Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
EnergyView
Centro de Energia e Recursos Naturais
Perspectivas para a indústria de petróleo e gás no Brasil
Lançamento do Centro de Energia
e Recursos Naturais da EY
Contexto da indústria de energia
e perspectivas
TM Rio 2016
1
Escrituração Contábil Fiscal (ECF):
uma mudança de paradigma
04
08
14
2
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Energy View
Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Energy View é uma publicação destinada a clientes
e colaboradores da EY que aborda tendências,
oportunidades e questões relevantes para as
empresas do setor de energia e recursos naturais.
Você pode participar enviando suas sugestões e dúvidas
para [email protected].
Coordenação técnica | Carlos Assis, Serge Huysmans,
Roberto Santos, Heron Miguens e Luciana Pires
Diretora de Brand, Marketing &
Communications | Marly Parra
Carlos Assis | Sócio de Consultoria
• + 55 21 3263-7212
[email protected]
Roberto Santos | Sócio de Auditoria
• + 55 21 3263-7138
[email protected]
Serge Huysmans | Sócio de Impostos
• + 55 21 3263-7310
[email protected]
Heron Miguens | Diretor
de Consultoria
• + 55 21 3263-7287
[email protected]
Tânia Beyda | Diretora de Consultoria
• + 55 21 3263-7251
[email protected]
Paulo Lobo | Diretor de Consultoria
• + 55 21 3263-7258
[email protected]
Tadeu Guimarães | Diretor de Consultoria
• + 55 21 3263-7220
[email protected]
Núbia Correia | Gerente sênior executiva
de Impostos
• + 55 21 3263-7227
[email protected]
Ian Craig | Gerente sênior executivo
de Impostos
• + 55 21 3263-7362
[email protected]
Alexsandro Jesus | Gerente sênior
executivo de Impostos
• + 55 21 3263-7134
[email protected]
Antonio Gil Franco | Gerente sênior
executivo de Impostos/Human Capital
• + 55 21 3263-7126
[email protected]
Coordenação editorial | Alexandre Moschella
Edição | Andrea Allabi
Projeto gráfico e direção de arte | Mariana Batista e Marcos Mazzei
Revisão | João Hélio de Moraes
Daniel Peixoto | Gerente sênior
executivo de Impostos
• + 55 21 3263-7316
[email protected]
Giovana Magalhães | Gerente sênior
de Consultoria
• + 55 21 3263-7293
[email protected]
Fabrício Andretti | Gerente sênior
de Consultoria
• + 55 21 3263-7245
[email protected]
Juliana Santos | Gerente sênior
de Consultoria
• + 55 21 3263-7247
[email protected]
Nuno Domingues | Gerente de Impostos
• + 55 (21) 3263-7423
[email protected]
Bernardo Sarsur | Gerente de Auditoria
• + 55 21 3263-7385
[email protected]
Ricardo Leite | Gerente de Auditoria
• + 55 21 3263-7401
[email protected]
Aloisio Gomes | Gerente de Auditoria
• + 55 21 3263-7224
[email protected]
Gustavo Scharf | Gerente de Auditoria
• + 55 21 3263-7241
[email protected]
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
3
Índice
Introdução
Artigos
4
EY lança o Centro
de Energia e
Recursos Naturais
Entrevista com
Marcelo Haddad,
presidente da
Rio Negócios
5 6
Contexto da
indústria de petróleo
e gás e perspectivas
Ambiente regulatório
1 Marco regulatório p.10
8
2 Tributação no setor de petróleo e gás p.12
2.1 Tributação dos lucros no exterior para a indústria de exploração
de petróleo e gás
2.2 As implicações tributárias e operacionais das recentes alterações
no regime do Repetro

2.3 Escrituração Contábil Fiscal (ECF): uma mudança de paradigma

2.4 Incentivos fiscais

2.5 Novidade em preços de transferência envolvendo as indústrias
de petróleo e gás no Brasil
3 Lei Anticorrupção brasileira (Lei nº 12.846/13) - Impactos para
a indústria de petróleo e gás p.16
4 Administração de talentos no setor de petróleo e gás no Brasil p.18
Ambiente de negócios
1 Infraestrutura e gargalos logísticos p.20
2 Conteúdo local p.22
3 Política e gestão de investimento social privado p.23
4 Passivos ambientais e contabilidade p.24
Eficiência operacional
1 Cadeia de valor p.26
2 Logística de apoio a operações offshore p.27
3 Riscos operacionais p.28
10
Links para
estudos EY
30
4
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Introdução
O mercado de energia brasileiro está em constante
crescimento e apresenta grandes desafios pela frente. Nesse
contexto, a EY lança a publicação “Energy View — Centro
de Energia e Recursos Naturais”, que traz as percepções e os
pontos de vista de nossa equipe sobre as tendências para as
indústrias de petróleo e gás, mineração e metais, siderurgia,
energia limpa e geração e transmissão de energia. Nosso
objetivo é manter os nossos clientes informados com análises
profundas sobre assuntos e notícias a respeito de mudanças
que impactarão esses setores no País. Nessa publicação,
destacamos as perspectivas e os aspectos que envolvem
a indústria nacional de petróleo e gás.
Diante do recente lançamento do Centro de Energia e
Recursos Naturais da EY, no Rio de Janeiro, esta publicação
chega em um momento especial. Pela primeira vez no Brasil,
temos um único centro de estudos, inovação e serviços que
integra as indústrias de petróleo e gás, mineração e metais
e energia. Nas próximas páginas, você terá mais detalhes
sobre o nosso centro de conhecimento e pesquisa, com
entrevistas e relatos sobre o evento de lançamento e artigos
que abordam tanto os desafios quanto as oportunidades
apresentadas pela indústria de petróleo e gás.
Evento
EY lança
o Centro
de Energia
e Recursos
Naturais
Esta publicação foi estruturada sobre três pilares que,
na visão da EY, são fundamentais para o mercado
de petróleo e gás:
• Ambiente regulatório: a conformidade regulatória
é um desafio para qualquer setor, mas as peculiaridades
das empresas de petróleo e gás fazem com que ela seja
uma disciplina única.
• Ambiente de negócios: caracteriza-se por desafios
externos que se propagam na cadeia de valor, impactando
os resultados dos projetos de exploração e produção.
• Eficiência operacional: capacidade de assegurar e otimizar
a produção de petróleo e gás por meio da disponibilidade
operacional de ativos, engenharia de manutenção, aplicação
de novas tecnologias, redução de tempos não produtivos –
intervenções não programadas –, com gestão integrada
dos agentes envolvidos (internos e externos) de forma segura
e sustentável.
Calgary
Houston
As opiniões aqui expressas não devem ser utilizadas de
maneira isolada para a tomada de decisões por parte das
organizações. Estamos à disposição para discutir nossas
opiniões e suas aplicações em cada caso concreto.
Rio de Janeiro
Centro Global de Petróleo e Gás
Bases de apoio
Centro de Energia e Recursos Naturais
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
A EY é uma das principais organizações de prestação de
serviços de Auditoria, Impostos, Transações Corporativas
e Consultoria do mundo, apresentando vasto conhecimento
do mercado em que atua. Por essa razão, tem o
compromisso de fazer sua parte na construção de
um mundo de negócios melhor.
Em um mundo de negócios melhor, a confiança cresce,
o capital flui sem entraves e os investidores tomam decisões
conscientes. Ao longo dos anos, a EY vem construindo um
conhecimento sólido no setor de petróleo e gás, vivenciando
seu desenvolvimento e transformação, bem como os impactos
nas operações das empresas do setor.
Nosso conhecimento e experiência na indústria nos
possibilitam formar opiniões fundamentadas e trazer
uma visão orientada sobre as tendências futuras
da indústria. Assim como nossa liderança e presença em
todo o mundo nos permitem oferecer aos clientes soluções
desenvolvidas por profissionais altamente experientes,
em qualquer lugar onde desejem conduzir negócios.
Os profissionais da EY pensam de forma global e atuam
de forma local em nome do cliente. Nossa firma conta
com uma sólida filosofia de gestão de contas, apoiada
na administração do conhecimento de ponta e em tecnologia.
Conseguimos esse nível de serviço por meio de uma
comunicação interna extremamente eficaz.
Como parte integrante de nosso compromisso com as
indústrias de energia no Brasil, acabamos de inaugurar
o Centro de Energia e Recursos Naturais, com sede no
Rio de Janeiro. Esse centro compreende os setores de
petróleo e gás, mineração e metais e energias alternativas.
Oferecemos aos nossos clientes equipes de trabalho
especializadas que entendem os desafios e complexidades
do setor e das empresas em pontos estratégicos, tais
como processos operacionais, fatores determinantes
de crescimento, considerações sobre a área regulatória
e dinâmica de mercado.
Com 280 profissionais altamente experientes, o Centro
de Energia e Recursos Naturais já nasce conectado
aos nossos Centros Globais e Centros Satélites localizados
estrategicamente em áreas que nos permitem atender
melhor às necessidades dos clientes. Um deles é o Centro
Global de Petróleo e Gás, com sede em Houston, nos
Estados Unidos, que é dedicado a oferecer uma visão
estratégica do setor e coordenar uma rede de mais de
9.600 profissionais que desenvolvem e oferecem soluções
adequadas para os problemas enfrentados pelas empresas
na indústria. Também contamos com Centros Satélites
em Londres, Moscou, Bahrein, Aberdeen, Beijing, Brisbane,
Calgary, Cape Town, Johannesburgo, Lagos, Perth,
Cingapura e Stavanger.
Stavanger
Aberdeen
Moscou
Londres
Beijing
Bahrein
Lagos
Cingapura
Johannesburgo
Cape Town
5
Perth
Brisbane
6
Energy View | Centro
Centro de
de Energia
EnergiaeeRecursos
RecursosNaturais
NaturaisEY
EY
Entrevista
Marcelo Haddad
Energy
EnergyView
View| Centro
| Centrode
deEnergia
EnergiaeeRecursos
Recursos Naturais
Naturais EY
A cerimônia de lançamento do Centro de
Energia e Recursos Naturais da EY ocorreu
em abril de 2014, no Rio de Janeiro, e contou
com a presença de várias personalidades do
setor energético do País. O CEO da EY para
Brasil e América do Sul, Jorge Menegassi,
e especialistas da EY Global estiveram
presentes, assim como Marcelo Haddad,
presidente da Rio Negócios.
Os convidados discutiram temas estratégicos
para o setor, como as oportunidades e os
desafios na exploração e produção de petróleo
e gás no Brasil. O pré-sal e os desafios futuros
do mercado também estiveram em pauta.
Confira abaixo a entrevista que fizemos com
Marcelo Haddad.
EY • Como o senhor analisa a infraestrutura no Brasil
comparada a outros países?
Marcelo Haddad • Falar sobre infraestrutura é uma
questão ampla; a gente precisa entender exatamente sob
que ponto de vista quer tratar. Em relação à infraestrutura
de talentos e tecnologia, a gente foi capaz de atrair – nesses
últimos anos – talentos e foi capaz, também, de atrair
centros de pesquisas para o Brasil. No entanto, os nossos
talentos ainda não conseguem atender à demanda, nem
tampouco à questão da mão de obra – que também é um
componente dessa infraestrutura de atratividade. Quando
a gente fala da parte de logística e mobilidade, eu acredito
que temos, sim, uma boa plataforma no Brasil. Quando a
gente fala no que tange ao ambiente de negócios, o Brasil
tem muito a melhorar ainda. O Brasil tem alguns setores
que são muito atraentes, como oportunidades de mercado;
a capacitação; o nível de serviços que nós temos, que é
adequado; uma grande operadora, que é capaz; e nós temos
alguns pontos menos atraentes ou que precisam avançar.
Agora, quando eu coloco o Brasil comparado com as
grandes áreas que competem com o País, eu posso dizer
que a gente tem um tema muito favorável para nós no que
se refere à infraestrutura.
