tema i - stn · 4.3 acumulação de ativos e dívida pública no contexto do pré-sal, 25 ... nos...

Tema IPolítica Fiscal e Dívida Pública

Política Fiscal e Pré-Sal: como gerir as rendas do petróleo e sustentar o equilíbrio macrofiscal do Brasil

Política Fiscal e Dívida Pública – Segundo Lugar

Sérgio Wulff Gobetti *

* Doutor em Economia pela Universidade de Brasília (UnB). Técnico de Planejamento e Pesquisa da Diretoria de Es-tudos Macroeconômicos do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea).

Resumo

Esta monografia faz uma análise dos impactos que a renda do petróleo gerada pelas descobertas do pré-sal poderá ter sobre o equilíbrio macroeconômico, mostrando inicialmente a forte interação que existe entre o fenômeno da “maldição dos recursos naturais” e a política fiscal. Com base na experiência dos países produtores de petróleo, mostra-se que a volatilidade das receitas do petróleo tende a transmitir-se para as despesas caso não se adotem regras fiscais com o objetivo de suavizar os gastos, baseadas em estimativas de renda permanente do petróleo e em indicadores fiscais que controlem o resultado primário non-oil (excluindo receitas petrolíferas). Argumenta-se, com base em evidências empíricas, que a simples criação de fundos de estabilização não garante uma trajetória sustentável para a política fiscal, sendo necessário construir um arcabouço macrofiscal para lidar com as complexidades introduzidas pelo fluxo de renda e de receitas do petróleo. Em particular, destacamos a importância que a administração de ativos e passivos, na presença de diferenciais de juros, pode provocar sobre a trajetória do endividamento público. Países como o Chade e a Argélia sofreram sérias consequências pelo fato de acumularem simultaneamente ativos e passivos remunerados a taxas diferentes. No Brasil, mostramos que já enfrentamos um problema semelhante atualmente. A queda do endividamento líquido do setor público em proporção do PIB tem obscurecido uma mudança monumental na estrutura de ativos e passivos provocada pela ação do Banco Central (BC) no controle de liquidez da economia e na aquisição de reservas: o estoque de títulos públicos atrelados direta ou indiretamente à Selic cresceu de 34,3% do PIB em 2001 para 55,8% do PIB em 2009, enquanto os ativos em moeda estrangeira ou nacional detidos pelo BC cresceram de 10,5% para 27,4% do PIB. Esse tipo de portfólio impõe um custo fiscal altíssimo, que tende a agravar-se no contexto do pré-sal, pois parte substancial da renda será internalizada na economia, provocando respostas da autoridade monetária que afetarão a trajetória da dívida. Construímos exercícios de simulação com base em modelos de renda permanente propostos na literatura internacional (ENGEL; VALDÉS, 2000) para estimar a riqueza do petróleo e comparar a política ótima sob diferentes cenários de preços e dívida. Os resultados revelam que o diferencial de juros e a impossibilidade de utilizar as receitas para reduzir a dívida mobiliária por causa da restrição de liquidez podem impor um custo da ordem de R$ 80 bilhões por ano. Esse custo aproximado foi medido pela diferença entre os esforços fiscais requeridos para estabilizar a dívida na ausência e na presença das mencionadas restrições. Por fim, mostra-se que a atual arquitetura federativa, que pode reservar até 50% das rendas do petróleo para alguns estados e municípios, também constitui ameaça

à sustentabilidade fiscal, uma vez que obrigará o governo central a compensar a ampliação de gastos na esfera subnacional. Nas simulações, o superávit primário non-oil requerido para estabilizar a dívida com a hipótese da partilha federativa cresce de 1% para 3% do PIB, a menos que se imponham restrições aos gastos de estados e municípios.

Palavras-chave: petróleo; sustentabilidade fiscal; dívida pública.

Sumário

1 Introdução, 7

2 rendas do petróleo e maldIção dos recursos naturaIs, 8

2.1 As múltiplas abordagens na literatura econômica, 8

2.2 Uma introdução do dilema fiscal: quanto e como gastar?, 11

3 aspectos operacIonaIs da polítIca fIscal nos ppps, 13

3.1 Indicadores de sustentabilidade fiscal, 13

3.2 A experiência dos fundos de petróleo, 15

3.3 O caso da Noruega, 18

4 Qual regra de longo prazo deve pautar a polítIca fIscal?, 20

4.1 Os modelos teóricos de renda permanente, 20

4.2 Precaução versus impaciência, 24

4.3 Acumulação de ativos e dívida pública no contexto do pré-sal, 25

5 sImulação dos efeItos das rendas do petróleo sobre a trajetórIa fIscal no brasIl, 27

5.1 Considerações preliminares, 27

5.2 Parâmetros utilizados, 28

5.3 Resultados das simulações, 31

6 conclusões, 39

referêncIas, 42

anexo, 45

Lista de gráficosgráfIco 1 – cenárIos prospectIvos para o preço do barrIl de petróleo (us$), 29

gráfIco 2 – comparação do gasto (ou défIcIt prImárIo) ótImo em dIferentes modelos (% pIb non-oil), 34

gráfIco 3 – comparação do atIvo ou dívIda líQuIda com dIferentes trajetórIas de preços (% pIb non-oil), 35

gráfIco 4 – comparação do atIvo ou dívIda líQuIda com dIferentes preços e dIferencIal de juros (% pIb non-oil), 36

gráfIco 5 – comparação da dívIda líQuIda com o mesmo superávIt prImárIo e dIferencIal de juros para três cenárIos de preço (% pIb non-oil), 37

gráfIco 6 – trajetórIa da dívIda para dIferentes níveIs de superávIt prImárIo, sendo 50% da receIta do petróleo gasta por estados e munIcípIos (% pIb non-oil), 39

Lista de tabelastabela 1 – rendas do petróleo e cálculo do superávIt prImárIo no brasIl (% do pIb), 15

tabela 2 – défIcIts fIscaIs e retorno real esperado do fundo de pensão norueguês, 20

tabela 3 – decomposIção da dlsp brasIleIra por componentes de passIvo e atIvo (% pIb), 26

tabela 4 – parâmetros do processo estacIonárIo do petróleo, 29

tabela 5 – resumo dos símbolos e dos parâmetros utIlIzados nas sImulações, 31

tabela 6 – resumo dos resultados das sImulações, 32

anexo – IndIcadores fIscaIs dos prIncIpaIs países produtores de petróleo, 45

Política Fiscal e Dívida Pública – Sérgio Wulff Gobetti

Finanças Públicas – XIV Prêmio Tesouro Nacional – 2009 7

1 Introdução

As descobertas de petróleo na chamada camada de pré-sal do litoral brasi-leiro abrem enormes perspectivas de desenvolvimento para a economia brasileira, tanto pelo que a condição de grande produtor e exportador de óleo representa para o equilíbrio da balança de pagamentos quanto pela geração de riqueza para o setor público. Contudo, essas duas bênçãos – muitos dólares e muitas receitas públicas – também podem representar uma ameaça para o equilíbrio fiscal e ma-croeconômico do país se não forem devidamente administradas numa perspectiva fiscalmente sustentável e justa para as atuais e as futuras gerações.

Nas últimas duas décadas, a literatura econômica (SACHS; WARNER, 1995; AUTY; GELB, 2001) tem tratado de maneira bastante extensa o problema da “mal-dição dos recursos naturais”, sintetizado pelo baixo desempenho econômico dos países ricos em recursos naturais e, em geral, relacionando tal problema ao efeito da apreciação cambial sobre a competitividade dos setores industriais domésticos. Contudo, estudos mais recentes (DAVIS; OSSOWSKI; FEDELINO, 2003; HUM-PHREY; SACHS; STIGLITZ, 2007) não só apontam a possibilidade de reversão dessa pretensa vocação dos países produtores de petróleo como mudam um pouco o foco do problema cambial para os problemas fiscais e institucionais.

Um problema central levantado na literatura internacional diz respeito a como lidar com a elevada volatilidade dos preços do petróleo, que, se transmitida para as receitas e para as despesas públicas, tende a desestabilizar o equilíbrio macroeco-nômico e pode gerar trajetórias fiscalmente insustentáveis para os gastos e para o endividamento, transformando países potencialmente credores em devedores.

O Brasil, evidentemente, já ingressa no ciclo do pré-sal como um país deve-dor, o que lhe impõe restrições adicionais no manejo das receitas do petróleo. Ao mesmo tempo, entretanto, a riqueza representada pelo fluxo futuro de rendas da atividade petrolífera pode proporcionar uma trajetória mais acelerada de redução do endividamento público se decisões corretas sobre o assunto forem tomadas desde já pelo governo, pelo Congresso e pelas autoridades macroeconômicas.

É importante notar que o debate e as polêmicas sobre o pré-sal se têm con-centrado quase exclusivamente na mudança do marco regulatório, que visa a am-pliar a participação estatal sobre as rendas do petróleo, mas pouco destaque é dado aos problemas centrais: O que faremos com esses recursos? Quanto e como vamos gastar? Como os distribuiremos entre as gerações? Como evitaremos os percalços sofridos por outros países?

O objetivo desta monografia é instigar essa discussão, identificando – em primeiro lugar – problemas operacionais presentes nos países produtores de


Finanças Públicas – XIV Prêmio Tesouro Nacional – 20098

petróleo, desde os relacionados à constituição de fundos de estabilização até a adoção de regras fiscais. Em segundo lugar, buscamos apresentar um arcabouço fiscal apropriado para lidar com as receitas do petróleo, baseado em modelos de renda permanente e em regras que tenham por objetivo suavizar o gasto ao longo do tempo, impedindo que estas sejam contaminadas pelos choques de petróleo. Em terceiro lugar, buscamos aplicar esses modelos ao caso brasileiro, identifi-cando seus limites e testando seus efeitos sobre a trajetória fiscal de longo prazo. Nesse ponto, realizamos uma série de simulações bastante ilustrativas que mos-tram que a administração de ativos e passivos fiscais do governo, determinada não só pelas decisões da autoridade fiscal, mas principalmente pela monetária, é crucial no contexto do pré-sal.

2 Rendas do petróleo e maldição dos recursos naturais

2.1 As múltiplas abordagens na literatura econômica

Duas questões têm marcado a investigação e o debate teórico e empírico na literatura econômica internacional a respeito da chamada maldição dos recursos naturais: sua ocorrência ou não e quais seriam seus canais de transmissão, ou seja, de que forma a abundância de recursos naturais pode afetar a performance econômica de um país.

A maior parte da pesquisa econômica realizada nas duas últimas décadas parece endossar a tese de Sachs e Warner (1995) de que países ricos em recursos naturais (como petróleo) tendem a crescer menos do que países relativamente me-nos dotados desse tipo de recurso e em igual estágio de desenvolvimento.1 Estudo de Cruz e Ribeiro (2009), por exemplo, indica (para uma amostra de 144 países, entre 1975 e 2005) uma relação negativa entre taxa de crescimento da economia e abundância de recursos naturais, medida em participação de bens primários nas exportações, como no trabalho original de Sachs e Warner.

Em termos teóricos, esse paradoxo econômico tem sido explicado princi-palmente pelos impactos adversos da apreciação cambial (decorrente do excesso de divisas) e da perda de mão de obra qualificada sobre o dinamismo do setor ma-

1 A tese de Sachs e Warner (1995) foi desenvolvida com base nas constatações e nas observações realizadas anteriormente por Auty (1990) e Gelb (1988).



nufatureiro em modelos que consideram esse setor o responsável principal pela acumulação de capital humano na economia.2

Um dos exemplos mais famosos de desindustrialização associado à abun-dância de recursos naturais é o da Holanda durante a década de 1970, motivo pelo qual a literatura econômica passou a denominar de “doença holandesa” os efeitos negativos de taxas de câmbio apreciadas sobre o crescimento econômico. No caso da Holanda, a apreciação cambial decorreu precisamente da descoberta de grandes reservas de gás natural e da entrada maciça de dólares das exportações, gerando um surto de consumo que estimulou as importações e reduziu a compe-titividade do setor manufatureiro local.

Tanto a evidência da maldição dos recursos naturais quanto a tese da doen-ça holandesa têm sido questionadas por inúmeros autores, como Brunnschweiler (2006), que contesta a validade de mensurar a dotação de recursos naturais pelo peso das exportações de produtos primários e, utilizando indicadores alternativos de “capital natural” e “riqueza mineral” em termos per capita, encontra correla-ções positivas com a taxa de crescimento dos países.3

Na prática, as evidências empíricas são ambíguas e não permitem inferir uma relação inexorável (positiva ou negativa) entre a abundância de recursos naturais e o desenvolvimento ou crescimento econômico. Sala-i-Martin e Subra-manian (2003), por exemplo, sustentam que a maldição só existe para abundância de recursos minerais e, em particular, de petróleo.

