL, o art. 1º da MPV nº 795, de 2017, poderá significar uma
redução de arrecadação de US$ 23,5 por barril, composta dos seguintes itens:
− 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; e
− royalties: US$ 10,5.
Nessa potencial redução tributária de US$ 23,5 por barril, não
foram incluídos os bônus de assinatura, que no caso de Libra foi de R$ 15
bilhões. No caso da licitação sob o regime de partilha de produção dos
excedentes da cessão onerosa, os bônus de assinatura podem chegar a R$ 80,5
bilhões. Se os bônus dos excedentes da cessão onerosa forem deduzidos da
base de cálculo do IRPJ e da CSLL, a redução de arrecadação, de 34%, será de
R$ 27,37 bilhões apenas no ano da assinatura dos contratos.
Dessa forma, o valor monetário do custo total de produção da
Petrobras, sem participação governamental, de cerca de US$ 22 por barril,
poderá ser menor que as deduções fiscais de US$ 23,5 por barril, em razão do
art. 1º da Lei nº 13.586/2017.
A visão da RFB, que indica não haver possibilidade de ocorrer
duplicidade de dedução, poderá ser questionada junto ao Conselho
Administrativo de Recursos Fiscais – CARF e, eventualmente, junto ao Poder
Judiciário. Ressalte-se, ainda, que, mesmo não sendo permitida a duplicidade
65
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
de dedução, de US$ 8 por barril, ainda assim o contribuinte poderia deduzir,
adicionalmente, US$ 15,5 por barril.
Nessa redução de arrecadação de IRPJ e CSLL de US$ 23,5
por barril não foi considerada a possibilidade de dedução do bônus de
assinatura, que, como já mencionado, é vedada pelo § 2º do art. 42 da Lei nº
12.351/2010. Entretanto, caso isso ocorra, a dedução pode ser superior a US$
23,5 por barril.
Admitindo-se que as empresas petrolíferas adquiram o direito à
dedução de US$ 23,5 por barril e que ocorra uma produção de 40 bilhões de
barris nos próximos 25 a 30 anos, a dedução total será de US$ 940 bilhões, o
que representa uma redução de US$ 319,6 bilhões na arrecadação de IRPJ e
CSLL, sem atualização a valor presente. Essa redução de US$ 319,6 bilhões é
obtida a partir das alíquotas de IRPJ e CSLL de, respectivamente, 25% e 9%, o
que totaliza 34%.
Assim sendo, a potencial redução de arrecadação de IRPJ e
CSLL é superior a R$ 1 trilhão, calculada a partir dessa dedução de US$ 23,5
por barril, da produção de 40 bilhões de barris de petróleo equivalente e de taxa
de câmbio de 3,2 Reais por Dólar, sem atualização a valor presente. Excluída a
duplicidade de dedução, de US$ 8 por barril, ainda assim haveria uma potencial
redução de arrecadação de IRPJ e CSLL de cerca de R$ 650 bilhões, em relação
às deduções como custo em óleo, sem considerar a dedução dos bônus de
assinatura.
Como já mencionado, as reservas do Pré-Sal, segundo Jones e
Chaves (2015), podem chegar a 176 bilhões de barris de petróleo equivalente.
Assim sendo, é conservadora a produção de 40 bilhões de barris de petróleo
equivalente.
Se for utilizada uma taxa de desconto, a potencial redução de
arrecadação tributária será reduzida. É importante destacar, contudo, que a
parcela do excedente em óleo destinada ao Fundo Social será destinada
preferencialmente a ativos no exterior, nos termos do parágrafo único do art. 50
da Lei nº 12.351/2010. Esses ativos são geralmente títulos do tesouro dos
66
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Estados Unidos ou de países europeus que apresentam baixíssima
rentabilidade.
Dessa forma, o rendimento dessa parcela, como já ocorre com
o rendimento das reservas cambiais do Brasil, da ordem de US$ 380 bilhões,
deverá ser próximo a zero. Assim sendo, o custo de oportunidade da União pode
ser considerado muito baixo.
Registre-se, ainda, que a potencial redução de arrecadação de
IRPJ e CSLL está vinculada a um valor em Dólar por barril, e que esse valor
poderá ser crescente ao longo do tempo.
Também é importante ressaltar o disposto no art. 159 da
Constituição Federal, a seguir transcrito:
Art. 159. A União entregará
I - do produto da arrecadação dos impostos sobre renda e
proventos de qualquer natureza e sobre produtos
industrializados, 49% (quarenta e nove por cento), na seguinte
forma:
a) vinte e um inteiros e cinco décimos por cento ao Fundo de
Participação dos Estados e do Distrito Federal;
b) vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento ao Fundo de
Participação dos Municípios;
c) três por cento, para aplicação em programas de financiamento
ao setor produtivo das Regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste,
através de suas instituições financeiras de caráter regional, de
acordo com os planos regionais de desenvolvimento, ficando
assegurada ao semi-árido do Nordeste a metade dos recursos
destinados à Região, na forma que a lei estabelecer;
d) um por cento ao Fundo de Participação dos Municípios, que
será entregue no primeiro decêndio do mês de dezembro de
cada ano;
e) 1% (um por cento) ao Fundo de Participação dos Municípios,
que será entregue no primeiro decêndio do mês de julho de cada
ano; (...)
Admitindo-se uma redução de receita de R$ 1 trilhão de IRPJ e
CSLL, em decorrência do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, a parcela do IRPJ
67
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
seria de cerca de R$ 742 bilhões. Desse valor, 46% são distribuídos para
Estados e Municípios e 3% para programas das Regiões Norte, Nordeste e
Centro-Oeste. Assim, a perda de Estados e Municípios seria de 46% de R$ 742
bilhões, o que corresponde a cerca de R$ 341 bilhões.
Importa registrar, ainda, que os campos sob o regime de
concessão também poderão ser impactados pelo art. 1º da MPV nº 795, de 2017,
pois da mesma forma que o regime de partilha de produção, eles estão sujeitos
a bônus, encargos financeiros, arrendamento e afretamento de bens etc.
No regime de concessão, os royalties não deveriam ser objeto
de ressarcimento, a exemplo do que ocorre no regime de partilha de produção.
No entanto, essa dedução é permitida pelo art. 71 da Lei nº 4.506/1964.
Dessa forma, a alíquota efetiva de royalties para o conjunto da
arrecadação governamental do País é de 6,6%, em razão do ressarcimento de
IRPJ e CSLL, que representam 34% de 10%. Isso transfere receitas
governamentais de todos os entes federativos para os entes produtores.
O que há, de fato, é uma visão inadequada da sociedade
brasileira de que os royalties gerados por campos altamente rentáveis sob o
regime de concessão são de 10%. Na realidade, os royalties representam uma
receita governamental efetiva de apenas de 6,6%.
Se esse ressarcimento de 34% dos royalties fosse vedado, a
exemplo do que ocorre no regime de partilha de produção, e admitido um valor
de US$ 70 por barril, haveria um aumento na arrecadação de IRPJ e CSLL de
US$ 2,38 por barril apenas pelo fato de os royalties serem caracterizados como
custo não dedutível para fins desses tributos.
