O aumento dos preços internacionais do petróleo, impulsionado por conflitos externos, tem reflexos no Brasil e influencia os preços dos combustíveis, do transporte e dos produtos consumidos pela população. Para enfrentar esse cenário, o Projeto de Lei Complementar (PLP) 114/2026 autoriza o governo federal a utilizar receitas extraordinárias do setor de petróleo para reduzir tributos sobre combustíveis. 

A relatora da proposta, deputada federal Marussa Boldrin (Republicanos-GO), afirmou que o objetivo é fazer com que os efeitos da medida cheguem ao consumidor final. Segundo ela, o impacto dos conflitos internacionais sobre o petróleo vai além do preço nas bombas e afeta diferentes setores da economia.

“O objetivo é garantir que essa medida chegue na ponta, lá no bolso da população, podendo deixar mais dinheiro com as pessoas. O conflito é no Oriente Médio, mas nos atinge diretamente, aumentando o preço do petróleo e isso tem um impacto no nosso combustível, no frete, na produção e isso chega na mesa, na forma do preço dos alimentos”, destacou a parlamentar.

Redução do impacto econômico com uso de receitas extras

Em caráter excepcional, a proposta autoriza que, em 2026, o governo federal utilize receitas extraordinárias para compensar a redução de arrecadação decorrente da diminuição de tributos sobre diesel, gasolina, biodiesel e etanol.

Marussa Boldrin explicou que a proposta prevê o uso da arrecadação adicional gerada pelo próprio aumento do petróleo para reduzir os impactos econômicos da alta dos combustíveis. “O PLP 114 permite usar a arrecadação extraordinária gerada por esse próprio aumento do petróleo para amenizar esses impactos, ter mais responsabilidade fiscal, transparência e compensação.”

A relatora acrescentou que o texto cria mecanismos para garantir que o benefício alcance o consumidor. “Criamos mecanismos para garantir que esse benefício não fique no meio do caminho. Então, com o pagamento vem uma subvenção de até 30 dias. Pretendemos proteger o consumidor, manter o emprego, fortalecer quem produz e garantir que o combustível fique sempre mais acessível, com preços justos a quem está comprando, a quem está fazendo o dia a dia do nosso povo brasileiro.”

Anápolis (GO)

Os efeitos da alta dos combustíveis são mais intensos em polos industriais e logísticos regionais. Localizado em um dos principais entroncamentos rodoviários do país, Anápolis (GO) funciona como elo entre produção, armazenagem e distribuição de mercadorias. No município, o transporte rodoviário tem peso central na economia, como relatou o presidente da Associação Comercial e Industrial de Anápolis (ACIA), Luiz Claudio Ledra: “Em Anápolis, isso tem um peso ainda maior, pela nossa vocação industrial e logística. Grande parte da movimentação de matérias-primas, produtos e mercadorias depende desse transporte rodoviário”. 

Segundo Ledra, a medida pode ajudar a reduzir custos operacionais, preservar empregos, estimular investimentos e manter a competitividade das empresas. “Quando o combustível aumenta, o frete sobe e aumenta os custos operacionais das empresas e esse impacto acaba chegando também para o consumidor. Por isso, uma redução bem planejada pode ajudar a preservar empregos, investimentos e competitividade das empresas.”

Ledra ressaltou ainda que medidas emergenciais devem ser acompanhadas de ações permanentes para ampliar a previsibilidade econômica. “O empresário precisa de regras claras e segurança para planejar seus contratos, preços, investimentos e contratações. Por isso, além das ações emergenciais, precisamos avançar em soluções estruturais com maior estabilidade tributária, investimento em infraestrutura, integração entre os modais de transporte e mecanismos mais transparentes para enfrentar a variação dos combustíveis”, diz Ledra.

PLP dos combustíveis

Na prática, a proposta estabelece um mecanismo para compensar eventuais perdas de arrecadação – chamadas de renúncias fiscais. O texto permite que essas perdas sejam equilibradas com recursos adicionais não previstos inicialmente no Orçamento.

Confira as fontes da receita extra, previstas pelo PLP:

• Royalties e participações especiais da exploração de petróleo e gás natural;
• Arrecadação de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) do setor de óleo e gás;
• Dividendos pagos por empresas do setor energético à União;
• Impostos sobre exportação de petróleo e derivados.

O PLP 114/2026 está em tramitação na Câmara dos Deputados e aguarda deliberação pelo Plenário.
 