O próprio Sachs (2007, p. 174) reconhece que não existe uma tendência generalizada de que os países ricos em petróleo apresentem melhor performance econômica que outros países similares, porém pobres em petróleo. A verdadeira maldição, segundo ele, está no fato de que o desempenho econômico dos países ricos em petróleo tem sido menor do que seu potencial e, às vezes, desastroso:

Muitos países ricos em petróleo experimentaram declínios na sua renda per capita entre 1970 e 2000, e alguns entraram em profunda crise de endividamento. Mas a maldição – de que as receitas do petróleo frequen-temente não se traduzem em desenvolvimento de longo prazo – não é uma questão de fé. O petróleo pode ser um trampolim para o desenvolvimento.

Em contrapartida, um número crescente de estudos tem relacionado o baixo desempenho econômico de países ricos em recursos naturais a fatores políticos e institucionais, como a qualidade de suas instituições (e regimes políticos) e a

2 Sem a hipótese de que o setor manufatureiro seja o mais dinâmico, tais modelos em geral falham em explicar a maldição dos recursos naturais.

3 Os indicadores de capital natural utilizados pela autora são os do Banco Mundial.



intensidade dos incentivos à corrupção ou à malversação dos recursos públicos (LANE; TORNELL, 1996; ATKINSON; HAMILTON, 2003; COLLIER; HOE-FFLER, 2005; MEHLUM; MOENE; TORVIK, 2006).

Para Mehlum, Moene e Torvik (2006), a abundância de recursos naturais não causa inevitavelmente uma deterioração institucional, mas coloca sob teste a qualidade das instituições do país. Se as instituições são fortes e atraem empreen-dedores produtivos, a abundância relativa de recursos naturais gera crescimento (como no caso da Noruega); em caso contrário, se as instituições são fracas, os agentes privados preferem se engajar em atividades não produtivas de rent-se-eking para se apropriar de parte da riqueza em vez de gerar riqueza.

Outro problema é a tendência ao gasto público excessivo, existente quan-do os cidadãos não internalizam o custo completo das despesas, uma vez que só pagam uma pequena fração de carga tributária adicional. Isso é particularmente comum em países nos quais a receita tributária é baixa e as receitas do petróleo elevadas. Num conjunto dinâmico, essa lógica pode gerar sobre-endividamento público e efeito voracidade (LANE; TORNELL, 1996).4

Uma terceira vertente explicativa para a suposta maldição dos recursos natu-rais baseia-se nos efeitos da volatilidade dos preços de petróleo sobre o crescimen-to, o investimento e, inclusive, sobre a distribuição de renda (AUTY; GELB, 2001). O grau de flutuação dos preços de petróleo é elevadíssimo, e a experiência recente é talvez a melhor mostra disso. No início de 2008, o preço do barril do petróleo estava em torno de US$ 70, e, em julho, ultrapassou a barreira dos US$ 150, para logo de-pois cair abruptamente, na esteira da crise internacional, até a faixa dos US$ 40 ao final do ano. Em 2009, o preço voltou a crescer, atingindo US$ 70 em julho-agosto.

Na prática, os países ricos em recursos naturais (RN) tendem a ter uma renda muito volátil por causa da baixa elasticidade-preço da oferta. Considerando que o desvio-padrão (DP) do preço do petróleo tem sido de 30% a 35% ao ano, um choque de um DP sobre os preços – para um país em que o petróleo significa 20% do PIB – representa um choque equivalente a 6% sobre o PIB, que é o dobro da volatilidade do PIB verificada nos países em desenvolvimento, segundo Haus-mann e Rigobon (2002).5

Esses autores incorporam os efeitos da volatilidade e das imperfeições do mercado financeiro em um modelo que explica a pobre performance econômica de muitos países produtores de petróleo pela interação entre esses fatores. Nesse mo-delo, tanto o patamar quanto a volatilidade dos gastos governamentais financiados

4 Em vez de suavizar o consumo, cada indivíduo tenta obter uma parcela maior da renda na época do boom da renda natural, esperando que todos façam a mesma coisa.

5 Um possível canal para que a volatilidade afete o comércio e a economia seria por meio da incerteza, pois uma renda volátil é menos valiosa para consumidores avessos ao risco.



pela renda do petróleo contribuem (via taxa de juros e de câmbio) para a falta de diversificação econômica, o que exacerbaria a maldição dos recursos naturais.

A principal conclusão de estudos focados nessa questão é que o bem-estar e a performance macroeconômica podem melhorar pela redução da volatilidade e, em alguns casos, do patamar de gasto público. Por isso, a suavização do consumo por intermédio de modelos de renda (ou riqueza) permanente a la Friedman, as-sim como o monitoramento dos resultados fiscais excluindo as receitas do petró-leo, tornou-se uma espécie de benchmark no design da política macrofiscal para países produtores de petróleo (MEDAS; ZAKHAROVA, 2009).

Outra dimensão do problema do gasto diz respeito à sua composição e qua-lidade. Países que canalizam a maior parte das receitas adicionais do petróleo ob-tidas em momentos de boom nos preços para gastos de consumo permanente têm dificuldade em reduzi-los nas fases de desaceleração, e aí acabam sacrificando os investimentos, com subsequentes efeitos negativos sobre o crescimento econômico.

Contudo, independentemente das controvérsias teóricas e empíricas sobre o tema, existe um crescente reconhecimento de que uma boa parte dos proble-mas decorrentes da abundância de recursos naturais (em especial petróleo) pode ser evitada com um manejo macroeconômico, fiscal e institucional adequado às peculiaridades das rendas deles derivadas (HUMPHREY; SACHS; STIGLITZ, 2007, para um apanhado geral das várias dimensões do problema).

2.2 Uma introdução do dilema fiscal: quanto e como gastar?

A abundância de reservas de petróleo, como discutido anteriormente, pode se tornar uma bênção ou uma maldição econômica, dependendo da forma como é gerida em todas as suas dimensões. A princípio, como frisa Sachs (2007), a renda do petróleo pode trazer grandes benefícios para um país, seja proporcionando pa-drões de vida mais elevados para sua população, seja suprindo a carência de bens públicos e, principalmente, de investimentos em infraestrutura nas economias em desenvolvimento.

Ao mesmo tempo, os países produtores de petróleo (PPPs) enfrentam enor-mes desafios fiscais e macroeconômicos derivados da natureza de sua receita, que é exaurível, volátil, incerta e predominantemente originada no exterior. A exaus-tão do petróleo cria problemas complexos para a sustentabilidade e a alocação intergeracional da renda apropriada pelo setor público; a origem externa pode afetar a taxa de câmbio e a competitividade dos setores industriais tradicionais; a volatilidade e as incertezas sobre a renda do petróleo tendem a ampliar a instabi-lidade macroeconômica (BARNETT; OSSOWSKI, 2002).



Tanto por um ângulo (dos benefícios) quanto pelo outro (dos riscos), o ma-nejo das receitas do petróleo pelo governo assume um papel crucial nas economias petrolíferas. Adotando uma abordagem integrada das duas esferas de preocupa-ção, é possível pensar numa estratégia que busque conciliar tanto a preocupação com a sustentabilidade fiscal e o equilíbrio macroeconômico quanto a sustentação de um plano de investimentos de longo prazo focado no crescimento.

Por um lado, a estabilidade macroeconômica e fiscal e a adoção de regras de suavização dos gastos diante da volatilidade das receitas do petróleo podem ser vistas como condição para sustentar esse plano de investimentos, evitando tanto o crescimento de despesas de baixa qualidade nos momentos de boom no preço de petróleo quanto cortes de verbas e interrupção de projetos durante as fases de queda na cotação internacional.

Por outro lado, a elevação do patamar de investimentos públicos e em ca-pital humano, incluídos aí os gastos em saúde e educação, pode melhorar a pro-dutividade e a complementaridade do setor público com o privado, impulsionar o crescimento do setor não petrolífero, melhorar as condições para a sustentabilida-de fiscal de longo prazo, bem como a renda das gerações futuras.

Feitas essas observações, é importante assinalar que a experiência recente dos PPPs tem reforçado a preocupação com trajetórias insustentáveis e de qua-lidade duvidosa dos gastos públicos (OSSOWSKI et al., 2008). As evidências empíricas apontam para uma forte correlação entre receitas do petróleo e gastos públicos (FASANO; WANG, 2002), de modo que a política fiscal dos países pe-trolíferos se torna um importante canal de propagação dos choques externos asso-ciados às flutuações nos preços do óleo para o interior das economias.

Nesse contexto, os policymakers dos PPPs precisam enfrentar tanto desa-fios de longo prazo quanto de curto prazo, sabendo que nem sempre estes são conciliáveis. O estabelecimento de um arcabouço fiscal adequado, com metas e regras para a utilização das receitas do petróleo, pode contribuir para amenizar os problemas que naturalmente atingem as economias dos PPPs e, ao mesmo tempo, criar as condições para uma estratégia de desenvolvimento e investimento ao es-tilo do pregado por Sachs (2007).

Como cada país tem suas especificidades, é impossível generalizar um mode-lo para todos, mas é importante ter em mente alguns princípios gerais e a necessida-de de um arcabouço macrofiscal especial para lidar com o tipo específico de renda gerado pela atividade petrolífera. O Brasil é uma economia diversificada, e assim deve permanecer, mesmo com o crescimento do setor petrolífero, mas o pré-sal exi-ge que a política macrofiscal seja repensada e ajustada aos novos desafios.



3 Aspectos operacionais da política fiscal nos PPPs

3.1 Indicadores de sustentabilidade fiscal

A análise convencional de sustentabilidade fiscal, focada no nível de supe-rávit ou déficit primário que mantém o endividamento público como proporção do PIB estabilizado no médio prazo, tem sido colocada à prova nos países produtores de petróleo (PPPs). A fragilidade dos indicadores tradicionais está relacionada aos impactos que a volatilidade dos preços do petróleo pode causar tanto nas receitas quanto no PIB desses países sem ser capturados pelas medidas fiscais usuais.

Na última década, o preço do petróleo variou consideravelmente, subindo de US$ 16 em média em 1999 para US$ 99 em 2008, com desvio-padrão de US$ 26. Só nos últimos dois anos, a cotação do barril subiu da casa dos US$ 70 para mais de US$ 140, depois caiu para US$ 40 e voltou aos US$ 70.

Ossowski et al. (2008) mostram que, em média, numa amostra de 31 PPPs, quase metade da receita adicional gerada pelo boom no preço do petróleo entre 1999 e 2005 foi utilizada para aumentar as despesas primárias ou reduzir outras re-ceitas do setor não petrolífero. Apesar disso, o resultado primário evoluiu de um dé-ficit médio de 0,1% do PIB em 1999 para um superávit de 13,3% do PIB em 2005, e o resultado nominal, de um déficit de 3,5% para um superávit de 12% (Anexo).

Analisando a situação fiscal por esses indicadores, somos tentados a con-cluir que a posição fiscal dos PPPs melhorou consideravelmente. Contudo, os dados podem ser enganosos, por não mostrarem quanto da aparente melhora é explicada pelo choque do petróleo nas receitas governamentais e no PIB.

Excluindo as receitas petrolíferas do cálculo e comparando os resultados fiscais com o PIB do setor não petrolífero (non-oil), percebemos que o déficit primário cresceu de 24,6% para 37,5%, ou seja, uma piora de quase 13 pontos porcentuais. Por sua vez, o déficit nominal cresceu um pouco menos, cerca de 9,5 pontos porcentuais do PIB non-oil, porque o gasto com juros foi reduzido quase pela metade no período mencionado (de 4,8% para 2,5% do PIB non-oil).6

Dessa forma, temos dois retratos diferentes: um pelos indicadores conven-cionais, de resultado primário e nominal como proporção do PIB, e outro por indicadores alternativos, de resultados primários e nominais non-oil como pro-

6 Cálculos do autor a partir da base de dados gentilmente cedida por Rolando Ossowski, do FMI.



porção do PIB non-oil. A principal justificativa para se utilizar preferencialmente o segundo e não o primeiro tipo de indicador nos PPPs é o caráter transitório da maior parte dos choques no preço do petróleo (ENGEL; VALDÉS, 2000; BAR-NETT; VIVANCO, 2003).

Se o principal componente dos choques é transitório, decisões de elevação dos gastos baseadas numa falsa expectativa de que tais choques são permanen-tes pode resultar em padrões de gastos e endividamento insustentáveis no longo prazo. Cada situação particular deve ser analisada em suas especificidades, mas o uso de indicadores fiscais complementares aos tradicionais resultados primários e nominais pode melhorar a análise da política fiscal.