Admitindo-se um aumento de arrecadação de US$ 2,38 por barril
e que serão produzidos 25 bilhões de barris de petróleo equivalente decorrentes
de novos contratos de concessão, chega-se a um aumento de arrecadação de
IRPJ e CSLL, sem atualização a valor presente, de US$ 59,5 bilhões.
Observa-se, então, que para não haver grandes benefícios
fiscais para as empresas petrolíferas seria importante o estabelecimento do
68
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
princípio da uniformidade, de modo que o custo em óleo seja o parâmetro para
os custos e despesas dedutíveis para fins de IRPJ e CSLL tanto para o regime
de partilha de produção quanto para novos contratos de concessão.
Em suma, a flexibilidade e abrangência das deduções previstas
no caput do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, decorrente da expressão “poderão
ser integralmente deduzidas” e a imprecisão dessas deduções decorrente da
expressão “importâncias aplicadas”, além da deficiente redação dos parágrafos
desse artigo, poderá gerar uma redução no potencial arrecadatório do Pré-Sal
superior a R$ 1 trilhão, sem considerar o regime de concessão e sem considerar
os bônus de assinatura.
Deverão ser muitas décadas de discussões administrativas e
judiciais, que poderão ou não ter grandes consequências para as finanças
públicas.
9. COMENTÁRIOS SOBRE A NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA
A NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA, relativa ao ESTUDO
TÉCNICO DE LIMA, contém a seguinte afirmação “O primeiro erro está em
deduzir, duas vezes, o chamado ‘custo em óleo’ para fins de cálculo da base de
incidência do IRPJ e da CSLL. Isso é feito por conta de uma interpretação
equivocada do conteúdo do art. 1º da MP 795/2017”.
Importa esclarecer que no ESTUDO TÉCNICO DE LIMA, o
“custo em óleo” não foi deduzido duas vezes. O valor de US$ 22 por barril é, de
fato, deduzido duas vezes. A “primeira dedução” é relativa ao custo em óleo; a
“segunda dedução” refere-se às deduções adicionais ou em duplicidade
permitidas pelo art. 1º da MPV nº 795, de 2017, que neste trabalho foram de US$
23,5 por barril. Foi a coincidência de valor que, provavelmente, gerou a
interpretação da dedução, por duas vezes, do chamado “custo em óleo” no
ESTUDO TÉCNICO DE LIMA.
69
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
A NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA também afirma que “O
segundo equívoco é uma subestimativa do excedente em óleo da União, obtido
nos recentes leilões da 2ª e 3ª rodadas”.
Como já mencionado, essa subestimativa não influencia a
potencial redução de receita de IRPJ e CSLL superior a R$ 1 trilhão, pois essa
potencial redução decorre exclusivamente dos termos do art. 1º da MPV nº 795,
de 2017.
Em relação à NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA, conclui-se,
portanto, que, na verdade, as interpretações do ESTUDO TÉCNICO DE LIMA
são apenas diferentes das interpretações da RFB, mas não devem ser
caracterizadas como equivocadas.
10. COMENTÁRIOS SOBRE A NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS
Inicialmente, importa registrar que o título AVALIAÇÃO DO
ESTUDO “ANÁLISE TÉCNICA DA MEDIDA PROVISÓRIA 795, DE 2017”, da
NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, está errado, pois o ESTUDO
TÉCNICO de autoria do Consultor Legislativo Paulo César Ribeiro Lima é
“ANÁLISE DA MEDIDA PROVISÓRIA Nº 795, DE 2017”.
Registre-se, ainda, que a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS sequer cita como foi acessado o ESTUDO TÉCNICO DE LIMA, que
nunca foi publicado no sítio da Câmara dos Deputados.
Em razão da política de não publicação de trabalhos sobre
matérias em tramitação na Câmara dos Deputados, o Consultor Legislativo
Paulo César Ribeiro Lima não autorizou a publicação de tal estudo no sítio da
Câmara dos Deputados.
O terceiro item da NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS
intitula-se “A 2ª E 3ª RODADAS DE LICITAÇÕES DE PARTILHA DE PRODUÇÃO”.
Importar registrar que, como já mencionado, a potencial redução de arrecadação
de IRPJ e da CSLL superior a R$ 1 trilhão independe dos resultados dessas
Rodadas.
70
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
De acordo com o quarto item da NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS, O ESTUDO TÉCNICO DE LIMA “apresenta dois grandes equívocos”.
Nos termos dessa NOTA TÉCNICA, “O primeiro deles diz respeito ao artigo 12
do Decreto-Lei nº 62, de 21 de novembro de 1966. O referido dispositivo permitia
à Petrobras deduzir, para efeito de determinação do lucro sujeito à tributação, as
importâncias aplicadas em cada exercício na prospecção e extração de petróleo
cru”.
Importa registrar que esse não é o entendimento da própria
Receita Federal do Brasil – RFB, que alegou junto ao CARF a
inconstitucionalidade do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966. Tanto é assim que a
estatal teve que recorrer ao CARF para que, a partir desse Decreto-Lei, pudesse
deduzir as despesas de desenvolvimento em cada exercício.
De acordo com a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS,
“Existia, porém, polêmica com relação à possibilidade de outras empresas se
beneficiarem com o dispositivo em comento” e que “Essa expectativa não parece
desarrazoada tendo em vista que o §2º do art. 173 da Constituição Federal
determina que ‘As empresas públicas e as sociedades de economia mista não
poderão gozar de privilégios fiscais não extensivos às do setor privado”.
Julga-se tecnicamente desarrazoada essa expectativa, pois os
benefícios fiscais referentes ao art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 são destinados
explicitamente à Petrobras. Dessa forma, esse “privilégio”, em vez de ser
estendido a todas as empresas petrolíferas, deverá ser considerado
inconstitucional quando da análise pelo Poder Judiciário.
De acordo com a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS,
“Contrariamente ao afirmado no estudo em consideração, com a aprovação da
MP nº 795/2017, esse benefício não será estendido às demais companhias de
petróleo, em razão da revogação do art. 12 do Decreto-Lei nº 62, de 1966, pela
MP nº 795/2017. Doravante, essas empresas somente poderão deduzir as
importâncias aplicadas nas atividades de exploração e produção de jazidas de
petróleo e gás natural para fins de determinação do lucro real e da Contribuição
71
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Social sobre o Lucro Líquido – CSLL, consoante o disposto no art. 1º, como se
pode verificar a seguir”.
De fato, o grande mérito da MPV nº 795, de 2017, é a revogação
do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966. Como já mencionado, isso seria suficiente
para não mais haver decisões favoráveis à Petrobras junto ao CARF. Entretanto,
como demonstrado no capítulo 7 deste trabalho, o art. 1 da MPV nº 795, de 2017,
reedita esse artigo com diferenças de redação, principalmente pela introdução
dos parágrafos 1º ao 6º que tratam da etapa de desenvolvimento. Assim sendo,
a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS desconsidera, sem razão, a
semelhança entre o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 e o art. 1º da MPV nº 795,
de 2017.
Ao contrário do afirmado na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS, o benefício “das possíveis deduções” relativas às atividades de
exploração, de avaliação, de extração e operação, e de desativação, como
ocorria com o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, será estendido sim às demais
empresas petrolíferas, agora sob o respaldo do art. 1º da Lei nº 13.586/2017.
