Óleo e Gás | Na mira do governo novamente

MP 1304 altera metodologia de cálculo do preço de referência do petróleo; caraga tributária sobre royalties pode aumentar

Nesta quinta-feira (28), o relator da Medida Provisória MP 1304, senador Eduardo Braga, publicou uma nova versão do projeto de lei que agora inclui alterações na metodologia de cálculo dos preços de referência do petróleo utilizados nos royalties e no imposto de participação especial (IPE). A adição de disposições que afetam o setor de petróleo upstream não era esperada, uma vez que a MP 1304 se concentra principalmente na regulamentação das concessionárias de energia elétrica. Se aprovado como está, o projeto de lei poderia gerar uma receita adicional de R$ 7,5 bilhões por ano para o governo, mas também aumentaria a carga tributária sobre as empresas de E&P. Para quantificar o risco potencial, assumimos o pior cenário possível, no qual todos os fluxos de petróleo bruto são precificados como Brent. Nesse cenário – que acreditamos ser improvável –, a Brava seria a mais afetada (-2,9 p.p. de FCFE yield), seguida pela Petrobras e PRIO (-0,8 p.p. de yield) e a RECV seria a menos afetada (-0,4 p.p.).

Nova metodologia de preços de referência

O projeto de lei fornece uma descrição breve, mas abrangente, da mudança proposta na metodologia de preços de referência. Atualmente, os preços de referência são publicados pela ANP com base em uma fórmula que considera o valor da gama de produtos de cada fluxo de petróleo (por exemplo, maior peso dos preços dos derivados mais leves para os petróleos mais leves). O novo projeto de lei diz que os preços de referência seriam baseados na “média dos preços publicados por agências internacionalmente reconhecidas”. O texto não fornece detalhes sobre a metodologia de cálculo, o que, em nossa opinião, gera uma incerteza significativa sobre sua interpretação. Acreditamos que o pior cenário possível seria o governo calcular os royalties e o IPE com base nos preços do Brent em todos os ativos produtores.

Mais receitas para o governo

Se assumirmos que o Brent será adotado como nova referência, a mudança proposta poderá ter um impacto potencialmente substancial nas receitas fiscais do governo – que é a intenção declarada no documento de justificativa do projeto de lei. Em nossas próprias estimativas, o governo poderia arrecadar até R$ 7,5 bilhões em receitas adicionais – dos quais R$ 5 bilhões em royalties e R$ 2,5 bilhões em IPE – com base na metodologia atual da ANP, que resulta em preços de referência cerca de 8% abaixo do Brent.

Às custas das empresas petrolíferas

O aumento das receitas do governo significa maior carga tributária para as empresas de upstream. Além disso, para alguns produtores, há uma dimensão adicional a ser considerada. Os preços de referência médios do Brasil são fortemente ponderados para o petróleo bruto leve, uma vez que os principais ativos produtores do país (por exemplo, Búzios, Tupi, Mero) produzem petróleo leve. O impacto pode ser maior para o petróleo bruto mais pesado e ácido, menos valioso. A PRIO e, especialmente, a Brava produzem petróleo mais pesado e podem ser mais afetadas do que a média nacional.

BRAV, RECV, PBR e PRIO impactadas

Não acreditamos que avaliar todos os fluxos de petróleo bruto como Brent seja o resultado mais provável desse novo risco. Certamente deve haver um ajuste de qualidade do petróleo bruto para refletir seu valor de mercado. No entanto, para quantificar o risco com as informações disponíveis atualmente, assumimos exatamente isso: todos os fluxos de petróleo bruto são avaliados como Brent para fins de royalties e IPE. Para avaliar o impacto potencial para as empresas em nosso universo de cobertura, consultamos os preços de referência atuais da ANP para os ativos específicos de cada empresa. Estimamos que o desconto atual em relação ao Brent seja de cerca de 8% para a PBR, cerca de 16% para a PRIO, cerca de 22% para a BRAV e cerca de 7% para a RECV. Com base em suas respectivas produções, estimamos impactos de cerca de US$ 615 milhões (-0,8 p.p. de FCFE yield) para a PBR; cerca de US$ 45 milhões (-0,8 p.p. de FCFE yield) para a PRIO; cerca de US$ 35 milhões (-2,9 p.p. de FCFE yield) para a BRAV; e US$ 3 milhões (-0,4 p.p. de FCFE yield) para a RECV. Nesse cenário, a Brava seria a mais afetada, já que o preço de referência de seu petróleo bruto mais pesado e menos valioso apresenta o maior desconto em relação ao Brent. A RECV seria a menos afetada, ainda mais considerando que já vende a maior parte de sua produção para refinarias domésticas.

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