EY • É necessário investir mais em pesquisa e
desenvolvimento no Rio de Janeiro, diante deste
momento importante pelo qual o Estado vive em relação
ao Campo de Libra?
Marcelo Haddad • O governo fez um trabalho muito
interessante – e aí eu me refiro muito mais ao ambiente
regulatório nacional, no sentido de destinar um percentual
do valor da receita desses poços –, absolutamente
7
focado na questão de desenvolvimento de tecnologia.
E a gente foi capaz, no Rio de Janeiro em particular,
de ter uma universidade com competência, com talento
e com recurso. E uma proximidade muito grande com
a operadora – Petrobras –, que foi capaz de atrair, nos
últimos anos, quase US$ 1,6 bilhão em investimentos em
pesquisa e desenvolvimento com pelo menos 18 grandes
centros de pesquisas aqui no Rio de Janeiro. Então,
recapitulando, no papel do governo, nós fomos muito
bem-sucedidos nesse aspecto.
EY • O Rio de Janeiro é ou se transformará em um
cluster tecnológico?
Marcelo Haddad • O Rio de Janeiro já é um cluster
tecnológico, sim. Quando a gente observa os próximos
anos – até 2015 –, deveremos ter uma concentração
de quase 4 mil pesquisadores PHDs na cidade. Isso é
um cluster sob qualquer ponto de vista, quando se
analisa mundialmente. A peculiaridade do nosso desafio
tecnológico ainda cria outra circunstância, na qual essa
tecnologia é muito aplicada para esse tipo de situação no
Brasil, e também poderá ser traduzida para outras novas
fronteiras de petróleo e gás. Então, eu acho que a gente
tem não apenas a oportunidade de aplicar conhecimento
hoje, mas de exportar tecnologia no futuro. O recorte que
a gente tem de tecnologia no Brasil e sua concentração
em um espaço único, fazendo efetivamente o papel de um
hub, é quase exclusivo do que a gente experimenta aqui.
No mesmo ambiente a gente tem competidores ferozes
em todo o mundo compartilhando o mesmo espaço e a
proximidade com o grande operador, com o grande cliente,
que é a Petrobras.
EY • Como o Centro de Energia e Recursos Naturais
da EY poderá contribuir para o desenvolvimento do Rio
de Janeiro e do Brasil, na sua opinião?
Marcelo Haddad • Eu sou muito otimista e muito
incentivador desse projeto da EY. Basicamente porque
a EY é uma escola de análise e de sistematização de
inteligência. Uma das coisas de que a gente mais precisa
na indústria de petróleo no Brasil é conseguir trazer de
fora experiências bem-sucedidas. Para dar um exemplo:
nós nos inspiramos, no nosso modelo hoje, na Noruega.
A EY é uma das empresas que podem trazer a referência
desse modelo internacional para o nosso negócio. Em
outro aspecto, a EY é capaz de parametrizar boa parte
dos procedimentos com que essa indústria opera no
mundo inteiro, em termos analíticos, e aplicar essa
inteligência ao nosso ambiente de negócios. E, por último,
a gente tem um desafio tecnológico de transformar no
futuro o nosso modelo de operação em quase um modelo
de operação digital e remoto. Eu acho que a EY, como
uma empresa global, tem a condição de catalisar ao
redor desse centro boa parte dessa expertise.
8
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Indústria
Contexto da indústria de petróleo e gás
e perspectivas
Uma preocupação comum entre as entidades governamentais
de países que descobrem uma grande riqueza natural
é a de se tornarem excessivamente dependentes desses
recursos sem que os benefícios voltem para a sociedade
e outros setores. Diversos elementos do marco legal e
regulatório da indústria de petróleo e gás no Brasil hoje
envolvem questões como essa, com o objetivo de capturar
e alavancar os benefícios do pré-sal para o País.
complexos como o criado pelo marco regulatório da
indústria de petróleo e gás no Brasil, passa a ser exigido
cada vez mais preparo, por parte de operadoras e
fornecedores, para conhecer os riscos envolvidos na
atividade e dar conta de atender ao aumento da demanda
de produtos e serviços.
Adicionalmente, é necessário entender que, para que
a promessa de riqueza e de grande desenvolvimento
socioeconômico se cumpra, grandes desafios precisarão
ser enfrentados no campo tecnológico, de infraestrutura
e logística, de legislação (marco regulatório), tributos,
capital humano e captação de investimentos.
Todo setor submetido a regulamentações rígidas demanda,
por parte das empresas, ações referentes à organização
e gestão de sua cadeia produtiva, a fim de manter
suas operações num ritmo crescente. Em ambientes
Projeção de reservas, produção e consumo de gás natural (bcm)
70
600
60
459,4
50
487,3
489,2
491
492,9
496,5
45
34,2
30,6
36
38,6
400
41,7
300
32,4
28,5
20
10
0
500
49
395,5
28,8
495
53,9
434,8
40
30
479,3
497
59,9
15,5
16,1
2013
2014
16,7
17,7
19,2
20,9
22,8
24,6
31
200
26,4
100
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Gás - Reservas
2021
2022
Gás - Produção
2023
0
Gás - Consumo
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
9
Projeção de reservas, produção de petróleo e capacidade de refino
4,5
25
3,74
4,0
3,44
3,5
20
2,26
2,43
2,55
2,10
2,71
2,93
2,86
2,93
3,23
3,23
3,23
3,23
15
Bn bp
MM bpd
3,60
2,94
2,33
2,0
4,04
3,22
3,0
2,5
3,89
2,41
2,25
10
1,5
1,0
13,2
13,8
14,5
15,1
15,8
16,5
17,1
17,9
18,6
19,4
20,3
5
0,5
0,0
2013
2014
2015
Fonte: IEA (Instituto de Economia Agrícola)
2016
2017
2018
2019
Petróleo - Reservas
As expectativas de desenvolvimento do segmento de
petróleo e gás no médio e longo prazo são positivas, mas,
como em todo processo de crescimento, o setor vai ter
de passar por momentos de atenção, reavaliação e ajustes
no curto prazo. Acreditamos que, para o começo de 2015,
os frutos de tanto esforço começarão a ser vistos.
O setor – que conta com uma atuação muito importante
do governo – está crescendo e ficando mais complexo, com
novos players entrando na indústria, novas tecnologias de
ponta sendo solicitadas e investidores exigindo resultados.
O incentivo estatal, por meio da ANP (Agência Nacional
2020
2021
Petróleo - Produção
2022
2023
0
Petróleo - Capacidade
de Petróleo), será determinante na criação de medidas
claras e de um ambiente regulatório que permita o
desenvolvimento de uma concorrência leal, capaz de
impactar positivamente no desenvolvimento do setor.
O Brasil oferece um potencial geológico bastante interessante,
com algumas bacias maduras e outras praticamente
inexploradas, junto a um mercado pujante. Outros mercados,
porém, estão surgindo como opções de investimento
diferenciadas, como no caso do mercado mexicano, que
mudou sua regulamentação no fim de 2013, abrindo-se
para captar recursos no setor privado.
10
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Artigos
Ambiente
regulatório
1. Marco regulatório
As descobertas da camada pré-sal trouxeram para o Brasil
não só uma grande fonte de recursos, como também dirigiram
a atenção sobre o País, gerando grande impacto a partir
da necessidade de criação de um novo ambiente regulatório
para garantir, de um lado, a atratividade para investidores
nacionais e estrangeiros e, por outro, os benefícios do
usufruto das riquezas por toda a sociedade. Foram esses
alguns dos motivos pelos quais o governo propôs a mudança
do sistema de concessão para o de partilha da exploração
e produção nas áreas do pré-sal.
Pelo modelo de partilha, as empresas contratadas assumem
os riscos das atividades, obtendo como pagamento uma
parte da produção (lucro-óleo), e fazem jus a outra parcela
(custo-óleo), em quantidade suficiente para ressarcir
suas despesas. O lucro-óleo é, então, partilhado entre
os participantes do investimento e a União.
No sistema de concessão, que se mantém válido para os
antigos contratos, as atividades são realizadas por conta e
risco da empresa concessionária, que é dona das instalações
e de toda a produção. Ela paga à União royalties, bônus
de assinatura e outras participações governamentais.
A alegação do governo para a mudança foi a necessidade
de a União se apropriar de uma parcela significativa do
petróleo do pré-sal para levar o País a um novo patamar de
desenvolvimento socioeconômico. Pelas regras do sistema
de partilha, a União pode contratar diretamente a Petrobras
para produzir em determinadas áreas no pré-sal, respeitando
o limite de 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural,
sem licitação (por meio de cessão onerosa de direitos). Além
disso, a companhia será a operadora de todos os blocos
de exploração, nos quais terá participação mínima de 30%.
Vencem as licitações as empresas que oferecerem a maior
contribuição percentual de lucro-óleo à União.
O novo marco regulatório aprovou a Lei n° 12.304/2010,
que criou a Pré-sal Petróleo SA (PPSA) – nova empresa
estatal que possui uma natureza regulatória – posto que
vá gerir os contratos realizados pela União com as empresas
petrolíferas, além de ter acesso ao conteúdo informacional
no que diz respeito aos custos efetivamente necessários
à exploração e produção de petróleo na área do pré-sal.
Assim, por trás de uma função empresarial de gestão
voltada à maximização dos lucros da União, há uma função
regulatória de coletar o maior número de informações para
melhor regular o setor de petróleo no ambiente do pré-sal,
gerindo, também, o Fundo Social, cuja missão é destinar
parte dos recursos prioritariamente ao combate da pobreza,
à educação de qualidade e à inovação científica e tecnológica.
Gás não convencional
Olhando para o potencial do gás não convencional,
percebemos que existe uma nova fronteira que pode mudar
o mundo em muitos aspectos e que também levanta diversos
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
questionamentos de natureza ambiental, econômica
e tecnológica.
Shale oil e shale gas são hidrocarbonetos que, durante
décadas, foram deixados de lado por se encontrarem
em formações com permeabilidade baixa. Na extração
do petróleo e gás acumulados em tais formações não
convencionais, é necessária a aplicação de técnicas
de fraturamento hidráulico (fracking) para que sejam
economicamente viáveis. Embora os EUA tenham
desenvolvido suas reservas não convencionais mais do
que qualquer outro país – shale oil e shale gas existem em
todo lugar –, países como Canadá, Reino Unido, Alemanha,
Polônia, França, China, Índia e Brasil devem agora enfrentar
os potenciais riscos e retornos de tal atividade.
Os principais riscos do fraturamento hidráulico recaem
sobre o meio ambiente, pois a atividade envolve a injeção
de uma mistura de água, areia e produtos químicos em alta
pressão para dentro do poço, de forma a rachar a formação
e permitir que o petróleo e o gás fluam. Existe a preocupação
de que as consequência desses riscos ambientais possam
gerar terremotos, contaminação da água, poluição do ar
e degradação do solo – riscos estes que ainda não foram
completamente compreendidos.
Em países como a Alemanha, toda a atividade em formações
não convencionais foi suspensa à espera de uma decisão
judicial que determine se o fraturamento hidráulico poderá
ou não ser realizado em seu território. O Reino Unido,
por outro lado, continua permitindo a realização dessa
atividade, mas está lidando com uma oposição forte por
parte de grupos ambientais. Seu Departamento de Energia
e Mudanças Climáticas publicou um estudo recomendando
medidas para mitigar o risco de tremores sísmicos causados
pela atividade. Os EUA estão enfrentando problemas
similares em função dos recentes terremotos em Dallas,
atribuídos em teoria às atividades de fraturamento
hidráulico realizadas em 2008 nas proximidades do
aeroporto de Fort Worth, em Dallas.
