Acórdão 816/2018
Voto:Trata-se do primeiro estágio do processo de acompanhamento da Quarta Rodada de Licitações no Regime de Partilha de Produção, com vistas à outorga de bloco para exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas do pré-sal, realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), nos termos da Instrução Normativa - IN TCU 27/1998.2.Comumente, a análise de primeiro estágio das rodadas de Licitação é iniciada após o envio dos documentos pela ANP, necessários para a avaliação técnica e econômica das áreas ofertadas. No entanto, a avaliação das áreas da Quarta Rodada de Partilha se deu no âmbito de inspeção da SeinfraPetróleo, por meio de fiscalização (registro Fiscalis 28/2018), que se fez necessária para antecipação da análise que deveria ser realizada, pois as áreas ofertadas mantinham interdependência com áreas ofertadas na 15ª Rodada de Concessão, realizada previamente ao Leilão em análise.[...]14.A definição do bônus de assinatura e da alíquota do excedente em óleo levou em conta a metodologia do fluxo de caixa descontado, cujas estimativas consideraram a implementação de um projeto típico esperado para a área do pré-sal (número de plataformas, número de poços, prazos de implantação e ritmo de desenvolvimento da produção).15.De forma simplificada, as entradas do fluxo de caixa são estimadas por meio da curva de produção (que refletem o desempenho esperado dos poços e da capacidade técnica das unidades de produção) ao longo do contrato, bem como pelos preços fixados para o barril de petróleo e para o metro cúbico de gás natural. As saídas dos fluxos de caixa, por sua vez, representam os valores arbitrados de investimentos e custos operacionais, os quais foram estimados nos seguintes valores pelo poder concedente:a) Investimentos: US$ 71 milhões por poço (produtor ou injetor) além do custo de abandono do poço que foi estimado em US$ 14,3 milhões por poço, já com os tributos indiretos embutidos;b) Custos: Para cada projeto, cada unidade de produção implica no modelo um custo operacional anual e de manutenção que somados atingem o valor de US$ 446,5 milhões/ano. Custos fixos atrelados aos custos dos poços, perfazendo um total de US$ 11,9 milhões/ano. Além disso, os custos variáveis atrelados à produção foram estimados na faixa de US$ 1,15/bbl;c) Taxa de desconto: 10% a.a.;d) Preço do Petróleo: US$ 50,00/bbl;e) Preço do Gás Natural: US$ 4,5/Milhão de Btu.16.Ainda é considerada na modelagem a carga fiscal total, representada pela parcela da União do excedente em óleo, pelas participações governamentais (royalties e bônus de assinatura), pelos tributos indiretos (30% sobre o valor dos ativos não considerados no Regime aduaneiro especial de exportação e importação de bens destinados às atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de petróleo e de gás natural - Repetro) e tributos diretos (imposto de renda e CSLL).17.Assim, a ANP realizou simulações de modo a oferecer combinações do bônus de assinatura e do excedente em óleo para União que permitissem atingir diferentes patamares de cargas fiscais, compatíveis com aquelas de países com os quais o Brasil disputa investimento para atividades de exploração e produção (E&amp;P). Foram simuladas cargas fiscais de 60%, 65%, 70% e 75%, decidindo o CNPE, ao final, pelos seguintes valores, constantes do edital do leilão:	Campo	Bônus de Assinatura	Alíquota mínima do excedente em óleo	Carga Fiscal	Uirapuru	R$ 2,65 bilhões	22,18%	75%	Dois Irmãos	R$ 400 milhões	16,43%	70%	Três Marias	R$ 100 milhões	8,32%	65%	Itaimbezinho	R$ 50 milhões	7,07%	65%18.Ressalto, por deveras relevante, apontamento da unidade técnica no que diz respeito ao Repetro. Assim como fez na segunda e terceira rodadas de Partilha, o Poder Concedente não levou em conta nos estudos de viabilidade da quarta rodada o novo regime fiscal instituído pela Lei 13.586/2017, publicada no DOU de 29/12/2017, resultado da conversão da MP 795/2017, de 18/8/2017. O tema é controverso, vez que a consideração desses benefícios para o cálculo de valores de outorga ou de tarifas pode ser considerado uma apropriação indevida de incentivos pelo governo, conforme apontado pela Súmula 544 do STF: "Isenções tributárias concedidas, sob condição onerosa, não podem ser livremente suprimidas".19.Por outro lado, esta Corte tem se posicionado como devida a inclusão da realidade fiscal no momento da modelagem de desestatizações, a exemplo do recente Acórdão 123/2018-Plenário (arrendamento de terminais portuários destinados à movimentação de carga