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Imunidades e government take na indústria do petróleo

Cristiano Lemes Garcia[1]

RESUMO

Este trabalho analisa as imunidades e o government take na indústria petroleira do Brasil. Este estudo é relevante em razão da vasta diversidade e complexidade tributária do sistema jurídico brasileiro, bem como a imposição de outras exações ao setor petroleiro, as quais são denominadas participações governamentais, que se especializam em: Bônus de Assinatura, Royalties; Participação Especial; e Pagamento pela ocupação ou retenção de área. Estas, são espécies de compensações financeiras devidas pelo cessionário, e que estão previstas no art. 45 da Lei do Petróleo (Lei 9.478, de 06 de agosto de 1997). Outras exigibilidades, também decorrentes do contrato de concessão, como aplicação de 1% da receita bruta em pesquisa e desenvolvimento e a participação ao proprietário da terra, também serão estudadas, apesar de não serem consideradas participações governamentais. A metodologia adotada na elaboração deste artigo foram pesquisas doutrinárias e jurisprudenciais acerca do tema, bem como a leitura de monografias e artigos que tratam da matéria, os quais ajudaram na maior dinamicidade e discussão do mesmo, pretendendo dar utilidade pública ao estudo desta matéria.

Palavras-chave: Imunidades Tributárias. Government Take. Petróleo e Gás. Indústria do Petróleo.

INTRODUÇÃO

Há uma diversidade tributária enorme no sistema jurídico brasileiro, além disso são impostas outras exações ao setor petroleiro. No Brasil, são denominadas participações governamentais, que se especializam em: Bônus de Assinatura, Royalties; Participação Especial; e Pagamento pela ocupação ou retenção de área. São espécies de compensações financeiras devidas pelo cessionário, e que estão previstas no art. 45 da Lei do Petróleo (Lei 9.478, de 06 de agosto de 1997)[2]. Outras exigibilidades, também decorrentes do contrato de concessão, como aplicação de 1% da receita bruta em pesquisa e desenvolvimento e a participação ao proprietário da terra, também são devidas, mas não são consideradas participações governamentais.

Ressalta-se na lição de JOSÉ MARCOS DOMINGUES DE OLIVEIRA[3], exposta no célebre artigo sobre a natureza jurídica das participações governamentais, o governament take é um conjunto de compensações financeiras, classificado como uma receita pública originária, um “cristalino preço financeiro”, que é pago em contraprestação a exploração e utilização dos recursos naturais não renováveis. Desta maneira, é a justa retribuição pela exploração dos bens dominicais ou do “patrimônio disponível” da União amplia a receita, recompõe o patrimônio público, além de possibilitar a recuperação ambiental da área explorada, pelo princípio do poluidor pagador.

O sistema de governament take, adotado por um país é determinante no dimensionamento econômico-financeiro do contrato, bem como de sua viabilidade, constituindo elemento preponderante na tomada de decisão do investidor estrangeiro. Da mesma forma que, um regime fiscal é desenhado para capturar o máximo de receitas possíveis oriundas do upstream (exploração e produção de petróleo), este não pode inviabilizar o objetivo do empreendedor, que é maximizar o lucro do negócio. Ao contrário, deve ser capaz de compatibilizar interesses antagônicos e de atrair as companhias petroleiras, permitindo aos investidores a recomposição dos custos e a apropriação dos lucros, afinal trata-se de uma premissa do modelo capitalista. A conformação do regime tributário também deve considerar as especificidades da atividade petrolífera local, como os riscos geológico e ambiental, além dos elevados investimentos operacional (Operational Expenditures - OPEX) e de capital (Capital Expenditures - CAPEX), particularmente se a atividade de upstream é realizada offshore em águas profundas, como no caso brasileiro.

O regime fiscal brasileiro do petróleo, encontra-se na média mundial, comparando-se com os principais países produtores de petróleo. No entanto, com o advento da Cessão Onerosa e da possibilidade da aplicação do modelo de Partilha da Produção, em concomitância com o atual modelo de concessão o cenário mudou. Este marco regulatório sincrético ou brasileiro, será delineado ao longo deste trabalho, por meio de modelos prospectivos que tornem mais evidentes as características peculiares a cada modalidade de contratação a ser adotada.

Como pontua JOSÉ GUTMAN[4], no gráfico acima, a Nigéria chega ao pico mais rapidamente, devido ao fato do Cost Oil não sofrer nenhuma limitação quando da recomposição do capital empregado. Já na Noruega, que possui o regime mais severo, a recomposição do capital investido é mais lenta, aspecto que diminui o fluxo de caixa da empresa. Quanto ao Reino Unido, que possui o regime fiscal menos severo, propicia o maior fluxo de caixa dos modelos comparados.

Sem dúvida o Brasil ocupa posição de destaque no cenário mundial, principalmente devido ao equilíbrio de sua matriz energética[5], bem como da pujança de suas reservas naturais[6]. A Bacia de Campos é exemplo disto, atualmente é a maior produtora brasileira, com reservas provadas da ordem de 8 bilhões de barris, é altamente atrativa aos investimentos, e atesta que o regime fiscal brasileiro pode ser competitivo em relação aos padrões mundiais, além de toda expectativa gerada pela futura produção de petróleo no pré-sal, que poderá colocar o Brasil no rol dos maiores exportadores de petróleo.

1. A EVOLUÇÃO DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA E O BRASIL

A indústria do petróleo teve início com sua descoberta comercial, esta ocorreu quando o “Coronel” Edwin L. Drake[7] perfurando no local certo e a 21 metros de profundidade fez o petróleo jorrar por tubulações trazendo-o a tona, na Pensilvânia - EUA, em 27 de agosto de 1859. Outro momento importante na indústria do petróleo, ocorreu pelas mãos de um comerciante contabilista chamado John D. Rockefeller, que aproveitou o aumento do consumo de querosene de lamparinas e o advento dos motores a combustão e explosão para levar sua companhia a Standard Oil[8] ao apogeu, em 1879 controlava mais de 90% de todas as atividades[9] relacionadas à indústria do petróleo.

Contudo, em 1890, os EUA publicaram a primeira lei antitruste do mundo, a conhecida Shermam Act. A Standard Oil, a maior empresa petrolífera que o mundo já conheceu foi desmembrada em 34 novas companhias, das quais três se tornariam integrantes do grupo das “Sete Irmãs”, conhecidas como Standard Oil of New Jersey (Exxon), Standard Oil of New York (Mobil),e a Standard Oil of California (Chevron). Já nos tempos atuais, as grandes empresas petrolíferas são conhecidas como International Oil Companies – IOC.

O petróleo tornou-se a mola que impulsiona desenvolvimento econômico, a principal fonte de energia dos motores a combustão e compressão. Os hidrocarbonetos promoveram o desenvolvimento tecnológico e industrial do século XX, culminando no progresso que chegaram as máquinas do século XXI. A ampliação, eficiência e diversidade das atividades humanas é conseqüência direta de pesquisas para o aprimoramento da extração, refino, transporte e distribuição dos derivados do petróleo, aspecto que alterou a dinâmica da vida humana. Como resultados, têm-se o encurtamento das distâncias e superação dos limites de tempo e espaço, tornando o concerto das nações cada vez mais global e menos regional. 

O Brasil insere-se neste contexto, pois é um país que possui significativas reservas de petróleo, estando atualmente na 17ª posição entre os maiores produtores mundiais, o que o coloca em uma posição relevante perante ao mercado internacional.

O petróleo ocupa o primeiro lugar na matriz energética do Brasil, ficando a frente inclusive da biomassa e da produção de energia hidroelétrica.

O Brasil possui um grande potencial consumidor de energia, principalmente nas regiões urbanas. Atualmente, o consumo está na ordem de 1,8 milhões b/d enquanto a produção média é de 2,4 milhões b/d[10], em 2011. Estimativas indicam um crescimento de aproximadamente 4,5% no consumo por ano. É um mercado que não pode ser ignorado.

Contudo, as raízes do desenvolvimento econômico do país não estão somente nas jazidas subterrâneas de petróleo mas, e principalmente, no potencial de consumo do comércio mundial. Não basta deter recursos naturais, é necessário saber explorá-los, possuir uma política governamental que permita uma vantajosa utilização destes recursos.

Os primeiros indícios da existência de petróleo no Brasil surgiram em 1959, durante a construção de uma ferrovia, quando alguns operários perceberam que seus instrumentos impregnados com uma certa “lama preta”. No entanto, os primeiros levantamento geológicos só tiveram início em 1864, e a primeira descoberta de petróleo só ocorreu em 1939, na cidade de Lobato, BA.

O desenvolvimento da indústria petrolífera brasileira pode ser dividido em quatro fases distintas: de 1864 a 1938, de 1938 a 1953, de 1953 a 1955 e a fase atual.

A primeira fase era caracterizada pela concessão de direitos exploratórios e investidores privados, o que terminou em 1938, com o advento de uma lei que restringiu o investimento estrangeiro na exploração do petróleo. Nenhuma descoberta significativa foi registrada nesta fase.

A segunda fase foi caracterizada pela concentração da responsabilidade das atividades petrolíferas no setor público, através do Conselho Nacional do Petróleo. O código do petróleo (Dec. Lei 3.236/41) declarou que as jazidas de petróleo e gases naturais existentes no território nacional pertenciam à União, a título de domínio privado imprescritível. O esforço exploratório nesta fase foi moderadamente bem sucedido.

O marco inicial da terceira fase foi a criação da estatal Petróleo Brasileiro S.A., quando foi consolidada a indústria do petróleo no país. Foi transformado em monopólio da União a pesquisa, lavra, refinação, transporte marítimo e por meio de cindutos do petróleo bruto e outros hidrocarbonetos e gases raros. Como consequência da crise em 1973, esta regra monopolística foi excepcionalizada, permitindo, no período de 1975 até 1988, a concentração de companhias de petróleo privadas, para serviços de exploração de petróleo no país. Foram os chamados “Contratos de riscos”. Durante este período, 243 contratos foram assinados com mais de 40 companhias privadas brasileiras e estrangeiras. A maioria destes contratos resultou em insucesso, devido às condições econômicas e a seleção das áreas e projetos oferecidos.

A quarta e atual fase do desenvolvimento da indústria petrolífera teve início com a Emenda Constitucional n° 09, de 10.11.95, que flexibilizou o monopólio, através da alteração do art. 177 da Constituição. A pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural continuaram sendo objeto de monopólio da União, mas agora esta é a detentora da opção de contratar empresas, tanto estatais como particulares, para realizar estas atividades. O poder público continuou sendo detentor do monopólio de escolha. O que ocorreu na verdade foi a perda da exclusividade da Petrobrás no exercício deste monopólio. Foi a possibilidade do ingresso da iniciativa privada no setor petrolífero.