A ANP ainda não editou nenhuma norma relacionada
especificamente com as reservas não convencionais ou com
a atividade de fraturamento hidráulico. De fato, não existe
uma clara diferença na legislação nem regulação entre
reservas convencionais e não convencionais. A ANP, no
entanto, emitiu diversos ofícios a operadores que conduzem
operações de fraturamento solicitando informações como
o tipo e a idade da formação sujeita à atividade; o número
de operações e o volume de fluido utilizado; e os planos
do operador sobre as operações futuras de fraturamento
hidráulico e poços horizontais. Essa é uma evidência clara
de que o regulador está preocupado com a crescente
evolução de tais atividades e já está obtendo informações
com a indústria. Esses quatro anos após a rodada de
novembro de 2013 darão à ANP uma ideia de quais são
as perspectivas.
O desenvolvimento tecnológico em fraturamento hidráulico
certamente representa um dos maiores avanços da
indústria nas últimas décadas, mas traz consigo riscos
potencialmente significativos. O que se pode esperar dos
11
governos, não apenas do Brasil, como também de outros
países, é a criação de novos instrumentos regulatórios
que busquem estabelecer um equilíbrio entre os benefícios
e riscos de tais atividades e que permitam a evolução
da tecnologia dentro de limites aceitáveis e controláveis.
Heron Miguens
Diretor executivo de Consultoria
[email protected]
2. Tributação no setor
de petróleo e gás
• 2.1. Tributação dos lucros no exterior
para a indústria de exploração de
petróleo e gás
Em maio de 2014 foi editada a Lei 12.973, resultado da
conversão da Medida Provisória 627/13 (MP 627), que
introduziu relevantes alterações à legislação do imposto
de renda. Dentre as mudanças propostas encontram-se
as regras relativas à tributação em bases universais das
pessoas jurídicas, a comumente denominada tributação dos
lucros no exterior. Em síntese, essas regras regulam como
os lucros de subsidiárias no exterior de empresas brasileiras
são tributados no Brasil, estabelecendo que os lucros de
controladas estrangeiras devam ser tributados anualmente
no Brasil, mediante a sistemática de inclusão dos lucros
das subsidiárias nos lucros da empresa brasileira,
independentemente de terem sido efetivamente distribuídos.
Essas alterações foram propostas após anos de discussões
entre o governo e os contribuintes relativamente à
inconstitucionalidade das regras de tributação dos lucros
em bases universais introduzidas no Brasil em 1996,
bem como à ilegalidade dessas regras diante dos tratados
firmados pelo Brasil para evitar dupla tributação. Neste
artigo não detalharemos a controvérsia relativa aos lucros
no exterior, nem tampouco analisaremos se as alterações
introduzidas pela Lei 12.973 irão sanar as controvérsias
relativas a essa questão.
O objetivo deste breve estudo é abordar uma das alterações
introduzidas pela Lei 12.973 que diretamente impactam
as operações das multinacionais brasileiras que prestam
serviços à indústria de petróleo e gás no Brasil. Isso porque,
a fim de incrementar os investimentos estratégicos
necessários ao desenvolvimento do setor de exploração e
produção de petróleo e gás, o governo introduziu uma nova
regra de isenção aplicável aos lucros das companhias
estrangeiras controladas diretamente por empresas
brasileiras, quando essas controladas diretas são contratadas
por empresas brasileiras que detêm concessão ou autorização
para explorar e produzir petróleo e gás no Brasil.
Atualmente, como mencionado acima, quando uma
multinacional brasileira detém ações de uma empresa
12
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
controlada estrangeira, os lucros dessa subsidiária devem ser
incluídos anualmente na base de cálculo do imposto de renda
e da contribuição social sobre o lucro da empresa brasileira
(sobre a qual incidirá a alíquota aproximada de 34%). Verificase, portanto, que da aplicação da regra brasileira decorreria
uma dupla tributação, uma vez que o lucro da subsidiária –
tendo sido tributado em seu país de origem – estaria sendo
também tributado no Brasil. A regra brasileira prevê que essa
dupla tributação seja eliminada mediante o mecanismo de
crédito no Brasil do imposto sobre a renda pago no exterior
pela subsidiária estrangeira.
restringem a possibilidade de garantir isenções por períodos
superiores a cinco anos (artigo 91 da Lei nº 12.708/12).
No futuro, se essa regra orçamentária for alterada, o prazo
máximo inicial de cinco anos poderá ser estendido. Por opção
da empresa brasileira, a isenção já pode ser efetivamente
aplicada em 2014. Aponte-se ainda que a redação original
proposta pelo governo federal na MP restringe-se aos lucros
relativos ao afretamento por tempo ou prestação de serviços.
Essa limitação, contudo, não atendia às necessidades da
indústria, posto que restringia-se à aplicação das regras
aos casos de afretamento por tempo.
O mecanismo de tributação em bases universais adotado no
Brasil difere do aplicado em outros países que, comumente
sujeitos a determinadas condições, aplicam regras de isenção
de lucros provenientes de subsidiárias no exterior (por
exemplo, Holanda, Japão e Reino Unido) ou regras de
diferimento da tributação até a efetiva repatriação desses
lucros (por exemplo, Estados Unidos). Sabemos que muitas
empresas brasileiras que operam na indústria de petróleo
e gás constituíram, para atender às regras do Repetro,
subsidiárias no exterior que detêm a propriedade das
plataformas e equipamentos, que por sua vez são afretados
ou contratados diretamente pela empresa brasileira detentora
da concessão autorizada para explorar e produzir petróleo
e gás. Ressalta-se ainda que a alíquota do imposto de renda
na fonte é reduzida a zero nos casos de remessas para
o exterior em pagamentos ao afretamento de embarcação.
Ciente das limitações impostas pela redação da Medida
Provisória 627, o Congresso aprovou uma nova redação
para o dispositivo para estender a isenção aos lucros
relativos ao afretamento a casco nu, arrendamento mercantil
operacional, aluguel e empréstimos de bens relacionados
à prospecção e exploração de petróleo e gás. A Lei 12.973
passou também a permitir a aplicação da isenção aos lucros
das controladas indiretas contratadas por concessionárias,
autorizatárias e detentoras de concessão no regime
de partilha de produção.
Desta forma, pela regra anterior, os lucros dessas subsidiárias
estrangeiras seriam tributados no Brasil. Assim, podemos
concluir que as multinacionais brasileiras, as quais criaram
essa estrutura principalmente para atender às regras do
Repetro, estariam em situação competitiva desfavorável
se comparadas a seus concorrentes globais, por estarem
sendo diretamente impactadas pelas regras de tributação
em bases universais.
Neste contexto, a Lei 12.973 introduziu uma regra de isenção
dos lucros das companhias estrangeiras controladas
diretamente por empresas brasileiras, quando as primeiras
são contratadas por concessionárias ou autorizatárias que
exploram e produzem petróleo e gás, a fim de mitigar
essa desvantagem competitiva. Dessa forma é viabilizado
o incremento dos investimentos estratégicos necessários
ao desenvolvimento do setor de exploração e produção
de petróleo e gás. De acordo com a exposição de motivos
da MP 627, a isenção representará um impacto financeiro
de R$ 14,35 milhões em 2015, R$ 15,79 milhões em 2016
e R$ 17,36 milhões em 2017.
Essa regra encontra-se prevista no 3º e 4º parágrafos
do artigo 77, o qual isenta os lucros auferidos por
companhia controlada diretamente por empresa brasileira
correspondentes às atividades de afretamento por tempo
ou prestação de serviços diretamente relacionados à
prospecção e exploração de petróleo e gás, em território
brasileiro, quando esta é contratada por concessionária
ou autorizatária nos termos da Lei nº 9.478/97.
Deve ser apontado que a isenção proposta somente poderá
ser aplicada por um prazo máximo inicial de cinco anos. Essa
limitação temporal é decorrente de regras orçamentárias que
Mariana Cunha
Sócia de Impostos
[email protected]
Luciana Pires
Gerente sênior executiva – International Tax Services
[email protected]
• 2.2. As implicações tributárias
e operacionais das recentes alterações
no regime do Repetro
Dezembro de 2013 trouxe a introdução das mais significativas
mudanças às regras disciplinadoras do regime do Repetro.
O já consolidado regime, responsável por suspender
todos os tributos federais na importação temporária
de máquinas e equipamentos destinados a atividades
de exploração/produção na indústria de petróleo e gás,
foi ajustado por meio da publicação da Instrução Normativa
nº 1.415/2013 (IN 1.415), revogando as, até então,
regras aplicáveis.
Da perspectiva de viabilidade de custos, se considerarmos que
a utilização do Repetro foi e continua sendo um fator-chave
e uma das bases de sustentação para o rápido crescimento da
indústria de petróleo e gás, nada mais natural que o fato de tais
mudanças terem sido recebidas com grande atenção e certo
nível de nervosismo no âmbito dos operadores, fornecedores
e perfuradores, que se apressam em entender as repercussões
e impactos em suas próprias operações e custos fiscais.
Naturalmente, a intenção das autoridades não é criar
apreensão na indústria. Na verdade, as recentes mudanças
parecem buscar a simplificação e clarificação do regime, que,
desde seus primeiros esboços, em 2002, foi notório pelas
lacunas de interpretação decorrentes de suas regras,
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
especialmente no que se referia à aplicação do conjunto
de normas às questões práticas e operacionais do dia
a dia da indústria.
Neste novo momento, acreditamos ter havido uma clara
tentativa de abordar algumas das recorrentes brechas
relacionadas à interpretação das regras. No entanto,
a resolução de parte das dúvidas já existentes coincidiu
com o aparecimento de novas áreas de questionamento,
que vêm sendo mapeadas pelos usuários do Repetro
conforme avaliam os impactos das mudanças em
suas operações.
Além da simplificação do regime para os usuários, as
mudanças recentes também demonstram um desejo por
parte das autoridades em exercer controle adicional sobre
o cumprimento do regime de forma administrativamente
não onerosa.
Considerando-se a probabilidade de haver centenas de
milhões de dólares em impostos suspensos pelo regime,
as autoridades têm a ampla e complexa tarefa de fiscalizar
e controlar o cumprimento das regras do Repetro.
Dois elementos-chave foram introduzidos com as novas
regras, potencialmente facilitando o controle e gerenciamento
em questão:
i. O primeiro é a simplificação do processo de habilitação
e admissão, na medida em que todos os requerimentos
e o compartilhamento de informações passam a ser
realizados eletronicamente, por meio do chamado
“dossiê digital”. Muitas perguntas estão sendo feitas
pela indústria sobre como esse processo funciona
na prática, e os próximos meses serão críticos para
o monitoramento de como os novos processos estão
sendo implantados.
ii. O segundo diz respeito a uma nova área de dúvida
relacionada ao papel do operador, que tem levantado
amplos questionamentos. A nova legislação sugere que
o operador deve sempre nomear quem será o importador
dentro do Repetro e, em reuniões realizadas entre as
autoridades e a indústria, tem-se sugerido também que
o operador possa vir a ter algum tipo de responsabilidade
pelos tributos suspensos pelo importador indicado.
Tal situação vem sendo acompanhada de perto, na
esperança de novos esclarecimentos complementares.
Os exemplos acima mostram que as novas regras de
fato simplificaram alguns aspectos do regime, ao mesmo
tempo em que introduziram significativas novas áreas
de dúvidas cujo esclarecimento pode vir a depender de
interpretação jurídica. Além disso, criaram alguns riscos
e incertezas no que diz respeito à habilitação ao regime
e operacionalização de novas admissões temporárias,
pelo menos nos primeiros meses.
Sumário das principais alterações com impactos
operacionais
É altamente recomendável que todos os operadores, atuais
ou futuros, realizem uma avaliação de impacto com o objetivo
13
de mapear as implicações (fiscais e operacionais) das recentes
mudanças, que podem tanto representar oportunidades
como riscos. Além do já acima exposto, entendemos que
as mudanças mais relevantes a serem avaliadas são:
• Foram trazidos esclarecimentos a respeito de quais bens
são elegíveis ao regime. Tubos e umbilicais, por exemplo,
que ao longo dos últimos anos geraram dúvidas, não
foram claramente listados como elegíveis ao Repetro.