Com relação aos ativos formados para a etapa de
desenvolvimento, a Petrobras e as demais empresas petrolíferas serão
submetidas aos parágrafos 1º ao 6º do art. 1 da MPV nº 795, de 2017, que,
conforme demonstrado neste trabalho, poderá gerar duplicidade de dedução.
A NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS também afirma “que
a renúncia tributária em causa será reduzida, porquanto antes da edição da
medida provisória em apreço a Petrobras podia deduzir, para efeito de apuração
do lucro real, as importâncias aplicadas na exploração e produção de petróleo
em um só ano, ao passo que agora todas as companhias de petróleo terão de
fazê-lo ao longo de vários anos”.
Aqui há outro equívoco dessa NOTA TÉCNICA, pois ela trata
uma questão ainda em discussão como sendo definitiva. Como já mencionado,
Barbosa (2008) considera inconstitucional o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966.
Além disso, o art. 50 da Lei nº 9.478/2017 trata especificamente da depreciação
para fins de determinação da receita líquida.
72
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Se a Advocacia Geral da União recorrer ao Supremo Tribunal
Federal, deverá ser julgada inconstitucional a possibilidade de a Petrobras, com
base no art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, poder deduzir “para efeito de
apuração do lucro real, as importâncias aplicadas na exploração e produção de
petróleo em um só ano”.
De acordo com a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, “O
outro grande equívoco diz respeito à afirmação de que com a aprovação da
medida provisória em apreço ‘nos vários campos do Pré-sal, a redução da receita
tributária de IRPJ e CSLL poderia ser superior a R$ 1 trilhão’”.
Essa potencial redução de arrecadação de IRPJ e CSLL de R$
1 trilhão foi tecnicamente justificado ao longo deste trabalho. O capítulo 8 é
destinado especificamente a esse cálculo.
Segundo a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, “O estudo
não explicita como se chegou ao valor de base de cálculo de US$ 1,2 por barril
supracitada, mas pode-se inferir que foi deduzido do valor do excedente em óleo
do contratado no cenário de referência (US$ 23,2/b) o valor do custo de produção
de US$ 22/b considerado, como mostrado em anexo. Isso, contudo, constitui
erro conceitual, porquanto o mesmo ativo não pode ser alvo de dedução como
despesa operacional e ao mesmo tempo ser objeto de exaustão”.
Depara-se, aqui, com outro equívoco da NOTA TÉCNICA DE
SOUSA E MATTOS. Em nenhum capítulo do ESTUDO TÉCNICO DE LIMA,
sequer foi usada a expressão “despesa operacional”. Este trabalho explicita
como se chegou a uma dedução de US$ 23,5 por barril, que é um valor muito
próximo de US$ 22 por barril, valor utilizado para se determinar a base de cálculo
de US$ 1,2 por barril.
Outro equívoco da NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS diz
respeito ao fato de o ESTUDO TÉCNICO DE LIMA ter utilizado um “Excedente
em óleo da União igual a 20%” e que “O valor do excedente em óleo da União
obtido para os blocos que apresentam maior volume recursos nas 2ª e 3ª
Rodadas de Licitações do Regime de Partilha foram substancialmente
superiores”.
73
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Como já citado no capítulo deste estudo intitulado
“COMENTÁRIOS SOBRE A NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA”, a potencial
redução de arrecadação tributária de R$ 1 trilhão independe do percentual do
excedente em óleo destinado à União.
Também foi afirmado na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS que “Não se informou o volume de petróleo considerado no cálculo da
‘perda’ de receita, tampouco o período de tempo que levaria para sua produção”.
Importa registrar, aqui, que o ESTUDO TÉCNICO DE LIMA não
tinha como objetivo estimar a renúncia fiscal decorrente do art. 1º da MPV nº
795, de 2017. Tal estudo foi elaborado com a intenção de alertar para os
equívocos técnicos presentes em vários artigos dessa proposição.
Ressalte-se, contudo, que o “volume de petróleo considerado no
cálculo” pode ser obtido a partir de uma simples regra de três: se 10 bilhões de
barris geram uma redução de receita tributária de US$ 74,8 bilhões, 40 bilhões
gerarão uma redução da ordem de US$ 300 bilhões, o que equivale a cerca de
R$ 1 trilhão. O tempo para se produzir 40 bilhões vai depender das curvas de
produção do Pré-Sal. É razoável admitir que essa produção possa ocorrer ao
longo de 25 a 30 anos.
Outro equívoco da NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS diz
respeito à estabilidade das regras, conforme transcrito a seguir:
A maior competitividade observada nos leilões da segunda e
terceira rodadas do regime de partilha em relação à primeira são
resultado da maior estabilidade de regras, insumo fundamental
para qualquer investidor em setores com grande investimento
em custos afundados, como no setor petróleo.
Uma Medida Provisória, como o próprio nome diz é “provisória”.
Desse modo, as 2ª e 3ª Rodadas de Partilha de Produção deveriam ser
realizadas antes da edição ou depois da análise da MPV nº 795, de 2017, pelo
Congresso Nacional, e não durante sua tramitação.
É importante reconhecer, no entanto, que regras tão
potencialmente benéficas para as empresas petrolíferas, como as previstas no
74
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
art. 1º da MPV nº 795, de 2017, podem ter influenciado as ofertas de excedente
em óleo para a União dessas rodadas.
Esse artigo é tão benéfico para as empresas, que a Petrobras e
parceiros, na 2ª Rodada de Licitação de Partilha de Produção, chegaram a
ofertar 80% do excedente em óleo para a União. Essa oferta tão generosa talvez
demonstre que a estatal estaria contando com uma grande redução no
pagamento de IRPJ e CSLL.
Na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS há outra
contradição, pois se afirma que, nos termos do art. 1º da MPV nº 795, de 2017,
a renúncia fiscal será reduzida. Assim, esse artigo reduziria a atratividade das
rodadas de licitação, em vez de aumentá-la. Desse modo, não se considera
adequado o trecho, a seguir transcrito, dos “COMENTÁRIOS FINAIS” de tal
NOTA:
É importante registrar, outrossim, que o estudo em comento não
tratou das consequências da rejeição da MP nº 795, de 2017,
preconizada pelo seu autor. Com a rejeição da MP em apreço,
seria reduzida a atratividade das rodadas de licitações, mais
áreas “encalhariam”.
Em relação à NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, conclui-
se, então, que equivocados são os argumentos e as interpretações dessa NOTA
tanto sobre o art. 1º da MPV nº 795, de 2017, quanto sobre o ESTUDO TÉCNICO
DE LIMA.
11. CONCLUSÕES
Em 1966, no governo do Presidente Castello Branco, foi editado
o Decreto-Lei nº 62, cujo art. 12 tinha como objetivo estabelecer incentivos para
a Petrobras, como monopolista do País, aumentar a produção nacional de
petróleo.
Esse artigo estabelece que a Petrobras poderá deduzir, para
efeito de determinação do lucro sujeito à tributação, as importâncias aplicadas
em cada exercício na prospecção e extração do petróleo cru.
75
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Com o fim do monopólio executivo da Petrobras, o art. 12 do
Decreto-Lei nº 62/1966 deveria ter sido revogado. Isso ocorreu, na prática, com
a promulgação da Lei nº 9.478/1997. No entanto, esse artigo não foi revogado,
o que permitiu à Petrobras reivindicar junto ao CARF o direito de deduzir os
gastos das atividades de desenvolvimento da produção no exercício em que eles
ocorreram, que tem se manifestado favoravelmente à estatal, o que pode gerar
perdas bilionárias para os cofres públicos.