geral, prioritariamente papel e celulose, localizados nos portos de Itaqui/MA e Paranaguá/PR).20.No caso dos leilões de partilha, o Governo define uma carga fiscal alvo, simulando diversas combinações de bônus de assinatura e de alíquota do excedente em óleo para atingir a referida carga fiscal desejada, de modo que não é aparente a influência da mudança do regime fiscal nas nessas variáveis de saída da modelagem econômico-financeira. De qualquer forma, penso que seja necessário que o Poder Concedente justifique a utilização ou não do regime fiscal vigente nos estudos de viabilidade nos próximos leilões de partilha.21.No que tange à progressividade da alíquota de partilha do excedente em óleo, pode-se considerá-la uma característica positiva, pois aumenta a participação governamental à medida que o contrato também se mostra mais lucrativo e, também, o torna mais atraente ao investidor tendo em vista que reduz sua obrigação, quando os custos passam a ter um peso maior em relação às receitas do contrato. Todavia, a unidade instrutiva apontou riscos de que haja perdas para a União em cenários onde sejam alterados a configuração de produção dos poços nos campos petrolíferos, ainda que haja supervisão da atividade dos concessionários pela Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA).22.Da forma como estão dispostas as escalas de preço do barril de petróleo e de produção para a tabela móvel de alíquotas de partilha, algumas situações podem propiciar lacunas que prejudiquem essa captura das melhores condições da execução contratual por parte da União. Um exercício hipotético apresentado pela SeinfraPetróleo mostrou que, a partir de um mesmo volume de produção, alterações na configuração da forma de se produzir o óleo do reservatório (aumento do número de poços) podem impactar os valores percentuais da participação da União nos lucros do contrato. Ou seja, caso o aumento de custos da configuração com mais poços seja inferior aos ganhos do operador inferior proporcionados pela redução de alíquota, a prática torna-se vantajosa para o operador, em detrimento da participação da União. Dessa forma, pode haver incentivo para que operador estruture sistemas que privilegiem o montante de produção em detrimento da eficiência da produtividade dos poços, com riscos de perdas para a União.23.Portanto, considero pertinente a recomendação proposta pela unidade técnica no sentido de que a ANP reavalie continuamente a metodologia utilizada para o cálculo do valor de alíquota mínima de partilha de produção utilizada nos leilões de partilha, visando o seu aperfeiçoamento, em especial quanto ao melhor aproveitamento da progressividade pretendida pela sistemática até então adotada.24.Ao adotar as sugestões apresentadas pela ANP em sua Nota Técnica DG 1/2017, a SeinfraPetróleo apontou que o CNPE não motivou suficientemente o motivo das escolhas de valores de bônus e alíquotas constantes das Resoluções que aprovam os parâmetros técnicos e econômicos das rodadas, razão pela qual faz-se necessário determinar ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) que, para as próximas rodadas de licitação do regime de partilha de produção, demonstre as análises de impactos e fundamente as motivações da escolha da carga fiscal, dos valores de bônus de assinatura e das alíquotas mínimas de partilha para os blocos destinados à exploração e produção de petróleo e gás natural a serem licitados.III - Outras considerações25.Saliento que, nesta rodada de Partilha, a Resolução CNPE 21/2017 definiu a destinação de parcela do bônus de assinatura no valor de até R$ 50 milhões à Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) Acórdão:9.1. considerar, com fundamento no art. 258, inciso II, do Regimento Interno do TCU, que sob o ponto de vista formal, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) atendeu aos requisitos previstos no art. 7º, inciso I, e 8º, inciso I, referentes ao 1° Estágio da Instrução Normativa TCU 27/1998 para a concessão de exploração de petróleo e gás natural no âmbito da 4ª Rodada de Partilha da Produção;9.2. com fundamento no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, determinar ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) que, para as próximas rodadas de licitação do regime de partilha de produção, demonstre as análises de impactos e fundamente as motivações da escolha da carga fiscal, dos valores de bônus de assinatura e das alíquotas mínimas de partilha para os blocos destinados à exploração e produção de petróleo e gás natural a serem licitados;