Título: Setor do petróleo quer retomada da 8ª rodada e marco regulatório
Autor: Schüffner , Cláudia
Fonte: Valor Econômico, 13/03/2008, Brasil, p. A2

A cerimônia de assinatura dos contratos de concessão dos blocos arrematados na 9ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), realizada no ano passado, serviu de palco para as empresas privadas cobrarem do governo a retomada da 8ª rodada, interrompida em 2006, e também pressa na definição do novo marco regulatório do setor.

O governo já sinalizou a intenção de aumentar sua fatia na renda petroleira, mas ainda não está claro como se dará a mudança. Ela pode ser feita por meio da Lei do Petróleo, o que depende do Congresso, ou pela substituição dos decretos que regulamentam o pagamento do royalty e da participação especial (PE), os dois tributos que incidem sobre a produção de petróleo e gás no país.

O Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) calcula em US$ 2,5 bilhões a perda de arrecadação do governo a cada ano de atraso na discussão de um novo modelo tributário do setor. O cálculo leva em conta o atraso no desenvolvimento de um campo de petróleo do porte de Tupi, descoberto pela Petrobras na bacia de Santos.

O diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, admitiu que ainda não há consenso sobre a mudança do marco regulatório e sobre a retomada da 8ª rodada. Sobre essa última questão, Lima disse que ainda não há decisão sobre o que fazer com os dez blocos que, segundo ele, estão "nas bordas do pré-sal" da bacia de Santos e que fazem parte da licitação de 2006 mas não chegaram a ser leiloados.

"Está previsto no edital que a ANP se reserva o direito de tirar blocos até a apresentação das propostas. Como a licitação foi suspensa, as propostas relacionadas a esses blocos não foram abertas, sequer foram apresentadas. Mas a questão é a conveniência. É conveniente ou não retirar esses blocos? Essa é a questão que não foi resolvida", disse o diretor da ANP.

Segundo Lima, não há inconveniente em realizar a 8ª rodada com os blocos do pré-sal, mas também não sabe qual a repercussão, na indústria, caso a decisão seja de retirá-los. A indústria está preocupada com a possibilidade de o governo adotar nova legislação alterando a Lei do Petróleo. Tentando se antecipar a uma mudança, que na avaliação do setor poderia resultar em descaracterização da atual legislação, o Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) entregou à ANP, na semana passada, proposta de novo modelo regulatório.

O IBP propõe uma nova fórmula de taxar a rentabilidade dos campos gigantes, adicional à PE - que tem alíquota máxima de 40% e só é cobrada sobre volumes. Na prática, seria criada uma nova taxa, que levaria em conta a rentabilidade do projeto, de forma a permitir que o governo capture todos os ganhos com a alta de preço. Essa rentabilidade seria calculada a partir da adoção de um fator (chamado de R no estudo) que leve em conta as despesas globais e as receitas totais do projeto.

Hoje, o único imposto que incide sobre essa produção é a PE, regulamentada através do decreto 2.705/1998, cuja alíquota varia de 10% a 40%. A PE é calculada com base na receita líquida da produção, depois de abatidos custos com investimento, depreciação, amortização e royalties.

"Em função dessas receitas, e se a relação receita/despesa atingiu determinado valor, que é expresso nesse numero R, se aumentaria o número de captura sobre o efetivo ganho das empresas", explicou o presidente da StatoilHydro, Jorge Camargo. "O contrato de concessão atual pode perfeitamente acomodar as mudanças", frisou o presidente do IBP e da Repsol, João Carlos França de Luca.

Estudo feito pela Gaffney, Cline & Associates, por encomenda do IBP, mostrou que o modelo atual reduz a fatia que cabe ao governo quando o preço do petróleo sobe para os níveis atuais, de quase US$ 100 o barril.