Na Tabela 1, exemplificamos a aplicação do indicador de superávit primá-rio non-oil para o Brasil, primeiro explicitando as receitas relacionadas ao setor petrolífero como proporção do PIB e o superávit primário obtido pela Petrobras, depois excluindo esses valores do cômputo do resultado primário e comparando o resultado final com o PIB non-oil, aqui entendido como o PIB total menos o valor adicionado das atividades de extração de petróleo e gás natural e produção de derivados.

Podemos verificar que o crescimento do superávit primário total no Brasil entre 2000 e 2008 foi em grande parte proporcionado pelo aumento das rendas do petróleo ou pelos resultados fiscais da própria Petrobras. Comparando 2000 com 2008, esses componentes respondem por 57% do incremento no superávit primá-rio; se comparamos a média de 2000:2003 com 2005:2008, esse porcentual sobe para 83%. Ou seja, excluindo o setor petrolífero, o aumento do superávit primário é pouco significativo na comparação dos dois períodos, e 2006 aparece como o ano de menor superávit.

Na prática, poucos países adotam oficialmente esse indicador, embora este venha sendo largamente adotado pelo FMI para analisar os PPPs. A Noruega, uma rara exceção, não só monitora seus resultados fiscais pela ótica non-oil como ainda ajusta seu cálculo ao ciclo econômico, possibilitando que se mensure de forma mais acurada o esforço fiscal do governo. Nessa ótica, diferentes resultados fiscais em diferentes conjunturas não são vistos como desvios da meta, mas algo natural de ocorrer e recomendável para reduzir o caráter pró-cíclico da política fiscal.



Tabela 1Rendas do peTRóleo e cálculo do supeRáviT pRimáRio no bRasil (% do pib)

Itens 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*

Superávit primário total 3,24 3,38 3,55 3,89 4,18 4,35 3,80 3,91 4,58

(-) Petrobras 0,44 0,48 0,34 0,55 0,38 0,42 0,56 0,46 0,39

Superávit primário s/Petrobras 2,80 2,90 3,21 3,34 3,80 3,93 3,24 3,45 4,19

(-) Royalties 0,16 0,18 0,22 0,26 0,26 0,29 0,33 0,29 0,38 (-) Participações especiais 0,09 0,13 0,17 0,29 0,27 0,32 0,37 0,28 0,40 (-) Bônus de assinatura 0,04 0,05 0,01 - 0,03 - 0,04 - 0,08 (-) Retenção área concedida 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 - (-) IRPJ/CSLL 0,30 0,21 0,35 0,47 0,48 0,57 0,56 0,55 0,57 (-) Dividendos da Petrobras 0,08 0,10 0,06 0,11 0,09 0,11 0,11 0,08 0,07 (-) Subtotal rendas oil 0,68 0,68 0,82 1,14 1,14 1,30 1,42 1,21 1,50

Superávit primário non-oil 2,12 2,22 2,39 2,20 2,66 2,63 1,82 2,24 2,69

Superávit primário non-oil(PIB non-oil)

(*) Incluindo recursos do Fundo Soberano (0,51% do PIB), excluídos pela STN/BC do cálculo oficial do resultado fiscal.Fonte: STN e Bacen; cálculos do autor

3.2 A experiência dos fundos de petróleo

A maioria dos países produtores de petróleo criou na última década (ou an-tes) instituições fiscais especiais – entre as quais a mais relevante são os chamados fundos de estabilização e poupança – para tentar enfrentar a volatilidade das rendas do petróleo e, em alguns casos, as pressões cambiais decorrentes da internalização das receitas em divisas estrangeiras. De um conjunto de 31 países petrolíferos ana-lisados por Ossowski et al. (2008), 21 estabeleceram algum tipo de fundo (16 deles posteriores a 1995) para o qual canalizam parte das receitas do petróleo.7

Desse rol de fundos, dez têm como objetivo principal a suavização do gasto público e, por isso, são chamados de fundos de estabilização, e outros oito têm como foco simultâneo a estabilização e a geração de poupança para as gerações futuras. Em termos operacionais, alguns países seguem regras discricionárias ou parcialmente dependentes do orçamento, depositando no fundo a receita exceden-te ao previsto no orçamento, mas a maioria adota regras rígidas para os depósitos e os saques, referenciadas em porcentuais preestabelecidos das receitas ou em de-terminados preços de petróleo – um teto acima do qual as receitas são transferidas para o fundo e um piso abaixo do qual os recursos são sacados.

A introdução de regras rígidas nos fundos, segundo Ossowski et al. (2008), baseou-se principalmente na expectativa de estabilizar os gastos públicos, mas

7 A lista completa dos países é apresentada no Anexo.

2,15 2,24 2,42 2,24 2,70 2,68 1,86 2,29 2,75



em muitos casos tal procedimento foi ineficaz, particularmente quando os go-vernos não tiveram restrição para se endividar. Na Argélia, a exemplo de outros países, a regra de depósito e saque esteve artificialmente referenciada em um patamar muito baixo (US$ 19) entre 2000 e 2005, o que implicou represamento de recursos no fundo, ao mesmo tempo em que as autoridades passaram a con-trair dívida para se financiar. O mesmo ocorreu no Chade, com um agravante: o custo das dívidas assumidas foi muito mais alto do que o rendimento dos ativos acumulados, levando o governo local a incorrer em crescentes déficits e a abolir seu fundo em 2006.

Em outros países, como o México, o Congresso frequentemente revisa para cima os preços referenciais sugeridos pelo Executivo, inviabilizando a tentati-va de conter gastos por meio da subestimação das receitas. Na prática, segundo Medas e Zakharova (2009), a experiência tem mostrado que basear as previsões orçamentárias em preços artificialmente baixos não é a forma adequada de redu-zir os gastos no longo prazo, uma vez que os legisladores e os grupos de pressão rapidamente se adaptam a essas situações.

Além disso, esses autores ressaltam que essa prática pode minar a transpa-rência orçamentária e a qualidade do gasto, uma vez que o excesso de receita em relação ao projetado pode ser usado para financiar despesas extraorçamentárias que não estão sujeitas ao mesmo controle de qualidade e ao padrão de contabili-zação do orçamento. Esta, aliás, é uma característica de quase metade dos fundos analisados por Ossowski et al. (2008): o poder de gastar ou investir os ativos separadamente do sistema orçamentário convencional.8

Outra característica de muitos fundos é a vinculação de recursos para deter-minados propósitos, como o pagamento de dividendos anuais à população (caso do Alasca) ou a redução da pobreza e do endividamento público (por exemplo, Azerbaijão, Chade e Equador). Em princípio, a vinculação ajudaria a limitar o poder dos governantes de realocar os gastos inapropriadamente, mas também re-duziria a flexibilidade, complicaria a administração de liquidez e poderia gerar ineficiência do gasto. Um exemplo disso é o próprio tratamento dado pelo Brasil aos royalties, como demonstram Afonso e Gobetti (2008).

Na esfera federal, os royalties e as participações especiais estão todos vin-culados a gastos especiais de alguns ministérios (Marinha, Ciência e Tecnolo-gia, Minas e Energia e Meio Ambiente), mas 86,5% deles foram contingenciados entre 2003 e 2007. Na esfera subnacional, a vinculação é negativa, ou seja, os recursos não podem ser gastos com pessoal, mas muitos municípios burlam essa limitação pelo aumento da terceirização.

8 No Azerbaijão, no Cazaquistão, na Líbia, no Irã e no Kuwait, uma parte substancial dos gastos é extraorçamentária e independe tanto de aprovação quanto de controle legislativos.



Em resumo, não há evidências de que o grau de vinculação das receitas con-tribua positivamente para melhorar a gestão das rendas do petróleo tanto no Brasil quanto no resto do mundo. No entanto, a experiência internacional também mostra que a pura e simples criação de fundos de petróleo não restringe efetivamente a ampliação dos gastos e, em alguns casos, a imposição de regras fiscais rígidas pode inclusive exacerbar a volatilidade dos gastos, na medida em que dificulta ajustes às flutuações econômicas (OSSOWSKI et al., 2008; MEDAS; ZAKHAROVA, 2009).

Os problemas relatados anteriormente têm induzido mudanças e ajustes na administração dos fundos e nas regras fiscais vigentes nos PPPs, inclusive com a introdução de leis de responsabilidade fiscal (LRF), mas o sucesso das iniciativas é bastante limitado. No Equador, por exemplo, a LRF aprovada em 2002 criou três regras fiscais voltadas para o controle do balanço non-oil, para o crescimento real do gasto primário e para a relação dívida-PIB, mas tanto o boom do preço do petróleo como as pressões sociais acabaram abrindo brechas nas normas, o que resultou numa revisão da legislação e no relaxamento das restrições em 2005.

A Venezuela tem uma lei orgânica das finanças públicas desde 1999, cujo foco é reduzir a volatilidade dos gastos por meio de um arcabouço fiscal plu-rianual e limites para a expansão dos gastos e para o balanço corrente, mas sua implementação tem sido postergada. Além disso, segundo Ossowski et al. (2008), a qualidade das instituições orçamentárias tem-se deteriorado, em parte por causa da proliferação de fundos extraorçamentários e das atividades quasi-fiscais.

No México, o Congresso também aprovou uma LRF em 2006 com o ob-jetivo de zerar o déficit nominal, mas a meta numérica não leva em conta a pro-ciclicidade ou as considerações sobre a sustentabilidade fiscal relacionadas às receitas do petróleo. Ou seja, considerando apenas o exemplo dos três países latino-americanos que integram o rol dos PPPs, percebe-se a limitação das regras fiscais de curto prazo e a necessidade de um maior consenso político para viabili-zar e sustentar um arcabouço macrofiscal de longo prazo.

Não é objetivo desta monografia aprofundar o estudo dessas experiências, mas apenas chamar a atenção de alguns aspectos cruciais expostos por estas no momento em que se discute no Brasil o que fazer com as futuras rendas do petró-leo. Para não ficarmos apenas em experiências negativas, vamos descrever bre-vemente a seguir o caso da Noruega, que se tornou uma espécie de paradigma internacional e que, em tese, teria influenciado as propostas do governo brasilei-ro encaminhadas recentemente ao Congresso com o objetivo de alterar o marco regulatório, aumentar a fatia da renda do petróleo apropriada pelo setor público e instituir um fundo “social” (com múltiplas vinculações setoriais) para o qual seriam destinadas tais receitas.9

9 Nossa análise, entretanto, será focada nos aspectos fiscais da gestão do fundo norueguês.



3.3 O caso da Noruega

A experiência norueguesa de exploração de petróleo é considerada atual-mente um caso de sucesso entre os países ricos nesse recurso natural. E esse su-cesso, vis-à-vis outros países, especialmente os africanos e os árabes, é atribuído tanto à sua política de industrialização, que evitou os sintomas da doença holan-desa, quanto à expertise fiscal, que tem no fundo soberano sua principal expres-são, o que justifica ser este país referência nas discussões brasileiras.

O fundo soberano norueguês foi criado em 1990, mas só recebeu seu pri-meiro depósito em 1996 e atualmente possui um patrimônio de mais de 2,3 tri-lhões de coroas (NOK), o que representa aproximadamente US$ 420 bilhões ou um PIB da Noruega.10 Para que o país acumulasse tamanho ativo financeiro, foi necessário que poupasse a maior parte das rendas do petróleo, o que foi possível não só por não ter dívida pública (mas, ao contrário, ser um credor líquido) como também pelo regime tributário e fiscal aplicado ao setor.

O governo da Noruega cobra cerca de 78% de imposto sobre o lucro das empresas petrolíferas, inclusive a estatal Statoil (a Petrobras norueguesa), rece-be dividendos como acionista majoritário da estatal e ainda absorve os lucros correspondentes à sua propriedade direta sobre cerca de 27,5% da produção de petróleo por meio de um instrumento denominado State’s Direct Financial Inte-rest (SDFI).11 Em 2007, o fluxo de caixa líquido do setor petrolífero rendeu ao governo norueguês a quantia de NOK 319,8 bilhões (US$ 59,1 bilhões), segundo dados do Departamento de Petróleo da Noruega (NORUEGA, 2008, p. 24).

A constituição do fundo soberano (também denominado Fundo de Petróleo do Governo e, mais recentemente, Fundo de Pensão Global) envolveu um proces-so de amadurecimento fiscal do país e de aprendizado com seus próprios erros. O segundo boom do petróleo na Noruega, entre o final dos anos 1970 e início dos 1980, foi caracterizado por alto consumo e tendência de superaquecimen-to da economia non-oil e levou algum tempo para que os políticos “finalmente superassem a tentação de gastar as receitas do petróleo assim que aparecessem” (LEROEN, 2007, p. 16).