Esta flexibilização do monopólio ocorrida em nosso direito pátrio não foi um acontecimento isolado. Foi o resultado de uma onda global de reforma da Administração Pública, de uma tendência geral da liberação das economias mundiais, denominado neoliberalismo. A crise do Estado e a teoria do Estado mínimo resultaram netas mudanças.

Com a diminuição de sua participação direta nas prestações de serviços, tornou-se imperioso o fortalecimento das funções reguladoras e fiscalizadoras do Estado. É neste contexto que surgem as agências reguladoras.

As agências reguladoras são entes pertencentes à administração indireta, criadas na forma de autarquias de regime especial, ou seja, são pessoas jurídicas de direito público dotadas de grande autoridade e autonomia administrativa. Têm a função de normatizar, fiscalizar e regular as relações entre o poder público e os prestadores de serviços nas atividades que até então eram monopólio do Estado.

Em 1977, com o advento da lei do petróleo (lei n° 9.478/97), foi criada a Agência Nacional de Petróleo, que tem, entre suas principais funções, conduzir as rodadas de licitações de blocos exploratórios, poder regulatório e fiscalizatório.

A lei do petróleo ainda estipulou que estas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação, no qual concorrerão empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração no país. A concessão implica nas transferências dos riscos para o concessionário, que são bastantes significativos neste setor. É uma atividade altamente lucrativa, mas que demanda expressivos investimentos e é demasiadamente arriscada. Em caso de sucesso em sua empreitada, o concessionário adquire a propriedade da lavra. Contudo, são abatidos da receita bruta os encargos, tributos e participações incidentes.

Uma forma de dividir estes riscos, que são tanto geológicos como políticos, é por meio da constituição de uma joint venture, que é uma modalidade de associação na qual além da divisão dos riscos, trocam-se experiências, know-how, enfim, há um fortalecimento das instituições participantes.

As joint ventures podem ser criadas de duas diferentes formas. A primeira é criando-se uma nova companhia, mas esta não é a forma mais adequada para o setor do petróleo, pois traz como inconvenientes o fato de ser formando um ring fence para fins tributários e porque as companhias participantes estão presentes juntas, no bônus e no ônus. A forma mais comum de joint venture na indústria do petróleo é a Joint Operating Agreement - JOA, onde cada companhia permanece separadamente, pode decidir participar ou não de um determinado empreendimento e possui seu fluxo de caixa de forma consolidada para fins fiscais. Essa forma de associação tem um papel fundamental na fase do upstream.

As atividades no setor petrolífero têm sentido heterotópico e heterodoxo, não podem ser encaradas como um fenômeno interno de cada país, nem sob um único ponto de vista regional. Estão sujeitas as regras do mercado internacional, podem ser realizadas por empresas nacionais, estrangeiras, ou pela comunhão destas, sejam privadas (International Oil Company - IOC) ou nacionais (National Oil Company - NOC), atendendo as demandas dos mercados interno e externo.

As grandes empresas do ramo são responsáveis não apenas pelos investimentos operacionais (Operation Expenditures - OPEX) e de capital (Capital Expenditures - CAPEX) nestas atividades, mas também pelo desenvolvimento de competências – expertise e da aplicação de alta tecnologia - know-how. Bilhões de dólares são investidos em pesquisa anualmente, com a finalidade de aperfeiçoar as atividades de E & P.

Esta necessidade de internacionalização de setor é fato notório e foi explicitado no discurso referente ao projeto da lei que criou a Petrobrás, proferido na Câmara dos Deputados em 1952: “O isolacionismo entre os povos é apenas uma fase preparatória do suicídio de cada um. O de que necessitamos é de cooperação internacional sobre a base da consciência nacional de cada povo.”

Como já havia sido mencionado, o empreendedor enfrenta múltiplos riscos sejam estes de ordem geológica ou mesmo de cunho político. O projeto está sujeito às mudanças de planos do governo, além dos imponderáveis da natureza, que acabam por influir nas decisões de atuação ou não da empresa em determinado país. A tradição política, a segurança jurídica e contratual, o rigor da legislação ambiental, os níveis de corrupção, os riscos exploratórios e, em especial, a incidência tributária associada à participação governamental, ambas abordadas neste trabalho, são fatores decisivos na escolha.

2. A IMUNIDADE TRIBUTÁRIA

2.1 Introdução

As operações relativas a derivados de petróleo no país não sofrem a incidência de impostos como as demais mercadorias. Para estas, o legislador constituinte conferiu uma imunidade relativa, que não é total, pois afasta a incidência de certos tributos, aplicando neste caso o princípio da seletividade pela essencialidade.

A Constituição atual veio encerrar o regime tributário anterior, no qual para estas operações incidia um imposto único. Atualmente, há incidência plúrima de tributos, mas somente podem incidir aqueles que estão expressamente contidos no texto constitucional, que decorrem do exercício da competência tributária originária.

Esta imunidade é disciplinada no § 3º do art. 155 da Constituição atual, que, após a nova redação dada pela EC 33/2001, assim dispõe:

“À exceção dos impostos que tratam o inciso II do caput deste artigo e o art. 153, I e II, nenhum outro imposto poderá incidir sobre operações relativas à energia elétrica, serviços de telecomunicações, derivados de petróleo, combustíveis e minerais do País”.

2.2 Características da imunidade tributária;

O termo “imunidade” vem do latim “inmunitatis”. O prefixo “in” demonstra a negativa do termo que vem a seguir, o “múnus”, encargo. Desta forma, imune é aquele é exonerado do encargo. Na área tributária, o termo é utilizado para indicar pessoas, bens, coisas, fatos ou situações que deixam de ser alcançados pela tributação, em função de sua essencialidade constitucionalmente reconhecida.

A imunidade tributária é um princípio constitucional que veda às entidades tributantes instituírem impostos sobre aquilo que é imune. É um princípio constitucional de vedação de instituir imposto, uma limitação ao poder de tributar do Estado. Constitui um instrumento político-constitucional utilizado pelo legislador constituinte com viés protetivo.

A lei tributária é uma manifestação típica da soberania do Estado, que precisa de recursos com a finalidade conquistar, manter e desenvolver o bem estar social, exercendo o poder-dever de impor este ônus aos seus governados. O poder de tributar, neste contexto, expressa uma parcela de soberania estatal, que é esta faculdade de exigir tributos na medida necessária ao custeio da despesa pública, respeitando os limites estabelecidos em lei.

A única fonte normativa capaz de estabelecer imunidade tributária é a Constituição. Isto porque é a Constituição que determina as competências em matéria tributária, assim, nenhuma norma inferior poderia excepcioná-la criando imunidade. As exceções ao poder de tributar, ou seja, as imunidades, têm que decorrer da própria Constituição.

Sobre a imunidade tributária, podem ser enunciados cinco pressupostos básicos[11]:

1° - A imunidade tributária é matéria sob reserva da Constituição;

Somente através da Constituição é que podem ser definidas as pessoas, coisas ou bens que não podem ser onerados com impostos. A imunidade tributária é uma categoria constitucional, representa um princípio constitucional tributário, só se configura quando pela Constituição.

2° - A imunidade tributária tem voz dirigida às entidades tributantes vedando a instituição de imposto, alcançando indiretamente a competência tributária;

O comando é dirigido ao ente, este fica impedido de tributar, o que resulta na imunidade da pessoa ou coisa. A imunidade tributária implica em não instituir imposto sobre aquela situação.

3° - A imunidade tributária não pode ser recusada e nem renunciada;

A imunidade tributária tem seu fundamento no interesse público, de forma que não pode ser negociada. Vai incidir independente da vontade das partes, cria em favor do beneficiado um direito subjetivo de não sofrer a ação tributária.

4° - A imunidade tributária não pode ser tida como privilégio, um favor ou benefício fiscal;

Não pode ser utilizada como instrumento para que sejam concedidos favores ou privilégios. A vedação constitucional é feita tendo em vista o interesse público, esta finalidade não pode ser desvirtuada.

- A imunidade tributária opera “ope legis”, sem necessidade de concessões, autorizações ou despachos;

Atendidos os requisitos constantes da Constituição, o direito está assegurado, sem necessidade de ser ratificado.

Alguns autores defendem que a imunidade tributária é na verdade uma hipótese de não incidência constitucionalmente qualificada, mas este não parece ser o melhor entendimento. A não incidência é um efeito da imunidade e não sua causa, como é definida por esta corrente. Além disto, não é a melhor técnica jurídica afirmar que determinada regra não incide. A norma jurídica, por sua própria natureza, sempre incide, irradia seus efeitos jurídicos. Havendo subsunção do fato concreto a hipótese de incidência, a norma incidirá, mesmo que seus efeitos sejam negativos. Na hipótese ora analisada, a norma constitucional incide, mas para vedar a criação de imposto sobre aquelas atividades, funcionando como uma barreira protetiva, um campo de força que repele as demais irradiações legais.

A imunidade pode ser classificada em objetiva ou subjetiva. A objetiva se opõe a subjetiva no sentido de que esta é ratione personae, enquanto aquela é ratione materiae, em que não é relevante o sujeito que realiza o fato. A forma escolhida pelo legislador constituinte para conferir imunidade às operações de derivados de petróleo foi objetiva, impessoal e erga omnes. O que foi protegido pelo constituinte foi a atividade, caracterizando assim a imunidade objetiva. Não é relevante a pessoa que realiza a atividade, o simples fato de realizá-la torna imune.

A imunidade é regra constitucional e não se confunde com a isenção. A norma imunitória é constitucionalmente qualificada, enquanto a norma isencional é legalmente qualificada. Teleologicamente, a imunidade liga-se a valores existenciais permanentes, ou que se pretendam duradouros, enquanto a isenção se vincula a interesses conjunturais, mutáveis de acordo com a oportunidade e conveniência. As operações de derivados de petróleo foram constitucionalmente tuteladas, tratando-se assim de uma imunidade.

Assim como a imunidade, a isenção não ocorre a posteriori, não é uma mera dispensa legal de pagamento do tributo devido, mas sim um fenômeno intrínseco à formação da hipótese de incidência. Também não é hipótese de não incidência, pelos mesmos motivos que a imunidade também não o é. A isenção pode ser assim esquematizada:

Fi1                                                              Incidência

 Figura 1 – Incidência e Isenção

A isenção difere da imunidade, pois é a lei que exclui uma situação que naturalmente seria tributável. Já a imunidade é uma vedação constitucional dirigida ao ente tributante, que o impede de instituir imposto sobre aquelas situações. Estes institutos também não se confundem com a não-incidência, que é o que ocorre quando o fato não é referido na lei tributante. Esta diferenciação, no entanto, encontra maior relevância no plano teórico do que plano prático, uma vez que tanto os fatos imunes quanto os isentos não serão alcançados pela norma tributante.