Ao longo da tramitação da MPV nº 795, 2017, no Congresso
Nacional, vários técnicos manifestaram-se no sentido de o único problema do
art. 12 do Decreto-Lei nº 62,1966 seria o tratamento fiscal relativo às atividades
de desenvolvimento da produção.
Considera-se que esse não é o único problema desse artigo. Na
realidade, esse artigo permite que todas as importâncias aplicadas nas
atividades de exploração, avaliação, extração, operação e desativação possam
ser deduzidos em cada exercício.
De fato, a Petrobras não exerceu todo esse potencial benefício
fiscal permitido, talvez em decorrência da evidente inconstitucionalidade do art.
12 do Decreto-Lei nº 62/1966. Os gastos com direitos de exploração, por
exemplo, eram tratados como despesas amortizáveis.
No entanto, todos os gastos de exploração e desenvolvimento
eram deduzidos pela Petrobras no exercício que eles ocorriam, o que não devia
ocorrer. A RFB considerou procedente o procedimento fiscal relativo aos gastos
de exploração, mas não considerou procedente tal procedimento fiscal para os
gastos de desenvolvimento, mas tem sido vencida no CARF.
Para resolver esse problema, o caminho adotado pelo Poder
Executivo foi tentar limitar o benefício fiscal para as atividades de
desenvolvimento, mas manter os benefícios fiscais para todas as outras
atividades e estendê-los a todas as empresas petrolíferas, nos termos do caput
do art. 1º da MPV nº 795, de 2017.
76
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Além desse caput, consideram-se inadequados os parágrafos 1º
ao 6º do art. 1º da Lei nº 13.586/2017, pois, nas suas poucas linhas, não definem
com clareza os ativos a serem exauridos, depreciados ou amortizados.
Uma plataforma própria será exaurida ou depreciada? E uma
plataforma arrendada, que compõe o ativo imobilizado? E os equipamentos
arrendados que compõem uma plataforma, serão exauridos ou depreciados? E
os ativos intangíveis, serão amortizados?
A simples revogação do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 seria
melhor que sua reedição, com modificações, nos termos do art. 1º da MPV nº
795, de 2017. Desse modo, o setor petrolífero seria tratado pela legislação
convencional, como os outros setores da economia, em vez de ser tratado por
um artigo com dispositivos opcionais, imprecisos e incompletos.
No mundo, os países que decidiram contratar as atividades de
exploração e produção de petróleo e gás natural geralmente optam pelo regime
de concessão ou partilha da produção.
Os países que adotam o regime de concessão tendem a adotar,
contabilmente, o Generally Accepted Accounting Principles (United States) – US
GAAP ou semelhante. No entanto, para fins fiscais, os países adotam sua própria
legislação, principalmente para fins de imposto sobre a renda.
Por sua vez, os países que adotam o regime de partilha tendem
a adotar o princípio da uniformidade, segundo o qual os custos e despesas
dedutíveis como custo em óleo (cost oil) são os mesmos adotados para cálculo
do imposto sobre a renda.
Este trabalho apresenta um cálculo da potencial redução de
arrecadação de IRPJ e CSLL pelo fato de não ter adotado o princípio da
uniformidade e, além disso, ter optado pelo disposto no art. 1º da Lei nº
13.586/2017. A Tabela 11.1 apresenta as principais diferenças entre os dois
modelos tributários.
77
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Tabela 11.1 - Diferença entre o custo em óleo e o art. 1º da MPV 795/2017
Natureza do custo Custo em óleo Art. 1º da MPV/795
Bônus de assinatura Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
Custos de exploração Dedutível ao longo da
produção
Dedutível no período
em que ocorrido
Custos de
desenvolvimento
Dedutível apenas para
os bens adquiridos
Dedutível pela formação
de ativo
Custos de produção Dedutível ao longo da
produção
Dedutível no período
em que ocorrido
Royalties Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
Encargos financeiros,
custo de venda e outros
Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
Impairment Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
Conforme mostrado na Tabela 11.1, custos de muitas naturezas
não são dedutíveis como custo em óleo, mas são dedutíveis nos termos do art.
1º da MPV nº 795, de 2017. Entre esses custos, destacam-se os royalties, os
encargos financeiros e os bônus de assinatura.
Com relação à formação de ativos imobilizados, a redação dos
parágrafos 1º ao 6º permite diferentes interpretações. Ao mesmo tempo em que
um custo de afretamento é dedutível no período em que ocorrido, ele gera um
ativo imobilizado que, anos depois, poderá ser baixado desse ativo ou convertido
em um poço produtor ou injetor a ser exaurido, o que poderá levar à duplicidade
de dedução.
O custo de arrendamento de uma plataforma de produção, como
a P-52, é deduzido como de extração e operação. Como essa plataforma
78
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
arrendada compõe o ativo imobilizado, poderá haver a interpretação de que ela
será exaurida. Nesse caso, haverá duplicidade de dedução.
Para evitar isso, o § 3º do art. 13 do Decreto-Lei nº 1.598/1977
estabelece que os encargos de depreciação dos bens aplicados na produção,
os encargos de amortização diretamente relacionados com a produção e os
encargos de exaustão dos recursos naturais utilizados na produção não
alcançam os encargos de depreciação, amortização e exaustão gerados por
bem objeto de arrendamento mercantil. No entanto, essa vedação não ocorre no
art. 1º da Lei nº 13.586/2017.
As deduções adicionais e as duplas deduções decorrentes de
possíveis interpretações do art. 1º da Lei nº 13.586/2017 poderão chegar, sem
considerar a possível dedução de bônus de assinatura, a US$ 23,5 por barril.
Assim sendo, há potencial redução de arrecadação de IRPJ e CSLL superior a
R$ 1 trilhão, calculada a partir de deduções de US$ 23,5 por barril, da produção
de 40 bilhões de barris e de taxa de câmbio de 3,2 Reais por Dólar, sem
atualização a valor presente.
Excluída a possibilidade de duplicidade de dedução, de US$ 8
por barril, ainda assim haveria uma potencial redução de arrecadação de IRPJ e
CSLL de cerca de R$ 650 bilhões, em relação a despesas que não integram o
custo em óleo, nos termos do contrato de partilha de produção, mas que podem
ser deduzidas em decorrência do art. 1º da Lei nº 13.586/2017. Se fosse
considerada a dedução dos bônus de assinatura, essa redução de arrecadação
seria ainda maior.
No caso da licitação sob o regime de partilha de produção dos
excedentes da cessão onerosa, os bônus de assinatura podem chegar a R$ 80,5
bilhões. Se os bônus dos excedentes da cessão onerosa forem deduzidos da
base de cálculo do IRPJ e da CSLL, a redução de arrecadação será de R$ 27,37
bilhões apenas no ano da assinatura dos contratos.
A NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA analisada neste
trabalho indica que a RFB não permitirá deduções adicionais e dupla dedução.
As empresas petrolíferas, contudo, poderão recorrer ao CARF e ao Poder
79
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Judiciário para garantir a dedução de itens que compõem o custo em óleo, além
de deduções adicionais e em duplicidade para fins de determinação do lucro real
e da base de cálculo da CSLL.