Os déficits non-oil da Noruega (nominais e estruturais, ajustados ao ciclo econômico) foram elevadíssimos entre meados dos anos 1980 e meados dos anos 1990, chegando a atingir 9,5% do PIB non-oil (Mainland GDP) em 1993. Atual-mente, existe uma regra fiscal que impõe limites à utilização das receitas do petró-leo acumuladas no fundo para a cobertura do déficit do orçamento non-oil. Esse

10 Dados do Relatório n. 20 (2008-2009) do Ministério das Finanças (NORUEGA, 2009).11 Formalmente, o modelo é de concessão, mas funciona como se fosse de partilha ou joint venture.



limite, desde 2001, foi fixado no patamar de 4% do valor total do fundo, o que hoje também equivale a cerca de 4% do PIB norueguês (ou 5% do PIB non-oil).12

A definição de 4% como limite a ser utilizado anualmente na cobertura do déficit baseia-se numa estimativa de rendimento real de longo prazo do fundo. Entre 1998 e 2007, o Fundo de Pensão Global apresentou rendimento médio real de 4,25%, de acordo com o Relatório n. 16 do Ministério de Finanças ao Parla-mento. Isso significa dizer que ainda que o governo gaste o equivalente ao ren-dimento anual do fundo ele manterá no longo prazo o mesmo valor real de hoje (mas decrescente em proporção do PIB).

Desde que a regra foi implantada, o déficit tem sido de 3% do PIB em mé-dia. Nos últimos dois anos, o déficit non-oil chegou a se aproximar de zero, sig-nificando que o governo da Noruega teve quase um superávit nominal nas contas, mesmo sem os recursos do petróleo. Entretanto, os ajustes estruturais no cálculo do resultado fiscal indicam que o déficit estrutural é mais alto e está próximo do limite da regra fiscal (Tabela 2).

Em 2008, por exemplo, o limite para o déficit era de NOK 80,7 bilhões, ou 5% do PIB non-oil; o déficit somou NOK 13 bilhões (0,8% do PIB), mas o ajuste ao ciclo econômico indicou que o déficit estrutural estaria em NOK 73,9 bilhões (ou 4,3% do PIB). Ou seja, é o déficit estrutural e não o déficit normal o efetiva-mente limitado ao rendimento esperado do fundo.

Esse ajuste no cálculo do déficit faz parte da concepção da política fiscal norueguesa, que, por meio desse tipo de monitoramento, tenta evitar um compor-tamento pró-cíclico das despesas.13 Os cuidados do governo norueguês justifi-cam-se pela situação particular da economia do país, próxima do pleno emprego (taxa de desemprego de apenas 2,5%), salário médio mensal de NOK 31.600 para homens e NOK 27.400 para mulheres (cerca de U$ 5 mil) e inflação ainda dentro das metas, mas em aceleração (1,4% em 2007 e 2,4% em 2008).

12 Essa regra fiscal baseada no valor dos ativos financeiros é chamada na literatura de bird-in-hand.13 É preciso observar, entretanto, que a prociclicidade é originada pela própria regra fiscal, que limita os déficits ao

rendimento esperado do fundo, que tende a ser maior nas fases.



Tabela 2déficiTs fiscais e ReToRno Real espeRado do fundo de pensão noRueguês

NOK bi % PIB n.o. NOK bi % PIB n.o. NOK bi % PIB n.o.2001 1,6 0,1 15,3 1,3 15,5 1,02002 62,4 5,1 27,0 2,2 24,8 2,02003 66,1 5,1 34,8 2,7 24,2 1,92004 79,2 5,8 41,4 3,0 33,9 2,52005 64,8 4,5 47,7 3,3 40,5 2,82006 44,0 2,9 51,6 3,4 55,6 3,72007 1,3 0,1 57,8 3,6 71,3 5,52008 13,0 0,8 73,9 4,3 80,7 5,0

Déficit non-oil Déficit non-oil estrutural Limite de 4% do FundoAno

Nota: Déficits expressos em proporção do PIB non-oil (GDP for mainland)Fonte: Revised Budget 2008 (Ministério das Finanças da Noruega)

4 Qual regra de longo prazo deve pautar a política fiscal?

4.1 Os modelos teóricos de renda permanente

A ampliação das rendas públicas derivadas da atividade petrolífera cria oportunidades de investimentos e gastos adicionais que podem ser importantes para a economia de um país, mas também introduz riscos à manutenção da sus-tentabilidade fiscal, entendida como uma trajetória de gastos compatível com as receitas que, pelo menos, não eleve o endividamento do país no longo prazo.14 Es-ses riscos são exacerbados pela volatilidade das receitas do petróleo, que podem induzir no curto prazo – em situações de boom do preço do óleo – um padrão de gasto não sustentável no tempo.

Nesse sentido, a sustentabilidade fiscal de longo prazo em países depen-dentes de rendas do petróleo deve se basear, em primeiro lugar, numa estimativa da riqueza gerada pela atividade petrolífera para o setor público, definida como o valor presente descontado do fluxo futuro de receitas.15 Ou seja, a riqueza W é di-mensionada não apenas pelos ativos (ou passivos) financeiros já acumulados pelo governo F, como também pelos ativos físicos (reservas de petróleo) que poderão

14 Em termos de um problema de maximização, isso equivale à condição de non-Ponzi. 15 Poucos países adotam formalmente uma estratégia fiscal baseada no paradigma da renda permanente. É o caso de São

Tomé e Príncipe e do Timor Leste, influenciados pelas proposições recentes do FMI.



ser convertidos em ativos financeiros no futuro e até, numa versão ampliada, por uma parcela τ de renda do setor não petrolífero (non-oil ), tal que:

(1)

Onde R = (1 + r) corresponde ao fator da taxa de juros r.

O desafio fiscal de longo prazo é decidir como alocar essa riqueza gover-namental entre as gerações. Admitindo uma preocupação com a equidade inter-geracional, a decisão alocativa deve se traduzir numa política fiscal que preserve a riqueza governamental através do tempo, o que requer que o consumo em cada período seja limitado à renda permanente do governo, definida nos mesmos ter-mos que Friedman o fez. Ou seja, apenas choques permanentes sobre a renda (e não transitórios, como muitos que atingem a cotação do petróleo) devem produzir alterações no patamar de gasto.

Formalmente, adotando a abordagem de Engel e Valdés (2000), a política fiscal ótima pode ser traduzida pela trajetória do gasto ou déficit primário non-oil (excluindo a receita petrolífera), que maximiza a função de bem-estar social do governo, sujeita à restrição orçamentária e à condição de transversalidade non-Ponzi. Utilizando uma função utilitarista com elasticidade de substituição cons-tante (ρ) e população inicial normalizada para 1, o problema consiste em:

s.a.

(2)

Onde g representa o gasto per capita; β, o fator de desconto; n, a taxa de crescimento populacional; e G, o gasto agregado.

Nesse caso, assumindo que βR = 1, a solução ótima do problema de maxi-mização implica um nível constante de consumo (ou déficit non-oil) per capita: 16

(3)

A rigor, existem várias soluções possíveis para o problema, dependendo da forma como representamos o gasto ou o déficit primário (em valores reais ou como proporção do PIB) e da abrangência do conceito de renda que adotamos (incluindo ou não as rendas do setor não petrolífero). Trata-se de uma escolha normativa.

16 Ver Engel e Valdés (2000) para a derivação completa da solução. Como a população inicial foi normalizada para 1, o nível de gasto no agregado corresponde ao gasto ótimo per capita multiplicado pelo fator de crescimento populacional, que em t = 0 corresponde a 1, ou seja, G = g.



Maliszewski (2009), por exemplo, faz um interessante estudo comparativo das diferentes regras “ótimas” ou ad hoc possíveis de se utilizar com o objetivo de garantir a sustentabilidade fiscal de longo prazo nas economias dependentes de petróleo. Sucintamente, podemos identificar os seguintes modelos:

1) Modelo de renda permanente do petróleo (MRPP) – o governo decide como distribuir entre as gerações apenas a riqueza do petróleo, desconsi-derando as demais receitas. A solução ótima é idêntica a (3), mas o valor presente da riqueza governamental é calculado em (1) com τ = 0. Este é o modelo-padrão utilizado em boa parte da literatura sobre o tema.

2) Modelo de renda permanente do petróleo ampliado (MRPPA) – o governo pode impor uma tributação adicional sobre o PIB non-oil, ou seja, sobre a produção não petrolífera da economia para financiar trans-ferências intergeracionais. Nesse caso, τ ≠ 0, como na equação (1), e o nível ótimo de gasto será maior do que no modelo-padrão se o PIB per capita non-oil for crescente. Se for decrescente (como no caso da hipó-tese de maldição dos recursos naturais, em que o crescimento do setor petrolífero deprime o setor não petrolífero), o modelo implicará um nível de poupança maior do que no MRPP.

3) Modelo de renda permanente do petróleo como porcentual do PIB non-oil (MRPP%) – o problema de maximização é derivado assumin-do que a função de bem-estar social é função do gasto como proporção do PIB non-oil e a riqueza distribuída intergeracionalmente é apenas a do setor petrolífero. A solução ótima, derivada por Barnett e Ossowski (2002), implica um nível de gasto (ou déficit non-oil) constante em por-centual do PIB non-oil:

(4)

Na prática, com o PIB per capita non-oil crescente, teremos um nível de gasto crescente em valores reais. Ou seja, ao contrário do modelo ampliado, que transfere parte da renda adicional das gerações futuras (e relativamente mais ricas) para as atuais (mais pobres), neste caso temos transferências das gerações atuais para as futuras.

4) Modelo do “pássaro-na-mão” (bird-in-hand) – este modelo ad hoc, aplicado pela Noruega, restringe o nível corrente de déficit primário ape-nas aos rendimentos sobre os ativos financeiros já acumulados, garantin-do que a projeção do consumo futuro permanecerá relativamente estável, mesmo em caso de queda abrupta e inesperada das receitas.17 Ou seja:

17 Ver Bjerkholt (2002) para uma apresentação detalhada desse modelo.



(5)

Nesse caso, o gasto per capita tende a crescer à medida que o governo acumula gradualmente ativos financeiros, implicando transferências das gerações atuais (relativamente mais pobres) para as futuras (mais ricas).

5) Modelo de renda permanente com poupança precaucional – este mo-delo parte da derivação dos modelos-padrões (MRPP e MRPPA), incor-porando os efeitos das incertezas sobre a decisão ótima do governo. Em particular, o crescimento do risco associado às incertezas pode aumentar a poupança e reduzir o consumo corrente, o que é conhecido como pou-pança precaucional (LELAND, 1968).

Formalmente, Engel e Valdés (2000) derivam o consumo ótimo na pre-sença de incerteza, incorporando na solução do problema de maximi-zação de bem-estar dois fatores de correção, ΔBU e ΔIU , associados res-pectivamente à poupança precaucional e ao efeito renda decorrentes de variações no desvio-padrão das quantidades produzidas (σ0 = Qσp, 0) e no desvio-padrão dos choques sobre os preços do petróleo (σv), tal que:

(6)

Onde:

Sendo o processo estocástico dos preços modelado como um AR(1) estacio-nário, mas como raiz muito próxima da unidade: logPt – μ = ψ(logPt-1 – μ) + vt.

Nesse modelo, o governo otimiza seu gasto a cada início de período, con-siderando os fatores de correção aplicados sobre aquele gasto que seria o escolhido na ausência de incertezas.18

18 Ver Engel e Valdés (2000) para a derivação completa do modelo e para outras variantes do MRPP, como a que incorpora custos de ajustamento nas decisões. Esses custos podem ser associados à perda de bem-estar derivada de cortes nos gastos públicos, determinados por contingências e revisões nas estimativas de riqueza do petróleo. Em geral, assume-se que quando o governo evita o corte de um determinado gasto isso tem um valor de bem-estar maior do que um aumento de gasto da mesma magnitude.



4.2 Precaução versus impaciência

A escolha de qual modelo de “renda permanente” adotar envolve uma série de decisões normativas e arranjos intergeracionais que são complexos de se reali-zar na prática, uma vez que dependem, em tese, de consensos ou acordos políticos e sociais em torno de qual seria a função de bem-estar social a ser seguida pelo governo. Além disso, a definição da trajetória de gastos (ou déficits) compatível com a sustentabilidade fiscal depende do grau de precaução e impaciência da so-ciedade, que pode variar ao longo do tempo.