Sacha Calmon[12], para ilustrar a situação, elaborou o seguinte esquema:

  Fig2

Figura 2 – Hipóteses de Incidência

2.3 O alcance da imunidade prevista no art. 155, § 3º da CRFB/88;

A imunidade prevista no art. 155, § 3º incide sobre as operações relativas aos derivados de petróleo. O termo do artigo ao qual a imunidade se refere é “operações”, o que pode gerar controvérsias quanto sua interpretação. Alguns autores postulam que não apenas os tributos que incidem diretamente sobre as operações devem ser afastados, tendo sido a intenção do legislador constitucional alcançar todos os tributos que pudessem gravar as atividades[13]. Sob esta perspectiva, algumas atividades que sejam diretamente operações também não poderiam ser tributadas, como o faturamento, que é fato gerador de tributo e decorre das operações que são imunes. Os defensores desta corrente reconhecem que há diferença fática entre o faturamento e a operação que o gerou, pois não há dúvida de que são elementos distintos, mas entendem que tal diferença não pode ser admitida para o direito tributário, pois o faturamento seria o conjunto de operações de um determinado período. Assim, uma venda seria imune, mas o conjunto de vendas não, o que paradoxal. Outra corrente[14] defende que, sendo realidades econômicas distintas, não é possível fazer uma interpretação ampliativa do artigo, que só confere imunidade as operações. Para estes, aplicar o raciocínio de que o faturamento também não pode ser tributado seria conferir uma imunidade amplíssima a estas atividades, por uma via oblíqua. É também fundamento desta corrente o art. 195 da Constituição, que dispõe que “a seguridade social será financiada por toda a sociedade”. O artigo excepciona somente as entidades beneficentes e de assistência social, sendo silente quando as operações de derivados do petróleo. Assim, se o legislador não excepcionou como o fez com as entidades beneficentes, foi porque não o quis, não havendo fundamento para a não tributação destas atividades.

O texto anterior a emenda constitucional n° 33 imunizava estas operações da incidência de qualquer outra espécie tributária. A emenda veio substituir o termo “tributo” pelo termo “imposto”. Assim, desde dezembro de 2001, a imunidade alcança apenas a incidência de impostos, acabando com as dúvidas que existiam acerca da possibilidade de incidência de contribuições parafiscais.

O termo “tributo” é definido no art. 3° do Código Tributário Nacional: “é toda prestação pecuniária compulsória, em moeda ou cujo valor nela se possa exprimir, que não constitua sanção de ato ilícito, instituída em lei e cobrada mediante atividade administrativa plenamente vinculada”. Assim, tudo que enquadrar-se nesta definição poderá ser considerado um tributo.

Da definição presente no art. 3°, é possível extrair seis princípios basilares que devem estar presentes para caracterizar um tributo.

1° - natureza de prestação pecuniária;

Os tributos são objeto de uma relação jurídica obrigacional. A prestação pressupõe a existência de uma obrigação, na hipótese, pecuniária.

2° - compulsoriedade;

Toda obrigação é compulsória quanto ao cumprimento. Não há obrigação que surja no mundo jurídico para não ser cumprida. A compulsoriedade aqui refere-se ao surgimento da obrigação. Uma vez presentes os requisitos legais, presente estará a obrigação. É irrelevante a manifestação de vontade para o surgimento da obrigação tributária. É exatamente esta característica que vai diferenciar os tributos em relação aos preços públicos, já que nestes a vontade das partes será relevante para seu surgimento.

3° - em moeda ou valor que nela se possa exprimir;

Os tributos devem ser pagos em dinheiro. Muitos autores enxergam nesta expressão um permissivo para a dação em pagamento, a criação de tributos “in natura, in labore ou in specie”, ou seja, que podem ser pagos não em dinheiro, mas através de bens ou serviços. Esta autorização seria dirigida ao legislador, que poderia instituir tributos a serem pagos desta forma, mas não criaria um direito subjetivo ao contribuinte de escolher como gostaria de pagar determinado tributo. Outros autores não admitem esta hipótese, considerando que existe apenas um pleonasmo na lei.

4° - não constituir sanção de ato ilícito;

O tributo não tem natureza sancionatória, é o que se difere da multa. Isso não significa que determinadas atividades não possam ser estimuladas ou desestimuladas, como ocorre na extrafiscalidade, presente em vários tributos. Extrafiscalidade não é sanção, não decorre de ato ilícito, não havendo impedimento para seu estabelecimento em sede tributária. Atos praticados em situações ilícitas também podem ser tributados, segundo o princípio do “non olet”. Nestes casos, o ilícito não poderá estar na hipótese de incidência, mas nada impede que a ilicitude esteja no fato gerador do tributo, e que este seja praticado por meio de uma situação ilícita.

5° - os tributos devem ser instituídos em lei;

É a consagração do princípio da legalidade. Só poderá ser instituído um tributo através de lei emanada do Poder Legislativo. Não estando em lei não poderá ser considerado tributo, não serão aplicadas as prerrogativas do direito tributário. O Poder Executivo pode instituir tributos por medida provisória, que tem força de lei, mas, quando tratar-se de imposto, esta precisa ser convertida em lei no mesmo exercício financeiro, e pelo princípio da anterioridade, só poderão ser cobrados: no exercício seguinte, se anual; e após 90 dias, se nonagesimal.

6° - cobrada por atividade plenamente vinculada.

Os tributos são vinculados a lei, não cabe juízo de conveniência ou oportunidade do administrador, não está presente nenhuma manifestação de discricionariedade.

Luciano Amaro[15] oferece diversas críticas ao conceito legal de tributo. A primeira crítica reside no fato da própria lei oferecer uma definição ao termo “tributo”, o que seria tarefa para a doutrina. Há também redundância na expressão “prestação pecuniária, em moeda ou em cujo valor nela se possa exprimir”, pois pecuniárias são exatamente as prestações em dinheiro ou moeda. Além disso, a expressão pode levar a interpretação de que são possíveis os tributos “in natura, in labore ou in specie”. Há também a ideia de redundância na expressão “prestação compulsória”, uma vez que a compulsoriedade é característica de toda prestação. A melhor interpretação dada a esta expressão é que a compulsoriedade não se refere a prestação, como pode parecer pela proximidade dos termos, mas sim que esta existe quanto ao nascimento da obrigação. Sugere ainda o autor em sua obra a seguinte definição de tributo: “Tributo é toda prestação pecuniária não sancionatória de ato ilícito instituída em lei e devida ao Estado ou a entidades não estatais de fins de interesse público”.

Ainda permanece o dissenso sobre quantas são as espécies tributárias existentes. As dificuldades encontradas para esta classificação decorrem do fato dos sistemas tributários terem se formado ao longo da história, na medida das necessidades dos Estados e de suas funções que também não foram estáticas neste processo. A nomenclatura dada a estas cobranças foi feita sem a devida preocupação classificatória. Diversos são os critérios utilizados para esta classificação, entre os principais estão a teoria da vinculação dos tributos e a destinação dada aos mesmos.

Uma primeira corrente[16] entende que só existem duas espécies tributárias, o imposto, tributo não vinculado e a taxa, tributo vinculado. A divisão seria feita somente com base vinculação do tributo a uma atividade estatal. As contribuições de melhoria, contribuições parafiscais e empréstimos compulsórios não teriam perfil próprio, sendo na essência vinculados ou não, seriam espécies de imposto ou taxa.

Uma segunda corrente, denominada tripartite, também faz a distinção com base na vinculação ou não do tributo, mas considera a existência de três espécies tributárias: os impostos, as taxas e as contribuições de melhoria. Entende que como os empréstimos compulsórios e a atividade parafiscal não possuem fato gerador próprio, ora são impostos e ora são taxas, mas inclui a contribuição de melhoria como uma espécie autônoma. Esta é a classificação adotada pelo Código Tributário Nacional. Jose Afonso da Silva também considera três as espécies tributárias, mas sua classificação difere um pouco da adotada pelo código pois ele considera como espécie autônoma a contribuição, sem diferenciar as contribuições de melhoria das contribuições parafiscais. Para ele, os empréstimos compulsórios não seriam um tributo, pois teriam natureza contratual, caracterizando apenas um ingresso que não integra a receita pública.

Uma terceira corrente considera a existência de quatro espécies tributárias, seriam elas: imposto, taxa, contribuição parafiscal e empréstimo compulsório. Para estes, a contribuição de melhoria seria espécie de taxa[17]. O Supremo Tribunal Federal também entende existir quatro espécies: os impostos, as taxas, as contribuições, tanto de melhoria como as parafiscais, e os empréstimos compulsórios.

Uma quarta corrente, denominada quinquipartite, entende existir cinco espécies de tributos: impostos, taxas, contribuições de melhoria, contribuições parafiscais, e empréstimos compulsórios. Esta corrente leva em conta para a classificação tanto o fato gerador como a destinação do tributo.

Esta divergência de interpretação possuía grande relevância para as operações de derivados de petróleo, que até recentemente tinham imunidade quanto a todos os tributos, salvo os expressamente excepcionados pela Constituição, pois não era pacífica a classificação de determinada cobrança como tributo ou não. Contudo, como a imunidade está expressamente restrita aos impostos, a questão classificatória perde sua relevância prática, a adoção de qualquer das correntes assinaladas guarda tão somente interesse teórico.

2.3.1 Impostos

Os impostos estão disciplinados no art. 16 do Código Tributário Nacional. São os tributos que tem como fato gerador ato desvinculado da atividade estatal dirigida ao contribuinte. O principal requisito de verificação da legitimidade da cobrança de um imposto é o da capacidade contributiva.

Os recursos obtidos através da arrecadação dos impostos são destinados a atender despesas genéricas, irão financiar as atividades que geram beneficio coletivo e não especifico. Estes recursos não são vinculados a uma finalidade especifica, conforme o princípio da não-afetação dos impostos, que encontra apenas quatro exceções, a saber: a repartição das receitas tributárias, as operações de crédito nas quais o Estado pode dar como garantia a arrecadação do tributo, educação e saúde.

A competência para a criação dos impostos está prevista na Constituição, dentro competência tributária originária, sendo um tributo da competência comum, havendo tanto impostos federais, estaduais, e municipais, já a competência residual é exclusiva da União.

A doutrina classifica os impostos em reais ou pessoais. Os impostos reais são aqueles que se cobram em razão do patrimônio ou de considerações objetivas e econômicas independentes da situação do devedor. Um exemplo de imposto real é o IPTU, que leva em conta as características dos imóveis para sua valoração, pouco importando quem seja seu titular ou sua situação econômica. Não são obrigações propter rem, como pode parecer. Neste sentido, todas as obrigações tributárias são pessoais, pois antes de serem tributárias, são obrigações. No entanto, no caso especifico do IPTU, existe uma regra particular que rompe com esta natureza pessoal das obrigações, estipulando que o tributo vai continuar sendo devido pelo novo proprietário. Já os impostos pessoais são aqueles que se instituem em função da pessoa de obrigado, levam em conta características pessoais do sujeito passivo para a sua qualificação. Um exemplo de imposto pessoal é Imposto de Renda, que considera a idade do contribuinte, o número de filhos e outras categorias pessoais.