Destaque-se, ainda, que, ao contrário do exposto na NOTA DO
MINISTÉRIO DA FAZENDA, a potencial redução de arrecadação de IRPJ e
CSLL superior a R$ 1 trilhão não depende do excedente em óleo do contratado
nem do excedente em óleo da União. As deduções permitidas dependem
exclusivamente da interpretação dada ao art. 1º da MPV nº 795, de 2017, que
são extremamente abrangentes e imprecisas.
Com relação à NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, julga-
se desarrazoada, tecnicamente, a expectativa de que empresas petrolíferas
pudessem ter os benefícios de que tratava o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966.
A expectativa, em bases técnicas, é de que esses benefícios sejam considerados
inconstitucionais, em vez de serem estendidos às demais empresas.
Ao contrário do afirmado na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS, o benefício do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, que era exclusivo
para a Petrobras, será sim estendido a todas as empresas.
Outro equívoco da NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS diz
respeito ao fato de o ESTUDO TÉCNICO DE LIMA ter utilizado um excedente
em óleo da União igual a 20%. Como já exaustivamente citado neste trabalho, a
potencial redução de arrecadação de IRPJ e CSLL de R$ 1 trilhão independe do
percentual do excedente em óleo destinado à União.
Em suma, consideram-se equivocados os argumentos e as
interpretações apresentados na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS tanto
sobre o art. 1º da MPV nº 795, de 2017, quanto sobre o ESTUDO TÉCNICO DE
LIMA.
80
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
12. BIBLIOGRAFIA
BARBOSA, A. C. A Inconstitucionalidade no tratamento desigual das
empresas do Setor do Petróleo pelo regulamento do IR. Homero Costa
Advogados, 2008.
GRAÇA, T. M.; LIMA, F. Oil Regulation - Angola. TFL Advogados, 2017.
HEIN CERFIED PUBLIC ACCOUNTS AND ADVISORS. Oil & Gas Tax 101 Hein
& Associates LLP, 2017.
HENRIQUE, J. C. Valuation allowance x impairment e a decisão de sua
implantação no balanço. Monografia de MBA em Gestão Contábil na
Universidade de São Paulo, 2006.
JONES, C. M.; CHAVES, H. A. F. Assessment of yet-to-find-oil in the Pre-Salt
area of Brazil. 14th International Congress of the Brazilian Geophysical Society.
Rio de Janeiro, Brazil, August 3-6, 2015.
KURDI, A. Regulation and political costs in the oil and gas industry: An
investigation of discretion in reporting earnings and oil and gas reserves
estimates. Tese de doutorado, University of North Texas, 2010.
OLIVEIRA, L. G. O Controle das práticas de arbitragem tributária
internacional: medida imperativa de justiça fiscal ou mero paliativo diante
da crescente globalização. Dissertação de Metrado da Universidade Católica
de Brasília, 2009.
SANTOS, O. M.; SILVA, P. D. A Contabilidade na Era do Pré-Sal. Revista
Brasileira de Contabilidade Nº 203, 2013.
SUNLEY, E. M.; BAUNSGAARD, T.; SIMARD, D. Revenue from the Oil and
Gas Sector: Issues and Country Experience. IMF conference on fiscal policy
formulation and implementation in oil producing countries, June 5-6, 2002.
81
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
ANEXO - RESUMO EXECUTIVO
ART. 12 DO DECRETO-LEI Nº 62/1966
O art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 foi concebido para uma
empresa estatal monopolista que tinha como importante missão, em 1966,
aumentar a produção de petróleo no País. Daí a sua flexibilidade, abrangência e
elevado potencial de redução do pagamento de imposto sobre a renda.
Dessa forma, esse artigo deveria ter sido revogado a partir do
fim do monopólio executivo da Petrobras, que, na prática, ocorreu com a
promulgação da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.
Juntamente com essa revogação, deveria ter sido aprovada pelo
Congresso Nacional Lei para estabelecer com clareza e detalhamento o modelo
tributário para as atividades de exploração e produção de petróleo no Brasil para
fins de tributação relativa ao IRPJ e à CSLL.
Considera-se que a Receita Federal do Brasil – RFB, talvez por
considerar inconstitucional o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1999, não incentivou
essa discussão no Parlamento brasileiro.
Em da não revogação desse artigo, a Petrobras recorreu ao
Conselho Administrativo de Recursos Fiscais – CARF para poder deduzir os
gastos das atividades de desenvolvimento da produção em cada exercício, para
fins de IRPJ e CSLL, em contraposição ao posicionamento da RFB. A estatal já
obteve vitórias bilionárias de R$ 5,8 bilhões e de R$ 7,8 bilhões, referentes,
respectivamente, aos anos de 2009 e 2010. A União deverá recorrer ao Poder
Judiciário para impedir essas perdas bilionárias para os cofres públicos.
Dois argumentos são válidos para impedir essas perdas: a
inconstitucionalidade do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 e o fato de o art. 50
da Lei nº 9.478/1997, e respectiva regulamentação, tratar da depreciação dos
bens destinados às atividades de desenvolvimento da produção.
A não revogação do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 tornou-se
mais grave ainda a partir da promulgação da Lei nº 12.351/2010, que introduziu
82
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
no Brasil o regime de partilha de produção e os conceitos de cost oil (custo em
óleo) e profit oil (excedente em óleo).
Nos países que adotam esse regime, o custo em óleo passa a
ser estabelecido como os custos e despesas dedutíveis para fins de cálculo do
imposto sobre a renda petrolífera.
LEI Nº 12.351/2010
A Lei nº 12.351/2010 introduziu o regime de partilha de produção
no Brasil. Esse regime é aplicável ao polígono do Pré-Sal e às áreas
estratégicas. Em tal regime, os contratados têm direito a se apropriar de parcela
do óleo produzido para cobrir o custo em óleo, nos termos do art. 2º da Lei nº
12.351/2010.
O § 1º do art. 42 dessa Lei veda em, qualquer hipótese,
ressarcimento dos royalties ao contratado e sua inclusão no custo em óleo; o §
2º desse artigo estabelece que o bônus de assinatura não integra o custo em
óleo, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado.
Esses dispositivos são a seguir transcritos:
Art. 42. O regime de partilha de produção terá as seguintes
receitas governamentais:
I - royalties; e
II - bônus de assinatura.
§ 1º Os royalties, com alíquota de 15% (quinze por cento) do
valor da produção, correspondem à compensação financeira
pela exploração do petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos líquidos de que trata o § 1º do art. 20 da
Constituição Federal, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu
ressarcimento ao contratado e sua inclusão no cálculo do custo
em óleo.
§ 2º O bônus de assinatura não integra o custo em óleo e
corresponde a valor fixo devido à União pelo contratado,
devendo ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção
e pago no ato da sua assinatura, sendo vedado, em qualquer
hipótese, seu ressarcimento ao contratado. (grifo nosso)
83
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Como evidenciado pelos incisos I e II do art. 2º da Lei nº
12.351/2010, o contratado tem direito à apropriação do custo em óleo, que é a
parcela da produção correspondente aos custos e aos investimentos realizados
pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação,
desenvolvimento, produção e desativação das instalações. O inciso III do art. 2º
dispõe que cabe ao contratado parcela do excedente em óleo, que é a tradução
da expressão profit oil, adotada internacionalmente nos contratos de partilha de
produção.