Em termos comparativos, modelos com poupança precaucional implicam um nível de consumo inicial menor do que no modelo de renda permanente pa-drão (nos quais o gasto é constante em termos reais), mas maior no longo prazo, à medida que as reservas de petróleo se aproximam da exaustão. Isso ocorre por-que, com o passar do tempo, com menos reservas restantes e mais ativos finan-ceiros acumulados, o grau de incerteza sobre a renda permanente vai caindo. No limite, próximo da exaustão das reservas, a incerteza desaparece.

Em certa medida, o modelo norueguês (bird-in-hand) pode ser visto como um caso extremo de poupança precaucional no qual o governo decide consumir apenas o equivalente ao rendimento do estoque já acumulado de ativos. Este seria o caso, por exemplo, em que um choque do petróleo reduzisse o valor das reser-vas remanescentes a zero. Em que circunstâncias isso poderia ocorrer? No caso em que o petróleo se tornasse obsoleto ou que, dados os avanços tecnológicos e a descoberta de fontes alternativas de energia, seu preço se tornasse tão baixo que não haveria mais incentivo econômico em extraí-lo.

Embora esse cenário (ou risco) não esteja colocado no curto prazo, ele exis-te evidentemente no horizonte de médio ou longo prazos, principalmente para países que, como o Brasil, são jovens produtores e vislumbram um longo período de extração das suas novas descobertas. Além disso, as estimativas sobre o real potencial das reservas de pré-sal são incertas, embora o risco exploratório seja considerado baixo. Ou seja, há boas razões para um comportamento precaucional nas decisões de gasto e poupança com as rendas adicionais do petróleo que o go-verno brasileiro passará a receber no curto prazo.

Entretanto, o Brasil pode também ser considerado uma sociedade relativa-mente impaciente, que pede um nível de consumo maior no presente do que no futuro. A impaciência justificar-se-ia pelas enormes carências sociais e de infraes-trutura do país, que requerem a elevação dos investimentos públicos. Do ponto de vista fiscal, um padrão de gasto mais elevado será tanto mais sustentável quanto melhor for sua qualidade e produtividade, pois gastos produtivos pagam-se a si próprios e aumentam a renda futura.



Tal abordagem sobre os investimentos tem encontrado apoio em diversas vertentes do pensamento econômico, dos neoclássicos aos pós-keynesianos, sus-citando inclusive propostas de reformulação das regras fiscais para dar mais flexi-bilidade a esse tipo de gasto (BLANCHARD; GIAVAZZI, 2003).19 Desde 2005, com a implantação do Projeto Piloto de Investimentos (PPI), o Brasil já vem ado-tando regras fiscais com vistas a conceder tratamento diferenciado a alguns inves-timentos, o que propiciou uma relativa recuperação destes, mas não existem es-tudos que mensurem sua qualidade e seu real efeito positivo sobre o crescimento.

Concluindo esta subseção, a definição de qual modelo é mais apropriado ao Brasil é de extrema complexidade, justificando-se tanto uma atitude de precaução quanto uma maior ousadia na aceleração dos investimentos em infraestrutura e capital humano. Ou seja, é preciso que se discuta não apenas quanto gastar e pou-par, mas também como gastar e poupar.

As decisões que envolvem esse tema enfrentam algumas restrições opera-cionais importantes, como a que trataremos na próxima subseção, relacionada à decisão de o que fazer com a poupança derivada das receitas do petróleo. Se o gasto tem impactos no equilíbrio macroeconômico de curto prazo, a forma como a poupança é gerida pode ter impactos na sustentabilidade fiscal de longo prazo.

4.3 Acumulação de ativos e dívida pública no contexto do pré-sal

Além das questões teóricas abordadas nas subseções anteriores, existe uma outra dimensão do problema macroeconômico particularmente importante no caso brasileiro, que diz respeito à coordenação entre as políticas fiscal, monetária e cambial no contexto do pré-sal e que introduz uma restrição a mais na definição da política fiscal de longo prazo. No caso específico da administração da dívida pública, esse problema de coordenação já se reflete hoje nas decisões de quanto do superávit primário será utilizado pelo governo para resgatar títulos da dívida pública e quanto será utilizado para ampliar os ativos financeiros internos e exter-nos. Como o Brasil apresenta déficit nominal nas contas públicas, seu superávit primário não é suficiente para cobrir os juros da sua dívida pública, mas ainda as-sim os ativos financeiros (internos e externos) têm-se ampliado nos últimos anos, como podemos verificar na Tabela 3.

19 Como exemplo de abordagem neoclássica sobre os investimentos, ver Munnel (1992); como exemplo de posições pós-keynesianas sobre a necessidade de priorizar investimentos a gastos de consumo, ver Kregel (1985).



Tabela 3decomposição da dlsp bRasileiRa poR componenTes de passivo e aTivo (% pib)

Itens 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009*Dívida líquida setor público 49,8 51,3 53,5 48,2 48,0 45,9 43,9 38,8 41,4

Dívida líquida com a Petrobras 48,4 50,5 52,4 47,0 46,5 44,0 42,0 36,0 38,6Dívida bruta do governo geral 50,4 53,1 58,3 53,4 56,1 55,1 56,4 58,6 61,7

Passivos ligados à taxa de juros 34,3 34,9 42,4 40,6 45,6 47,5 50,9 52,6 55,8Dívida mobiliária do Tesouro 34,9 30,5 38,6 37,7 43,9 44,3 44,0 41,6 42,2Operações compromissadas BC -0,6 4,4 3,8 2,9 1,7 3,2 6,8 10,9 13,6

Outras dívidas (incluindo externas) 16,1 18,2 16,0 12,8 10,5 7,7 5,5 6,0 5,8Ativos -10,5 -8,5 -10,2 -11,4 -15,5 -16,9 -21,7 -24,9 -27,4

Disponibilidade do GF no BC -6,0 -5,1 -6,9 -7,8 -9,7 -9,3 -10,1 -8,6 -12,3 Ativos do BC no exterior -4,5 -3,4 -3,4 -3,6 -5,8 -7,6 -11,7 -16,3 -15,0

Base monetária 3,9 4,2 4,2 4,4 4,7 5,0 5,4 5,0 5,0Outros passivos e ativos (líquido) 6,1 2,5 1,2 1,8 2,6 2,6 3,9 0,1 2,2

(*) Posição final de abril.Fonte: BC/Séries Temporais

A queda da dívida líquida do setor público, embora significativa e importan-te, oculta uma ampla modificação do portfólio de ativos e passivos do governo. Enquanto a dívida bruta do governo geral cresceu de 50,4% do PIB em 2001 para 61,7% do PIB ao final de abril de 2009, seus ativos principais cresceram de 10,5% para 27,4% do PIB. Parte dessa ampliação se deve à aquisição de reservas cam-biais (10,5 pontos porcentuais) e outra parte se refere ao acúmulo de superávit primário depositado pelo Tesouro no Banco Central (6,3 pontos porcentuais), o que se explica fundamentalmente pelo controle de liquidez da economia realizado pela autoridade monetária.

Isso fica bastante evidente quando observamos a evolução da dívida mo-biliária do Tesouro em comparação com as operações compromissadas do BC, lastreadas em títulos públicos de curto prazo. Enquanto a dívida mobiliária tem-se mantido estabilizada e em relativa queda desde o final de 2007, a dívida decorren-te das operações do BC tem crescido em resposta aos resgates líquidos de títulos públicos efetuados pelo Tesouro. Na prática, portanto, quem dita o nível da dívida bruta é a autoridade monetária, e não a fiscal, e sua evolução tem menos a ver com a situação fiscal e mais com a aquisição de reservas e o controle de liquidez.

Este não seria um problema fiscal se a taxa de juros paga pelo governo sobre suas dívidas não fosse significativamente superior àquela recebida como remuneração pelos seus ativos.20 Enquanto as reservas internacionais estão apli-cadas principalmente em títulos americanos (com taxa de juros próxima de zero) e dependem do movimento do câmbio (valorizando-se quando a taxa de câmbio sobe e desvalorizando-se quando a taxa de câmbio cai, como foi a regra geral dos

20 Barnett e Ossowski (2002) chamam a atenção para o fato de o diferencial de juros determinado pelo risco soberano ser um grave problema na gestão dos fundos de petróleo.



últimos anos, exceto durante um breve período da recente crise internacional), as remunerações do BC pelas disponibilidades do governo federal são apenas intra-governamentais e não têm qualquer valor para o setor público consolidado.

Desse modo, o controle de liquidez associado tanto à aquisição de reservas quanto à esterilização do superávit primário apresenta um custo fiscal associado ao diferencial de juros enfrentado pelo país. E esse custo poderá se exacerbar no contexto do pré-sal, a menos que imaginemos que todas as receitas adicionais do petróleo permaneçam aplicadas no exterior, o que é bastante improvável, ainda mais no atual esquema federativo, que garante uma fatia considerável dessas ren-das aos governos subnacionais.21

Em contrapartida, o problema de liquidez deve impedir que o governo uti-lize suas receitas adicionais para reduzir a dívida bruta. Os ganhos do pré-sal devem e podem possibilitar a manutenção da trajetória de queda da dívida líqui-da, mas essa queda não será tão acelerada quanto seria possível caso o limite de liquidez da economia não fosse tão apertado ou o diferencial da taxa de juros tão pronunciado, sendo duas faces da mesma moeda.

5 Simulação dos efeitos das rendas do petróleo sobre a trajetória fiscal no Brasil

5.1 Considerações preliminares

A mensuração de como o movimento de preços do petróleo afeta a riqueza governamental de um PPP como o Brasil é bastante complexa e requer a adoção de numerosas hipóteses. Um primeiro conjunto de dificuldades diz respeito ao cálculo do valor presente descontado das receitas com petróleo. Além da trajetó-ria dos preços, esse cálculo depende da taxa de desconto (juros) utilizada, da di-mensão das reservas de petróleo do país, do número de anos que elas levarão para ser exauridas e da quantidade de óleo extraída em cada período. Além disso, esses fatores tendem a se correlacionar com os preços. Por exemplo, o movimento de preços pode afetar as decisões de quanto petróleo será extraído em determinado período ou induzir novas atividades exploratórias que, por sua vez, resultem na descoberta de reservas adicionais.

21 O efeito do diferencial de juros sobre a trajetória fiscal do país será analisado em simulações na próxima seção.



O segundo conjunto de complicações tem a ver com a forma como o fluxo de receitas brutas do petróleo se traduz em receitas governamentais, o que de-pende da lucratividade do setor, que se comporta como uma função não linear dos preços. Por exemplo, se o custo de extração possui um elevado componente fixo, uma dada mudança no preço do petróleo deve-se traduzir numa mudança ainda mais substancial da lucratividade. Se a participação do governo nos lucros também não for linear, mas progressiva, como ocorre e continuará ocorrendo no Brasil com o novo modelo de partilha, a volatilidade será ainda mais acentuada.

Apesar dessas limitações, o objetivo das simulações não é estimar precisa-mente qual é a riqueza do petróleo proporcionada pelas descobertas do pré-sal, mas utilizá-las para efeito de comparação das trajetórias fiscais determinadas pe-los distintos modelos de renda permanente e cenários para os preços do petróleo. Inicialmente, as simulações basear-se-ão no nível de déficit/superávit primário non-oil (em valor real ou proporção do PIB) derivado do problema de maximiza-ção de bem-estar no caso em que se supõe uma posição financeira inicial neutra para o governo, ou seja, sem ativos nem passivos.

Num segundo momento, refaz-se o cálculo do resultado fiscal ótimo assumin-do uma posição financeira inicial negativa, como a do Brasil, com dívida líquida inicial de 44% do PIB. Em seguida, introduz-se a hipótese de diferencial entre as taxas de juros que remuneram os passivos e os ativos e aplica-se a mesma regra ótima derivada para a situação anterior para verificar seu custo no longo prazo.

Por fim, são testadas algumas regras ad hoc com o objetivo de comparar qual teria melhor impacto sobre a suavização dos gastos e sobre a posição fi-nanceira de longo prazo. Para tornar a compreensão do exercício de simulação o mais didática possível, vamos apresentar as hipóteses assumidas para os distintos parâmetros que entram no cálculo.

5.2 Parâmetros utilizados

Dimensões das reservas e tempo de exaustão – assumiu-se que as reservas de petróleo, hoje dimensionadas entre 14 bilhões e 28 bilhões de barris (consideran-do a estimativa preliminar dos campos de Tupi e Iara), totalizariam com as novas descobertas do pré-sal 80 bilhões de barris e seriam exauridas em setenta anos. Nos seis primeiros anos da simulação, considerou-se o ritmo de exploração programado pela Petrobras (BRASIL, 2009) e, a partir daí, um volume crescente de extração até o 17o ano, quando se iniciaria o declínio nas atividades de exploração.