Outra classificação acerca dos impostos é a que os divide em diretos e indiretos. Os diretos são os que incidem diretamente sobre a pessoa que os paga, são permanentes ou periódicos, e a própria administração pública efetua o lançamento, por declaração ou avaliação. Os indiretos são aqueles que repercutem economicamente sobre uma terceira pessoa, são instantâneos e seu lançamento se opera por homologação.

2.3.2 Taxas

As taxas diferem dos impostos por terem como fator gerador uma atividade específica, que pode ser função do exercício do poder de polícia ou da prestação de serviço público, servem para financiar serviços específicos, que podem ser individualizados.

Referibilidade é esta relação de correspectividade entre a taxa e a atividade estatal correspondente. Alguns autores, com Ricardo Lobo Torres, falam na existência de uma contraprestação, mas este não é melhor entendimento. A base de cálculo vai mensurar a atividade estatal, no entanto, a capacidade contributiva também está presente neste tributo, que deve preponderar na consideração de qualquer espécie tributária. A capacidade contributiva da taxa será aplicada, por exemplo, aos hipossuficientes, bem como na graduação dos valores.

As taxas têm origem na equidade e na isonomia da tributação. Como algumas atividades só beneficiam alguns indivíduos, nada mais adequado e pertinente que sejam mantidos pelos que deles fazem uso.

A competência para instituir taxas é comum, pode ser instituída tanto pela União como pelos Estados ou Municípios. Contudo, será definida pela competência que o ente possui para prestar o serviço.

As taxas podem ser de polícia ou de serviço, dependendo da atividade estatal a ser realizada. Será de polícia “a atividade da administração pública, que, limitando ou disciplinando direito, interesse ou liberdade, regula a prática de ato ou abstenção de fato, em razão de interesse público concernente à segurança, à higiene, à ordem, aos costumes, à disciplina da produção e do mercado, ao exercício das atividades econômicas dependentes de concessão ou de autorização do Poder Público, à tranqüilidade pública ou ao respeito à propriedade e aos direitos individuais ou coletivos” (art. 78, CTN). São atividades que afetam o interesse da coletividade e por isso sofrem limites e restrições de ordem pública, são provocados pelo contribuinte da taxa, isoladamente. As taxas de serviço têm como fato gerador uma atuação estatal que consiste na execução de um serviço público: específico – aquele que se pode destacar uma unidade autônoma de intervenção; divisível – aquele que pode ser fruído isoladamente por cada usuário e efetivamente prestado ou posto a disposição do contribuinte (art. 145, II, CF). Ou seja, a potencial prestação do serviço poderá constituir o fator gerador, caso seja de utilização compulsória. Como no caso da taxa de coleta de lixo, seguindo o entendimento cunhado pelo Ministro Moreira Alves do egrégio STF, em que este serviço público prestado é essencial a saúde pública, ao Estado, pouco importando sua essencialidade jurídica.

Data vênia ao respeitado entendimento do Supremo, há uma corrente que entende não ser este o melhor entendimento para a questão, postulando que a essencialidade do serviço deverá ser aferida sempre sob o ponto de vista jurídico e não fático por ser generalista.

Já as taxas de polícia só serão cobradas quando a atividade estatal for efetivamente prestada.

As taxas não devem ser confundidas com o preço público. Este não é tributo, tem como natureza a remuneração voluntária pela prestação de um serviço prestado pelo poder público. O Estado atua como se fosse um particular.

2.3.3 Contribuições de Melhoria

As contribuições de melhoria também são tratadas no Código Tributário Nacional como espécie autônoma de tributo, mas na prática, são de difícil aplicação no Brasil. Diferentemente das taxas, que estão vinculadas a uma determinada atuação estatal, as contribuições de melhoria decorrem de uma obra pública que tem como fato gerador a valorização de imóvel particular. Estas sofrem duas limitações, uma geral, que é valor da obra, e uma individual, que é a melhoria específica. Ou seja, não é possível cobrar valor maior do que o custo real da obra e nem de cada indivíduo quantia maior do que a valorização que o beneficiou, tornando complexa a aferição e arrecadação deste tributo na prática.

2.3.4 Empréstimos Compulsórios

Os empréstimos compulsórios são o ingresso de recursos temporários nos cofres do Estado, mera movimentação de recursos financeiros, pois a arrecadação acarreta para o Estado a obrigação de restituir a importância que foi emprestada[18]. A natureza jurídica deste instituto era polêmica[19], mas hoje a questão já foi pacificada. Muitos autores defendiam não tratar-se de tributo, no entanto, o instituto atende a todas as características previstas no art. 3° do CTN, enquadrando-se perfeitamente na definição. O tratamento constitucional atual foi o que solucionou a questão. Ao incluir o empréstimo compulsório na parte relativa ao Sistema Tributário Nacional deixou claro sua natureza, demonstrando que todos os princípios relativos aos tributos também devem ser aplicados em relação aos empréstimos compulsórios.

A Comissão da Reforma de 1965 parecia pretender incluí-lo como imposto, pois relacionava-o com os impostos federais, ou seja, só caberia empréstimo compulsório naquilo que pudesse ser fato gerador de imposto federal. No entanto, este dispositivo do anteprojeto foi modificado e esta limitação não figurou no texto promulgado.

O Código Tributário Nacional não elencou o empréstimo compulsório no rol dos tributos, não posicionou-se acerca da natureza jurídica específica. No entanto, ao inserir a figura na disciplina das limitações da competência tributária, acabou reconhecendo, ao menos genericamente, a natureza tributária do instituto.

Os empréstimos compulsórios não estão relacionados a uma atuação estatal divisível e referível, o que assemelharia a um imposto. No entanto, impostos têm que ter seu fato gerador indicado na Constituição, o que não ocorre com os empréstimos compulsórios. Esses têm apenas seus pressupostos constitucionais de existência previstos na Constituição, não seu fato gerador. Além disso, são restituíveis, enquanto os impostos são receita pública não vinculada, o que é vedado aos empréstimos que pressupõe uma destinação específica que justifica sua arrecadação e vincula sua aplicação.

Aqueles que defendem sua natureza não-tributária alegam também que, sendo empréstimo, trata-se na verdade de um contrato, mesmo que de natureza forçada[20], tese que não pode prosperar pela ausência de sinalágma, de correspectividade volitiva das partes. Outros, alegam que é uma requisição de dinheiro, regulada pelo Direito Administrativo, não podendo ser contrato, pois há ausência de vontade das partes, e nem tampouco tributo pois é restituível.

O Supremo Tribunal Federal, ao apreciar a matéria, manifestou seu entendimento, através do verbete n° 418, de sua súmula vinculante, atualmente sem eficácia: “O empréstimo compulsório não é tributo, e sua arrecadação não está sujeita à exigência constitucional da prévia autorização orçamentária.”. Essa súmula foi criada sob vigência da Constituição anterior, que previa o princípio da anualidade para os tributos. Na oportunidade questionava-se sua incidência sobre os empréstimos compulsórios. Posteriormente, a EC n° 01/69 determinou que se aplicava ao empréstimo compulsório as normas tributárias. Com isso, o STF reviu sua posição sobre o assunto, no Recurso Extraordinário 111.954-3, de 1° de junho de 1988, declarando a ineficácia da súmula 418, por estar de desacordo com o art. 21, §2°, II da Constituição, de acordo com a nova redação dada pela EC n° 01/69.

Com a Constituição de 1988, a questão foi solucionada. Apesar de não dizer expressamente que os empréstimos compulsórios são tributos, foi reconhecida sua natureza tributária, ao incluí-lo na parte relativa ao Sistema Tributário Nacional e condicionando-o ao princípio da anterioridade (na hipótese de inciso II).

As operações relativas ao petróleo e seus derivados sofriam muita incidência de empréstimos compulsórios, particularmente no regime anterior à Constituição de 1988. Por serem objeto de imposto único, nenhum outro imposto poderia incidir sobre estas operações, no entanto, não havia nada que impedisse a criação e incidência de empréstimos compulsórios. A Constituição atual, na redação original, imunizou essas operações de qualquer outro tributo, o que vedava a instituição de empréstimos compulsórios, pois, tendo natureza tributária, também se enquadrava na vedação legal.

A recente EC n° 33/2001 alterou esta vedação, restringindo-a somente aos impostos, o que, a princípio, permite novamente a instituição de empréstimos compulsórios sobre estas operações. No entanto, a limitação agora encontra-se somente no próprio instituto do empréstimo compulsório, que tem seus pressupostos constitucionais de existência previstos em sede constitucional, mas, uma vez atendidos estes, nada impedirá sua incidência sobre essas atividades.

2.3.5 Contribuições Parafiscais

As contribuições parafiscais são atualmente a maior fonte de arrecadação da União. Consistem na captação de recursos para um determinado objetivo, finalidade, destinados especificamente para um determinado ente da administração pública indireta. Elas são classificadas de acordo com a sua destinação e subdividem-se em três grupos: as sociais, as de intervenção no domínio econômico e as de interesse das categorias profissionais. Também tem sua natureza jurídica controvertida, o que gerava polêmica sobre sua incidência ou não nas operações relativas ao petróleo e seus derivados.

O Código Tributário Nacional originalmente não tratava das contribuições parafiscais, apesar delas já existirem na Constituição vigente à época. Com o advento do decreto lei n° 27/66 estas contribuições foram incluídas no CTN.

Na Constituição de 1967, as contribuições parafiscais eram consideradas tributos, tratadas dentro do escopo do Sistema Tributário Nacional. Com a EC n° 08/77, surgiu um entendimento no sentido de que não seriam mais tributo. A Constituição de 1988 novamente incluiu estas contribuições no capítulo referente ao Sistema Tributário Nacional, possibilitando o entendimento de que são tributos.

As contribuições parafiscais diferem das taxas pois seu fato gerador não é atividade do Estado. Por outro lado, também não podem ser impostos, pois tem uma destinação específica, uma afetação da receita a despesa, o que é vedado aos impostos. A própria Constituição de 1988 não indica de forma inequívoca tratar-se de tributo[21]. Ou seja, mantida está sua natureza controvertida.

Aqueles que defendem tratar-se de verdadeiro tributo têm como principal fundamento o fato de que as contribuições parafiscais adequam-se perfeitamente a definição do art. 3° do CTN. Além disto, a localização do instituto na Constituição também levaria a esta conclusão, apesar de não incluí-los no dispositivo que elenca os tributos que podem ser instituídos pela União, pelos Estados, pelo Distrito Federal e pelos Municípios.