A disparada dos preços internacionais do petróleo em meio ao conflito envolvendo Estados Unidos e Irã impulsionou a arrecadação de royalties no Brasil. Em maio, os repasses alcançaram R$ 8,2 bilhões, o maior valor já registrado para o período, fortalecendo o caixa da União, de estados e de municípios produtores. 

Dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) mostram que o montante representa uma alta de quase 70% em comparação com abril, quando os efeitos da valorização do petróleo ainda não haviam sido refletidos nessa receita.

Os royalties são repassados dois meses após a produção de petróleo e gás natural. Dessa forma, os valores distribuídos em maio correspondem à produção de março, período em que a cotação internacional do barril já superava os US$ 100. 

Entre os maiores beneficiários da arrecadação recorde em maio estão:

• União: R$ 2,559 bilhões;
• Estado do Rio de Janeiro: R$ 1,838 bilhão;
• Maricá (RJ): R$ 361 milhões;
• Saquarema (RJ): R$ 303 milhões;
• Macaé (RJ): R$ 183 milhões;
• Estado de São Paulo: R$ 167 milhões;
• Araruama: R$ 132 milhões.

Juntos, o governo do Rio de Janeiro e os municípios fluminenses respondem por quase metade de todos os royalties distribuídos no mês. A concentração desses recursos continua sendo motivo de disputa entre o estado e outras unidades da federação, que defendem uma divisão mais equilibrada dos repasses.

Julgamento no STF

O Supremo Tribunal Federal (STF) retomou no início de maio o julgamento que pode redefinir a forma de distribuição dos royalties do petróleo no país. Em debate está a validade da lei de 2012 que ampliou a partilha dessas receitas entre estados e municípios, reduzindo a concentração histórica em unidades produtoras como Rio de Janeiro, Espírito Santo e São Paulo.  

O julgamento foi suspenso após pedido de vista do ministro Flávio Dino, aceito pelo presidente da Corte, ministro Edson Fachin. Até agora, apenas a relatora, ministra Cármen Lúcia, apresentou voto.

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Em seu voto, Cármen Lúcia se posicionou contra as mudanças previstas na lei e defendeu sua inconstitucionalidade. A ministra também estendeu esse entendimento a outros dispositivos além dos questionados diretamente nas ações.

A Corte analisa a constitucionalidade da Lei 12.734/2012 nas Ações Diretas de Inconstitucionalidade (ADIs) 4.916, 4.917, 4.918, 4.920, 5.038 e 5.621. A norma ampliou a distribuição dos royalties do petróleo para estados e municípios de todo o país, reduzindo a parcela destinada aos entes produtores, como Rio de Janeiro, Espírito Santo e São Paulo.

A distribuição dos royalties referentes à produção de petróleo e gás natural de março de 2026 alcançou R$ 8,2 bilhões destinados à União, estados e municípios. O montante reúne os repasses realizados nos regimes de concessão, cessão onerosa e partilha de produção.

Desse total, R$ 976,2 milhões foram destinados a três estados e R$ 1,29 bilhão a 534 municípios. Com a conclusão dessa etapa, foram encerrados os repasses relativos à produção de março de 2026 em todos os regimes de exploração. 

A distribuição referente aos contratos de concessão e cessão onerosa havia sido finalizada anteriormente.

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Os valores detalhados por beneficiário, assim como as séries históricas de distribuição, podem ser consultados na página de Royalties da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Os dados do mês corrente são publicados após o processo de consolidação das informações.

Como os recursos são distribuídos

A ANP é responsável pelo cálculo, pela apuração e pela distribuição dos royalties arrecadados com a produção de petróleo e gás natural. A divisão dos recursos segue critérios definidos em legislação específica, entre elas a Lei nº 7.990/1989, o Decreto nº 1/1991, a Lei nº 9.478/1997 e o Decreto nº 2.705/1998.

As regras variam conforme a parcela dos royalties distribuída e estabelecem os percentuais destinados à União, aos estados e aos municípios beneficiados pela atividade de exploração e produção.

A legislação não fixa uma data específica para o pagamento dos royalties. Ainda assim, a ANP realiza os procedimentos necessários para que os recursos sejam transferidos aos beneficiários o mais rapidamente possível após a arrecadação.

Os valores depositados, as datas de repasse e a identificação dos beneficiários também podem ser consultados no portal do Banco do Brasil, na opção “ANP – Royalties da ANP”.

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) concluiu a operacionalização da distribuição da participação especial referente à produção de petróleo e gás natural do primeiro trimestre de 2026. Ao todo, União, estados e municípios receberam R$ 9,43 bilhões.