• Introdução de um valor mínimo unitário para os itens
elegíveis ao Repetro. Itens com valor unitário menor
que US$ 25 mil foram excluídos da abrangência,
o que potencialmente pode provocar um aumento
significativo nos impostos devidos, a depender da
operação. Usuários do Repetro devem agora procurar
entender que tipo de planejamento de inventário e/ou
de classificação fiscal pode ser feito como forma
de minimizar os impactos.
• Em linha com o modelo de licitação para a área do
pré-sal, acordos de partilha de produção e consórcios
podem agora se habilitar ao Repetro.
• Exigências relacionadas às garantias financeiras
foram ajustadas.
• O regime pode agora ser parcialmente extinto, o que
significa que itens podem ser parcialmente reexportados
de maneira igual.
• Nova Declaração de Importação não é mais necessária
nos casos de nova admissão temporária desencadeada
pela substituição do beneficiário no Repetro.
• Novas diretrizes sobre compartilhamento de recursos,
posto que as mercadorias podem agora ser transferidas
entre plataformas, desde que estejam todas dentro
do Repetro e tenham o mesmo beneficiário. Esse é um
desenvolvimento significativo em termos de flexibilidade
operacional.
• Formalização da não suspensão do Repetro nos casos em
que mercadorias no regime são enviadas para manutenção
ou substituição, inclusive no exterior.
• Flexibilidade adicional em termos de armazenamento
de itens no Repetro durante e antes da operação. Foi
introduzida a possibilidade de armazenamento fora
de área alfandegada.
Este é apenas um breve resumo de algumas das alterações
feitas. É fundamental que todos os usuários, sejam eles atuais
ou futuros, entendam e avaliem cuidadosamente os impactos
das mudanças em suas operações no Brasil.
Ian Craig
Gerente sênior executivo – Global Trade
[email protected]
14
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
• 2.3. Escrituração Contábil Fiscal (ECF):
uma mudança de paradigma
Em janeiro de 2007, foi instituído o Sistema Público de
Escrituração Digital (Sped), por meio do Decreto n° 6.022.
De acordo com esse normativo, o Sped tem como
principais objetivos:
(i) Promover a integração dos Fiscos, mediante a
padronização e compartilhamento das informações
contábeis e fiscais, respeitadas as restrições legais
de acesso;
(ii) Racionalizar e uniformizar as obrigações acessórias para
os contribuintes, com o estabelecimento de transmissão
única de distintas obrigações acessórias de diferentes
órgãos fiscalizadores; e
(iii) Tornar mais célere a identificação de ilícitos tributários,
com a melhoria do controle dos processos, a rapidez
no acesso às informações e à fiscalização mais
efetiva das operações com o cruzamento de dados
e auditoria eletrônica.
A implantação do Sped representou uma verdadeira mudança
de paradigma na relação Fisco-contribuinte, uma vez que
as autoridades fiscais passaram a ter acesso quase que
instantâneo às informações. Agora o Fisco é capaz de realizar
o cruzamento automático dos dados contábeis e fiscais
dos contribuintes, de forma que a capacidade de diagnosticar
inconsistências aumentou drasticamente.
Neste contexto, a Receita Federal do Brasil (RFB) criou
a Escrituração Contábil Fiscal (ECF). A ECF substitui a
Declaração de Informações Econômico-Fiscais da Pessoa
Jurídica (DIPJ) a partir do ano calendário de 2014, com
entrega prevista para o último dia útil do mês de junho de
2015. Vale ressaltar que são obrigadas ao preenchimento
da ECF todas as pessoas jurídicas tributadas pelo lucro real,
arbitrado ou presumido.
Uma das principais novidades trazidas pela ECF é
a possibilidade de utilização dos saldos e contas da
Escrituração Contábil Digital (ECD) para preenchimento
da ECF. A ECF também será capaz de recuperar os
saldos finais da ECF entregue no ano anterior.
Por intermédio da ECF, o Fisco terá o controle on-line, por
meio de validações informatizadas, das partes “A” e “B”
do Livro Eletrônico de Apuração do Lucro Real (e-Lalur) e
do Livro Eletrônico de Apuração da Base de Cálculo da CSLL
(e-Lacs). Todas as informações contidas nesses livros
eletrônicos também serão controladas, e, no caso da parte
“B”, será possível efetuar o cruzamento de saldos de abertura
e de fechamento. Adicionalmente, os contribuintes também
serão obrigados a apresentar na ECF informações econômicas
e gerais em novo formato.
Sendo assim, a partir do ano que vem o Fisco terá acesso total
e irrestrito de forma on-line a todas as informações contidas
nas apurações do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ)
e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Alertamos as empresas da necessidade de realizar no ano de
2014 um diagnóstico estrutural dos dados requeridos pela
ECF. Esse diagnóstico deverá ser capaz de avaliar o nível de
maturação das informações produzidas pelos departamentos
contábil, fiscal e de tecnologia da informação de forma que
as empresas sejam capazes de atender às exigências trazidas
pela ECF, antecipando assim eventuais deficiências no fluxo
de geração das informações que possam dificultar ou impedir
a entrega dessa importante obrigação acessória.
Fernando Moura
Gerente sênior de Impostos
[email protected]
• 2.4. Incentivos fiscais
Com o objetivo de facilitar o aporte de capitais em uma
determinada região e promover o seu desenvolvimento,
o governo concede importantes incentivos fiscais.
Como exemplo, podemos citar a Superintendência do
Desenvolvimento do Nordeste (Sudene) e a Superintendência
do Desenvolvimento da Amazônia (Sudam).
As regiões abrangidas pela Sudam e Sudene possuem
diversos incentivos fiscais focados em novos investimentos,
bem como na modernização e ampliação de investimentos
existentes. Nas duas regiões, é possível obter incentivos
que podem chegar a uma redução de 75% do valor do
imposto de renda, bem como ao reinvestimento de 30%
do valor do imposto de renda devido.
Em linhas gerais, para a obtenção desses benefícios
o empreendimento deve estar localizado dentro da
área abrangida pela Sudam ou Sudene, a atividade
do empreendimento deve constar da lista dos setores
considerados prioritários para o desenvolvimento da
região e o beneficiário deve apurar o imposto de renda
com base no lucro real.
A fruição do incentivo fiscal depende de aprovação
de processo pela Sudam ou Sudene, o que passa pela
apresentação de um projeto, vistoria do empreendimento,
emissão de laudo constitutivo e requerimento do
reconhecimento do benefício perante a Receita Federal
do Brasil (RFB). Estando concluído o processo, o incentivo
fiscal é concedido por um período de dez anos. Hoje existem
diversas empresas operando nas bacias situadas nas
áreas de atuação da Sudam e da Sudene, tanto na fase
exploratória quanto na fase de produção. A EY assessora
algumas delas no processo de avaliação e obtenção
do benefício.
Em nossa visão, é extremamente recomendável que
empresas que possuam atividades nas áreas de atuação
da Sudam e Sudene avaliem a possibilidade da aplicação
desses incentivos fiscais, bem como dos demais incentivos
fiscais federais, estaduais e municipais disponíveis aos
contribuintes com atividades nessas regiões.
O governo federal brasileiro também concede incentivos
fiscais às empresas que investem em pesquisa e
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desenvolvimento de inovação tecnológica. A Lei nº 11.196/05
é um exemplo disso. Em linhas gerais, o incentivo instituído
por meio dessa lei possibilita ao contribuinte: (i) dedução
adicional no imposto de renda da pessoa jurídica (IRPJ)
e na contribuição social sobre o lucro líquido de 60% a 100%
dos dispêndios com inovação tecnológica; (ii) depreciação
acelerada de bens utilizados exclusivamente em atividades
de inovação tecnológica; (iii) redução de 50% do IPI
na aquisição de máquinas e equipamentos utilizados
exclusivamente em atividades de inovação tecnológica;
(iv) isenção de imposto de renda na fonte.
As atividades relacionadas com a exploração e produção
de petróleo e gás utilizam tecnologia de ponta, são portanto
relevantes os investimentos da indústria em inovações
tecnológicas. Tanto é verdade que várias empresas
da indústria já possuem centros de pesquisa no Brasil.
Especificamente no que tange aos concessionários de
exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil,
nos casos em que seja devida participação especial em um
campo, há obrigatoriedade de investimento em pesquisa
e desenvolvimento em valor equivalente a 1% da receita
bruta de produção para tal campo.
Existem regras bem específicas quanto às despesas a serem
consideradas como qualificadas para fins de investimento
em pesquisa e desenvolvimento, quanto à comprovação
do investimento junto à ANP.
Nos últimos anos, temos assessorado diversas empresas da
indústria, tanto concessionários quanto fornecedores, na
avaliação da aplicabilidade dos incentivos fiscais instituídos
pela Lei nº 11.196/06, tendo experimentado ótimos
resultados. Nessa linha, nossa recomendação é que tanto
os concessionários quanto os fornecedores avaliem a
possibilidade de utilização de tal incentivo fiscal.
Maria do Carmo Leocádio
Sócia de Impostos
[email protected]
Alfredo Teixeira Neto
Sócio de Impostos
[email protected]
15
da Delegacia Especial de Maiores Contribuintes (Demac), que
tem entre suas atribuições realizar a fiscalização de preços de
transferência. Desde então, houve um significativo incremento
do número de diligências envolvendo preços de transferência
no setor de petróleo e gás, com atuação firme da Receita
Federal em toda a cadeia produtiva, dos prestadores de
serviços às empresas responsáveis pela exploração e produção.
Sob a perspectiva da arrecadação de tributos, o foco dado
pela RFB ao setor faz todo o sentido, na medida em que boa
parte dos insumos utilizados na indústria advém de operações
realizadas com partes relacionadas domiciliadas no exterior,
exigindo, portanto, a comprovação de que os preços
praticados nessas operações atendem a um dos métodos
de preços de transferência previstos na legislação brasileira.
Porém, a aplicação das normas de preços de transferência
ao setor de petróleo e gás é merecedora de atenção especial,
uma vez que esse segmento da economia apresenta
particularidades operacionais que não estão expressamente
previstas na Lei nº 9.430/96, bem como na IN RFB
nº 1.312/12 (principais normas de preços de transferência
no Brasil).
Como exemplo, podemos destacar as operações envolvendo
a prestação de serviços e a cessão de direitos (especialmente
aluguéis e afretamentos). Como as nossas regras foram
nitidamente desenhadas para aplicação a operações
envolvendo bens, por vezes as empresas que atuam no setor
de petróleo e gás se veem em posição delicada, seja pela
dificuldade de aplicação de qualquer um dos métodos de
preços de transferência disponíveis, seja pela apuração de
ajustes fiscais relevantes, mesmo quando o preço praticado
fundamenta-se em uma lógica econômica e comercial pautada
no conceito arm’s length.
Além disso, vale lembrar que as regras brasileiras não se
alinham com aquelas preconizadas pela OCDE (Organização
para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico). Portanto,
estudos preparados para justificar as transações no exterior
têm pouca ou nenhuma utilidade no Brasil; e o mais
preocupante: um ajuste de preços de transferência no Brasil
pode gerar dupla tributação, uma vez que não é permitido
o ajuste fiscal reflexo na outra ponta da transação no exterior.
Alexsandro Jesus
Por conta dos elevados montantes usualmente envolvidos
nas transações da indústria de petróleo e gás, as recentes
medidas adotadas pelo governo no que tange aos preços
de transferência acabam por afetar a indústria. Dentre essas
mudanças, podemos destacar:
• 2.5. Novidade em preços de
transferência envolvendo as indústrias
de petróleo e gás no Brasil
•A criação do Siscoserv, sistema destinado a controlar
as operações externas envolvendo serviços e intangíveis.