O Supremo Tribunal Federal posicionou-se a respeito, no Recurso Extraordinário n° 146733, julgado em 29 de junho de 1922, no sentido de que as contribuições parafiscais são tributos, cuja ementa esclarece: “Não é inconstitucional a instituição de contribuição social sobre o lucro das pessoas jurídicas, cuja natureza é tributária”, sobre o CSLL. Mais esclarecedor é o voto do Min. Moreira Alves:

“Com base no inciso I art. 195 da Carta Magna, segue-se a questão de saber se essa contribuição tem, ou não, natureza tributária em face dos textos constitucionais em vigor. Perante a Constituição de 1988, não tenho dúvida em manifestar-me afirmativamente. De feito, a par das três modalidades de tributos (os impostos, as taxas e as contribuições de melhoria) a que se refere o art. 145 para declarar que são competentes para instituí-los a União, os Estados, o Distrito Federal e os Municípios, os art. 148 e 149 aludem a duas outras modalidades tributárias, para cuja instituição só a União é competente: o empréstimo compulsório e as contribuições sociais, inclusive as de intervenção no domínio econômico e de interesse das categorias profissionais ou econômicas. No tocante às contribuições sociais – que dessas duas modalidades tributárias é a que interessa para este julgamento -, não só as referidas no artigo 149 – que se subordina ao capítulo concernente ao sistema tributário nacional – tem natureza tributária, como resulta, igualmente, da observância que devem aos dispostos nos artigos 146, III, e 150, I e III, mas também as relativas à seguridade social prevista no art. 195, que pertence ao título “Da ordem Social”. Por terem esta natureza tributária é que o art. 149, que determina que as contribuições sociais observem o inciso III do art. 150 (cuja letra “b” consagra o princípio da anterioridade), exclui dessa observância as contribuições para a seguridade social prevista no art. 195 (...)”

Edvaldo Brito[22] defende a natureza não-tributária das contribuições. Segundo ele:

“as contribuições sociais (...) são prestações pecuniárias compulsórias que operam a redistribuição forçada do patrimônio privado, em favor de seu titular, para a constituição de um “fundo de participação compulsória” destinado a suprir as necessidades no campo da previdência social e da infortunística (saúde e assistência social), ou seja, no campo da seguridade social. No plano jurídico, elas se submetem a regime próprio desde a sua formulação constitucional, (...), por isso não se confundem com o tributo”

Apesar das posições em contrário, tem prevalecido o entendimento no sentido de que essas contribuições realmente têm natureza tributária. No entanto, a discussão acerca de sua natureza é relevante para as operações de petróleo no tocante à existência ou não da imunidade, em especial no que se refere à contribuição social do PIS/COFINS.

Atualmente, após a EC n° 33/2001. Não restam dúvidas acerca da possibilidade de incidência das contribuições parafiscais sobre as operações de petróleo e seus derivados. Esta emenda alterou diversos dispositivos constitucionais a fim de permitir a criação de uma nova contribuição de intervenção no domínio econômico, a incidir exatamente nestas operações. Esta nova contribuição foi criada pela lei n° 10.336/01, e será objeto de estudo em outro capitulo deste trabalho.

3. DAS PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS – GOVERNMENT TAKE

3.1 Introdução

O Brasil optou pela forma do contrato de concessão para transferir a exploração dos campos de petróleo a terceiros. Através desse comando, a exploração e os riscos da atividade são transferidos, mas também os frutos tornam-se propriedade do concessionário. Por esses, a remuneração do Estado concedente é garantida através das participações governamentais. Tecnicamente, não são tributos. São receitas fiscais originárias, ou seja, compensações financeiras[23], que decorrem da soberania estatal.

Fig3

Evolução temporal das receitas e dos custos[24]

Dessa forma, além dos tributos exigíveis de todas as empresas, os concessionários das atividades de exploração e produção de petróleo são responsáveis também pelo pagamento de outros quatro tipos de compensações financeiras extraordinárias à União são eles: os royalties, o bônus de assinatura, a participação especial e o pagamento por ocupação ou retenção de área, todos previstos no art. 45 da Lei nº 9.478/97. Dessas quatro modalidades, somente os royalties existiam antes dessa lei, tendo as demais sido introduzidas na legislação brasileira por ela.

Além das participações governamentais, a Lei nº 9.478/97 prevê também outro encargo aos concessionários, que é o pagamento aos proprietários de terra de participação equivalente a um percentual de 0,5% a 1% do valor da produção de petróleo e gás natural. A ANP, através da portaria 143, fixou em 1% o percentual devido.

Contudo, com o advento da Lei n° 12.276, de 30 de junho de 2010, foi instituído um novo modelo denominado Cessão Onerosa, que cede a Petrobras o exercício das atividades de lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da CRFB/88.

A quantidade cedida onerosamente de petróleo à Petrobras, não poderá exceder a 5.000.000.000 (cinco bilhões) de barris equivalentes de petróleo. Com este novo modelo a União cede onerosamente parte do conteúdo da jazida do pré-sal, ou seja não houve apropriação do produto da lavra e sim do próprio conteúdo da jazida, em troca de títulos da dívida pública mobiliária federal, conforme disposto nos §§ 2º e 3º do art, 1º da Lei 12.276/2010. Tudo com a finalidade de capitalizar a Empresa, como dispõe seu art. 9º, em que a União fica autorizada a subscrever ações do capital social da Petrobrás e a integralizá-las com títulos da dívida pública mobiliária federal.

No tocante a propriedade da lavra, o Supremo Tribunal Federal já firmou posição, expressa nos votos do Ministro Carlos Britto e do Ministro Eros Grau:

“ADI 3273 / DF - DISTRITO FEDERAL AÇÃO DIRETA DE INCONSTITUCIONALIDADE 6. A distinção entre atividade e propriedade permite que o domínio do resultado da lavra das jazidas de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluídos possa ser atribuída a terceiros pela União, sem qualquer ofensa à reserva de monopólio [art. 177 da CB/88]. 7. A propriedade dos produtos ou serviços da atividade não pode ser tida como abrangida pelo monopólio do desenvolvimento de determinadas atividades econômicas. 8. A propriedade do produto da lavra das jazidas minerais atribuídas ao concessionário pelo preceito do art. 176 da Constituição do Brasil é inerente ao modo de produção capitalista. A propriedade sobre o produto da exploração é plena, desde que exista concessão de lavra regularmente outorgada. 9. Embora o art. 20, IX, da CB/88 estabeleça que os recursos minerais, inclusive os do subsolo, são bens da União, o art. 176 garante ao concessionário da lavra a propriedade do produto de sua exploração. 10. Tanto as atividades previstas no art. 176 quanto as contratações de empresas estatais ou privadas, nos termos do disposto no § 1º do art. 177 da Constituição, seriam materialmente impossíveis se os concessionários e contratados, respectivamente, não pudessem apropriar-se, direta ou indiretamente, do produto da exploração das jazidas.11. A EC 9/95 permite que a União transfira ao seu contratado os riscos e resultados da atividade e a propriedade do produto da exploração de jazidas de petróleo e de gás natural, observadas as normais legais.12. Os preceitos veiculados pelos § 1º e 2º do art. 177 da Constituição do Brasil são específicos em relação ao art. 176, de modo que as empresas estatais ou privadas a que se refere o § 1º não podem ser chamadas de "concessionárias". Trata-se de titulares de um tipo de propriedade diverso daquele do qual são titulares os concessionários das jazidas e recursos minerais a que respeita o art. 176 da Constituição do Brasil.13. A propriedade de que se cuida, no caso do petróleo e do gás natural, não é plena, mas relativa; sua comercialização é administrada pela União mediante a atuação de uma autarquia, a Agência Nacional do Petróleo - ANP.14. A Petrobras não é prestadora de serviço público. Não pode ser concebida como delegada da União. Explora atividade econômica em sentido estrito, sujeitando-se ao regime jurídico das empresas privadas [§ 1º, II, do art. 173 da CB/88]. Atua em regime de competição com empresas privadas que se disponham a disputar, no âmbito de procedimentos licitatórios [art. 37, XXI, da CB/88], as contratações previstas no § 1º do art. 177 da Constituição do Brasil. 15. O art. 26, § 3º, da Lei n. 9.478/97, dá regulação ao chamado silêncio da Administração. Matéria infraconstitucional, sem ofensa direta à Constituição.” (grifos do autor)

As regulamentações da matéria tributária e das participações governamentais aplicáveis ao modelo da Cessão Onerosa, estão expressas nos arts. 5º e 6º da Lei 12.276/2010, conforme abaixo assinalado:

“Art. 5º Serão devidos royalties sobre o produto da lavra de que trata esta Lei nos termos do art. 47 da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997.

§ 1º A parcela do valor dos royalties que representar 5% (cinco por cento) da produção será distribuída segundo os critérios estipulados pela Lei no 7.990, de 28 de dezembro de 1989.

§ 2º A parcela do valor dos royalties que exceder a 5% (cinco por cento) da produção será distribuída nos termos do inciso II do art. 49 da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997.

Art 6º Aplicam-se às atividades de pesquisa e lavra de que trata esta Lei os regimes aduaneiros especiais e os incentivos fiscais aplicáveis à indústria do petróleo no Brasil.”

A Lei da cessão onerosa é objeto da ADI 4492, de 11.11.2010, proposta junto ao Supremo Tribunal Federal, em que é questionada a inconstitucionalidade do art. 5º e seus parágrafos da Lei em questão, tendo sido proposta pelo Governador do Estado do Rio de Janeiro, e em que o Ministro Gilmar Mendes é relator.

Não obstante a concomitante existência destes dois modelos no marco regulatório brasileiro, encontra-se em tramitação no Congresso Nacional o Projeto de Lei 5.938 de 2009, que propõe a adoção do regime de partilha da produção a ser aplicado nas áreas do pré-sal e estratégicas, ou seja seria um terceiro regime possível de E & P.

Sua regulação tributária e das participações governamentais estão descritas no art. 2º, incisos I e II, do Projeto de Lei, conforme se segue:

“Art. 2º Para os fins desta Lei, ficam estabelecidas as seguintes definições:

I - partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à restituição do custo em óleo, bem como a parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato;

II - custo em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, exigível unicamente em caso de descoberta comercial, correspondente aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações, sujeita a limites, prazos e condições estabelecidos em contrato;

III - excedente em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos a ser repartida entre a União e o contratado, segundo critérios definidos em contrato, resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties e, quando exigível, à participação de que trata o art. 43;”

Neste sentido será abordado o modelo base de concessão com suas respectivas participações governamentais, realizando uma abordagem prospectiva da aplicação de cada instituto do Government Take à Cessão Onerosa e ao regime de Partilha da Produção.

3.2 Bônus de Assinatura

O bônus de assinatura é, na verdade, a quantia que o licitante paga para ter direitos sobre a área e assinar o contrato de concessão. É um pagamento no primeiro dia do fluxo de caixa, e é parte do risco exploratório, pois é pago no início do empreendimento, quando a empresa não sabe ainda se terá ou não sucesso na atividade.