Preços do petróleo – construíram-se três distintos cenários para os pre-ços do petróleo, com projeções aleatórias baseadas no modelo de Engel e Valdés



(2000), que supõe que a cotação P segue um processo autorregressivo estacioná-rio, com reversão à média μ, mas com raiz próxima da unidade, ou seja, ψ ≤ 1, tal que logPt – μ = ψ(logPt-1 – μ) + vt , onde o erro apresenta distribuição normal e desvio-padrão em logaritmo de 0,2 (próximo ao DP verificado na série histórica).

Na prática, assumiram-se três distintas médias, tal qual apresentado na Ta-bela 4, e que o preço inicial do barril do petróleo seria o atual. A trajetória dos preços em cada cenário está ilustrada no Gráfico 1.

Tabela 4paRâmeTRos do pRocesso esTacionáRio do peTRóleo

Inclinação Intercepto Média log P Média do preço

Pessimista (P) 0,983 0,065 3,824 45,765Básico (B) 0,985 0,065 4,333 76,198Otimista (O) 0,986 0,065 4,643 103,841

Cenários

Fonte: cálculos do autor

gRáfico 1cenáRios pRospecTivos paRa o pReço do baRRil de peTRóleo (us$)

Renda do petróleo – a renda do petróleo Y é dada pelo produto da quanti-dade Q extraída em cada período, pelo preço P e pela taxa de câmbio, que assu-mimos constante no patamar de R$ 1,80/1 US$.



Government-take – a participação do setor público na renda do petróleo foi calculada assumindo-se o modelo proposto pelo governo no Projeto de Lei n. 5.938/2009, que institui o regime de partilha de produção. Por esse modelo, o governo continuaria cobrando royalties equivalentes a 10% do valor de produção e teria uma participação direta sobre o excedente do petróleo, definido como o re-sultado da diferença entre o valor de produção, os custos de produção e os royal-ties. Além disso, o governo recebe receita de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre Lucro Líquido das empresas petrolíferas, numa proporção de 34% sobre o excedente privado.22 Assumindo por hipótese que os contratos de partilha reservem 60% do excedente em petróleo para o governo e que os custos dedutí-veis sejam em média de US$ 20 por barril, temos a seguinte equação da receita do governo em função do preço P e do valor de produção Y:

Após algumas substituições, obtemos uma equação reduzida na seguinte forma:

Ou seja, para o preço atual de US$ 70 por barril, esse modelo implica um government-take da ordem de 55% da produção. Se o barril do petróleo sobe para US$ 100, a participação governamental sobe para 61,5%, e se cai para US$ 40, ela fica em 39,5%. Ou seja, a volatilidade da receita tende a ser maior do que a do preço do petróleo.

Demais parâmetros – para realizar as simulações, precisamos ainda adotar uma hipótese para a taxa de juros, para a taxa de desconto intertemporal e para o crescimento populacional, além do crescimento do PIB non-oil (que exclui a atividade petrolífera). No caso dos juros, adotamos a hipótese de 5% como taxa real, ou seja, aproximadamente a taxa vigente atualmente. Quando simulamos o efeito do diferencial de juros, por sua vez, utilizamos uma taxa de remuneração dos ativos do governo de 2% em média, mais alta do que a taxa real de juros atual nos Estados Unidos (referência para as reservas internacionais). Propositalmente fixamos um diferencial de juros relativamente conservador para os padrões histó-ricos, pois este pode vir a cair ao longo do tempo.

A taxa de desconto intertemporal foi assumida tal que βR = 1, a elasticidade de substituição intertemporal foi fixada no mesmo nível que Maliszewski (2009), ou seja, ρ = 3, e só influencia as estimativas do modelo com poupança precaucio-nal descrito na equação (6). Nesse caso, para o cálculo dos fatores de correção, também adotamos um desvio-padrão do logaritmo dos preços igual a 0,5.

22 Por simplificação, desconsideraram-se do cálculo os dividendos pagos pela Petrobras ao governo e os bônus de assinatura, entre outras receitas pouco significativas.



A taxa de crescimento econômico adotada para projetar o PIB do setor não petrolífero foi fixada em 3%. Por fim, assumimos uma taxa média de crescimento populacional igual a zero, uma vez que as projeções do IBGE para a população brasileira preveem que ela crescerá apenas 12% até 2039 e, a partir daí, começará a declinar. Como o horizonte da simulação é de setenta anos, é possível assumir por simplificação um retorno à população ao final do período.

Tabela 5Resumo dos símbolos e dos paRâmeTRos uTilizados nas simulações

Fonte: elaborado pelo autor

5.3 Resultados das simulações

As simulações, como já mencionado, seguiram em primeiro lugar uma re-gra sobre qual seria o gasto (ou déficit/superávit) primário ótimo com base em três distintos cenários de preço e de duas diferentes hipóteses sobre a posição financeira inicial do governo – ausência de ativos e passivos (posição nula) e en-dividamento líquido de 44% do PIB (posição negativa). Neste último caso, num segundo momento, para simular o efeito do diferencial de juros, fixou-se a dívida bruta em 61% do PIB e os ativos em 17% do PIB, resultando na mesma dívida líquida inicial de 44% do PIB.

Ao todo, foram realizadas 31 diferentes simulações, numa combinação de diferentes regras de gasto e resultado primário, de trajetória dos preços do petró-leo, de posição financeira do governo e de ocorrência ou não de diferencial de juros entre ativos e passivos. Cada uma dessas simulações será identificada por um número (1 a 28) ou letra (X, Y e Z, utilizada nos modelos com poupança pre-caucional) e servirá para indexar as variáveis cuja trajetória estamos analisando e ilustrando nas tabelas e nos gráficos.

A Tabela 6 apresenta um resumo dos principais resultados de todas as simulações, identificando cada uma delas de acordo com o cenário de preço (P = Pessimista; B = Básico; O = Otimista), com o modelo de renda permanente adotado na derivação da regra de déficit/superávit (MRPP = Gasto Constante; MRPP% = Gasto Constante em % do PIB; MPS com poupança precaucional; AH = Regra Ad Hoc ou discricionária) e, finalmente, a posição financeira inicial do governo (F = 0%, F = 44% e B = 61%/A = 17%) em termos de endividamento



e/ou ativos/passivos acumulados. A notação B representa os passivos, e A, os ativos. Convencionou-se expressar G em termos de déficit (+) ou superávit (-).

Tabela 6Resumo dos ResulTados das simulações

VP (riqueza) G {déficit (+) e superávit (-)} t(F = 0) F/PIB (t = 70)

1 P MRPP 1.274.714 60.701 16 5,3%2 B MRPP 2.424.460 115.450 17 10,0%3 O MRPP 3.388.303 161.348 18 14,0%X P MPS 1.274.714 78.941 11 5,3%Y B MPS 2.424.460 153.504 14 20,6%16 P MRPP% 1.274.714 0,80% PIB 0 43,0%17 B MRPP% 2.424.460 1,51% PIB 0 81,7%

4 P MRPP -67.286 -3.204 >70 -0,3%5 B MRPP 1.082.460 51.546 29 4,5%6 O MRPP 2.046.303 97.443 25 8,5%Z B MPS 1.082.460 87.825 19 14,6%7 B AH 1.082.460 0 17 142,9%8 B AH 1.082.460 -30.500 15 224,8%9 B AH 1.082.460 -61.000 12 306,8%18 P MRPP% -67.286 -0,04% PIB >70 -2,3%19 B MRPP% 1.082.460 0,68% PIB 21 36,5%20 O MRPP% 2.046.303 1,28% PIB 17 68,9%

10 P MRPP -67.286 -3.204 Ponzi -129,8%11 B MRPP 1.082.460 51.546 Ponzi -127,8%12 O MRPP 2.046.303 97.443 Ponzi -125,8%13 P AH -67.286 -30.500 Ponzi -84,2%14 B AH 1.082.460 -30.500 Instável 9,0%15 O AH 2.046.303 -30.500 15 87,4%21 P MRPP% -67.286 -0,04% PIB Ponzi -130,7%22 B MRPP% 1.082.460 0,68% PIB Ponzi -112,8%23 O MRPP% 2.046.303 1,28% PIB Ponzi -97,4%24 P AH -67.286 -1% PIB Instável -30,1%25 B AH 1.082.460 -1% PIB 16 63,1%26 O AH 2.046.303 -1% PIB 14 141,4%27 B AH 1.082.460 -1% PIB + 50%T Ponzi -88,5%28 B AH 1.082.460 -2% PIB + 50%T Ponzi -37,6%29 B AH 1.082.460 -3% PIB + 50%T 17 13,2%

Fonte: cálculos do autor

Legenda:VP = valor presente da riqueza governamental em t = 0, com renda do petróleo e outros ativos e passivos;G = déficit (+) ou superávit (-) primário non-oil, representado em valor real ou % do PIB;t(F = 0) = tempo em número de anos para que a dívida líquida caia ou volte para zero;F(t = 70) = posição financeira ao final de setenta anos (positiva ou negativa);T = receita do petróleo;Ponzi = trajetória da dívida explosiva, sem perspectiva de convergência;Instável = trajetória da dívida irregular, com alternância de fases;(*) Valores em itálico nas simulações X, Y e Z correspondem à média de setenta anos.

Bo = 61% PIB; Ao = 17% PIB

Fo = 44% PIB

Fo = 0% PIB

Nºsimulação

Cenáriopreço Modelo



O cenário de preço do petróleo utilizado, conjugado com a hipótese de que o governo possui ou não dívida no momento inicial, determina o valor presente da riqueza governamental, dados a taxa de juros e o government-take arrecadado pelo governo em cada período. Como era de se esperar, o VP da renda do petróleo é tanto maior quanto a média do preço de petróleo, atingindo R$ 2,4 trilhões no cenário básico, em que o barril oscilaria em torno de uma média de US$ 76 pelos próximos setenta anos.

Nesse cenário básico e assumindo que não existissem dívidas, o nível ótimo de gasto do governo corresponderia àquele compatível com um déficit primário non-oil constante de R$ 115,5 bilhões por ano, quase duas vezes maior do que a receita inicialmente proporcionada pelo petróleo (simulação nº 2). Ou seja, o governo poderia antecipar o consumo e se endividar nos primeiros dez anos de exploração do petróleo que o fluxo futuro de renda seria suficiente para cobrir as dívidas depois de 17 anos e ainda gerar um ativo de 10,0% do PIB ao final do período de setenta anos.

Quando o governo adota uma poupança precaucional diante das incertezas com o preço do petróleo, o nível de déficit non-oil escolhido é mais baixo nos anos iniciais e mais alto a partir do 23º ano de exploração, implicando uma média de consumo de R$ 153,5 bilhões por ano e um ativo acumulado de 20,6% do PIB ao final de setenta anos (simulação Y). Dessa forma, mesmo o consumo médio sendo maior, o resultado financeiro final será também melhor, pois nos primeiros anos é feita uma poupança precaucional.

Por fim, a escolha de um déficit constante como proporção do PIB implica uma trajetória ainda mais conservadora para o gasto, num patamar de 1,51% do PIB no mesmo cenário básico de preço (simulação nº 17). Nesse caso, o governo nunca chega a endividar-se em qualquer período, resultando na acumulação de ativos no valor de 81,7% do PIB ao final de setenta anos.

O Gráfico 2 ilustra as três trajetórias do déficit primário non-oil que acaba-mos de comentar, correspondentes às simulações 2, Y e 17.



gRáfico 2compaRação do gasTo (ou déficiT pRimáRio) óTimo em

difeRenTes modelos (% pib non-oil) Fonte: elaborado pelo autor

Ao assumirmos no modelo que o governo tem uma dívida líquida de 44% do PIB, as decisões de gasto são todas ajustadas para baixo, uma vez que o valor presente da riqueza governamental é mais baixo, situando-se em R$ 1,1 trilhão no cenário básico de preços. Nesse caso, o déficit primário non-oil constante “es-colhido” pelo governo corresponde a R$ 51,5 bilhões (simulação nº 5), menos da metade daquela derivada anteriormente para o caso sem dívida.

De qualquer forma, esse nível de déficit non-oil equipara-se no momento inicial a uma situação de déficit primário total (considerando as receitas do petró-leo) de apenas R$ 9,5 bilhões, bem menor do que o patamar que vem sendo atin-gido nos últimos anos pelo setor público. Ainda assim, mantendo esse nível de gasto primário constante por setenta anos, o governo conseguiria zerar sua dívida pública após 29 anos e acumularia ativos no montante de 4,5% do PIB até 2081.