Gerente sênior de Impostos
[email protected]
É notório o desenvolvimento do setor de petróleo e gás no
Brasil, sendo seus efeitos econômicos mais evidentes no Estado
do Rio de Janeiro, cujo litoral abrange parte significativa das
reservas de hidrocarbonetos do Brasil e onde se localizam as
sedes das principais empresas do setor no País.
Atenta a esse movimento, a Receita Federal do Brasil (RFB)
inaugurou no Rio de Janeiro, em maio de 2010, uma unidade
•A publicação de normas específicas para commodities, cujos
efeitos na indústria do petróleo recaem, sobretudo, sobre
as importações e exportações de petróleo, gás e derivados¹.
•O redesenho das normas aplicável aos juros intercompany,
valendo-se das taxas praticadas nos títulos do governo
brasileiros emitidos no exterior como principal comparável¹.
•Introdução de regras mais restritas em relação à possibilidade
de adoção da dispensa de comprovação do cálculo de preços
de transferência nas exportações (safe harbor)¹.
16
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Portanto, cabe aos contribuintes a busca por meios
eficientes que mitiguem os riscos tributários associados
às operações realizadas com partes relacionadas, o que
passa necessariamente pela implementação de processos
que permitam:
• A coleta e a confirmação da qualidade das informações
utilizadas nos cálculos.
•A geração do cálculo dentro dos parâmetros estabelecidos
pela lei e demais normas correlatas ao tema.
•O agrupamento, a organização e o cruzamento
da documentação de suporte ao cálculo.
•A guarda e manutenção dos cálculos e documentos
associados às transações sujeitas ao cálculo de preços
de transferência.
•O treinamento do pessoal responsável pelo cálculo.
•A definição de políticas de preços intercompany consistentes
e de acordo com as normas brasileiras.
•A definição de procedimentos de atendimento à fiscalização
no caso de diligências fiscais.
Por fim, deve-se ressaltar que o sucesso na implementação
de processos sólidos em preços de transferência depende,
primordialmente, do profundo conhecimento das características
e particularidades de diversas áreas da empresa (compras,
vendas, contábil, custo e comercial, por exemplo), não sendo
de atribuição única da área tributária. Portanto, é notório que
o processo de gestão dos preços de transferência será eficiente
e eficaz quando operar integrado e coordenado com as diversas
áreas da empresa, gerido por profissionais qualificados e com
visão global, e for capaz de produzir resultados e análises que
permitam correções de rumo tempestivamente.
1
Aplicação opcional para o ano calendário de 2012 e compulsória a partir de 2013.
Marcio R. de Oliveira
Sócio de ITS Transfer Pricing
[email protected]
3. Lei Anticorrupção
brasileira (Lei nº 12.846/13)
– Impactos para a indústria
de petróleo e gás
A crescente demanda por produção de petróleo e o declínio
das reservas em produção estão redirecionando o investimento
para países considerados difíceis para negócios, altamente
custosos e reconhecidamente de alto risco. De acordo
com levantamento feito pela Transparency International
(organização não-governamental que tem como principal
objetivo a luta contra a corrupção), nos próximos 20 anos,
90% da produção desse segmento será originada em países
em desenvolvimento, e é nesse contexto de risco que
o Brasil se insere.
No mais recente índice de percepção de corrupção no setor
público divulgado pelo Transparency International, o Brasil
ocupa a 72ª posição em um total de 177 países, apresentando
um índice de 42 – onde zero seria um país percebido como
altamente corrupto e 100 um país reconhecidamente limpo1.
Em outro estudo, conduzido pela mesma Transparency
International, verificou-se que a indústria de petróleo e gás
é percebida como uma das mais suscetíveis ao pagamento
de propinas para agentes públicos, ocupando a 16ª posição
de um total de 19 setores mapeados2.
Tal conjuntura torna a indústria de petróleo e gás no Brasil foco
de atenção das autoridades responsáveis pela investigação
e aplicação das legislações anticorrupção internacionais, a
exemplo das americanas U.S. Department of Justice (DOJ)
e U.S. Securities and Exchange Commission (SEC), assim como
do órgão britânico Serious Fraud Office (SFO). As mais recentes
decisões do DOJ, bem com a lista pública das empresas que
estão sob investigação desse órgão, confirmam a indústria de
petróleo e gás na lista de prioridades do governo americano no
que tange a processos de investigações por possíveis violações
à legislação americana conhecida como FCPA (U.S. Foreign
Corrupt Practices Act).
A recém-publicada Lei Anticorrupção brasileira (Lei
nº 12.846/13), que entrou em vigor em 29 de janeiro de
2014, aproximou o Brasil dos países desenvolvidos no que
se refere a mecanismos legais de responsabilização da pessoa
jurídica por atos contra a administração pública. As sanções
contra as empresas por violação desse dispositivo legal são
severas, podendo, na esfera administrativa, experimentar
multas que alcançam de 0,1% a 20% do faturamento (ou de
R$ 6 mil a R$ 60 milhões quando não for possível determinar
o faturamento bruto), além de publicação extraordinária da
decisão condenatória, enquanto que, na esfera judicial, a lei
brasileira anticorrupção prevê desde a proibição de incentivos,
subsídios, subvenções, doações ou empréstimos de órgãos
públicos até a privação de bens, direitos ou valores obtidos da
infração. Por fim, as sanções judiciais poderão culminar com
a suspensão ou interdição parcial das atividades da empresa,
ou até mesmo sua dissolução compulsória.
A natureza e escala global do setor de petróleo e gás, bem
como a complexidade da operação e relações contratuais
com governo, consorciados e fornecedores de bens e serviços,
tornam a conformidade com as diversas legislações
anticorrupção um desafio. Estar em conformidade com a
legislação anticorrupção americana (FCPA) não importa,
necessariamente, no pleno cumprimento da legislação
brasileira (Lei nº 12.846/13) e de igual forma não assegura
atendimento à legislação britânica (UK Bribery Act - UKBA).
As legislações brasileira e americana, por exemplo, visam a
combater a corrupção no setor público, ou seja, pressupõem
que a corrupção envolva um agente público no exercício de
suas atribuições. Já a lei anticorrupção britânica (UKBA)
combate não só a corrupção envolvendo agente público,
mas também a corrupção entre entes privados.
Em se tratando da indústria de petróleo e gás, a exposição ao
risco de atos de corrupção envolvendo agentes públicos está
presente no dia a dia das empresas do setor. Primeiramente,
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
por se tratar de setor regulado da economia, o que exige forte
interação com os órgãos públicos, cujas decisões podem trazer
impactos materiais para as empresas privadas.
Mas não é só. As atividades da indústria são potencialmente
poluidoras, resultando em forte interface com os órgãos
ambientais, seja o Ibama (no caso de licenciamento de
competência federal), sejam os órgãos ambientais estaduais
(quando se tratar de licenciamento conduzido pelos
Estados). Por conta da complexidade tecnológica e potencial
de impacto poluidor, a licença é emitida após um longo
processo de elaboração e aprovação de estudos, realização
de audiências públicas etc.
Outro aspecto a gerar forte interação com agentes públicos
é o fluxo de importação e exportação próprio do setor.
Raramente empresas de petróleo e gás tocam seus negócios
apenas em bases locais. Em muitos casos, há uma forte
dependência da importação de bens, serviços e pessoal; e,
do ponto de vista das receitas, muitas empresas tendem a
exportar os bens produzidos. Em todos os casos, as agruras
naturais de lidar com os vários órgãos públicos envolvidos
em uma operação de importação e/ou exportação são vividas
no cotidiano das empresas da indústria de petróleo e gás.
No caso específico do segmento upstream, o número de
players públicos com forte influência é considerável. Veja-se,
como exemplo, o consórcio vencedor do leilão de Libra:
as empresas privadas que o integram terão, desde logo,
relacionamento contratual com a ANP (braço governamental
que fiscaliza o cumprimento do contrato de partilha de
produção), a PPSA (empresa pública federal que representa
os interesses da União e participa do comitê operacional,
com direito a veto e voto de qualidade) e a Petrobras (líder
e operadora do consórcio). Isso não exclui a já mencionada
estreita relação com licenciamento ambiental e importação/
exportação. Somem-se a esse quadro os números já sabidos
e estimados para Libra3, e nota-se que as oportunidades
estão todas apresentadas.
Em uma indústria como a do petróleo e gás, na qual as cifras
envolvidas atingem somas consideráveis, o elemento de forte
prejuízo ao privado no caso de comportamento desfavorável
(decisão de cunho negativo ou mesmo omissão e demora) do
agente público representa um grande risco para as empresas.
A título ilustrativo, uma sonda offshore pode atingir diárias
na casa de US$ 500 mil; uma demora de três semanas para
desembaraçá-la, por exemplo, já resultaria em prejuízo na casa
da dezena de milhões de dólares. No caso de exploração no
pré-sal, essas perdas têm magnitude ainda superior.
A forte regulação do setor representa outro importante
fator de risco. Em todas as etapas da cadeia, empresas
de upstream, midstream e downstream sofrem influxo
de normas regulatórias cujos resultados são decisivos para
o resultado do seu negócio. Veja-se o caso das empresas
de distribuição de gás canalizado. Prestadoras de um serviço
público, sua fonte de receita resume-se à cobrança de tarifa
dos seus consumidores, a qual é regulada pelos Estados. A
cada ciclo de revisão das tarifas, as empresas passam por um
processo que culmina na alteração das tarifas, cujo resultado
significa, em alguns casos, sair do prejuízo para o lucro.
E não é só a corrupção pública que deve estar no radar das
empresas de petróleo e gás que operam no Brasil. A
17
corrupção privada, conhecida como commercial bribery,
também é foco de escrutínio por parte das autoridades
reguladoras. A lei anticorrupção britânica – UKBA –, tal
como destacado anteriormente, combate não apenas
a corrupção envolvendo agente público, mas inclui a
corrupção entre entes privados. E tal risco está igualmente
inserido no contexto da indústria de petróleo e gás.
Outro exemplo de grande relevo é a exigência de conteúdo
local. Um dos pilares da política pública de fomento à
indústria exige das empresas de exploração e produção (E&P)
a contratação de bens e serviços no mercado local, como
forma de incentivar a indústria nacional. Há um sistema
criado e regulado pela ANP para aferição do cumprimento
dessa regra, que tem como figura central as certificadoras –
empresas privadas credenciadas pela ANP que têm o poder
de determinar se certa contratação cumpre ou não as regras
da política de conteúdo local. A inclusão de um terceiro nessa
relação aumenta a exposição ao risco de corrupção privada,
demandando uma especial atenção aos terceiros contratados.
Os riscos identificados acima não são exclusivos do mercado
brasileiro e podem ser igualmente identificados em outras
regiões do mundo, uma vez que estão associados à própria
natureza do negócio. De todo modo, as empresas do setor
devem estar atentas ao desafio de garantir a efetividade de
seus programas de compliance anticorrupção em uma escala
global. A empresa precisa assegurar, nas mais diferentes
regiões em que opera, a conformidade com valores e
padrões éticos que inibam a exposição ao risco de corrupção
e atendam às diferentes legislações aplicáveis, além de dar
uma atenção redobrada aos terceiros utilizados para a
execução de suas operações, garantindo, igualmente, um
nível de due diligence que seja suficientemente robusto a
ponto de melhorar seus mecanismos de defesa em caso de
possíveis investigações por parte das agências reguladoras.
É necessária uma uniformidade na comunicação dos valores
e padrões de conduta exigidos pela empresa de seus
colaboradores onde quer que estes exerçam suas atividades.