O valor mínimo do bônus vem previsto no edital de licitação do bloco ao qual se refere e corresponde ao pagamento ofertado pela empresa vencedora na licitação. O valor do bônus a ser cobrado deverá refletir o grau de atratividade econômica do bloco licitado. Deve ser pago no ato da assinatura do contrato, em parcela única. Seu pagamento pode ser dispensado pela ANP nas áreas de menor relevância econômica. Porém, quando exigido, seu valor mínimo deve vir estabelecido no edital divulgado pela ANP para outorga do contrato de concessão.

Não houve pagamento de bônus de assinatura para os primeiros blocos concedidos a Petrobrás. Com a flexibilização do monopólio, a Petrobras deixou de ser detentora do monopólio estatal de exploração. Devido a este fato, a Lei do Petróleo (L. 9.478/97) estipulou regras de transição para a Petrobrás, ratificando seus direitos em todos os campos em efetiva produção na data de sua publicação. Foi requerido à Petrobrás que pleiteasse, justificadamente, as áreas que desejava manter sob o seu controle, sob regime de concessão. Essa etapa foi conhecida como bid round zero, e por não ter havido licitação não houve pagamento de bônus de assinatura para tais blocos concedidos.

No regime de partilha o valor do bônus de assinatura continua a ser fixo, estabelecido no edital de licitações dos blocos exploratórios, a ser pago à União pelo contratado no ato da assinatura do contrato de partilha da produção. Tal valor não integra o custo em óleo, isto é, não pode ser abatido dos custos de cada área na fase de produção.

É comum a cobrança do bônus de assinatura no contrato de partilha da produção. Alguns países que adotam este regime, como Angola, Indonésia, Rússia, Nigéria e Líbia, exigem do contratado o pagamento, em dinheiro, do bônus de assinatura, após a finalização das negociações e da assinatura dos contratos. Alternativamente, tal pagamento pode ocorrer na forma de transferência de equipamento ou de tecnologia. Entre os contratos analisados que prevêem tal cobrança, existem muitas variações sobre a forma de pagamento.

Há previsão no regime de partilha da produção do bônus de assinatura ser destinado a capitalização do Fundo Social – FS ou ser utilizado como fonte de recursos da estatal Pré-Sal Petróleo S/A – PPSA (criada pela Lei 12.304, de 02 de agosto de 2010).

Em resumo, o bônus de assinatura é um valor pago em dinheiro no ato da assinatura do Contrato seja de Concessão ou de Partilha. Atualmente, é pago até cinco dias antes da assinatura do contrato. Possui um valor mínimo estipulado no edital de cada rodada de licitação, sendo um dos critérios de julgamento das licitações, tendo, hoje em dia, um peso de 40% (quarenta por cento) sobre o total ofertado.

Quanto à cessão onerosa não há aplicação do Bônus de Assinatura.

3.3 Pagamento pela ocupação ou retenção de área

O pagamento pela ocupação ou retenção de área é o valor a ser pago anualmente pelos concessionários, a partir da data de assinatura do contrato, disposto no edital de licitação e nas cláusulas contratuais. É uma espécie de “aluguel” devido pela área.

As faixas de valores, por quilômetro quadrado e por fase do processo de exploração e produção, adotadas para fins de cálculo dessa participação, são fixadas pela ANP, que levará em conta as características geológicas, a localização da bacia sedimentar em que o bloco objeto da concessão se situar, bem como outros fatores pertinentes.

A participação é devida a partir da assinatura do contrato de concessão, paga anualmente, fixada por quilômetro quadrado ou fração da superfície do bloco, não importando se já tiveram início ou não nas atividades de E & P. O valor, no entanto, vai variar de acordo com a etapa em que se encontra a concessão, de acordo com a tabela abaixo:

ETAPA

R$/Km²

Fase de Exploração

10,00 a 500,00

Prorrogação da Fase de Exploração (200%)

20,00 a 1.000,00

Período de Desenvolvimento da Fase de Produção

20,00 a 1.000,00

Fase de Produção

100,00 a 5.000,00

Tabela 2 – Ocupação de Área

O pagamento pela ocupação ou retenção de área, identifica-se como se fosse um aluguel, mas, é atípico, porque não há contraprestação da União. No dizer de GUTMAN (2007): "é uma compensação financeira, não sendo, portanto, uma receita tributária.". Foi criada pela Lei do Petróleo e possui regulamentação fixada por decreto do Presidente da República. Se houver prorrogação do prazo de exploração, esse percentual será aumentado, conforme estabelecido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocumbustíveis - ANP. O pagamento ao proprietário será feito em moeda corrente e seu percentual legal varia de 0.5% (cinco décimos por cento) e 1% (um por cento) da produção de petróleo ou gás natural, a critério da ANP

Não está prevista esta compensação financeira, seja no regime de Partilha, bem como na Cessão Onerosa.

3.4 Royalties

Os royalties são a mais antiga forma de arrecadação existente no mundo. A palavra royalty é um anglicismo, cuja raiz, royal significa “da realeza” e refere-se à contrapartida ao direito real para o uso de minerais, concedido pelo soberano a uma pessoa ou corporação. Atualmente nos países que não adotaram a monarquia, o Estado assumiu esse papel.

Os royalties são a principal compensação financeira devida ao governo pelas empresas que exploram esse setor, são pagos mensalmente, e significam uma apropriação por parte da sociedade de parcela da renda oriunda da exploração deste recurso natural não renovável e escasso.

No Brasil, o pagamento de royalties foi estabelecido pela lei nº 2.004/53, que em seu art. 27, determinava o pagamento de 4% aos estados e 1% aos municípios sobre o valor da produção terrestre de petróleo e gás natural em seus territórios. Com o início da produção no mar, foi editada a lei 7.453/85 que determinou que sobre essas atividades também seriam devidos royalties. Essa lei manteve o percentual de 5% mas alterou a distribuição da arrecadação, incluindo também o Ministério da Marinha e a criação de um fundo especial. A lei 7.990/89 introduziu nova alteração na distribuição dos royalties, mas manteve a alíquota. Foi somente com a lei 9.478/97 que a alíquota básica foi aumentada para até 10%, podendo, no entanto, ser reduzida até 5%, regra que está vigente até hoje.

Assim, o percentual dos royalties é de 5% a 10% sobre o óleo/gás medido na boca do poço. Dentro destes limites, a alíquota será fixada a critério da ANP, considerando variáveis de risco geológico, de produtividade esperada entre outras. Esses limites constarão do edital de licitação e do contrato de concessão. Para exemplificar, vejamos alguns exemplos:

Bacia

Alíquota dos Royalties

Campos

9,9%

Ceará

10%

Espírito Santo

9,3%

Mucuruí

10%

Paraná

6,8%

Potiguar

9,4%

Recôncavo

9,3%

Santos

8,3%

Sergipe – Alagoas

9,5%

Solimões

10%

Tucano

7,8%

Média Ponderada Brasil

9,8%

Fonte: ANP Referência: junho/2000

Tabela 3 – Alíquota dos Royalties

Cada campo de petróleo e gás natural é tratado como uma unidade de negócio em separado, ou seja, incidirá uma alíquota e preços próprios. O valor dos royalties é obtido pela multiplicação da alíquota pelo valor da produção. O valor da produção é obtido multiplicando-se os volumes de petróleo e gás natural produzidos no campo durante o mês pelos preços de referência relativos àquele mês. Sendo “V” o volume da produção e “PR” o preço de referência produzido no campo no mês, temos[25]:

Fig6

Figura 3 – Valor da Produção

Devem ser pagos royalties também sobre o óleo/gás consumido nas operações do campo assim como no gás queimado em flares (art. 47 §3º, L. 9.478/97). Não são incluídos o gás utilizado para gás lift, gás reinjetado no mesmo poço e o gás queimado em flares de acordo com as boas práticas da indústria e mediante aprovação prévia da ANP.

Desde agosto de 1998, os pagamentos de royalties, que antes eram feitos diretamente aos beneficiários, passaram a ser efetuados à Secretaria do Tesouro Nacional, que os repassa aos beneficiários através do Banco do Brasil.

Em 2008, foram pagos R$ 10,8 bilhões em royalties, dos quais R$ 3,1 bilhões para a União, R$ 3,3 bilhões para os Estados e R$ 4,4 bilhões para os Municípios. Destaca-se que, de um universo de 27 unidades federativas e 5.564 municípios, 17 estados e cerca de 920 municípios fizeram jus ao recebimento de royalties, de acordo com dados da ANP.

Os Estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo e Rio Grande do Norte foram os que mais receberam royalties em 2008, totalizando 82% desses recursos, o equivalente a R$ 2,7 bilhões.

Os municípios de Campos dos Goytacazes, Macaé e Rio das Ostras, no Estado do Rio de Janeiro, foram os que mais se beneficiaram de royalties em 2008, correspondentes a 30,3% do total pago a esse título, o que equivale a R$ 1,33 bilhões.

Os contratos firmados para os blocos já concedidos seguirão as regras estabelecidas, isto é, serão mantidos os valores atuais dos royalties incidentes sobre a exploração e a produção dessas áreas.

Há previsão dos Royalties serem mantidos na regra atual, até que uma Lei específica seja aprovada no Congresso Nacional. Com isso, seria aplicada a atual forma de cobrança e distribuição dos royalties, estabelecida na Lei nº 9.478, de 1997, aos novos contratos sob o regime de partilha da produção.

A nova legislação deverá levar em consideração os diferentes aspectos envolvidos, entre eles a perspectiva futura de receitas oriundas da produção do petróleo e gás natural sob o novo regime de partilha, o pacto federativo e os interesses do conjunto da sociedade brasileira e dos Estados e Municípios.

A alíquota para a incidência dos royalties será calculada com base no volume total de petróleo e gás produzidos, excluídas as parcelas de gás natural destinadas à reinjeção e à queima de segurança em plataformas, valorados no ponto de produção (well head). Esse procedimento é o mesmo vigente para o regime de concessão.

No novo modelo de contrato de partilha da produção, até que lei específica venha regulamentar esta questão, propõe-se que seja aplicada a atual forma de distribuição dos royalties, estabelecida na Lei nº 9.478, de 1997.

Serão somadas às receitas atuais dos estados e municípios, os benefícios decorrentes da entrada em produção de novas áreas já concedidas, inclusive do Pré-Sal, e aquelas a serem contratadas no novo regime de partilha.

Para avaliação do total das receitas a serem percebidas por cada ente da Federação, deverá ser levado em consideração, além dos fatores citados, o declínio natural dos campos atualmente em produção, de modo a que se estabeleçam estimativas em relação aos valores futuros de royalties.

A Constituição, no §1º do art. 20, determina o pagamento de compensação financeira aos estados e municípios afetados por atividades de extração de recursos minerais, dentre eles o petróleo e o gás, que também estão previstas no novo modelo de partilha, na forma de royalties, aos estados e municípios produtores. Essas compensações visam à melhoria da infra-estrutura para que os estados e municípios se desenvolvam além da indústria do petróleo.

A adequada destinação desses recursos pelos governantes possibilitará o estabelecimento das condições necessárias para o desenvolvimento regional futuro, mesmo com a eventual perda das receitas dessas participações.