Desse montante, R$ 3,77 bilhões foram destinados diretamente aos estados, enquanto os municípios receberam R$ 943 milhões. Os repasses contemplaram quatro estados e 21 municípios beneficiários.

Compensação financeira

A participação especial é uma compensação financeira paga pelas empresas concessionárias que exploram campos de petróleo ou gás natural com elevado volume de produção. Cabe à ANP fazer a apuração e a distribuição dos valores entre União, estados e municípios.

O cálculo da participação especial considera alíquotas progressivas aplicadas sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo. Os percentuais variam conforme fatores como localização da produção, tempo de exploração e volume produzido. Também são consideradas deduções previstas em lei, entre elas royalties, investimentos em exploração, custos operacionais, depreciação e tributos.

Critérios para distribuição

A legislação estabelece diferentes critérios para a distribuição desses recursos.

Nos campos terrestres, 50% dos valores são destinados à União, 40% aos estados produtores e 10% aos municípios produtores, conforme determina a Lei 9.478/97.

Já nos campos do pré-sal com declaração de comercialidade anterior a 3 de dezembro de 2012, localizados na área definida pela Lei 12.351/10, metade dos recursos é direcionada ao Fundo Social. Os outros 50% são divididos entre estados e municípios confrontantes com a plataforma continental onde ocorre a produção.

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Nos campos marítimos fora do pré-sal, também com declaração de comercialidade anterior a dezembro de 2012, a divisão segue o modelo de 50% para a União, 40% para os estados confrontantes e 10% para os municípios confrontantes.

Para os campos marítimos com declaração de comercialidade posterior a 3 de dezembro de 2012, a distribuição mantém os mesmos percentuais: 50% para a União, 40% para os estados confrontantes e 10% para os municípios confrontantes, conforme previsto na Lei 12.858/13.

Os valores detalhados por beneficiário, além do histórico de repasses, estão disponíveis na página da participação especial no site da ANP. As informações sobre depósitos e datas de pagamento também podem ser consultadas no portal do Banco do Brasil, na opção “PEA – Participação Especial ANP”.
 

A Confederação Nacional de Municípios (CNM), em conjunto com 20 estados e o Distrito Federal, encaminhou ao Supremo Tribunal Federal (STF), na quinta-feira (21), memoriais com argumentos sobre a disputa envolvendo a distribuição dos royalties do petróleo. O tema foi uma das principais pautas debatidas durante a XXVII Marcha a Brasília em Defesa dos Municípios.

Segundo o presidente da CNM, Paulo Ziulkoski, a entidade segue buscando uma solução negociada para o impasse. “A Confederação busca uma aproximação ao que foi indicado na conciliação promovida pelo Nusol. O objetivo da CNM, dos estados e do DF não é vencedores e vencidos, mas algo justo e equilibrado, como é o federalismo cooperativo”, afirmou.

O documento entregue ao STF sustenta que os critérios atuais de distribuição dos royalties foram criados em um cenário diferente do atual modelo de exploração petrolífera no país.

De acordo com os memoriais, “o próprio diagnóstico técnico do Tribunal de Contas da União (TCU) confirma que os critérios atualmente aplicados à distribuição dos royalties, preservados em razão da decisão cautelar que suspendeu a eficácia das alterações promovidas pela Lei 12.734/2012, foram concebidos em contexto produtivo substancialmente diverso”.

O texto cita o Acórdão 2.385/2024-Plenário, do TCU, para apontar mudanças no setor desde a criação do critério de confrontação pela Lei 7.453/1985. Entre elas estão o avanço da exploração em áreas mais afastadas da costa, o aumento da profundidade dos poços e a expansão da produção nacional, impulsionada pelo pré-sal.

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Segundo o documento, “desde a introdução do critério de confrontação, pela Lei 7.453/1985, a realidade fática do setor foi profundamente alterada, seja pelo ‘afastamento da costa, aumento de profundidade e mudança de localização geográfica’, seja pela magnitude da produção nacional, que em 2022 alcançou 3.900 Mboe/dia, sendo 75% decorrente do pré-sal. Esse diagnóstico reforça que a exploração petrolífera marítima contemporânea se desenvolve em realidade geográfica, tecnológica e econômica distinta daquela que orientou os critérios originários de confrontação”.

Os memoriais também argumentam que a diferenciação entre entes confrontantes e não confrontantes pode ser mantida, mas sem exclusividade na distribuição dos recursos.