Ao seu turno, há que se fazer um esforço de customização
para que os valores e padrões de conduta exigidos sejam
adaptados aos costumes e realidade cultural das diferentes
regiões em que a empresa opera, para evitar que os
colaboradores não cumpram as diretrizes por considerarem
que são irrelevantes ou inapropriadas à sua realidade.
1 Corruption Perception Index 2013, Transparency International.
2 Bribe Payers Index 2011, Transparency International.
3 O consórcio vencedor do leilão do Campo de Libra, o primeiro do pré-sal licitado
no modelo de partilha, efetuou o pagamento do bônus de assinatura de R$ 15
bilhões. Estima-se que o consórcio que adquiriu os direitos de exploração do Campo
de Libra, formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%)
e CNOOC (10%), juntamente com a Pré-Sal Petróleo SA (PPSA), terá gasto com
o programa exploratório mínimo em torno de US$ 400 milhões e US$ 500 milhões.
Roberto Cesar Santos
Sócio de Auditoria
[email protected]
Ana Carolina Cayres Szyfman
Gerente de Corporate Compliance – FIDS
[email protected]
18
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
4. Administração de
talentos no setor de
petróleo e gás no Brasil
O setor de petróleo e gás está recheado de projeções
superlativas sobre o crescimento do mercado nacional.
Plataformas de perfuração e exploração, embarcações
e unidades de produção estão espalhadas por todo o
litoral do País, o que indica uma grande demanda por
profissionais qualificados.
Nesse sentido, empresas da indústria de petróleo e gás têm
se deparado com um mercado de complexidade crescente e
instável, no qual a capacidade de substanciar as operações
com as competências específicas para a entrega dos objetivos
organizacionais assumiu uma posição absolutamente vital e
estratégica, inclusive na agenda de profissionais que atuam
fora do ambiente tradicional de recursos humanos, como,
por exemplo, CFOs e CEOs.
Essa expansão rápida escancara as dores do crescimento
brasileiro: a falta de mão de obra qualificada – em terra e
no mar – e a impossibilidade prática de reverter esse apagão
com recursos locais em um cenário de curto prazo.
A demanda por profissionais acompanha o aumento dos
investimentos. Observa-se, por exemplo, falta mão de obra
para ocupar cargos mais técnicos. Assim, a falta de
profissionais especializados preocupa, mas o principal gargalo
é a pouca experiência.
De acordo com a Organização Nacional da Indústria do
Petróleo (Onip), o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018
da Petrobras prevê investimentos de US$ 220,6 bilhões
(US$ 206,8 bilhões para projetos em implantação e em
processo de licitação). Desse total, a área de exploração e
produção receberá US$ 153,9 bilhões, principalmente para
desenvolver a produção no pré-sal e no pós-sal.
Na opinião unânime dos especialistas, o setor de petróleo
e gás precisa focar em educação para alcançar a excelência. Um
bom exemplo é o Plano Nacional de Qualificação Profissional
(PNQP), criado em 2006, que vem capacitando, por meio de
cursos gratuitos, milhares de profissionais em todos os Estados
do País. De acordo com o Prominp, de 2006 a 2013 foram
qualificados mais de 97 mil profissionais. A previsão é que sejam
capacitados mais 17 mil profissionais até 2017.
Governo, instituições de ensino e empresas do setor estão
trabalhando de forma intensa para sanar um dos mais
expressivos gargalos que devem surgir nos próximos anos.
Tudo isso, somado à alta complexidade operacional,
à atuação diversificada da cadeia produtiva (exploração,
produção e distribuição de petróleo e derivados, geração
e distribuição de energia elétrica, gás-química, fertilizantes,
biocombustíveis e petroquímica) e aos grandes desafios
tecnológicos a serem superados para viabilização de novas
descobertas, como Libra, faz com que a gestão de pessoas
tenha um papel fundamental para o crescimento dos
negócios e a manutenção da eficiência operacional.
Percebe-se que as empresas, de modo geral, estão
particularmente preocupadas com as questões de atração,
desenvolvimento e retenção de talentos, e também com
a qualidade do serviço prestado, inclusive por toda a cadeia
de fornecedores.
Portanto, identificar e desenvolver os profissionais
adequados torna-se essencial ao sucesso das organizações
e, quanto mais eficaz for esse processo, maior a vantagem
competitiva.
Cada vez mais se faz imperativa a participação de forma
estratégica da área de Recursos Humanos na condução dos
negócios, com a grande responsabilidade de possibilitar que
as organizações consigam extrair o melhor resultado de seus
talentos, coordenando atividades que promovam a melhoria
dos processos, a gestão do conhecimento e o
comprometimento e a satisfação dos empregados. Pesquisas
mostram que as empresas que mais investem no
desenvolvimento desses indicadores são as que também
obtêm os melhores resultados financeiros.
Como a disputa das empresas por profissionais está bastante
ativa, algumas empresas tentam reter seus profissionais
com salários, benefícios e plano de carreira. Considerando
a voracidade e velocidade com que os negócios estão se
expandindo, necessitados de mão de obra especializada, o
capital humano precisa muitas vezes ser “importado” para
que se possam suprir tais demandas imediatas. Outras
empresas já se preocupam em formar esses profissionais
desde cedo.
As organizações contam ainda com ferramentas utilizadas
por Recursos Humanos que permitem a gestão integrada dos
processos de gestão de pessoas e orientam o desempenho
dos colaboradores, vinculando-os aos resultados
organizacionais, bem como permitindo um diagnóstico mais
rápido e preciso, o que possibilita melhor gestão e
otimização dos recursos.
Um planejamento adequado quanto à contratação e atração
de talentos deve estar alinhado com as necessidades
do negócio e a estratégia da organização, avaliando as
competências necessárias e verificando se efetivamente
a organização conta com as pessoas certas nas posições
adequadas.
As organizações cada vez mais precisam monitorar
continuamente os indicadores de sua mão de obra
qualificada para assegurar o alinhamento com sua estratégia
de crescimento. Atualmente, as organizações que
apresentam vantagem competitiva sustentada a têm devido
à forma como administram a sua força de trabalho.
O mercado conta hoje com ferramentas tecnológicas que
possibilitam ao RH um planejamento adequado de sua força
de trabalho, avaliando o número de postos de trabalho que
se encontram vagos, o número de indivíduos com habilidades
específicas e a rotatividade de funcionários.
Nesse sentido, as empresas que conseguirem contar com os
melhores talentos poderão alcançar vantagem competitiva
sustentável, visto que as competências individuais dos
empregados, quando alinhadas ao negócio, propiciam o
alcance dos resultados organizacionais.
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
No que tange à gestão de talentos, ou seja, dos
profissionais-chave para uma organização, há uma
preocupação crescente com aspectos como o ambiente
organizacional, a ação da liderança e o papel das empresas
na qualidade de vida, além de conteúdos como carreira,
remuneração, benefícios e desenvolvimento.
Nesse cenário, embora os trabalhadores ainda precisem
das organizações para trabalhar, observa-se uma
alta rotatividade e mobilidade dos profissionais. Uma
consequência desse novo relacionamento é que a
fidelidade não pode mais ser obtida por meio do pacote
de compensação oferecido. Ou seja, o dinheiro talvez
não seja motivo suficiente para que as pessoas fiquem
numa organização. Por outro lado, a construção de
relacionamentos, lealdade, um tipo especial de trabalho
ou o fato de se sentir confortável com a cultura
da organização podem ser suficientes para manter
o funcionário.
As empresas precisam compreender que passarão
a depender cada vez mais do grau de envolvimento
e comprometimento das pessoas com seus objetivos
de negócios e, assim, deverão rever suas políticas de
recursos humanos, indo ao encontro das expectativas
e necessidades dos trabalhadores.
Além da remuneração e segurança no emprego, devem
criar condições e ambiente de trabalho que propiciem
crescimento pessoal e profissional, permitindo maior
autonomia e liberdade aos seus profissionais.
Diante desse ambiente de constantes mudanças, é
necessário que a área de Gestão de Pessoas tenha um
forte alinhamento com as estratégias corporativas e com
a evolução dos negócios. O RH deverá atuar com extrema
dedicação a fim de assegurar o capital humano necessário
às organizações. Deverá elevar o nível das lideranças,
compartilhar ideias e informações por toda a organização
e permitir que isso aconteça de forma rápida.
Antônio Gil Franco
Gerente sênior de Impostos
[email protected]
Daniela Brites
Gerente sênior de Impostos
[email protected]
19
20
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Ambiente
de negócios
1. Infraestrutura
e gargalos logísticos
O pré-sal se confunde com a oportunidade concreta
para mudar a realidade do mercado de petróleo e gás
natural no Brasil e tornar o combustível um fator de
competitividade do País, tendo por base a oferta da
produção descoberta ao mercado. No entanto, os desafios
são enormes para a transformação dessa oportunidade em
potencial e a concretização desse potencial em resultados
práticos por meio de uma coordenação bem estruturada
e executada entre todos os agentes envolvidos.
Sabe-se que a realidade da indústria brasileira de petróleo
é de aumento dos investimentos feitos pelas parcerias entre
empresas privadas e a Petrobras, gerando maior capacidade
produtiva para o setor.
Perspectiva de investimentos em infraestrutura
período 2013-2017
Energia elétrica
R$ 200,7 bi
Petróleo e gás (*)
R$ 521,5 bi
R$ 268,2 bi
Transporte/logística Telecomunicações R$ 170,5 bi
Saneamento básico R$ 65,1 bi
Total
R$ 1.226,0 bi
(*) E&P, Abastecimento, Gás e Energia
Fonte: Abdib (Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústria de Base)
A figura demonstra o peso dos investimentos de
infraestrutura destinados à indústria de petróleo e gás e
da dependência de outro grande aporte para que se possam
viabilizar soluções adequadas para os desafios logísticos
e de transportes, possibilitando o desenvolvimento
econômico do Brasil e maior competitividade de produção
no contexto internacional.
É fato que o crescimento da produção e do consumo
de combustíveis requer um esquema logístico considerável,
o que se torna preocupante, principalmente se considerarmos
que a infraestrutura logística brasileira possui sérios gargalos.
Percebe-se que a indústria brasileira de petróleo, com
respeito à logística, está diante de um grande desafio:
expansão da infraestrutura e eliminação dos gargalos
existentes.
Provavelmente, tal decisão não partirá unicamente de
agentes privados, mas de uma decisão conjunta com a
Petrobras e o governo. Os gargalos de infraestrutura –
evidenciados principalmente pela problemática no
escoamento da produção – revelam a importância que
a operacionalização da logística exerce sobre a indústria
de petróleo.
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
De forma a ilustrar os gargalos de escoamento, podemos
tomar como base a realidade nacional, em que parcela
expressiva das projeções de crescimento depende
diretamente da utilização do modal rodoviário – uma solução
que não atende aos interesses econômicos da indústria nem
aos interesses ambientais da sociedade. Hoje, o transporte
rodoviário concentra aproximadamente 90% das cargas de
etanol nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste.
Se pensarmos nas extrapolações diante das expectativas
de crescimento que o País vem apresentando, chegaríamos
a 2020 com transtornos significativos nas principais
vias de escoamento. Tal temática faz florescer inúmeras
questões relacionadas a uma melhor utilização de
diferentes modais, como os sistemas de dutos, ferrovias
e hidrovias, ainda hoje pouco explorados no Brasil.
Embora o modal dutoviário possua as menores tarifas de
transporte, além de ser considerado um dos mais seguros,
ainda é insuficiente no Brasil. Existem poucos dutos em
operação, sendo que a maior extensão está concentrada
nas Regiões Sul e Sudeste. Soma-se a isso a problemática
relacionada à tancagem, cuja disponibilidade atual
é insuficiente para a demanda que se projeta para
os próximos anos.
Outro fator de grande relevância para a indústria de petróleo
e gás está relacionado aos resíduos, que demandam
uma atenção especial por serem altamente poluentes.