O uso desses recursos em investimentos nas áreas dos municípios e estados confrontantes e produtores permitirá o desenvolvimento dessas regiões, que muitas vezes também recebem investimentos diretos da indústria do petróleo.

A legislação vigente estabelece regras específicas para a distribuição dos royalties em produção ocorrida na ZEE, dentro da plataforma continental, objeto de controvérsia doutrinária.

Há previsão do pagamento de royalties no regime da Cessão Onerosa, cumprindo os parâmetros definidos na “Lex Petrolea” – Lei 9.478/1997, de acordo com o disposto no art. 5º e §§ da Lei 12.276/2010.

Conclui-se, pelo disposto na Lei do petróleo, que os royalties devem ser cobrados mensalmente - em moeda nacional - correspondendo, em geral, a 10% (dez por cento) da produção de petróleo ou gás natural. Sua cobrança ocorre somente a partir da data de início da produção comercial de cada campo. Os royalties foram estabelecidos por lei, contudo, os critérios de cálculo são definidos por decreto do Presidente da República, considerando o preço de mercado, as especificações do produto e a localização do campo.

Considerando a alíquota cheia dos royalties (10%) e a lavra na plataforma continental, a distribuição – em moeda – dos royalties fica assim:

- 22,5% aos Estados produtores confrontantes;

- 22,5% aos Municípios produtores confrontantes;

- 15% (quinze por cento) ao Ministério da Marinha;

- 7,5% aos Municípios que dão suporte de embarque e desembarque de petróleo e GNV;

- 7,5% para o Fundo Especial, que o distribui entre os Estados, Territórios e Municípios; e

- 25% (vinte e cinco por cento) ao Ministério da Ciência e Tecnologia.

3.5 Participação Especial

A participação especial consiste numa compensação financeira extraordinária, que só ocorrerá nos casos de grande volume de produção ou grande rentabilidade. Esses critérios estão definidos no decreto nº 2.705/98 e variam de acordo como número de anos de produção, localização da área e o volume de produção. Não será devida a participação até que se atinja o volume de isenção e a receita líquida seja positiva. Em geral, será devida nos campos em terra com produção acima de 10mil b/d, nos campos marítimos com profundidade batimétrica até 400m e produção acima de 20mil b/d e os campos marítimos com profundidade batimétrica média acima de 400m e produção acima de 31 mil b/d.

A participação especial será paga trimestralmente, e sujeita à alíquotas progressivas em função do volume trimestral de produção.

A base de cálculo da participação especial, relativa a cada campo de uma área de concessão é a receita líquida da produção de petróleo e gás natural do campo no período-base de incidência. Podem ser deduzidos da receita bruta da produção, para fins de apuração da respectiva receita líquida da produção:

- os gastos incorridos pelo concessionário a título de pagamento de bônus de assinatura do contrato de concessão, sendo 100% no primeiro trimestre ou amortizado ao longo do tempo;

- as despesas pré operacionais, incluídas aqui as despesas de exploração e avaliação do campo (sísmica na área, poços secos na área e poços descobridores);

- os custos de produção como mão de obra e materiais, bens de capital ativados e depreciados, serviços, custos de transferências, arrendamento mercantil e provisão de abandono; e

- as exações incidentes nas atividades de E & P, como royalties, ocupação e retenção de área, participação do superficiário e 1% aplicado em pesquisas e desenvolvimento.

Não são dedutíveis as contribuições e encargos sociais impostos incidentes sobre a venda do óleo e gás. Também não são dedutíveis juros, variações cambiais passivas e despesas administrativas da administração central, exceto se a exploração do campo for a única atividade da empresa. A base de cálculo negativa pode ser transferida e compensada com resultados positivos de trimestres seguintes indefinidamente, com a finalidade de recomposição da OPEX e do CAPEX.

Os preços utilizados na apuração da participação especial são livres dos impostos incidentes sobre a venda (ICMS, PIS/COFINS). O PIS/COFINS não é, portanto, aplicável para efeito de apuração da Participação Especial.

A provisão para os custos de abandono é dedutível no cálculo da participação especial. O concessionário registra no plano de desenvolvimento enviado à ANP o custo estimado para o abandono em dólares americanos. Esse valor, se aceito pela ANP, será divido pelo número de trimestres da expectativa de vida do campo, podendo ser deduzido no cálculo da Participação Especial a cada trimestre, convertido em reais. Caso haja alguma atualização no plano de desenvolvimento no que diz respeito à estimativa do custo de abandono, as deduções trimestrais serão também reajustadas.

Apesar de ter sido introduzida em nossa legislação em 1997, a primeira participação especial só foi paga em fevereiro de 2000, quando se apurou lucro nos campos de Marlim e Albacora, na Bacia de Campos.

Em 2008, foram pagos a título de Participação Especial, no total de R$ 11,7 bilhões, dos quais R$ 5,8 bilhões foram destinados para a União, R$ 4,7 bilhões para os Estados e R$ 1,2 bilhão para os Municípios, de acordo com dados da ANP.

O Estado do Rio de Janeiro recebeu 95% do montante pago a título de PE, equivalentes a R$ 4,4 bilhões. Os municípios de Campos dos Goytacazes, Macaé e Rio das Ostras, no Estado do Rio de Janeiro, foram os que mais receberam PE, equivalente a 76% do total ou R$ 912 milhões.

Os contratos firmados para os blocos já concedidos seguirão as regras estabelecidas, no tocante a PE incidente sobre a exploração e a produção dessas áreas.

Não há previsão legal de incidência da PE nem nos contratos de Cessão Onerosa, tampouco no regime de Partilha da Produção. Tal constatação tem gerado múltiplas manifestações da população carioca, bem como é o objeto da ADI 4492/2010, em trâmite no STF, conforme já abordado.

Sistemas Regulatórios Típicos

Concessão

PSC [26]

Partilha da Produção

PSA [27]

Propriedade do petróleo e do gás natural

Todo petróleo/gás natural produzido é da concessionária

Parte é da empresa e parte e da União

Acesso da empresa ao petróleo e ao gás natural

Boca do Poço

Well head

Parte é da empresa e parte e da União

Participações Governamentais

Government Take 

Bônus de Assinatura, Royalties, Participação Especial, Pagamento por ocupação ou retenção de área

Todo o óleo menos a Parcela da Empresa e mais o Bônus de Assinatura

Parcela da empresa

Receita bruta menos a parcela do Governo

Custo em óleo mais excedente em óleo e gás da empresa

Propriedade das instalações

Empresa

União

Gerenciamento e Controle

Menor controle do governo

Maior controle do governo

Fonte: Ministério das Minas e Energias, Cartilha Pré-sal 2009

Tabela 4 – Concessão vs Partilha da Produção

3.6 Fundo Social

O Fundo Social – FS foi proposto com a finalidade de alcançar os seguintes objetivos: constituir poupança pública de longo prazo, com base nos rendimentos auferidos pela União nas atividades do setor de petróleo; oferecer fonte regular de recursos para o desenvolvimento social, na forma de projetos e programas nas áreas de combate à pobreza, educação, desenvolvimento ambiental, cultura e ciência e tecnologia; e, reduzir os impactos macroeconômicos decorrentes das variações da renda gerada pelas atividades de exploração e produção de petróleo.

Lei específica tratará do FS, definindo a origem e a destinação de seus recursos. Os recursos destinados ao novo fundo social serão provenientes do resultado econômico da exploração e produção de petróleo na área do Pré-Sal ou de áreas definidas como estratégicas. Somam-se a esses valores parte dos recursos arrecadados a título de bônus de assinatura e de royalties dos contratos de partilha, bem como os resultados de aplicações financeiras sobre suas disponibilidades.

As deliberações dos resgates serão realizadas pelo Conselho Deliberativo do Fundo Social – CDFS, composto por membros da Administração Pública Federal e da sociedade civil. Os recursos serão utilizados para a realização de projetos e programas nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento da educação, da cultura, da ciência e tecnologia e da sustentabilidade ambiental, devendo observar o Plano Plurianual, a Lei de Diretrizes Orçamentárias – LDO e as respectivas dotações orçamentárias consignadas na Lei Orçamentária Anual – LOA.

A aplicação financeira do FS será realizada por meio da criação de um fundo de investimento específico, tendo a União como cotista única, e administrada por instituição financeira federal.

O FS servirá para aquisição direta de ativos, no Brasil ou no Exterior, tais como a compra de títulos estrangeiros e a aquisições de ações, devendo observar critérios de rentabilidade esperada e diversificação de risco, podendo ser destinados a projetos de infra-estrutura (ex: transporte e geração de energia).

Os investimentos serão realizados no Brasil e no exterior, de modo a evitar que uma entrada maciça de dólares no País, decorrente da exportação de petróleo ou de seus derivados, valorizem significativamente a moeda nacional em relação às demais moedas.

A inobservância dessa providência poderia provocar problemas sérios como os ocorridos na Holanda, quando a exportação de seus excedentes de gás natural levou à supervalorização da moeda local, tirando a competitividade da indústria daquele País. Para os holandeses importar era sempre mais barato. Esse fenômeno ficou mundialmente conhecido como “doença holandesa”, pois prejudicou sobre maneira a atividade industrial.

3.7 Capitalização da Petrobras

A proposta de capitalização da Petrobras foi justificada pelo interesse da União, enquanto sócia controladora da Companhia, de dotá-la dos recursos necessários para realizar os investimentos que viabilizarão as operações de E & P nas áreas do Pré-Sal.

Adicionalmente, tal iniciativa corresponde ao primeiro passo no sentido de promover uma efetiva exploração do Pré-Sal, possibilitando, desta maneira, a participação da sociedade nas receitas decorrentes das riquezas representadas por este importante recurso natural, que é o Pré-Sal.

A capitalização da Petrobras foi feita por meio de uma Cessão onerosa à Companhia, dispensada a licitação, sendo que o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás natural estão restritas a determinadas áreas do Pré-Sal e limitadas a 5 bilhões de barris de óleo equivalente, sendo esses intransferíveis.

O pagamento devido pela Petrobras por essa cessão poderá ocorrer por meio de títulos da dívida pública mobiliária federal, precificados a valor de mercado, sob condições constantes do ato do Ministro da Fazenda. A União poderá ainda subscrever ações do capital social da Petrobras e integralizá-las com títulos dessa dívida pública.

Atualmente a participação acionária da União na Petrobras é de 32,2% do capital social da Companhia, que somados aos 7,6% em posse do BNDES, totalizam aproximadamente 39,8% desse capital.

Relativamente ao capital votante (ações ordinárias), a União possui 55,7%, o que lhe permite ser a sócia controladora da Companhia. O BNDES, por sua vez, possui 1,9% desse tipo de capital.

O exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo e de gás natural será quantificado a partir de laudos técnicos preliminares a serem contratados pela ANP, os quais refletirão determinado volume de petróleo e de gás natural, bem como determinado preço do petróleo.