Dessa forma, a Administração Tributária deveria considerar o
custo em óleo como parâmetro para estabelecimento dos custos e deduções
para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL relativos
às atividades de exploração e produção.
Nos termos do art. 42, fica evidenciado, ainda, que os royalties
e o bônus de assinatura não integram o custo em óleo. Além disso, não pode
haver qualquer tipo de ressarcimento desses pagamentos. Desse modo, esses
custos não podem ser deduzidos para fins de IRPJ e CSLL, pois isso
caracterizaria um ressarcimento ao contratado.
Assim sendo, a legislação tributária deveria levar em conta a Lei
nº 12.351/2010 para fins de estabelecimento do custo em óleo como os custos
e despesas dedutíveis para fins de determinação do lucro real e da base de
cálculo da CSLL. É isso que ocorre em países que adotam o regime de partilha
de produção.
CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
O contrato de partilha de produção de Libra, adotado como
referência neste trabalho, tem vigência de 35 anos e dispõe, em sua Cláusula
Quinta, sobre a recuperação do custo em óleo. Em caso de descoberta
comercial, o contratado terá direito a receber, como custo em óleo, uma parcela
da produção de petróleo e gás natural produzido.
O contratado, a cada mês, poderá recuperar o custo em óleo,
respeitando o limite de 50% do valor bruto da produção nos dois primeiros anos
84
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
de Produção e de 30% desse valor nos anos seguintes, para cada módulo da
etapa de desenvolvimento31.
Após o início da produção, caso os gastos registrados como
custo em óleo não sejam recuperados no prazo de 2 anos a contar da data do
seu reconhecimento como crédito para o contratado, o limite de 30% será
aumentado, no período seguinte, para até 50% até que os respectivos gastos
sejam recuperados.
Nos termos do parágrafo 3.1 do contrato de partilha de produção
de Libra, compõem o custo em óleo os gastos realizados pelos contratados na
área do contrato relativos às atividades de exploração e avaliação;
desenvolvimento; produção; desativação das instalações; e pesquisa e
desenvolvimento e inovação contratados nos termos dos parágrafos 7.2 e 7.3.
Desde que relacionados com as atividades elencadas no
parágrafo 3.1, serão passíveis de reconhecimento como custo em óleo, dentre
outros, os gastos com aluguel, afretamento e arrendamento mercantil de bens e
equipamentos utilizados nas operações; e o valor dos bens incorporados aos
ativos fixos adquiridos e utilizados nas operações.
Observa-se, então, que os gastos de afretamento e
arrendamento serão recuperados como custo em óleo. Com relação aos ativos
fixos, somente o valor dos bens adquiridos serão recuperados como custo em
óleo. Assim sendo, o contrato de partilha de produção não permite que o a
exaustão de um ativo imobilizado referente a um bem arrendado, por exemplo,
integre o custo em óleo.
Nos termos do parágrafo 3.14 do contrato de partilha de
produção, não integram o custo em óleo, entre outros: os royalties, o bônus de
assinatura, os royalties comerciais pagos a afiliadas, os encargos financeiros e
amortizações de empréstimos e financiamentos; despesas de pesquisa,
desenvolvimento e inovação contratados nos termos do parágrafo 7.5; gastos
31 Nos termos do contrato de partilha de produção, é definido como módulo individualizado, composto por instalações e infraestrutura para Produção de Petróleo e Gás Natural de uma ou mais Jazidas de determinado Campo, segundo o Plano de Desenvolvimento aprovado pela ANP
85
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
com ativos imobilizados que não estejam diretamente relacionados com as
atividades de exploração e avaliação, desenvolvimento, produção, desativação
das instalações; gastos relacionados com custas judiciais e extrajudiciais,
conciliações, arbitragens, perícias, honorários advocatícios; multas, sanções e
penalidades; gastos com a reposição de bens, equipamento e insumos que
forem perdidos, danificados ou inutilizados em virtude de caso fortuito, bem como
de dolo, imperícia, negligência, ou imprudência por parte do operador; tributos
sobre a renda; e gastos com comercialização ou transporte, excluídos todos os
gastos relacionados ao escoamento da produção.
Registre-se, ainda, que nos termos o parágrafo 5.7 do contrato
de partilha de produção de Libra, eventual saldo positivo da conta custo em óleo
ao final do prazo contratual não gerará direito a indenizações ou restituições aos
contratados. Desse modo, garante-se que, no mínimo, 50% do valor bruto da
produção serão destinados aos royalties (15%) e ao excedente em óleo (35%),
a ser dividido entre a União e os contratados.
Observa-se, então, que, no regime de partilha de produção, há
muita clareza e detalhe na definição das deduções que integram o custo em óleo.
MPV Nº 795, DE 2017
O grande mérito da MPV nº 795, de 2017, foi revogar o art. 12
do Decreto-Lei nº 62/1966, apesar do atraso de 20 anos. No entanto, o caput do
art. 1º dessa Medida Provisória reeditou, com modificações, o art. 12 de tal
Decreto-Lei.
Transcrevem-se, a seguir, as redações desses dispositivos:
Art 12. A Petróleo Brasileiro S. A. - PETROBRÁS - poderá
deduzir, para efeito de determinação do lucro sujeito à
tributação, as importâncias aplicadas em cada exercício na
prospecção e extração do petróleo cru.
Art. 1º Para fins de determinação do lucro real e da base de
cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL,
poderão ser integralmente deduzidas as importâncias aplicadas,
em cada período de apuração, nas atividades de exploração e
86
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
produção de jazidas de petróleo e de gás natural, definidas no
art. 6º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, observado o
disposto no § 1º
O caput do art. 1º da Lei nº 13.586/2017 apresenta alterações
pouco significativas em relação ao art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966 que são a
substituição da expressão “prospecção e extração do petróleo cru” por
“exploração e produção de jazidas de petróleo e de gás natural, definidas no art.
6º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997”; a substituição da expressão “em
cada exercício” por “em cada período de apuração”; e a substituição da
expressão “determinação do lucro sujeito à tributação” por “determinação do
lucro real e da base de cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido –
CSLL”. Destaque-se, ainda, a inclusão, no art. 1º da Lei nº 13.586/2017, da
expressão “integralmente”.
Assim, a grande diferença entre o art. 12 do Decreto-Lei nº
62/1966 e o art. 1º da Lei nº 13.586/2017 é a presença dos parágrafos 1º ao 6º,
que tratam exclusivamente das atividades desenvolvimento da produção. Assim
sendo, à exceção das atividades da etapa de desenvolvimento da produção,
todas as empresas petrolíferas terão, grosso modo, o tratamento privilegiado que
a Petrobras tinha como monopolista.
Desse modo, todas as empresas petrolíferas terão à sua
disposição “opções de dedução” para fins de determinação do lucro real e da
base de cálculo da CSLL. O contribuinte, a seu critério, poderá, de certa forma,
escolher o patamar de pagamento do IRPJ e da CSLL. Isso pode até fazer
sentido para uma empresa estatal monopolista, mas não deve ser considerado
adequado para empresas petrolíferas em geral.