O ponto central, contudo, é que a confrontação constitui critério legislativo legítimo, mas não exclusivo em termos absolutos. Tratando-se de exploração de bem da União em espaço marítimo federal, o legislador pode combinar a confrontação com outros critérios de distribuição, inclusive critérios de natureza redistributiva, intergeracional e nacional, como os fundos especiais distribuídos segundo o Fundo de Participação dos Estados (FPE) e o Fundo de Participação dos Municípios (FPM).

Sobre o julgamento 

O julgamento no STF está suspenso após pedido de vista do ministro Flávio Dino, aceito pelo presidente da Corte, ministro Edson Fachin. A análise começou em 7 de maio e, até agora, apenas a relatora, ministra Cármen Lúcia, apresentou voto.

A Corte analisa a constitucionalidade da Lei 12.734/2012 nas Ações Diretas de Inconstitucionalidade (ADIs) 4.916, 4.917, 4.918, 4.920, 5.038 e 5.621. A norma ampliou a distribuição dos royalties do petróleo para estados e municípios de todo o país, reduzindo a parcela destinada aos entes produtores, como Rio de Janeiro, Espírito Santo e São Paulo.

Em seu voto, Cármen Lúcia se posicionou contra as mudanças previstas na lei e defendeu sua inconstitucionalidade. A ministra também estendeu esse entendimento a outros dispositivos além dos questionados diretamente nas ações.

Além da CNM, assinam os memoriais os governos do Paraná, Mato Grosso do Sul, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Acre, Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Minas Gerais, Distrito Federal, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rondônia, Roraima, Sergipe e Tocantins.
 

A conciliação é o melhor caminho para que os municípios que têm direito aos royalties do petróleo previstos pela Lei 12.734/2012  tenham acesso aos recursos. Pelo menos é o que busca a Confederação Nacional dos Municípios (CNM), principal representante dos interesses municipalistas. 

Um levantamento feito pela instituição mostra que entre 2013 e 2023, os municípios brasileiros que têm direito à compensação financeira paga pelas empresas que exploram petróleo e gás natural no Brasil  teriam deixado de partilhar R$ 93 bilhões. 

Entenda

Uma decisão da Ministra Carmen Lúcia, de 2013, suspendeu a lei que promovia redistribuição federativa dos royalties. Desde então, os efeitos previstos na lei não vêm sendo aplicados, prejudicando os repasses aos municípios. Os estados responsáveis pela ação, e contrários à lei que distribui os royalties de forma equânime, são Rio de Janeiro, São Paulo e Espírito Santo.

Luta da CNM

A CNM tem reuniões frequentes com os ministros e representantes do Tribunal de Contas da União (TCU) para ajudar na negociação junto ao STF  e evitar a criação de uma nova legislação sobre os royalties. Para isso, a Confederação vem sugerindo um cronograma de debates no Centro de Soluções Alternativas de Litígios do STF em busca de um acordo. 

Novas reuniões já estão agendadas para esta semana, para que a CNM apresente dados econômicos e argumentos jurídicos ao vice-presidente do TCU, ministro Vital do Rêgo.

A Agência Nacional de Mineração (ANM) disponibilizou a lista de municípios afetados pela presença de estruturas de mineração que serão beneficiados pela distribuição da Compensação Financeira pela Exploração Mineral (CFEM) recolhida entre maio de 2024 e abril de 2025. Ao todo, 731 municípios de todos os estados, com exceção do Acre, serão contemplados.

Segundo a ANM, os eventuais recursos ou solicitações referentes à alteração no rol dos entes federativos, ou correção das informações, devem ser protocolados no processo SEI 48051.003300/2024-57, conforme previsto no § 2º do Art. 12 da Resolução ANM Nº 173, de 10 de julho de 2024. 

O prazo para recurso em primeira instância vai até 12 de agosto. As orientações para os recursos podem ser conferidas no link. 

O advogado especialista em mineração Alexandre Sion informa que grande parte do valor recolhido a título de CFEM é destinado aos municípios, trazendo uma receita significativa para esses entes.

"Considerando que a atividade mineradora tem como uma de suas características o exaurimento do jazigo, isso é, o minério tem data para acabar, o recebimento da CFEM pelos municípios proporciona recursos para planejar, fomentar e executar diversificação econômica nas atividades, buscando assim a sustentabilidade socioeconômica dos municípios para além da mineração.”