O caráter preliminar desses laudos requer a inserção de cláusula no contrato determinando que, tão logo existam dados finais acerca da avaliação do exercício dessas atividades, seja realizada uma revisão das condições inicialmente pactuadas, como forma de garantir à União que esta receberá efetivamente o valor econômico representativo desta cessão onerosa.

A Petrobras assumirá todos os riscos relativos às atividades exploratórias, que não poderão ser por ela cedidas ou alienadas. Além disso, a ela caberá a comercialização dos produtos de sua propriedade, sobre os quais incidirão royalties a serem distribuídos entre os diversos entes federativos.

A proposta elaborada pelo governo não exclui a possibilidade de que as áreas do Pré-Sal, passíveis de individualização da produção, possam também ser cedidas à Petrobras para sua capitalização. A essas áreas serão associados volumes de petróleo e gás natural, devidamente valorados.

CONCLUSÃO

As atividades relativas à exploração e produção de petróleo constituem uma atividade altamente lucrativa e arriscada. São objeto de um tratamento legal específico e que sofreu profunda alteração na década de 90, com a flexibilização do monopólio e a edição da lei 9.478, de 06 de agosto de 1997.

O modelo tributário adotado permite que sejam suscitadas inúmeras controvérsias, pois muitas vezes a letra da lei não é clara. As principais controvérsias estão relacionadas com o fato de determinado imposto ou contribuição estar ou não abrangido pela imunidade conferida no art. 155, §3º. As decisões dos tribunais, vem mostrando-se conflitantes, o que pode gerar situações desiguais em hipóteses iguais, sendo altamente prejudicial a segurança jurídica e a unidade do ordenamento.

No entanto, a doutrina e jurisprudência vem trabalhando no sentido de solucionar as controvérsias com a edição de novas leis. Uma relevante alteração para o setor foi trazida pela emenda constitucional nº 33, cujos reflexos já podem ser verificados nesses quase dez anos de vigência.

Além dos impostos, as empresas estão sujeitas também a outros tipos de exações, que são as participações governamentais. O government take representa uma parcela substancial da receita bruta dessas atividades. E não poderia ser diferente, pois trata-se da exploração de reservas naturais não renováveis. Apesar disso, as atividades de E & P do petróleo ainda são muito lucrativas, tendendo a compensar todos os riscos e custos envolvidos na operação.

As operações do Pré-sal demandarão bilhões de dólares em investimentos, que a Petrobras sozinha não terá condições de desembolsar. Neste cenário, fica evidente a dependência de recursos externos para realizar a efetiva exploração das riquezas do Pré-sal. As IOC e os JOA são da essência do negócio, que envolve grandes investimentos e lucros.

Em fins de 1958, o Professor Ludwig von Mises pronunciou uma série de conferências na Argentina, que foram reunidas em uma publicação[28], da qual é destacado um breve trecho, com o qual encerra-se este trabalho. Que seja um estímulo à reflexão sobre a importância premente do Brasil adotar políticas realmente justas e morais:

“No centro da Europa, existe um pequeno país, a Suíça, muito pouco aquinhoado pela natureza. Não tem minas de carvão, não tem minérios, não tem recursos naturais. Mas, ao longo de séculos, seu povo praticou uma política capitalista e erigiu o mais elevado padrão de vida da Europa continental. Esse país situa-se, agora, entre os mais destacados centros da civilização do mundo. Não vejo por que um país como a Argentina – muito maior que a Suíça, tanto em população quanto em extensão territorial – não poderia alcançar o mesmo padrão de vida a cabo de alguns anos de boas políticas. Mas – como já o frisei – é imprescindível que as políticas sejam boas.”

Parece que nossos hermanos não aprenderam a lição de Mises. E o Brasil que caminho está trilhando: o do protecionismo, ou o da meritocracia?

ABSTRACT

This paper analyzes immunities and government take on the Brazilian oil industry. This study is relevant because of the vast diversity and complexity of the Brazilian legal system, as well as the imposition of other taxes on the petroleum sector, which are called government participations, which specialize in: Signature Bonus, Royalties; Special participation; and Payment for occupancy or retention of area. These are types of financial compensation payable by the transferee, and are provided for in art. 45 of the Petroleum Law (Law 9,478, dated August 6, 1997). Other requirements, also arising from the concession contract, such as the application of 1% of gross revenue from research and development and participation to the landowner, will also be studied, even though they are not considered governmental participation. The methodology adopted in the elaboration of this article was doctrinal and jurisprudential research on the subject, as well as the reading of monographs and articles that deal with the subject, which helped in the greater dynamicity and discussion of the same, aiming to give public utility to the study of this matter.

Keywords: Tax Immunities. Government Take. Oil and Gas. Oil Industry.

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[1] Bacharel em Direito – Universidade do Estado do Rio de Janeiro/UERJ, Especialista em Direito Tributário – Instituto Brasileiro de Estudos Tributários/IBET, Mestrando em Direito Tributário – Pontifícia Universidade Católica/PUC SP. E-mail: Este endereço de e-mail está protegido contra spambots. Você deve habilitar o JavaScript para visualizá-lo.

[2] Art. 45. O contrato de concessão disporá sobre as seguintes participações governamentais, previstas no edital de licitação: I - bônus de assinatura; II - royalties; III - participação especial; e IV - pagamento pela ocupação ou retenção de área.

[3] As participações governamentais criadas pela Lei do Petróleo correspondem, assim na tradicional classificação germânica, a receitas públicas originárias, não se podendo tê-las como receitas derivadas, tributárias. (DOMINGUES, José Marcos__ de Oliveira, 2005, in Estudos e pareceres – direito do petróleo e gás / Marilda Rosado de Sá Ribeiro (org.), Rio de Janeiro: Renovar, 2005, p. 502 e 503).

[4] GUTMAN, José, Tributação e outras obrigações na indústria do petróleo, Rio de Janeiro: Freitas Bastos: Maria Augusta Delgado, 2007, p. 375.

[5] “Pré-sal reforça situação boa” Almanaque Abril 2009. São Paulo, SP: Editora Abril, Ed. 35, 2009, p. 111.

[6] BACOCCOLI, Giuseppe, “A Deriva dos Continentes e o Petróleo no Pré-Sal” Almanaque Abril 2009. São Paulo, SP: Editora Abril, Ed. 35, 2009, p. 85.

[7]QUINTAS, Humberto. – QUINTANS, Luiz Cezar P., A história do petróleo: no Brasil e no mundo, Rio de Janeiro: Freitas Bastos: Maria Augusta Delgado, 2009, p. 24..

[8]QUINTAS, Humberto. – QUINTANS, Luiz Cezar P., A história do petróleo: no Brasil e no mundo, Rio de Janeiro: Freitas Bastos: Maria Augusta Delgado, 2009, p. 36..

[9] Upstream – Exploração e Produção (E & P); Midstream – Transferência, Transporte e Armazenagem; e Downstream - Distribuição.

[10]DECLOEDT, Cynthia – CHAVES, Danielle,. “Brasil terá maior alta na produção de petróleo em 2011 entra os não-membros da OCDE”: On line: disponível na internet via http://www. economia.estadao.com.br/noticias. Arquivo consultado em 26 de novembro de 2011.

[11] MORAES, Bernardo Ribeiro. A imunidade tributária e seus aspectos. Revista Dialética de Direito Tributário. São Paulo, Ed. Dialética, n° 34, p. 19-40, jul. 1998.

[12] COELHO, Sacha Calmon Navarro. Curso de Direito Tributário Brasileiro. 6ª ed. Rio de Janeiro: Ed. Forense, 2001, p.163.

[13] Entre os que defendem essa corrente estão Hugo de Brito Machado, Cláudio Araújo Pinho e Ives Gandra da Silva Martins.

[14] Alguns dos defensores desta corrente são Min. Carlos Velloso, Min. Marco Aurélio e Aldemário Araújo de Castro.

[15] AMARO, Luciano. Direito Tributário Brasileiro. 7ª ed. São Paulo: Saraiva, 2001, p. 19-25. 

[16] Entre os defensores desta corrente estão Pontes de Miranda e Geraldo Ataliba.

[17] Entre os defensores desta corrente está Luciano Amaro.

[18] AMARO, Luciano, op. Cit p. 50, nota 8

[19] FALCÃO, Amilcar, em tese defendida na antiga UEG – Universidade do Estado da Guanabara, em 1964, entende serem restituíveis na integralidade os Empréstimos Compulsórios, aplicando a doutrina monetarista nominativa, que impõe a indexação da correção monetária para a recomposição real do capital.

[20] Neste sentido, Santiago Dantas.

[21] GRECO, Marco Aurélio apud AMARO, Luciano, op. Cit. P. 62, nota 8

[22] Conforme exposto no artigo Contribuições sociais – aspectos constitucionais; Lei complementar n. 84/96 e Decreto n. 1.826/96 (material de apoio do 5° Simpósio Nacional IOB de Direito Tributário, realizado em São Paulo, nos dias 21 e 22 de novembro de 1996. P. 181).

[23] As participações governamentais criadas pela Lei do Petróleo correspondem, assim na tradicional classificação germânica, a receitas públicas originárias, não se podendo tê-las como receitas derivadas, tributárias. (DOMINGUES, José Marcos__ de Oliveira, 2005, in Estudos e pareceres – direito do petróleo e gás / Marilda Rosado de Sá Ribeiro (org.), Rio de Janeiro: Renovar, 2005, p. 502 e 503).

[24] BARBOSA, Décio Hamilton. Tributação do Petróleo no Brasil. Rio de Janeiro: IBP – Livre Expressão, 2011, p. 17.

[25] BARBOSA, Décio Hamilton. Guia dos Royalties do petróleo e do gás natural. Rio de Janeiro: ANP, 2001, p. 16.

[26] Profit Sharing Contract, PSC, in, FERNÁNDEZ Y FERNÁNDEZ, Eloi__(editors). Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás: Rio de Janeiro: Lexxikon: PUC Rio, 2009, p. 117.

[27] Production Sharing Agreement, PSA, in, FERNÁNDEZ Y FERNÁNDEZ, Eloi__(editors). Dicionário do petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás: Rio de Janeiro: Lexxikon: PUC Rio, 2009, p. 117.

[28] MISES, Ludwig von. As seis lições/Ludwig von Mises: tradução de Maria Luiza Borges, 7ª edição. São Paulo: Instituto Ludwig von Mises Brasil, 2009, p. 90.


 

Como referenciar este conteúdo

GARCIA, Cristiano Lemes. Imunidades e government take na indústria do petróleo. Portal Jurídico Investidura, Florianópolis/SC, 09 Jul. 2018. Disponível em: www.investidura.com.br/biblioteca-juridica/artigos/direito-tributario/336769-imunidades-e-government-take-na-industria-do-petroleo. Acesso em: 22 Set. 2018

 

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