Desse modo, o fluxo futuro das receitas supondo um preço médio de US$ 76 para o barril do petróleo seria, em tese, suficiente para possibilitar a eliminação do endividamento sem grandes esforços fiscais. Mesmo no cenário pessimista, em que os preços oscilam em torno de US$ 46, seria possível ao governo reduzir paulatinamente seu endividamento para um patamar próximo de zero no longo prazo, mantendo nesse caso um superávit primário non-oil (excluindo receitas



do petróleo) bem próximo de zero (simulação nº 4), similar ao que está sendo obtido em 2009 em plena crise.23 As trajetórias de convergência da dívida líquida do setor público nos três cenários de preços, partindo de um déficit ou superávit constante em termos reais, são ilustradas no Gráfico 3.

gRáfico 3compaRação do aTivo ou dívida líquida com difeRenTes

TRajeTóRias de pReços (% pib non-oil)Fonte: elaborado pelo autor

Na prática, entretanto, essas trajetórias estão baseadas na hipótese de que o governo obtenha pelos seus ativos uma remuneração igual à que paga pelas suas dívidas, o que não condiz com a realidade, como mostramos na seção anterior. Se considerarmos que existe um diferencial de juros e que a dívida bruta do governo, no instante t = 0, é de 61% do PIB, enquanto seus ativos são de 17% do PIB, sen-do corrigidos por uma taxa real de juros 3 pontos porcentuais mais baixa, as tra-jetórias do endividamento mudam radicalmente, como podemos ver no Gráfico 4.

Nesse caso, reproduzindo as mesmas escolhas de consumo dos três cenários de preço das simulações 4, 5 e 6, mas impondo o diferencial de juros, os níveis anteriores de déficit/superávit primário non-oil deixam de ser ótimos e produzem uma trajetória explosiva e insustentável para a dívida líquida do setor público a partir do 26º ou do 27º ano, quando o ritmo de exploração já está em fase decres-

23 O superávit primário acumulado pelo setor público nos últimos 12 meses, em agosto de 2009, somava 1,59% do PIB. Descontando as receitas do petróleo, em torno de 1,4% do PIB nos últimos 12 meses, chegamos a um superávit non-oil de 0,19% do PIB.



cente. Podemos constatar então que o diferencial de juros impõe um custo fiscal altíssimo e compromete o julgamento da sustentabilidade da dívida.

gRáfico 4compaRação do aTivo ou dívida líquida com difeRenTes

pReços e difeRencial de juRos (% pib non-oil)Fonte: elaborado pelo autor

Uma forma de dimensionar o custo fiscal de longo prazo determinado pela restrição do diferencial de juros é comparar qual superávit primário non-oil do modelo modificado (na simulação com diferencial de juros) produz um resultado de longo prazo semelhante ao déficit primário que seria possível incorrer na au-sência dessa discrepância.

Um superávit primário non-oil de R$ 30,5 bilhões (equivalente a 1% do PIB em t = 0), por exemplo, reduziria a dívida a zero no 17º ano e proporcionaria um ativo de 9% do PIB ao final de setenta anos (simulação 14). Comparando com o déficit primário de R$ 51,5 bilhões do mesmo cenário (simulação nº 5), o esforço fiscal adicional requerido para reduzir a dívida seria de R$ 82 bilhões. Mas, nesse caso, apesar de a dívida líquida zerar em t = 17 e o governo começar a acumular ativos líquidos, estes passam rapidamente a decrescer a partir de t = 36.

Essa trajetória instável pode ser observada no Gráfico 5: tanto para o cená-rio pessimista (nº 13) quanto para o básico (nº 14), a manutenção de um superávit primário non-oil de R$ 30,5 bilhões no longo prazo não garante a estabilização da dívida líquida do setor público.



gRáfico 5compaRação da dívida líquida com o mesmo supeRáviT pRimáRio e

difeRencial de juRos paRa TRês cenáRios de pReço (% pib non-oil)Fonte: elaborado pelo autor

Na presença de diferencial de juros, somente um cenário otimista de preços do petróleo garantiria a eliminação do endividamento e a acumulação de ativos ao longo do tempo, partindo de uma regra de superávit primário non-oil de R$ 30,5 bilhões. Um superávit primário non-oil dessa magnitude equivale, considerando as atuais rendas do petróleo, a um superávit primário total da ordem de R$ 75 bi-lhões ou 2,5% do PIB. Contudo, como a meta é expressa em valor real constante, ela cai como proporção do PIB ao longo do tempo.

Mas se adotarmos uma regra de superávit primário non-oil que também parte de R$ 30,5 bilhões, mas mantém esse valor constante em porcentual do PIB (1% do PIB), o modelo passa a garantir a estabilização da dívida, mesmo no cenário básico de preços (simulação nº 25). Ou seja, dadas as incertezas sobre o preço do petróleo, essa opção de seguir uma meta de superávit primário non-oil de 1% do PIB poderia ser uma boa escolha.

Por último, introduzimos mais um elemento complicador no nosso mode-lo, partindo da premissa de que metade das rendas do petróleo sejam mantidas sob livre disponibilidade de estados e municípios, como atualmente ocorre com a divisão das receitas da participação especial de petróleo. No Projeto de Lei n. 5.938/2009, que trata do regime de partilha, o governo manteve inalteradas as atuais regras de distribuição dos royalties e participações especiais, adotando para



o excedente em petróleo do regime de partilha o mesmo critério atual da partici-pação especial.

Do ponto de vista ilustrativo, é importante observar também o que ocorreria com a trajetória de endividamento do setor público caso, além da existência de diferencial de juros, os estados e os municípios gastassem integralmente a fatia de 50% da receita de petróleo que lhes cabe pela regra atual. Assumindo que o governo não consiga restringir o gasto da parcela reservada a estados e municí-pios e que estes variem suas despesas de acordo com a oscilação das receitas de petróleo, teríamos as trajetórias das simulações 27, 28 e 29. Essas simulações foram feitas partindo do mesmo cenário básico de preços do petróleo, mas de três diferentes níveis de superávit primário non-oil.

Na simulação 27, considera-se que o superávit seja de 1% do PIB menos o gasto da parcela da receita do petróleo que cabe a estados e municípios; na simu-lação 28, o superávit é elevado para 2% do PIB menos os mesmos gastos; e na simulação 29, 3% do PIB menos 50% da receita do petróleo.

Na prática, a regra de superávit primário funciona como se todos os demais governos tivessem de fazer um esforço fiscal adicional para compensar o gasto extra dos estados e dos municípios recebedores de receitas do petróleo. É claro que parte da receita obtida por estados e municípios também pode ser poupada, mas, na ausência de regras sobre isso, o governo federal precisa adotar uma meta mais conservadora, assumindo que a receita do petróleo dos governos subnacionais será automaticamente revertida em maior déficit primário non-oil nessa esfera.

As trajetórias do endividamento líquido estão apresentadas no Gráfico 6. Verifica-se que apenas o estabelecimento de um superávit primário non-oil de 3% do PIB (do qual se deduz 50% da receita T de petróleo) pode garantir alguma sus-tentabilidade da dívida no longo prazo. Evidentemente, a falta de convergência das dívidas também é influenciada pelo diferencial de juros e pelo problema de liquidez, que impede que os ativos acumulados sejam utilizados para resgatar os títulos da dívida pública.

Em resumo, as particularidades do sistema federativo e do endividamento público brasileiro, que se relaciona não apenas com a política fiscal, mas também monetária e cambial, criam sérias restrições para a construção de um modelo de gestão das rendas do petróleo que seja sustentável. As simulações aqui realizadas não pretendem ser retratos perfeitos da realidade, mas expõem com clareza os problemas macroeconômicos e federativos que precisam ser encarados pelo go-verno com brevidade.

Não bastassem as incertezas naturais que cercam as estimativas do governo sobre a riqueza potencial do pré-sal, derivadas tanto do desconhecimento do ta-manho das reservas petrolíferas como dos preços do petróleo no futuro, existem



incertezas decorrentes do arcabouço macrofiscal e institucional que nortearão a ação do governo pelos próximos anos. Neste último caso, entretanto, depende principalmente do governo e das autoridades econômicas construir alternativas que visem a amenizar os problemas descritos senão no curto, no médio prazo.

gRáfico 6TRajeTóRia da dívida paRa difeRenTes níveis de supeRáviT pRimáRio, sendo 50%

da ReceiTa do peTRóleo gasTa poR esTados e municípios (% pib non-oil)Fonte: elaborado pelo autor

6 Conclusões

Esta monografia sistematizou contribuições da literatura econômica e bus-cou oferecer suas próprias contribuições para o debate em torno das políticas macroeconômicas e fiscais que deverão ser adotadas a partir do impacto das ren-das do petróleo na vida nacional. É possível dizer que uma nova macroeconomia do pré-sal precisará ser desenvolvida, partindo das experiências internacionais e também das especificidades do Brasil.

No caso das experiências internacionais, reunimos evidências importantes que, em resumo, mostram que:

1) o fenômeno da maldição dos recursos naturais tem um vínculo muito forte com a política fiscal e a qualidade das instituições de um país;



2) a volatilidade das receitas tende a se transmitir para as despesas caso não se adotem regras fiscais com o objetivo de suavizar os gastos, baseando-os em estimativas da renda permanente do petróleo e em indicadores que controlem o déficit/superávit primário non-oil;

3) a criação de fundos de estabilização e/ou poupança por si só não garante uma trajetória sustentável para a política fiscal;

4) regras fiscais rígidas demais muitas vezes exacerbam a volatilidade dos gas-tos, uma vez que não permitem ajustes às flutuações econômicas e estimu-lam a criação de instrumentos extraorçamentárias de baixa transparência;

5) a vinculação das receitas do petróleo a determinados gastos não é efetiva, como mostra a própria experiência brasileira com royalties, mas pode ser repensada de forma diferente, atrelando a renda não setorialmente, mas com foco nos investimentos em infraestrutura e em capital humano.

No caso do modelo norueguês, que se tornou uma espécie de paradigma, podemos dizer que este serve muito mais como parâmetro por seus procedimen-tos de accountability e transparência na gestão dos recursos do petróleo do que por sua fórmula bird-in-hand, que limita os gastos apenas aos rendimentos do fundo do petróleo, sem considerar as rendas futuras. No caso brasileiro, isso im-plicaria um longo período de acumulação de ativos e abstinência fiscal, o que é politicamente inviável, além de questionável econômica e socialmente, dadas as enormes carências de infraestrutura que podem ser parcialmente financiadas com as receitas do petróleo.

De qualquer forma, as especificidades do Brasil exigem um considerável ní-vel de cautela na administração das rendas petrolíferas, principalmente pelo efei-to colateral sobre o endividamento público, decorrente não apenas de eventuais ampliações do gasto público, mas principalmente do diferencial entre os juros que remuneram os passivos e os ativos do governo. Como mostramos, o custo decor-rente do diferencial de juros é significativo no Brasil em função da necessidade de controle da liquidez, que tem feito crescer o estoque de títulos públicos (seja por meio da dívida mobiliária convencional, seja por operações compromissadas do BC principalmente) no mesmo ritmo com que crescem seus ativos (sejam os decorrentes de superávit primário depositados no BC, sejam os decorrentes da aquisição de reservas internacionais).

Esse problema deve se agravar com a ampliação das receitas que virão do pré-sal, pois uma parte poderá permanecer no exterior e se somar aos ativos, sen-do remunerada pela taxa de juros internacional, enquanto a outra parte será inter-nalizada e terá provavelmente como contrapartida a emissão adicional de títulos públicos corrigidos por uma taxa mais elevada.



Ao aplicarmos os modelos de renda permanente na derivação da política fiscal ótima para o Brasil, detectamos algumas importantes questões:

1) o modelo de partilha de produção proposto pelo governo implica efeitos mais do que proporcionais das flutuações dos preços de petróleo sobre as receitas, de modo que a estimativa de riqueza do pré-sal é altamente sensível aos preços;

2) no cenário básico, em que adotamos um preço médio de longo prazo próximo do patamar atual de US$ 70 e desvio-padrão de US$ 24, a es-timativa de valor presente da riqueza do petróleo para o governo é de aproximadamente R$ 2,4 bilhões para uma hipótese de reservas no total de 80 bilhões de barris;

3) o fluxo futuro de receitas proporcionado pelo petróleo permitiria em tese que o governo incorresse em déficits primários sem comprometer a sus-tentabilidade da atual dívida líquida de 44% do PIB caso o Brasil não enfrentasse o diferencial entre a taxa de juros paga e a recebida;

4) a existência de diferencial entre os juros que remuneram os ativos e os passivos da dívida deve obrigar o governo a fazer um esforço fiscal subs-tancialmente maior (medido em superávit primário non-oil) para estabi-lizar a relação dívida/PIB;

5) a previsão de que parte das receitas do petróleo será livremente despendida por estados e municípios agrava a restrição fiscal, obrigando o governo a perseguir uma meta de superávit primário non-oil da ordem de 3% do PIB caso metade das receitas do petróleo sejam sistematicamente revertidas em ampliação dos gastos pelos governos subnacionais beneficiados.