Royalties de petróleo

Na última segunda-feira (5), a ANM distribuiu R$ 994.797.348,53 entre 908 municípios brasileiros referentes à parcela da produção de maio dos contratos de concessão e cessão onerosa dos royalties do petróleo.

O cálculo e a distribuição são feitos de acordo com os critérios estabelecidos pela Lei 7.990/1989, Lei 9.478/1997, Decreto 1/1991, no Decreto 2.705/1998. O pagamento não tem data estabelecida, já que — de acordo com a legislação — o repasse pode ser feito até o último dia do segundo mês subsequente ao fato gerador.

Novas regras para declarar compensação financeira pela exploração de recursos minerais já entraram em vigor

CFEM: estados e municípios produtores recebem R$ 431 mi de royalties da mineração; consulte valores por município

A Petrobras divulgou nesta semana o resultado da produção de petróleo e gás natural para o primeiro trimestre deste ano, e indica que houve um crescimento de 3,7% em relação ao mesmo período do ano passado. A produção média de óleo, líquido de gás natural (LGN) e gás natural da Petrobras no 1º trimestre de 2024 alcançou 2.776 milhões de barris de óleo equivalente por dia. 

Entre as razões da elevação está a produtividade dos FPSOs: navios-plataforma que podem produzir, armazenar e transferir petróleo e gás. Além disso, houve a entrada em produção de 19 novos poços de projetos complementares nas Bacias de Campos (11) e Santos (8).

Entretanto, na comparação com o quarto trimestre de 2023, a produção caiu em 5,4%, devido, principalmente, ao maior volume de perdas por paradas e manutenções, dentro do previsto no Plano Estratégico 2024-2028. A queda só não foi maior devido à boa atuação dos navios no litoral do Rio de Janeiro. 

No segmento de refino, transporte e comercialização, a produção total de derivados no primeiro trimestre deste ano 6,1% acima da produção do primeiro trimestre do ano passado. 

As informações são da Petrobras. 
 

O setor de petróleo e gás acompanha com apreensão as leis complementares que vão regulamentar a reforma tributária aprovada no ano passado. As empresas do segmento temem não só a incidência do Imposto Seletivo sobre a extração  —  prevista no texto —, como o patamar da alíquota que vai incidir sobre as operações, fatores que somados à carga atual podem encarecer e dificultar investimentos.  É o que aponta Eduardo Pontes, especialista em tributação do setor de óleo e gás e autor de um estudo que projeta aumento de até 20% da carga de impostos sobre os investimentos das empresas do segmento. 

Ele lembra que cerca de 70% da receita bruta do setor se esvai sob a forma de royalties, participações governamentais e tributos pagos à União, estados e municípios. Eduardo reforça que o Brasil tem perdido espaço para outros países, como Suriname e Guiana, aos olhos dos investidores internacionais — antes mesmo da reforma —, competitividade essa que pode ser mais prejudicada caso as leis complementares "pesem a mão" sobre o setor. 

"Na comparação com outros países a gente tem uma carga bastante alta. Se você soma isso ao Imposto Seletivo e a um aumento do custo do investimento por conta do IBS [Imposto sobre Bens e Serviços] e CBS [Contribuição sobre Bens e Serviços], dentro do estudo que eu promovi, acho que sim, a gente pode perder competitividade", avalia.

Pontes elaborou um estudo para tentar entender se o novo sistema tributário vai ou não onerar mais as empresas que investem em petróleo e gás natural no Brasil. Ele conta que o ponto de partida foi analisar contratos firmados por essas companhias ainda na fase de desenvolvimento dos campos. Ou seja, antes da extração do primeiro barril de petróleo. São os chamados EPCI [sigla em inglês para engenharia, fornecimento, serviços e instalação].

O especialista trabalhou com uma alíquota de 28% para a soma dos novos impostos (CBS e IBS) — percentual próximo aos 27,5% que projeta o Ministério da Fazenda. Ele concluiu que essa alíquota traria acréscimo considerável de custos sobre o serviços e afretamento de embarcações por essas empresas, etapas que pela legislação atual têm tributação mais baixa de ISS, ICMS, PIS e Cofins.

Caso o Repetro  — regime especial que zera tributos federais sobre a importação de bens destinados à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural  — acabe, a carga de impostos sobre os investimentos do setor pode subir até 20% — projeta. 

