1. Introdução:
Em 2019, o Ministério de Minas e Energia, em conjunto com o Ministério da Economia, Agência Nacional de Petróleo ("ANP"), a Empresa de Pesquisa Energética ("EPE") e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica ("CADE"), lançaram o projeto do Novo Mercado de Gás, que tem por objetivo promover a concorrência, atrair investimentos internos e externos, assim como assegurar o abastecimento e reduzir os preços para o consumidor do gás natural. Trata-se da evolução do projeto "Gás para Crescer", lançado em 2016.
Nesse sentido, um dos grandes desafios a ser enfrentado pelo mencionado projeto é reverter a posição ocupada pelo Brasil, um dos países em que o preço do gás está entre os mais caros do mundo e o mais caro da América Latina, segundo a EPE. A título exemplificativo, enquanto no Brasil o gás é comercializado por aproximadamente U$ 14 por milhão de BTU, na Europa - continente, onde muitos países sequer produzem a commodity -, o preço é de US$ 7 a US$ 8 por milhão de BTU, esse mesmo valor chega a U$ 4 em países como os EUA.
Tendo em vista a essencialidade do setor energético na produção industrial, o alto custo do gás natural termina por inibir o crescimento do nosso mercado doméstico.
Um dos principais compromissos do Poder Público com o mencionado projeto diz respeito à quebra dos monopólios do transporte e da distribuição do gás natural. Neste caso, a Petrobras, em virtude de termos de compromisso firmados, está alienando suas participações no mercado de transporte, bem como em 19 das 27 distribuidoras estaduais de gás natural, que no passado faziam jus à concessão exclusiva na distribuição ao consumidor final.
Além disso, projeta-se a criação de agências reguladoras e entes independentes para viabilizar a livre comercialização do gás natural em similaridade com o mercado livre de energia, a privatização das distribuidoras e a regulamentação de consumidores livres, autoprodutores e autoimportadores.
No âmbito tributário, por exemplo, foi estabelecido um acordo entre os estados para fins da alteração da regra de tributação do ICMS do gás de fluxo físico para o contratual mediante Ajustes SINIEF, analisados no corpo do presente artigo.
Dessa forma, visando esclarecer determinados aspectos tributários a serem considerados vis-à-vis à abertura do mercado de gás natural no país, que trará uma complexidade e multiplicidade de prestadores de serviços e agentes realizando operações tributáveis entre si, as quais no passado eram executadas, quase na sua totalidade, somente pela Petrobrás, abordaremos os aspectos da legislação brasileira relacionada à tributação do gás natural no país com foco nas principais fases de sua cadeia de produção e comercialização.
2. Regimes aplicáveis à indústria:
O regime fiscal brasileiro aplicável à indústria upstream de óleo e gás envolve a incidência de tributos federais, estaduais, municipais e a cobrança de participações governamentais e de terceiros. Desde 2011, a legislação referente ao assunto estabelece diferentes regimes de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural, nomeadamente: o regime de concessão e de partilha de produção, os quais podem ser explicados da seguinte forma:
A. Regime de Concessão
No regime de concessão, usualmente vence a licitação aquele participante que oferece o maior bônus de assinatura ao Governo para o bloco. Mais recentemente, o nível de compras brasileiras propostas (conteúdo local) também passou a ser considerado como um componente relevante da oferta pública.
Implantado em 1997 pela Lei nº 9.478, esse foi o modelo adotado desde então na maioria das rodadas já licitadas pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).
No âmbito do regime de concessão, a produção sujeita-se ao pagamento das seguintes participações governamentais, em consonância com a Lei 9.478/1997 e com o Decreto 2.705/1998):
• Bônus de Assinatura: terá seu valor mínimo estabelecido no edital e corresponderá ao pagamento ofertado na proposta para obtenção da concessão, devendo ser pago no ato da assinatura do contrato;
• Royalties: serão pagos mensalmente, em moeda nacional, a partir da data de início da produção comercial de cada campo, em montante correspondente a até 10% da produção de petróleo ou gás natural;
• Participações Especiais: compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, deve ser paga, com relação a cada campo de uma determinada área de concessão, a partir do trimestre em que ocorrer a data de início da respectiva produção;
• Pagamento pela Ocupação ou Retenção de Área: O edital e o contrato de concessão disporão sobre o valor do pagamento pela ocupação ou retenção de área, a ser apurado a cada ano civil, a partir da data de assinatura do contrato de concessão, e pago em cada dia quinze de janeiro do ano subsequente.