Sendo assim, o pré-sal coloca enormes desafios para o país, entre os quais destacamos: a necessidade de maior coordenação entre as políticas fiscal, monetá-ria e cambial para enfrentar o problema da administração de ativos e passivos na presença de diferencial de juros; a necessidade de repensar o federalismo fiscal, principalmente no que se refere à repartição das rendas do petróleo.

Embora algum grau de descentralização seja aceito e até recomendável, uma gestão mais centralizada dos recursos tem a vantagem de evitar concentra-ções regionais, enfrentar de modo mais apropriado os efeitos da volatilidade do preço do petróleo sobre as receitas públicas e o balanço de pagamentos e garantir um padrão mais equitativo na distribuição das rendas entre as gerações.



Referências

AFONSO, J. R.; GOBETTI, S. Rendas do petróleo no Brasil: alguns aspectos fiscais e federativos. Revista do BNDES, Rio de Janeiro, v. 15, n. 30, p. 231-269, dez. 2008.

ATKINSON, G.; HAMILTON, K. Savings, growth and the resource curse hypothesis. World Development, Elsevier, v. 31(11), p. 1793-1807, Nov. 2003.

AUTY, R. M. Resource-based industrialisation: sowing the oil in eight exporting coun-tries. Oxford: Clarendon Press, 1990.

AUTY, R. M.; GELB, A. H. Political economy of resource-abundant States. In: AUTY, R. M. (Org.). Resource abundance and economic development. New York: Oxford University Press, 2001.

BARNETT, S.; OSSOWSKI, R. Operational aspects of fiscal policy in oil-producing countries. IMF Working Paper n. 02/177. Washington: FMI, 2002.

BARNETT, S.; VIVANCO, A. Statistical properties of oil prices: implications for cal-culating government wealth. In: DAVIS, J. R.; OSSOWSKI, R.; FEDELINO, A. (Org.). Fiscal policy formulation and implementation in oil-producing countries. Washing-ton: FMI, 2003.

BJERKHOLT, O. Fiscal rules suggestions for economics with non-renewable resour-ces. Paper preparado para a conferência Rules-Based Fiscal Policy in Emerging Market Economies. Oaxaca, México, fevereiro de 2002.

BLANCHARD, O.; GIAVAZZI, F. Improving the SGP through a proper accounting of public investment. CEPR Working Paper n. 4220, 2003.

BRASIL. Pré-sal e áreas estratégicas: apresentação do novo marco regulatório. Brasí-lia, 31 de agosto de 2009. Disponível em: <http://www.mme.gov.br/mme/galerias/arqui-vos/pre_sal/marcoregulatorio.pdf>.

BRUNNSCHWEILER, C. Cursing the blessings? Natural resource abundance, institu-tions, and economic growth. World Development, v. 36, n. 3, p. 399-419, 2008.

CRUZ, B. O.; RIBEIRO, M. B. Sobre maldições e bênçãos: é possível gerir recursos naturais de forma sustentável? Uma análise sobre os royalties e as compensações fi-nanceiras no Brasil. Brasília: Ipea, 2009 (Texto para discussão, n. 14).

COLLIER, P.; HOEFFLER, A. Resource rents, governance, and conflicts. Journal of Conflict Resolution, v. 49, n. 4, p. 625-633, 2005.



______. Democracy and resource rents. Economic and Social Research Council. Glo-bal Poverty Research Group, WPS 016, 2005. Disponível em: <http://www.gprg.org/pubs/workingpapers/pdfs/gprg-wps-016.pdf>.

DAVIS, J.; OSSOWSKI, R.; FEDELINO, A. Fiscal policy formulation and implemen-tation in oil-producing countries. Washington: FMI, 2003.

ENGEL, E.; VALDES, R., Optimal fiscal strategy for oil exporting countries. Working Paper n. 78, Center of Applied Economics (CEA), Dep. Ind. Engineering, U. of Chile, June 2000.

FASANO, U.; WANG, Q. Testing the relationship between government spending and revenue: evidence from GCC countries. IMF Working Paper n. 02/201. Washington: FMI, 2002.

GELB, A. H. e associados. Oil Windfalls: blessing or curse? Oxford: Oxford University Press, 1988.

HAUSMANN, R.; RIGOBON, R. An alternative interpretation of the “resource cur-se”: theory and policy implications. NBER Working Paper n. 9.424, 2002.

HUMPHREYS, M.; SACHS, J.; STIGLITZ, J. Escaping the resource curse. New York: Columbia University Press, 2007.

KREGEL, J. Budget deficits, stabilisation policy and liquidity preference: Keynes’s post-war policy proposals. In: VICARELLI, F. (Ed.). Keynes’s relevance today. London: Macmillan, 1985.

LANE, P.R.; TORNELL, A. Power, growth, and the voracity effect. Journal of Econo-mic Growth, n. 1, p. 213- 241, 1996.

LEITE , C.; WEIDMANN, J. Does mother nature corrupt? Natural resources, corrup-tion, and economic growth. IMF Working Paper n. 99/85. Washington: FMI, 2009.

LELAND, H. E. Saving and uncertainty: the precautionary demand for saving. Quartely Journal of Economics,v. 82, n. 2, p. 465-473, 1968.

LEROEN, B. V. 34/10: Oil the Norwegian way – a story of boldness. Stavanger: Statoil, 2007.

MALISZEWSKI, W. Fiscal policy rules for oil producing countries: a welfare-based assessment. IMF Working Paper 09/126. Washington: FMI, 2009.

MEDAS, P.; ZAKHAROVA; D. A primer on fiscal analysis in oil-producing coun-tries. IMF Working Paper, n. WP/09/56. Washington: FMI, 2009.



MEHLUM, H.; MOENE, K.; TORVIK, R. Institutions and the resource curse. Economic Journal, v. 116 (508), p. 1-20, 2006.

MUNNELL, A. Policy watch: infrastructure investment and economic growth. The Journal of Economic Perspectives, n. 4, v. 6, p. 189-198, outono 1992.

NORUEGA. Departamento de Petróleo. Facts: the Norwegian petroleum sector. Versão digital. Oslo: Ministério do Petróleo e Energia, 2008. Disponível em: <http://www.npd.no/Global/Engelsk/3%20-%20Publications/Facts/Facts_2008.pdf>.______. Ministério das Finanças. On the management of the government Pension Fund in 2008. Report, n. 20 (2008-2009) to the Storting, 2009. Disponível em: <http://www.regjeringen.no/pages/2185603/PDFS/STM200820090020000EN_PDFS.pdf>

OSSOWSKI, R.; VILLAFUERTE, M.; MEDAS, P.; THOMAS, T. Managing the oil boom: the role of fiscal institutions. IMF Occasional Paper, n. 260. Washington: FMI, 2008.

SACHS, J. How to handle the macroeconomics of oil wealth? In: HUMPHREYS, M.; SACHS, J.; STIGLITZ, J. (Org.). Escaping the resource curse. New York: Columbia University Press, 2007.

SACHS, J.; WARNER, A. M. Natural resource abundance and economic growth. NBER Working Paper, n. 5398, 1995.

SALA-I-MARTIN, X.; SUBRAMANIAN, A. Addressing the natural resource curse: an illustration from Nigeria. NBER Working Paper, n. 9804, 2003.

TORVIK, R. Learning by doing and the dutch disease. European Economic Review, n. 45, p. 285-306, 2001.



Anexo

PIB

per c

apita

Rec

eita

oil/

Rec

eita

tota

lR

ecei

ta d

ose

tor o

ilR

ecei

ta d

o s

etor

non

-oil

Des

pesa

públ

ica

tota

lD

espe

saco

rren

teD

espe

sade

cap

ital

Des

pesa

com

juro

sR

es. n

omin

alno

n-oi

lR

es. p

rimár

iono

n-oi

l(U

S$

PP

P)

(%)

Arg

élia

6.69

876

,1

32

,81,

89,

13,

78,

5-3

,1

-7,2

-1

0,4

Ang

ola

6.33

179

,4

-1

4,7

8,2

-111

,7

-33,

5 -6

0,8

-17,

3 11

9,9

102,

6A

zerb

aijã

o8.

620

37,0

13,7

8,9

12,0

8,8

3,5

-0,3

-3

,2

-3,5

B

ahra

in34

.605

73,3

14,4

-2,3

2,

4-0

,4

2,6

0,2

-4,7

-3

,7

Bru

nei

50.1

1793

,3

81

,4-2

,8

-9,9

-8

,9

-1,0

0,

014

,314

,3C

amar

ões

2.15

327

,6

2,

7-0

,1

-4,6

0,

5-1

,2

-4,0

4,

50,

5C

had

1.65

734

,4

8,

12,

56,

22,

73,

9-0

,4

-3,6

-4

,0

Con

go3.

913

81,9

41,0

1,1

-10,

6 1,

20,

4-1

2,2

12,6

0,4

Equ

ador

7.68

524

,1

3,

17,

11,

26,

80,

3-5

,9

5,9

0,0

Gui

nea

Equ

ator

ial

18.0

2994

,2

50

2,4

12,9

188,

425

,716

6,2

-3,4

-1

75,6

-1

78,9

G

abão

14.4

7861

,3

16

,0-1

,9

-3,0

-0

,3

2,7

-5,4

1,

0-4

,4

Indo

nési

a3.

987

29,4

1,2

3,4

3,6

5,1

-2,2

0,

7-0

,2

0,5

Irã11

.250

66,0

18,3

-0,4

11

,38,

52,

40,

4-1

1,7

-11,

7 C

azaq

uist

ão11

.416

37,7

10,9

4,4

6,6

3,1

4,3

-0,9

-2

,1

-3,0

K

uwai

t39

.850

79,7

51,9

-8,0

-1

1,6

-8,6

1,

1-4

,2

3,6

7,9

Líbi

a14

.533

92,9

278,

8-6

,3

140,

040

,110

1,1

-1,1

-1

43,1

-1

44,3

M

éxic

o14

.560

37,3

3,2

0,9

2,9

3,1

0,8

-1,0

2,

91,

9N

igér

ia2.

134

84,7

46,6

2,5

25,8

18,9

6,7

0,2

-15,

9 -1

5,7

Nor

uega

53.4

5130

,9

16

,0-1

,1

0,8

2,1

-0,8

-0

,5

-4,9

-7

,8

Om

an24

.153

83,9

36,8

-0,7

13

,65,

79,

3-1

,3

-15,

3 -1

8,1

Qat

ar85

.868

62,8

50,5

39,5

9,4

-4,3

18

,3-4

,5

30,1

-11,

6 R

ússi

a15

.922

35,9

16,7

-0,6

2,

07,

50,

4-6

,0

-2,6

-8

,6

Ará

bia

Sau

dita

23.8

3491

,0

65

,0-1

,6

16,1

13,0

5,5

-2,3

-1

7,8

-19,

5 S

udão

2.30

561

,2

16

,23,

120

,714

,35,

60,

8-1

5,1

-14,

3 S

íria

4.74

943

,4

1,

6-0

,1

5,0

1,5

2,4

1,1

-5,1

-2

,4

Tim

or L

este

2.36

590

,1

11

2,8

-1,6

17

,913

,04,

90,

0-1

9,5

-19,

5 Tr

inid

ad e

Tob

ago

20.7

2350

,5

22

,9-1

,1

12,3

10,5

3,4

-1,5

-1

3,4

-15,

0 E

mira

dos

Ára

bes

38.8

3067

,9

18

,61,

9-1

2,8

-8,7

-4

,1

0,0

14,7

15,1

Ven

ezue

la12

.785

58,4

17,9

3,9

20,1

17,0

3,3

-0,2

-1

7,5

-17,

7 V

ietn

ã2.

784

30,6

3,6

3,5

11,4

5,3

5,8

0,3

-7,9

-7

,6

Iêm

en2.

412

76,0

14,2

-2,8

14

,410

,85,

5-1

,9

-17,

2 -1

9,0

Méd

ia17

.490

61,1

48,5

2,4

12,6

5,3

9,6

-2,4

-9

,5

-12,

8

Paí

sV

aria

ção

1999

-200

5 (%

PIB

non

-oil)

ind

ica

do

Res f

isc

ais

do

s pRi

nc

ipa

is pa

íse

s pRo

du

ToRe

s de p

eTR

óle

o

Font

e: F

MI,

Oss

owsk

i et a

l. (2

008)

, cál

culo

s do

aut

or

tema i - stn · 4.3 acumulação de ativos e dívida pública no contexto do pré-sal, 25 ... nos...

Documents