A redação do caput do art. 1º permite às empresas petrolíferas
deduzirem ou não, para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo
da CSLL, em cada período de apuração, as “importâncias aplicadas” nas
atividades de exploração, avaliação, extração e operação, e desativação.
Caso a RFB não permita que os gastos com royalties e os bônus
de assinatura sejam deduzidos, em cada período de operação, para fins de
87
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL, uma empresa
petrolífera poderá questionar junto ao CARF e, eventualmente, junto ao Poder
Judiciário, para que tais gastos possam ser deduzidos, pois pode ser
interpretado que eles são “importâncias aplicadas” nas atividades de exploração
e produção. Como o art. 1º da Lei nº 13.586/2017 é posterior ao art. 42 da Lei nº
12.351/2010, poderá prevalecer o entendimento de que é possível essa
dedução.
Os custos com levantamento, processamento, reprocessamento
e interpretação de dados de geologia e geofísica, ao contrário dos royalties e do
bônus de assinatura, integram o custo em óleo. Nos termos do contrato de
partilha de produção, o custo dessas atividades somente será recuperado a partir
da efetiva produção.
O caput do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, por sua vez, permite
que esses custos sejam deduzidos em cada período de apuração, em absoluta
falta de sintonia com o contrato de partilha de produção. O mesmo raciocínio é
válido para outros custos de exploração e avaliação.
Nos termos do contrato de partilha, há um limite de 50% ou 30%
do valor bruto da produção para recuperação do custo em óleo. Desse modo,
em razão das diferenças entre receitas e custos, a recuperação dos custos de
exploração, avaliação, desenvolvimento e extração será ser mais rápida ou mais
lenta32.
Entretanto, nos termos do caput do art. 1º da MPV nº 795, de
2017, os bônus de assinatura, os royalties, os custos exploratórios, os custos de
extração e operação, entre outros, poderão ser deduzidos, sem limites, em cada
período de apuração, para fins de determinação do lucro real e da base de
cálculo da CSLL, em absoluta incompatibilidade com os termos da Lei nº
12.351/2010 e com o contrato de partilha de produção. Dessa forma, esse caput
pode gerar deduções muito maiores do que as que integram o custo em óleo.
32 Disponível em http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/preco-do-petroleo-respostas-ao-valor-economico.htm. Acesso em 8 de janeiro de 2018.
88
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Os parágrafos 1º ao 6º da Lei nº 13.586/2017, resultante dos
parágrafos 1º a 6º da MPV nº 795, de 2017, tratam das atividades de
desenvolvimento da produção. Os parágrafos 1º ao 4º tratam da despesa de
exaustão decorrente de ativo formado mediante gastos aplicados nas atividades
de desenvolvimento para viabilizar a produção de campo de petróleo ou de gás
natural, que é dedutível na apuração do lucro real e da base de cálculo da CSLL.
Poderá ser considerada a exaustão acelerada desses ativos,
calculada mediante a aplicação da taxa de exaustão, determinada pelo método
das unidades produzidas, multiplicada por 2,5. A quota dessa exaustão
acelerada será excluída do lucro líquido, e o total da exaustão acumulada,
incluídas a normal e a acelerada, não poderá ultrapassar o custo do ativo.
Os parágrafos 5º e 6º tratam da dedução da depreciação das
máquinas, equipamentos e instrumentos facilitadores aplicados nas atividades
de desenvolvimento da produção. Fica assegurado ao contribuinte o direito de
computar a quota efetivamente adequada às condições de depreciação das suas
máquinas, equipamentos e instrumentos facilitadores aplicados nas atividades
de desenvolvimento da produção, desde que faça prova dessa adequação.
Importa ressaltar, incialmente, que o valor dos ativos
imobilizados para desenvolvimento da produção será excluído do lucro líquido
mediante quotas de exaustão. Além disso, não fica claro se as máquinas e
equipamentos instalados em uma plataforma de produção também terão que
formar um ativo, separadamente.
Os parágrafos 5º e 6º tratam da depreciação de máquinas,
equipamentos e instrumentos destinados às atividades de desenvolvimento da
produção. Em razão dos parágrafos 1º ao 4º, as empresas petrolíferas poderão
arrendar esses equipamentos, de forma a tratá-los como as plataformas de
produção arrendadas e, dessa forma, poder exaurir um ativo imobilizado.
Assim, uma plataforma de petróleo, por exemplo, seria
submetida à exaustão. Mas os equipamentos nela instalados; seriam submetidos
à depreciação? E no caso de plataforma arrendada incluída no valor do ativo
89
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
imobilizado, com todas as máquinas e equipamentos, qual será o tratamento
tributário?
Considera-se que o Poder Executivo, ao editar a MPV nº 795, de
2017, ignorou toda a legislação e conhecimento disponível no País e criou regras
de dedução opcionais, integrais, imprecisas e incompatíveis com o princípio da
uniformidade aplicável ao regime de partilha de produção.
CUSTO EM ÓLEO X ART. 1º DA MPV Nº 795, DE 2017
A Tabela 1 apresenta as principais diferenças entre o princípio
da uniformidade, segundo o qual os custos e despesas dedutíveis como custo
em óleo (cost oil) são os mesmos adotados para cálculo do imposto sobre a
renda, e o art. 1º da MPV nº 795/ de 2017, para fins de dedução de IRPJ e CSLL.
Conforme mostrado na Tabela 11.1, custos de muitas naturezas
não são dedutíveis como custo em óleo, mas são dedutíveis nos termos do art.
1º da MPV nº 795, de 2017. Entre esses custos, destacam-se os royalties, os
encargos financeiros e os bônus de assinatura.
Com relação à formação de ativos imobilizados, a redação dos
parágrafos 1º ao 6º permite diferentes interpretações. Ao mesmo tempo em que
um custo de afretamento é dedutível no período em que ocorrido, ele gera um
ativo imobilizado que, anos depois, poderá ser baixado desse ativo ou convertido
em um poço produtor ou injetor a ser exaurido, o que poderá levar à duplicidade
de dedução.
90
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
Tabela 1 – Diferença entre o custo em óleo e o art. 1º da MPV 795/2017
Natureza do custo Custo em óleo Art. 1º da MPV/795
Bônus de assinatura Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
Custos de exploração Dedutível ao longo da
produção
Dedutível no período
em que ocorrido
Custos de
desenvolvimento
Dedutível apenas para
os bens adquiridos
Dedutível pela formação
de ativo
Custos de produção Dedutível ao longo da
produção
Dedutível no período
em que ocorrido
Royalties Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
Encargos financeiros,
custo de venda e outros
Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
Impairment Não dedutível Dedutível no período
em que ocorrido
O custo de arrendamento de uma plataforma de produção, como
a P-52, é deduzido como de extração e operação. Como essa plataforma
arrendada compõe o ativo imobilizado, poderá haver a interpretação de que ela
será exaurida. Nesse caso, haverá duplicidade de dedução.
Para evitar isso, o § 3º do art. 13 do Decreto-Lei nº 1.598/1977
estabelece que os encargos de depreciação dos bens aplicados na produção,
os encargos de amortização diretamente relacionados com a produção e os
encargos de exaustão dos recursos naturais utilizados na produção não
alcançam os encargos de depreciação, amortização e exaustão gerados por
bem objeto de arrendamento mercantil. No entanto, essa vedação não ocorre no
art. 1º da Lei nº 13.586/2017.