A Política Nacional de Resíduos Sólidos, assinada pelo
governo recentemente, exigirá da indústria
responsabilidades ainda maiores, acarretando custos
adicionais e novos desafios regulatórios. Entre esses
desafios destaca-se a logística de transporte desse resíduo
aos centros de tratamento, muitas vezes distantes da área
de produção.
A dificuldade para operar o transporte de pessoas,
materiais e equipamentos, a necessidade de expansão da
utilização dos diferentes modais e a logística reversa de
resíduos são apenas alguns desafios a serem enfrentados,
por essa indústria, com soluções inovadoras de logística.
A montagem da infraestrutura logística de petróleo no
downstream brasileiro obedece ao modelo utilizado
na formação da indústria nacional como um todo. Ou seja,
a indústria brasileira de petróleo segue o mesmo modelo
de industrialização tardia adotado no desenvolvimento
dos países da América Latina, e que se caracterizou pela
forte presença do Estado na formação do parque industrial
por meio da criação de estatais.
Assim, diferentemente dos Estados Unidos, onde a
montagem da indústria de petróleo – incluindo sua
infraestrutura logística – foi liderada pela iniciativa privada,
no Brasil essa responsabilidade foi atribuída ao Estado,
colocando-se o investimento público como elemento central.
Outros fatores também contribuíram para essa realidade
existente na indústria brasileira de petróleo, entre os quais
destaca-se o fato de o Brasil não ter descoberto grandes
reservas até a década de 1970. Assim, percebe-se que
a montagem inicial da infraestrutura logística da indústria
21
brasileira de petróleo não evoluiu conforme as suas
necessidades, mas sim em conjunto com a implementação
da infraestrutura do Brasil como um todo.
Historicamente, o desenho logístico brasileiro foi montado
em função do refino do petróleo importado principalmente
por via marítima, fazendo com que a ponta da cadeia
logística estivesse posicionada primordialmente no litoral.
O processo logístico no downstream inicia-se em cada uma
das refinarias existentes no País. Das refinarias, os
produtos são transferidos e armazenados nas bases de
distribuição primárias, de onde seguem para bases de
distribuição secundárias ou para clientes finais como
postos de abastecimento, grandes consumidores
e atacadistas.
Com isso, a localização de uma refinaria implica um
processo logístico extremamente complexo, que envolve
bases de abastecimento, sistemas de transporte e
planejamento de dimensionamento de rede. As conexões
das refinarias ou dos terminais portuários brasileiros até
os consumidores finais são influenciadas pelas dimensões
do País, e sua cadeia logística é definida a partir da área
de influência com o mercado consumidor. Esse desenho
logístico complexo apresenta oportunidades significativas
de análises de localização e otimizações dos custos de
transporte, tantona distribuição de derivados como no
abastecimento das refinarias.
Uma empreitada como a da exploração da camada pré-sal
– com a participação de mais de 60 companhias de
petróleo (entre brasileiras e estrangeiras, além da própria
Petrobras) e a perspectiva de duplicação da atual produção
nacional de petróleo e gás em poucos anos – exige
investimentos em ampliação de portos e aeroportos,
nos setores naval, hoteleiro e imobiliário, e em todo tipo
de atividade de apoio offshore marítimo. No caso da
estrutura portuária, a sua ampliação depende também
de investimentos na malha rodoviária e ferroviária
e na desburocratização e agilidade das operações.
Outros segmentos – como o de refino e comercialização
de combustíveis – também vão exigir grandes aportes
de recursos em modernização e construção de novas
refinarias, rodovias, ferrovias e dutos.
A ampliação do parque de refino nacional, para a qual
a Petrobras reserva investimentos substanciais para os
próximos anos, é fundamental para agregar valor à indústria
petrolífera, já que se trata da etapa de processamento da
commodity. Hoje o Brasil conta com 13 refinarias, das quais
11 são da Petrobras, sendo que quase todas foram
construídas há mais de 40 anos e projetadas inicialmente
para processar petróleo leve, importado principalmente
dos países árabes. São os aportes nesse setor que vão
permitir ao País oferecer produtos com maior valor
agregado, como diesel e gasolina com menos enxofre.
As necessidades de investimento em infraestrutura
no Brasil são mais do que urgentes. Os baixos aportes
nas décadas passadas, associados às necessidades
nos próximos anos, remontam a um quadro em que
22
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
as perspectivas de um crescimento econômico sustentável
na indústria do petróleo, etanol e gás esbarram nos limites
impostos pela infraestrutura nacional.
Em suma, o Brasil precisaria estruturar melhor sua matriz
completa de transportes, destinando maiores investimentos
para portos e ferrovias. Só assim conseguirá reduzir
custos logísticos da ordem de 11,5% do PIB – índice superior
aos 8,5% dos Estados Unidos.
Marcos Nicolas
Diretor executivo de Strategic Growth Markets
[email protected]
Existe um oceano de chances para concessionários e
fornecedores antes que as multas cheguem ou que sejam
repassadas, e antes que as “desconformidades” apareçam.
E essas oportunidades exigem preparo para o cumprimento
de conteúdo local. O segredo está centrado em bons controles,
qualitativa e quantitativamente, tanto dos bens e serviços
que adquirem quanto do percentual total dos bens ou
serviços que utilizam ou negociam. Não é só a certificação
que garante os percentuais, até porque os certificados
de conteúdo local podem ser cancelados5. É preciso criar
sistemas e controles que possam assegurar todo o trâmite
de insumos/bens desde a purchase order até o recebimento
dos respectivos certificados. E no meio do processo de
aquisição devem ser avaliadas outras etapas que fazem
parte do fluxo desses bens/insumos, tais como: os
custos, os tributos, o pagamento etc.
O conceito real de conteúdo local é o fomento à aquisição
de bens e serviços no Brasil com vistas a ampliar a capacidade
de fornecimento brasileira, gerando, consequentemente,
emprego, renda e inovação por parte do empresariado
local. Existem muitos desafios para o governo, que precisa
estabelecer uma política industrial que contemple incentivos
fiscais, redução de carga tributária, investimentos em
infraestrutura e em melhores condições dos modais de
transporte etc. Como também há desafios para as empresas,
que precisam driblar o custo Brasil e estruturar os negócios
de forma que a produção de bens e serviços seja adequada em
escala, considerando prazos, preços, qualidade e tecnologia
para alcançarem a competitividade.
O processo de controle de conteúdo local se dá com
um conjunto de elementos desde a pesquisa de mercado,
o serviço de procurement e aquisição, o recebimento do
bem/serviço e a verificação e controle dos percentuais
e certificados. Em relação aos concessionários de E&P, é
fundamental efetuar o estudo de sensibilidade na realização
do conteúdo local, planejando as despesas Opex e Capex
conjugadas com os percentuais prometidos de conteúdo
local, em comparação com regulamentos, contratos
de concessão, tributos, contratos com fornecedores e
procedimentos da ANP, identificando as áreas cinzentas
e possibilidades de exoneração6 (waiver) do conteúdo local.
Em muitos casos, além dos sistemas e controles, verifica-se
que é preciso montar guidelines com procedimentos para
cumprimento de conteúdo local, cálculos de penalidades,
estratégias e planos de recomendações ou de mitigações,
bem como guias de procedimentos para pedidos e
acompanhamento de waiver.
Há uma série de questões que inibem o crescimento
das empresas locais, tais como o câmbio, a atração de
investimentos, o custo e a dificuldade de financiamentos,
a necessidade de progressão tecnológica, a falta de
qualificação profissional da mão de obra, a ausência de
parcerias internacionais, a forte concorrência externa
e interna e, entre outras, a adequação da metodologia
de conteúdo local aos bens e serviços produzidos.
Nas rodadas de licitação da ANP, os concessionários,
ao oferecerem elevados índices de conteúdo local, podem
imaginar se tratar de procedimento apropriado, pois, nesses
casos, a eventual multa representa um bônus de assinatura
postergado (back end bonus). Mas nem sempre ocorre essa
vantagem de fluxo de caixa e, dependendo da rodada, as
multas chegavam a 200%, aumentando em demasia os custos
de aquisição dos blocos.
O exercício da atividade econômica não é fácil, nem para
os fornecedores, nem para os concessionários de E&P
(exploração e produção). Existe um grande vazio, em especial
na produção de bens de capital, para o offshore. São navios,
plataformas e muitas máquinas e equipamentos que
poderiam ser produzidos no Brasil e não o são. Isso
se traduz em oportunidades. A título de exemplo, a Onip
fez um estudo e preparou uma lista de mil itens de navipeças
e FPSOs, publicados pela Editora Brasil Energia4, que podem
ser fabricados no País e gerar altos índices de conteúdo local.
Como a ANP não exerce qualquer controle sobre os
fornecedores e considerando que os direitos e obrigações
dos contratos de concessão são entre ANP e concessionário,
os concessionários (ou a maioria deles) passaram a exigir
e a repassar aos fornecedores as mesmas multas aplicadas
pela ANP. Esse repasse significa redução de receitas e,
em alguns casos extremos, significa prejuízo na venda de
produtos ou na prestação de serviços. Daí a importância
de controlar bem o conteúdo local e a oportunidade de rever
os processos e procedimentos internos. Na verdade, para
assegurar o cumprimento de conteúdo local é preciso uma
equipe multidisciplinar. Não basta fazer pesquisas de mercado
e conhecer a cadeia de fornecedores ou fazer aquisições e
controlar estoques. Como também não é suficiente conhecer
os regulamentos, cartilhas e resoluções da ANP. É preciso
que todos esses aspectos sejam conhecidos, reunidos e
controlados para minimizar os impactos pelo eventual não
2. Conteúdo local
O comportamento comum dos empresários é reativo sempre
que não conseguem alcançar os percentuais contratuais de
conteúdo local. A ANP está avaliando contratos da 5ª e da 6ª
Rodada, e a agência já encontrou cerca de 70 contratos em
desconformidade com o conteúdo local (dos concessionários),
seja no percentual global, seja em itens ou subitens individuais.
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
cumprimento de conteúdo local e/ou definir percentuais
mais confiáveis.
Em síntese, o cumprimento dos percentuais de conteúdo local,
pelos concessionários ou fornecedores de E&P, é desafiador.
Todavia, estabelecer bons processos e procedimentos pode
gerar uma oportunidade, uma vantagem competitiva que
com certeza configurará um diferencial nas concorrências.
4 Disponível em: http://brasilenergia.editorabrasilenergia.com/news/oleo-e-gas/
construcao-naval-e-offshore/2012/05/os-1000-itens-de-navipecas-e-fpsosnacionalizaveis-448672.html. Acesso em 28/02/2014.
5 Conforme artigo 50 e seguintes da Resolução ANP nº 19/2013.
6 A exoneração (waiver) de conteúdo local, a princípio, só pode ser requerida
pelo concessionário, que só pode alegar: (i) prazo de entrega excessivo; (ii)
preço excessivo em relação ao mercado internacional; (iii) nova tecnologia;
e (iv) inexistência de fornecedor brasileiro para o bem/serviço comprado/
contratado. Fornecedores só podem pedir waiver se esse tipo de cláusula
constar nos contratos com o concessionário.
Luiz Cezar P. Quintans
Autor do Glossário de Conteúdo Local – Petróleo e Gás, da EY
3. Política e gestão de
investimento social privado
A atividade produtiva do setor de O&G tem uma influência
considerável na vida das diferentes comunidades que direta
ou indiretamente interagem com a operação.