No tocante aos royalties de gás natural, nos termos do Decreto 2.705/1998, o seu cálculo deve ter por base o preço contratual ou, na inexistência de contratos, o preço de referência do gás natural. Tais preços levam em conta a qualidade do gás de cada campo, relacionada com o seu respectivo poder calorífico.
B. Regime de Partilha
No Brasil, o regime de partilha vigora desde 2010 para a produção de petróleo e gás natural nas áreas do pré-sal e em outras consideradas estratégicas. Diferentemente do regime de concessão, no regime de partilha, o Estado figura como o dono do petróleo e do gás extraído. Assim, neste regime, os custos necessários às operações são descontados do valor total produzido e o excedente em óleo é partilhado entre o consórcio, que explora a área, e a União Federal.
A empresa que explorar o gás natural no regime de partilha de produção deverá pagar royalties e bônus de assinatura, conforme previsão do art. 42 da Lei nº 12.351/10.
Nos termos do referido normativo, os royalties relativos à compensação financeira pela exploração do petróleo, gás natural e de outros hidrocarbonetos líquidos serão calculados com base na alíquota de 15%.
O bônus de assinatura, por sua vez, não integra o custo em óleo (parcela da produção correspondente aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações) e corresponde a um valor fixo definido devido à União Federal pelo contratado, devendo ser fixado no contrato de partilha de produção e pago no ato de sua assinatura.
3. Incidência tributária sobre a produção
Especificamente no tocante à incidência de tributos estaduais, ressalte-se que a extração do gás (aquisição originária), assim como as operações de queima, consumo próprio para geração de energia elétrica ou reinjeção não implicam em transferência de titularidade e, portanto, a nosso ver, não deveriam sofrer a incidência do ICMS.
No entanto, o Estado do Rio de Janeiro havia editado a Lei Estadual nº 7.183/2015, que previa que o ICMS incidiria sobre operação de circulação de petróleo desde os poços de sua extração para a empresa concessionária.
Entendemos, no entanto, que tal dispositivo contrariou o texto constitucional, na medida em que os recursos minerais do subsolo pertencem à União Federal, que concede aos concessionários o direito originário sobre a propriedade do hidrocarboneto no momento da produção. Portanto, não há que se falar em circulação de mercadoria no movimento entre a jazida e as unidades de produção. Dessa forma, a referida cobrança estadual teve sua vigência suspensa pelo STF, por meio da Ação Direta de Inconstitucionalidade (ADI) 3.019/2004.
Ademais, é recorrente Estados e Municípios pretenderem instituir, ao mesmo tempo, taxas de fiscalização sobre as atividades de pesquisa, lavra, exploração e aproveitamento de petróleo e gás.
Não raro, referidas taxas têm intuito meramente arrecadatório e invadem a esfera de competência da União Federal, na qualidade de ente concedente das atividades de exploração e produção, além de conterem outras inconstitucionalidades.
Como exemplo, podemos citar a Lei Estadual n.º 7.182/2015 do Estado do Rio de Janeiro, que instituiu a Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização Ambiental das Atividades de Pesquisa, Lavra, Exploração e Produção de Petróleo e Gás (TFPG), a qual visava financiar o poder de polícia ambiental do Instituto Estadual do Ambiente (Inea) sobre atividades de petróleo e gás no estado. Referida Lei havia estipulado o valor de R$ 2,71 por unidade equivalente de gás extraído a ser recolhida.
Tal legislação, no entanto, encontra-se suspensa por medida liminar deferida pela 8ª Câmara Cível do Rio desde 2016. A lei que institui a própria TFPG também vem sendo questionada no âmbito do Supremo Tribunal Federal por meio de duas Ações Diretas de Inconstitucionalidade, ADIs 5480 e 5512, ajuizadas, respectivamente, pela Associação Brasileira de Empresas de Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Abep) e pela Confederação Nacional da Indústria (CNI).
Por fim, ainda em relação aos aspectos de incidência tributária, salientamos que se aplica o Repetro-SPED na aquisição de equipamentos para utilização na fase de produção do gás natural, tendo em vista previsão expressa da IN 1.781/2017, pelo que os interessados podem se valer de todos os regimes por ele contemplados.
4. Importação dutoviária
Nesse tópico, importante destaque deve ser feito ao Decreto nº 681/92, que internalizou o Acordo de Alcance Parcial sobre a Promoção de Comércio entre Brasil e Bolívia para o fornecimento de Gás Natural.