91
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
POTENCIAL REDUÇÃO DE ARRECADAÇÃO DE IRPJ E CSLL
As deduções decorrentes do art. 1º da Lei nº 13.586/2017, em
razão da conversão do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, podem ser de US$ 23,5
por barril, assim discriminadas:
− duplicidade de dedução: US$ 8;
− encargos financeiros: US$ 1;
− custos exploratórios de áreas não comerciais: US$ 1;
− outros custos, inclusive de vendas: US$ 3; e
− royalties: US$ 10,5.
Assim sendo, há potencial redução de arrecadação de IRPJ e
CSLL superior a R$ 1 trilhão, calculada a partir dessas deduções de US$ 23,5
por barril, da produção de 40 bilhões de barris e de taxa de câmbio de 3,2 Reais
por Dólar, sem atualização a valor presente. Excluída a possibilidade de
duplicidade de dedução, de US$ 8 por barril, ainda assim haveria uma potencial
redução de arrecadação de IRPJ e CSLL de cerca de R$ 650 bilhões, em relação
a despesas que não integram o custo em óleo, nos termos do contrato de partilha
de produção, mas que podem ser deduzidas nos termos do art. 1º da Lei nº
13.586/2017.
Considerada a dedução dos bônus de assinatura, essa redução
de arrecadação seria ainda maior. Em Libra, esse bônus foi de R$ 15 bilhões. O
caput do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, permite interpretar que o bônus de
assinatura é uma “importância aplicada” nas atividades de exploração e
produção. Assim, ele poderia gerar uma redução de arrecadação de IRPJ e
CSLL de R$ 5,1 bilhões.
No caso da licitação sob o regime de partilha de produção dos
excedentes da cessão onerosa, os bônus de assinatura podem chegar a R$ 80,5
bilhões. Se os bônus dos excedentes da cessão onerosa forem deduzidos da
base de cálculo do IRPJ e da CSLL, a redução de arrecadação será de R$ 27,37
bilhões apenas no ano da assinatura dos contratos.
92
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
NOTAS DO MINISTÉRIO DA FAZENDA E DE SOUSA E MATTOS
A NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA indica que a RFB não
permitirá deduções adicionais e duplas deduções para fins de determinação do
lucro real e da base de cálculo da CSLL. As empresas petrolíferas, contudo,
poderão recorrer ao CARF e ao Poder Judiciário para garantir essas deduções,
em razão da abrangência, imprecisão e falta de detalhamento do art. 1º da MPV
nº 795, de 2107, o que possibilita múltiplas interpretações.
Destaque-se, ainda, que, ao contrário do exposto na NOTA DO
MINISTÉRIO DA FAZENDA, a potencial redução de arrecadação de IRPJ e
CSLL superior a R$ 1 trilhão não depende do excedente em óleo do contratado
nem do excedente em óleo da União. As deduções permitidas dependem
exclusivamente da interpretação dada ao art. 1º da MPV nº 795, de 2017.
Com relação à NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, julga-
se desarrazoada, tecnicamente, a expectativa de que empresas petrolíferas
pudessem ter os benefícios de que tratava o art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966.
Dessa forma, a expectativa mais razoável, tecnicamente, é que esses benefícios
sejam considerados inconstitucionais, em vez de serem estendidos às demais
empresas.
Ao contrário do afirmado na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E
MATTOS, o benefício do art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, que era exclusivo
para a Petrobras, será estendido a todas as empresas, com relação aos custos
de exploração, aos custos de avaliação, aos custos de extração e operação, e
aos custos de desativação, em razão do disposto no caput do art. 1º da MPV nº
795, de 2017.
Outro equívoco da NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS é
não considerar a possiblidade de dupla dedução diante da inadequada redação
dos parágrafos do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, principalmente por causa da
falta de clareza na formação dos ativos imobilizados das empresas petrolíferas.
Registre-se, ainda, que, ao contrário do afirmado na NOTA
TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS, o ESTUDO TÉCNCIO DE LIMA nunca tratou
93
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
de despesa operacional associada a ativo. Em nenhum capítulo do ESTUDO
TÉCNICO DE LIMA, sequer há menção a isso.
Outro equívoco da NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS diz
respeito ao fato de o ESTUDO TÉCNICO DE LIMA ter utilizado um excedente
em óleo da União igual a 20%. Como já exaustivamente citado neste trabalho, a
potencial redução de arrecadação de IRPJ e CSLL de R$ 1 trilhão independe do
percentual do excedente em óleo destinado à União.
Também se equivoca a NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS
ao citar a importância da estabilidade das regras em relação às 2ª e 3ª Rodadas
de Partilha de Produção. Uma Medida Provisória, como o próprio nome diz é
“provisória”. Desse modo, essas Rodadas deveriam ter sido realizadas antes da
edição ou depois da análise e votação da MPV nº 795, de 2017, no Congresso
Nacional, não durante sua tramitação.
Na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS há, ainda, uma
contradição, pois se afirma, que, nos termos do art. 1º da MPV nº 795, de 2017,
a renúncia fiscal será reduzida. Assim, esse artigo reduziria a atratividade das
rodadas de licitação, em vez de aumentá-la. Desse modo, não se justifica a
afirmação de que “com a rejeição da MP em apreço, seria reduzida a atratividade
das rodadas de licitações, mais áreas ‘encalhariam’”.
Em suma, diante dos argumentos técnicos apresentados neste
trabalho, consideram-se equivocados os argumentos e as interpretações
apresentados na NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS tanto sobre o art. 1º
da MPV nº 795, de 2017, quanto sobre o ESTUDO TÉCNICO DE LIMA.
CONCLUSÕES
O art. 12 do Decreto-Lei nº 62/1966, impreciso, abrangente e
opcional, era um benefício fiscal para a Petrobras monopolista; inconstitucional
a partir de 1997, não foi revogado. O caput do art. 1º da MPV nº 795, de 2017,
estendeu-o a todas empresas petrolíferas, exceto para as atividades de
desenvolvimento da produção. A Lei nº 12.351/2010 introduziu o regime de
94
Paulo César Ribeiro Lima
O conteúdo deste trabalho é de exclusiva responsabilidade de seu autor.
partilha de produção e o custo em óleo (cost oil) como sendo o parâmetro para
os custos e gastos dedutíveis.
Essa Lei dispôs que o bônus de assinatura e os royalties, entre
outros, não são dedutíveis e vedou, em qualquer hipótese, ressarcimentos ao
contratado, ao contrário do art. 1º da Lei nº 13.586/2017, decorrente da MPV nº
795, de 2017. Os parágrafos desse artigo são redigidos de forma inadequada e
sequer utilizam a terminologia contábil nacional e do setor petrolífero. A ausência
de detalhamento permite que haja deduções adicionais e duplicidade de
dedução no caso de determinados bens que formam os ativos imobilizados.
Diante do exposto, o art. 1º da Lei nº 13.586/2017, decorrente
da conversão do art. 1º da MPV nº 795, de 2017, pode gerar uma perda de
arrecadação de IRJP e CSLL superior a R$ 1 trilhão.
Em razão disso, consideram-se equivocados os argumentos e
interpretações apresentados na NOTA DO MINISTÉRIO DA FAZENDA e na
NOTA TÉCNICA DE SOUSA E MATTOS.
2017-20392