A cobrança dos royalties

A compensação financeira (royalty) em sua essência continua sendo uma participação governamental. Todavia, passa a ser nominado pela Lei n° 9.478 como royalty, devendo ser pago mensalmente pelas concessionárias de exploração e produção de petróleo ou gás natural, a partir da data de início da produção comercial de cada campo22_{. A ANP é a instituição responsável pelo cálculo dos preços de}

referência que estão lastreados em valores de mercado.

O Decreto n° 2.705, de 1998, define os critérios para cálculo e cobrança das participações governamentais dispostos na Lei do petróleo. Ele determina os critérios para a obtenção dos Preços de Referência – relacionados aos preços do petróleo e do gás natural utilizado para cálculo dos royalties – a serem aplicados a cada mês ao petróleo produzido.

Os royalties petrolíferos são pagos ao Estado produtor, ao Município produtor, aos Municípios afetados pelas instalações de embarque e desembarque de petróleo ou gás natural, ao Ministério da Ciência e Tecnologia, ao Comando da Marinha e ao Fundo Especial em montante correspondente a 10% da produção de petróleo ou gás natural.

No entanto, como já mencionado, em função dos riscos geológicos, entre outros fatores pertinentes que afetam a produção de hidrocarbonetos a ANP poderá reduzir o valor dos royalties para um montante correspondente a, no mínimo, 5% da produção.

O soma dos royalties devidos a cada mês, pela exploração de petróleo ou gás natural, deve ser apurado em cada campo produtor, mediante a aplicação da alíquota sobre o valor da produção que varia entre 5% até 10%. Obtêm-se o valor da produção de petróleo ou gás natural produzidos no campo durante o mês multiplicando-se os volumes pelos preços de referência relativos àquele mês. As expressões a seguir sintetizam o cálculo do royalty:

Royalty = Alíquota x Valor da produção (5)

22 _{Ao iniciar a produção em um campo específico, o volume e a qualidade do petróleo e do gás}

natural produzidos são periodicamente estabelecidos e medidos, sob a responsabilidade da empresa concessionária, que se vale de técnicas e equipamentos de medição determinados no plano de desenvolvimento, obedecendo às regras específicas estabelecidas pela ANP (SEBRAE, 2005).

Valor da produção = Vpe x PRpe + Vgás x PRgás natural (6)

Em que:

• Royalty é o valor dos royalties decorrentes da produção do campo no mês, em R$;

• Alíquota é o percentual que pode variar de um mínimo de 5% a um máximo de 10%;

• Vpe o volume da produção de petróleo do campo no mês, em m³; • Vgás é o volume da produção de gás natural do campo no mês, em m³;

• PRpe é o preço de referência do petróleo produzido no campo no mês, em R$/ m³;

• PRgás natural é o preço de referência do gás natural produzido no campo no mês, em R$/ m³.

Deste modo, o valor dos royalties é calculado a partir de critérios que estão relacionados as especificidades do petróleo ou gás natural extraído em cada campo e dos preços desses produtos no mercado internacional, isto é, preços de referência. Esse preço de referência aplicado a cada mês é medido em reais (R$) por metro cúbico (M³), devendo ser igual à média ponderada dos seus preços de venda praticados pela empresa concessionária, em condições normais de mercado, ou ao seu preço mínimo estabelecido pela ANP, aplicando-se o que for maior (Brasil, 2006).

O preço de venda corresponde ao petróleo embarcado na saída da área de concessão Free on board (FOB). Por ser cotado no modo FOB, é excluído do preço os custos de transporte do petróleo incorrido fora da área de concessão. Não obstante, no preço de venda não se deve excluir os custos de transporte em oleodutos de propriedade do produtor23 (Brasil, 2006).

Em relação ao preço mínimo do petróleo24, este é fixado pela ANP com base no valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos de

23 _{A Lei n° 9.478 informa que a queima de gás em flares e a perda de produto ocorrida sob a}

responsabilidade da empresa concessionária serão computados no volume total da produção a ser computada para cálculo dos royalties devidos.

24 _{É importante salientar que não existe preço mínimo para o gás natural. Segundo o Decreto n°}

petróleo similares cotados no mercado internacional. Se por ventura a empresa concessionária não apresentar quatro tipos de petróleo cotados no mercado internacional com características físico-químicas similares e competitividade equivalente às daquele a serem produzidos por ela, a ANP define o preço mínimo segundo os critérios fixados em 2000, na Portaria nº 206 da ANP (Brasil, 2006).

Seguindo a determinação da Portaria n° 206, o preço mínimo do petróleo nacional produzido em cada campo, a cada mês, é representado pela seguinte expressão (Brasil, 2006):

Pmin = Taxa Câmbio x 6,2898 x (PBrent + D) (7)

Em que:

• Pmin é o preço mínimo do petróleo nacional em R$ por M³;

• Taxa Câmbio é a média mensal das taxas de câmbio diárias para compra do dólar estadunidense, catalogas no site do Banco Central do Brasil, para o mês;

• PBrent é o valor médio mensal dos preços diários do petróleo Brent, cotados na Platt’s Crude Oil Marketwire, em dólares estadunidense por barril, para o mês;

• D é o diferencial entre o preço do petróleo nacional e o do petróleo Brent, em dólar estadunidense por barril.

Sendo assim, o diferencial entre o preço do petróleo nacional, produzido em cada campo, e o do petróleo Brent será determinado pela seguinte fórmula (Brasil, 2006):

D = VBPnac – VBPBrent (8) Em que:

• VBPnac é o valor bruto dos produtos derivados do petróleo nacional, em dólares americanos por barril;

ponderada dos preços de venda do gás natural, em R$ por 1.000 m³. No cômputo desse preço não entram os tributos incidentes sobre a venda. Em relação ao preço de referência do gás natural, esse foi regulamentado em 2000 pela Portaria N° 45 da ANP, para fins de cálculo das participações governamentais.

• VBPBrent é o valor bruto dos produtos derivados do petróleo Brent, em dólares americanos por barril;

O valor bruto dos produtos do petróleo nacional, produzido em cada campo, e o valor bruto dos produtos do petróleo Brent serão determinados, respectivamente, pelas seguintes fórmulas (Brasil, 2006):

VBPnac = Fl x Pl + Fm x Pm + Fp x Pp (9) VBPBrent = FlB x Pl + FmB x Pm + FpB x Pp (10) Em que:

• Fl, Fm e Fp são as respectivas frações de derivados leves, de derivados médios e de resíduos pesados obtidas do petróleo nacional de cada campo;

• FlB, FmB e FpB são as respectivas frações de derivados leves, de derivados médio e de resíduos pesados obtidas do petróleo Brent; • Pl, Pm e Pp são os preços associados respectivamente às frações de

derivados leves, de derivados médios e de resíduos pesados obtidas do petróleo nacional de cada campo ou do petróleo Brent, em dólares estadunidenses por barril;

O Gráfico 5 exibe os valores agregados arrecadados em royalties pelo aparelho estatal no período de 1999 a 2011. Foram pagos pelas concessionárias em forma de royalties o equivalente a R$ 110 bilhões em valores atualizados para o ano de 2011. Nesse período a arrecadação saltou de cerca de R$ 2 bilhões em 1999, para mais de R$ 12 bilhões em 2011, sendo o pico máximo registrado em 2008.

Gráfico 5 – Evolução da

Fonte: ANP, 2012. Observaçã