"Para o Campo de Raia, há previsão de R$ 45 bilhões de investimento. Se a gente aumenta [a carga em] 20% desse investimento, dá R$ 9 bilhões. O efeito disso para as petrolíferas é que elas vão precisar captar mais dinheiro no banco. O capital do investimento está bem mais caro para o setor, porque os bancos estão adotando políticas voltadas para energias mais limpas. A reforma não vem contribuir com isso", pontua. 

Também teria impacto sobre o setor a previsão da reforma de taxar a uma alíquota de até 1% do Imposto Seletivo a extração de recursos naturais, como é o caso do petróleo, gás natural e minérios. O IS foi criado sob o pretexto de desestimular o que se considera prejudicial à saúde e ao meio ambiente. 

Anabal Santos Júnior, secretário executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural (Abpip), teme que as empresas do setor sejam mais oneradas. 

"Quando se diz que essa reforma tributária será neutra, será neutra —  se for — no consolidado, porque alguém, como esse estudo indica, vai ter aumento de carga tributária importante, particularmente o setor de petróleo poderá ser muito penalizado em função desses ajustes", afirma. 

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Atenuantes

Eduardo defende que a incidência do chamado "Imposto do Pecado" seja diminuída sobre as empresas que invistam em políticas de descarbonização e transição energética. 

"As únicas empresas que têm dinheiro e expertise para fazer a transição energética são as petrolíferas. É do interesse delas participar disso, porque elas sabem que o petróleo tem data para acabar. Então, se você tem o Imposto Seletivo por um lado, por outro poderia ter redução dele na medida em que a empresa é muito engajada em descarbonização ou transição energética.”

Segundo o especialista, também é preciso garantir que as empresas consigam reaver os créditos tributários pelos investimentos feitos, sobretudo quando se pensa que o setor é grande exportador. 

A não cumulatividade plena e a não oneração das exportações devem ser garantidas pela legislação complementar, diz. "Não basta dizer que dá crédito. Você tem que criar mecanismos para que a restituição ocorra. Imagina algo que você possa recuperar e não recupera. Acaba se tornando um custo para a empresa", conclui. 
 

A reforma tributária pode elevar a carga de impostos sobre o investimento das empresas de óleo e gás em 14%, alta que poderia chegar a 20% com o fim do Repetro – regime especial que zera tributos federais sobre a importação de bens destinados à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural. É o que aponta um estudo da Infis, consultoria especializada na tributação do setor. 

Para chegar à estimativa, o levantamento usou como ponto de partida uma alíquota padrão de 28% do IVA (que é a soma da Contribuição sobre Bens e Serviços, a CBS, com o Imposto sobre Bens e Serviços, o IBS). Vale lembrar que a projeção mais recente do Ministério da Fazenda para o novo tributo é de 27,5%. 

Segundo o estudo, a alíquota de 28% foi aplicada sobre um projeto típico de desenvolvimento de campo do pré-sal, em comparação com a tributação em vigor. 

Anabal Santos Júnior, secretário executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural (Abpip), teme que as empresas do setor sejam mais oneradas. 

"Quando se diz que essa reforma tributária será neutra, será neutra — se for —  no consolidado, porque alguém, como esse estudo indica, vai ter aumento de carga tributária importante, particularmente o setor de petróleo poderá ser muito penalizado em função desses ajustes", afirma. 

Indefinição sobre patamar da alíquota

Especialista em direito tributário, Guilherme Di Ferreira diz que — embora ainda não se saiba qual será o patamar da alíquota padrão do novo sistema de cobrança de impostos — é natural que se façam projeções a partir do texto aprovado no fim do ano passado. Ele ressalta, contudo, que é preciso esperar a regulamentação prevista para este ano. 

"É claro que a gente pode fazer, sim, previsões do que irá acontecer, mas na prática a gente só vai saber se uma empresa  será de fato muito onerada ou não com as legislações complementares", avalia. 

Anabal destaca que o setor de petróleo e gás tem participação importante na balança comercial brasileira, na arrecadação de impostos para as três esferas de governo e na geração de emprego e renda. 

"Para cada um emprego direto são gerados nove indiretos e 35 pelo efeito-renda, de acordo com o BNDES, justamente porque a remuneração do setor é, em média, cinco vezes maior do que a margem salarial do Brasil — além de uma série de outros benefícios que a categoria recebe", lembra.

O representante da Abpip espera que esses fatores sensibilizem os parlamentares na hora de debaterem a regulamentação do texto aprovado em 2023. 

"Eu tenho esperança de que o bom senso e esses fatores, especialmente com relação às questões sociais, sejam considerados para que a gente não perca capacidade de atrair investimento."

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