Em decorrência do referido Acordo, a compra e venda de gás entre os países é isenta de quaisquer gravames na importação e de impostos na exportação, bem como de outras restrições não-tarifárias. Nesse sentido, o Ato Declaratório Interpretativo SRF 21/2004 prevê que tal isenção alcança também a Contribuição para o PIS/PASEP-Importação e a COFINS-Importação. No entanto, tal isenção não abrange o ICMS, motivo pelo qual o tributo estadual deve ser regularmente recolhido.
O gasoduto Bolívia-Brasil tem seu ponto de entrada em Corumbá/MS, desembocando o gás por meio de city gates localizados principalmente no Estados de São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.
Em função disso, há grande discussão jurídica sobre qual estado da Federação teria competência para promover a arrecadação do imposto, pois a Constituição Federal dispõe que o ICMS-Importação será devido ao Estado do destinatário final da mercadoria.
Recentemente, em 22/10/2020, o Supremo Tribunal Federal solucionou a controvérsia por meio da Ação Cível Originária (ACO) nº 854, tendo firmado o entendimento de que o sujeito ativo do ICMS-Importação é o Estado-membro em que situado o estabelecimento importador.
5. Importação marítima
A importação de GNL, assim como as atividades de liquefação e regaseificação, encontram-se reguladas pela Lei 11.909/2009 (Lei do Gás). Atualmente, tais atividades dependem de mera autorização prévia da ANP, não sendo objeto de concessão pública.
Assim como ocorre nas atividades de escoamento e processamento de Gás Natural, na hipótese de os próprios importadores serem proprietários ou custodiantes da infraestrutura de regaseificação, entendemos que não deve haver incidência do ICMS, por caracterizar uma hipótese de auto-serviço.
A importação marítima sujeita-se ao AFRMM (Adicional de Frete para Renovação da Marinha Mercante), o qual incide sobre o frete das cargas descarregadas em portos fora das regiões Norte e Nordeste. Por outro lado, as alíquotas das contribuições ao PIS e COFINS foram reduzidas a 0% na importação de GNL.
Contudo, na hipótese de uma operação back to back, que se caracteriza pela venda da carga adquirida antes do ingresso no Brasil, o PIS e a COFINS incidirão sobre o valor total da operação, sem direito aos respectivos créditos. Neste particular, conforme o caso concreto, o planejamento da operação por meio de offshore pode vir a constituir uma alternativa válida para reduzir o impacto tributário.
Lembramos também que, caso as operações de importação de GNL envolvam partes relacionadas, estas estarão sujeitas às regras de preço de transferência previstas na Lei nº 9.430/96 e IN RFB nº 1.312/2012. A referida IN exige a obrigatoriedade da utilização do método Preço Sob Cotação na Importação (PCI), definido como os valores médios diários da cotação de bens ou direito sujeitos a preços públicos, em bolsa de mercadorias e futuros internacionalmente reconhecidas.
Ademais, o importador de GNL que não dispuser de Terminal de Regaseificação próprio e necessite contratar a regaseificação de terceiros deve observar os requisitos do art. 3º da IN nº 1.282/2012, a fim de obter a "disponibilidade de uso da carga". Após essa etapa, o agente estará habilitado a emitir nota de remessa para regaseificação.
6. Escoamento
A atividade de escoamento - que atualmente não é regulada por legislação nacional - consiste na movimentação do gás natural entre o campo de produção e as unidades de tratamento.
Nessa atividade, é possível que os próprios produtores sejam os proprietários ou os custodiantes da infraestrutura de escoamento. Neste caso, por constituir uma espécie de auto-serviço, não haveria incidência do ISS. Por outro lado, caso ocorra a contratação de infraestrutura alheia para o escoamento de gás, a tributação seguirá a determinação do contrato, conforme este esteja relacionado à cessão de capacidade, prestação de serviço, etc.
Ainda em relação às atividades de escoamento, saliente-se a ocorrência de importantes inovações no setor, mediante as reformas introduzidas pelo Novo Mercado de Gás.
Dentre tais inovações, chamamos a atenção para o contrato assinado em 30/09/2020 entre a Petrobras e as empresas Petrogal Brasil, Repsol Sinopec Brasil e Shell Brasil, cujo o objeto prevê o compartilhamento das infraestruturas de escoamento e processamento de gás natural, dando origem ao Sistema Integrado de Escoamento-SIE.
O acordo contempla a interligação física e compartilhamento das capacidades de escoamento nas rotas 1, 2 e 3 (a última de propriedade da Petrobras e em fase de construção). No futuro, outras empresas produtoras de gás natural poderão aderir aos contratos vigentes, observados os seus dispositivos e desde que haja capacidade de escoamento disponível no Sistema.
Sobre o mencionado SIE, ressaltamos ainda o Protocolo ICMS 18/2017, segundo o qual o sistema corresponde a um conjunto de ativos de infraestrutura que, integrados, viabilizam o escoamento do gás natural produzido em águas jurisdicionais confrontantes aos Estados do Rio de Janeiro e de São Paulo.
Além disso, o mencionado protocolo prevê que, para as operações de saída de gás natural, deverá ser emitida somente uma Nota Fiscal Eletrônica (NF-e) mensalmente, o que certamente facilitará o cumprimento de obrigações acessórias de ICMS entre os campos produtores e as unidades de tratamento.
Ademais, o Protocolo ICMS 18/2017 estabeleceu o diferimento do ICMS incidente nas operações de transferência interna de gás natural não-processado, realizadas entre os estabelecimentos do mesmo contribuinte, para o momento subsequente ao da saída dos produtos resultantes do seu processamento.
Os contribuintes que realizarem o escoamento por meio do SIE deverão elaborar, mensalmente, um relatório de alocação das retiradas da mercadoria por cada contribuinte produtor, indicando: (i) a quantidade de gás natural movimentada no SIE, por plataforma, (ii) a quantidade em estoque e (iii) as Diferenças Operacionais, em milhões de unidades térmicas britânicas (MMBTU), além da metodologia para cálculo do estoque nos gasodutos que compõem o SIE.
Digno de nota também que, nos termos do Protocolo ICMS 18/2017, as diferenças operacionais não estarão sujeitas ao ICMS, desde que enquadradas na tolerância mínima a ser estabelecida por estudo estatístico pelas Secretarias Estaduais de Fazenda.
7. Tratamento
Tal como ocorre com o escoamento, o processo de tratamento de gás natural não é regulado pela legislação nacional.
No tratamento, é possível que os próprios produtores sejam proprietários ou custodiantes da infraestrutura de escoamento, o que, por constituir um auto-serviço, deve afastar a tributação pelo ISS.
Por outro lado, caso ocorra a contratação de infraestrutura alheia para o escoamento de gás, a tributação seguirá a determinação do contrato, conforme seja relacionado a cessão de capacidade, prestação de serviço, etc.
A propósito deste tópico, existe controvérsia se o tratamento de gás de terceiros deverá dar ensejo à incidência do ISS ou do ICMS: caso a atividade seja considerada como um serviço (relacionado com uma obrigação de fazer), ou uma industrialização por encomenda (operação exercida sobre matérias primas ou produtos intermediários que importe na obtenção de novos produtos).
Em um cenário de industrialização por encomenda, vale salientar que o STF vem entendendo que se ocorrer a venda a quem promover nova circulação do bem, deverá incidir o ICMS, ao passo que se o adquirente for consumidor final, deve ser avaliada a preponderância entre o "dar" e o "fazer" pela averiguação dos elementos de industrialização, incidindo o ISS quando o "fazer" preponderar sobre o "dar".
Além disso, ressaltamos que o "GLP" produzido a partir do gás natural (Gás Liquefeito de Gás Natural - GLGN), embora seja um produto similar, possui tratamento tributário distinto do GLP (Gás Liquefeito de Petróleo). O GLP será tributado na origem, enquanto o GLGN o será no destino.
8. Transporte
A atividade de transporte de gás natural é regulada pela ANP, sendo a atuação dos agentes transportadores definida através de chamadas públicas. Nos termos do art. 30 da Lei 11.909/2009, os gasodutos são considerados bens de utilidade pública, cuja exploração econômica, até então, era objeto de concessão pela União Federal, enquanto que na sistemática da Nova Lei do Gás, em fase final de aprovação na Câmara dos Deputados, as atividades de transporte passarão a depender de mera autorização e não mais de concessão.
Ressaltamos que a atividade está sujeita à cobrança de tarifas, estas reguladas pela Resolução ANP nº 15/2014, que estabelece os critérios para cálculo de tarifas de transporte dutoviário de gás natural.
A tarifa não poderá implicar tratamento discriminatório ou preferencial entre usuários; no entanto, a mencionada Resolução dispõe que as tarifas poderão ser diferenciadas dependendo do tipo de serviço e carregador, devendo levar em consideração fatores como custo para prestação eficiente do serviço, distância entre os pontos de recepção e entrega, volume e prazo, assim como a responsabilidade de cada carregador na ocorrência dos custos.
Nos termos da Resolução ANP 16/2008, a odoração do gás natural deverá ocorrer nas etapas do transporte e na distribuição, visando assegurar a qualidade do gás.
Além disso, a Resolução ANP 15/200 dispõe sobre os métodos a serem adotados no cálculo da tarifa de transporte aplicável ao Serviço de Transporte Firme. Tais tarifas serão compostas, no mínimo pelos:
I - Encargo de capacidade de entrada: destinado a cobrir os investimentos relacionados à capacidade de recebimento, e os custos e as despesas fixos da prestação do Serviço de Transporte Firme;
II - Encargo de capacidade de transporte: destinado a cobrir os investimentos relacionados à Capacidade de Transporte;
III - Encargo de capacidade de saída: destinado a cobrir os investimentos relacionados à capacidade de entrega;
IV - Encargo de movimentação: destinado a cobrir os custos e as despesas variáveis com a movimentação de gás.
No que concerne ao cumprimento das obrigações acessórias no transporte de gás, o Ajuste SINIEF 03/2018 e 17/2019 introduziu importante inovação decorrente do cenário da Nova Lei de Gás, tendo estabelecido que a emissão dos documentos fiscais relativos às operações de circulação e prestações de serviço de transporte dutoviário será realizada com base nas quantidades de gás natural efetivamente medidas nos pontos de recebimento e de entrega, solicitadas pelos remetentes e destinatários, e confirmadas pelos prestadores de serviço de transporte dutoviário de gás natural, de acordo com previsão contratual.
Com isso, resta superado o antigo princípio do fluxo físico, previsão incompatível com o cenário de quebra do monopólio para entrada de mais empresas no mercado e que inviabilizaria a indicação exata do titular do gás transportado.
Além disso, os Ajustes SINIEF preveem a instituição de um Sistema de Informação - SI, que permite ao contribuinte promover o ajuste entre os parâmetros físicos e contratuais do gás transportado para fins de tributação. Referido SI foi aprovado pelo Ato Cotepe nº 56/2019, segundo o qual os remetentes e destinatários deverão emitir, diariamente, aos prestadores de serviço de transporte a programação logística prevista no Ajuste Sinief 3/2018.
9. Distribuição
O fornecimento de gás para consumidores cativos é caracterizado com a venda do gás natural juntamente com a disponibilização da infraestrutura necessária pela distribuidora.
A despeito dessa operação contemplar dois objetos, a saber, circulação da mercadoria e a prestação de serviços, a tributação do ICMS incide sobre a tarifa total.
Ademais, há a tarifa de movimentação para agentes livres, definida pela Lei do Gás como uma atividade de "operação e manutenção", o que atrairia a incidência do ISS.
Não obstante, a legislação é omissa quanto à regulação dos serviços de distribuição que ultrapassarem os limites territoriais de um município. Dessa forma, observadas as características específicas da operação e normas locais pertinentes, entendemos que deve haver a incidência de ISS quando o gás for movimentado no mesmo município, e, pelo ICMS, quando houver distribuição interestadual.
Por sua vez, a Resolução ANP nº 51/2011 regula o registro de autoprodutor e autoimportador de gás natural, facultando o registro para as seguintes pessoas jurídicas:
I - sociedade ou consórcio signatário de contrato com a União para exploração e produção de petróleo e gás natural, com descoberta declarada comercial e plano de desenvolvimento da produção aprovado pela ANP;
II - sociedade direta ou indiretamente controlada por outras sociedades que estejam efetuando a produção de gás natural, assim como pelos acionistas controladores da sociedade produtora; e
III - sociedades coligadas de sociedade produtora de gás natural.
Ademais, a Resolução ANP nº 52/2011 regulamenta o registro do consumidor livre, autoimportador e autoprodutor na comercialização de gás natural na esfera de competência da União Federal. O referido normativo faculta a autorização para todas as sociedades ou consórcios constituídos sob as leis brasileiras, com sede e administração no país.
Prevê também a restrição de compra e venda de gás natural ao transportador, exceto quanto aos volumes necessários ao consumo próprio das instalações de transporte e para a formação e manutenção de seu estoque operacional. Estabeleceu-se, portanto um regime de separação jurídica das atividades, sendo vedado o exercício de atividade de comercialização de gás natural pelo transportador.
Por derradeiro, ressaltamos que os Convênios ICMS 18/1992 e 100/2014 instituíram o benefício de redução da base de cálculo do ICMS, de forma que a incidência desse imposto corresponda à tributação de 12% nas saídas internas de gás natural. Aderiram ao referido Convênio os Estados do Amazonas, Bahia, Mato Grosso do Sul, Paraíba, Paraná, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Santa Catarina e São Paulo.