Nossa experiência tem demonstrado que, apesar do grande
interesse das empresas em contribuir para a evolução dos
temas sociais por meio da atribuição de recursos a iniciativas
de Responsabilidade Social Empresarial (RSE), muitos desses
investimentos acabam se mostrando um risco para a própria
empresa e/ou findam por deixar sequelas nas populações
que os recebem, criando, por exemplo, uma cultura de
dependência por esses recursos. Além disso, os projetos
de âmbito social desenvolvidos tendem a crescer e se tornar
mais complexos, demandando mais recursos financeiros
e de gestão. Por outro lado, desinvestir pode representar
um impacto negativo na imagem da empresa perante a
sociedade. Esse impasse seria evitado se houvesse processos
e critérios definidos para o desenvolvimento e atribuição
de recursos em iniciativas de responsabilidade social
como parte de uma política e um plano social privado amplo
focado no desenvolvimento da região e no respeito a suas
necessidades locais.
Nesse contexto, temos acompanhado uma série de
manifestações populares que indicam que a sociedade
brasileira está cada vez mais atuante nas reivindicações
de suas demandas e necessidades. Essa nova realidade
vai exigir que as empresas exercitem novas formas de
se relacionar com as comunidades que têm influência no
seu negócio. É importante perceber que isso vai bem além
23
das estratégias clássicas de comunicação, exigindo uma
maior interação, engajamento e envolvimento dos atores
locais, inclusive nos processos de decisão sobre investimentos
e recursos disponibilizados.
Outro ponto é que, dada a gama de investimentos realizados,
os municípios acabam por receber projetos de diferentes
atores da cadeia produtiva, muitos dos quais com objetivos
similares ou complementares. Nesse sentido, acreditamos
que, via colaboração dos atores da mesma cadeia, existe
um potencial para a integração e racionalização desses
investimentos, de forma a disponibilizá-los mais efetivamente
às necessidades locais. Para que isso seja possível, é
necessário criar uma governança que leve em conta a
integração e a transparência das diferentes iniciativas. Isso
pode se dar, por exemplo, no formato de uma plataforma
de atores dentro de um escopo local por tema de atuação.
Verificamos também que essa interação pode ser mais
ou menos sustentável de acordo com os processos de gestão
colocados em prática, como, por exemplo, a forma como
os resultados dos investimentos em projetos de RSE
são medidos e reportados pela empresa. Em geral, é
difícil afirmar até que ponto os investimentos realizados
efetivamente têm impacto positivo no desenvolvimento
e na vida das pessoas e comunidades envolvidas. Da mesma
maneira, é difícil justificar internamente para as lideranças
corporativas como esses investimentos apoiam a estratégia
da empresa para a região. Acreditamos que o sistema
de reporting e acompanhamento de indicadores de resultados
sobre as iniciativas deve ser concebido ou adaptado para
garantir que os recursos disponibilizados para projetos
de responsabilidade social façam sentido tanto para quem os
viabiliza quanto para quem se beneficia deles. Isso deve estar
sob a mesma lógica de eficiência operacional, fundamento
básico da boa gestão empresarial.
Podemos concluir que é comum identificarmos a ausência de
uma estrutura sistemática e padronizada para as iniciativas
de investimento social privado, o que implica improdutividade,
falta de visibilidade de seus resultados e o fato de que as
comunidades abordadas não percebem a abrangência
de seus benefícios. Entendemos então que, para a gestão
da responsabilidade social ser bem-sucedida, ela deve estar
alinhada com a estratégia de sustentabilidade da empresa, ter
processos transparentes, claros e padronizados, e promover
o engajamento e aproximação com o público beneficiado.
Mario Lima
Diretor executivo de Consultoria
[email protected]
Rafaella Vianna
Gerente de Consultoria
[email protected]
24
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
4. Passivos ambientais
e contabilidade
Apesar de não ser prática comum, existem regras para que
as informações relevantes de caráter ambiental sejam
divulgadas nos mesmos moldes das demonstrações
contábeis. Gastos com despoluição de áreas contaminadas,
multas, investimentos para cumprimento da legislação
ambiental ou cumprimento de condicionantes de licença
ambiental, voluntários ou impostos pelos órgãos
competentes, podem afetar os resultados das
demonstrações financeiras de uma empresa. Quando
essas informações não são consideradas, isso pode dar
a investidores uma visão equivocada da saúde financeira
da organização.
Alguns casos são apontados na tentativa de demonstrar
que os valores relacionados a passivos ambientais podem
ser significativos e que há orientação normativa para
que os auditores considerem a inclusão dessas informações
nas demonstrações financeiras.
O provisionamento de recursos para atender às necessidades
ambientais confere maior confiabilidade às atividades da
organização. É esperado que uma organização tenha seus
riscos ambientais conhecidos, as oportunidades identificadas,
os passivos mensurados e a adequação controlada.
O não atendimento a esses requisitos pode comprometer
a reputação de uma organização, promover o aumento
de custos e comprometer seu crescimento.
O que revelam as normas de contabilidade?
A IAS 37 determina a contabilização e a divulgação de todas
as provisões, passivos e ativos contingentes.
As provisões são definidas pela norma como passivos
de vencimento ou valor incerto. Uma provisão deve ser
reconhecida, entre outros casos, quando a entidade tiver uma
obrigação atual como consequência de um evento passado
– sendo provável um desembolso de recursos
para liquidar a obrigação – e puder ser feita uma estimativa
confiável sobre o montante da obrigação.
A definição de passivo contingente é assim dada:
• Uma obrigação possível que surge de eventos passados
e cuja existência será confirmada somente pela ocorrência
ou não de um ou mais eventos futuros incertos que não
estejam totalmente sob controle da entidade;
•Uma obrigação atual que surge de eventos passados,
mas que não é reconhecida porque é improvável
que uma saída de recursos contendo benefícios econômicos
seja exigida para liquidar a obrigação, ou o valor
da obrigação não pode ser mensurado de maneira
suficientemente confiável.
Segundo a norma, a entidade não deve reconhecer um
passivo contingente, mas divulgar esse passivo, salvo se
for remota a possibilidade de saída de recursos englobando
benefícios econômicos.
Comparemos agora com a definição do Ibracon de passivo
ambiental, segundo a NPA 11 – Balanço e Ecologia: “O passivo
ambiental é toda agressão que se praticou ou pratica contra
o meio ambiente e consiste no valor dos investimentos
necessários para reabilitá-lo, bem como multas e indenizações
em potencial”.
Portanto, analisando-se as duas normas, concluímos que
na verdade um passivo ambiental pode ser classificado como
uma “provisão”, caso seja algo que se deva fazer em função
da lei, ou como “passivo contingente”, caso a entidade tenha
que recuperar alguma degradação ambiental.
Diz a NPA 11 que as empresas poluidoras que não
reconhecerem, atualmente e no futuro, os encargos potenciais
do passivo ambiental, na realidade estão apurando custos e
lucros irreais.
Hendriksen (1999) considera que, se existir um valor provável
para uma exigibilidade, mesmo que derivante da aplicação
de probabilidade aos eventos (provisão), ele deveria ser
estimado e registrado. Entretanto, se a obrigação tiver alta
probabilidade de ser igual a zero, deveria ser classificada
como contingencial e evidenciada apenas em nota explicativa7.
Alguns casos no Brasil
Uma empresa do setor de alimentos, segundo Ribeiro e Lisboa
(2000), adquiriu em 1998 não só outra empresa como
um passivo ambiental avaliado em cerca de US$ 2 milhões,
provocados pela emissão irregular de resíduos nos esgotos
da cidade de Araçatuba, no interior do Estado de São Paulo.
Na época, estava sendo negociada com a prefeitura local a
transferência de responsabilidade pelo tratamento do esgoto,
obviamente mediante pagamento. Outro exemplo citado
pelos autores é o de uma empresa que comprou uma fábrica
e assumiu um problema de emissão de material particulado
(poeira) durante a sua produção. O custo estimado para
o tratamento dos efeitos de tal emissão foi de US$ 500 mil8.
Um caso clássico é o de uma empresa química em Cubatão/SP.
Após a descoberta da contaminação e de riscos à saúde
dos trabalhadores, a empresa decidiu não mais retomar
a produção naquela unidade, que teve as atividades suspensas
por ordem judicial a partir de junho de 1993. A fábrica foi
desmontada, e os resíduos químicos ali existentes, removidos.
Na época (1993), a medida teve caráter preventivo,
para apurar suspeitas de que haveria risco à saúde dos
trabalhadores sujeitos à exposição de agentes químicos.
A empresa não recorreu da interdição com o objetivo,
segundo sua direção ‘‘de esclarecer cabalmente a
inexistência desse risco para os empregados e solucionar
definitivamente o passivo ambiental’’. Fala-se em um passivo
de cerca de R$ 80 milhões, sendo a unidade industrial
avaliada em R$ 20 milhões.
Outras figuras normativas de divulgação
de dados ambientais
O CFC, por intermédio da Resolução nº 1.003/04,
de 19 de agosto de 2004, aprovou a Norma Brasileira
de Contabilidade Técnica NBC T 15 – Informações
de Natureza Social e Ambiental. Essa resolução entrou
em vigor em 1º de janeiro de 2006, sendo recomendada
a sua adoção antecipada.
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A Securities Exchange Commission (SEC) introduziu normas
específicas sobre a revelação de informação financeira
ambiental nas contas anuais das empresas. A revelação
de informação falsa ou enganosa, ou a falta de revelação
de informação material requerida pela SEC implicam
responsabilidade civil para as empresas e penas para
os administradores.
Mais tarde, em junho de 1993, a SEC também emitiu uma
norma – Staff Accounting Bulletin (SAB) nº 92 – que se
pronunciava acerca da contabilização de provisões ambientais
com o propósito de melhorar as informações do efeito
de Superfund, que era uma legislação específica que
visava recuperar os grandes lixões de resíduos sólidos
que havia e ainda há espalhados nos EUA. Essa norma
regula aspectos como a obrigação de informar sobre o
reconhecimento e a valorização de previsões ambientais,
com o propósito de que os usuários da informação tenham
opinião de seu provável efeito sobre a situação financeira
da empresa.
•A SEC, como organismo encarregado de velar pela
transparência dos mercados de valores, tem exercido um
papel muito ativo na exigência desse tipo de informação,
com inegável repercussão nas normas internacionais.
• FASB – Financial Accounting Standards Board.
Enquanto a SEC tem estado mais interessada na publicação
da informação ambiental, o FASB tem emitido alguns
pronunciamentos que versam sobre o reconhecimento
e o tratamento dos aspectos financeiros do meio ambiente.
Os FASB nº 5 e nº 143 tratam das normas contábeis
norte-americanas sobre questões ambientais, e os
pronunciamentos da Emerging Issues Task Force (EITF)
do FASB abordam os aspectos ambientais com maior
profundidade. São quatro os pronunciamentos, de acordo
com a AECA (2003):
• A opinião 89-13, que versa sobre o tratamento contábil
dos custos e a eliminação de asbesto (mineral similar
ao amianto) de diferentes instalações;
• A 90-8, que trata da capitalização dos custos
do tratamento da contaminação ambiental;
• A opinião 93-5, que se refere à contabilização
de provisões ambientais;
• A opinião 95-23, que se ocupa do tratamento contábil
do custo de restauração de solos contaminados.
As primeiras opiniões do EITF do FASB desenvolveram a ideia
de que os custos ambientais incorridos depois da aquisição
ou construção do ativo podem ser capitalizados, sempre
que suporem uma diminuição da contaminação futura.
7 Hendriksen. E.; Breda, M. 1999.
8 Ribeiro, M. de S.; Lisboa, L. P, 2000.
Leonardo Dutra
Gerente sênior de Consultoria
[email protected]
25
26
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
Eficiência
operacional
1. Cadeia de valor
Pode-se afirmar que a cadeia de valor que se apresenta para
o setor de petróleo e gás no Brasil já é – e ainda será nos
próximos anos – uma das mais complexas no mundo a serem
conceituadas, configuradas, implementadas e estabilizadas.
Vários elementos a tornam imensamente complexa e
desafiadora: as questões inovadoras do pré-sal; as questões
de regulamentação e do modelo de concessão brasileiros;
a falta de maturidade na condução de projetos de
multicompetências, multiempresarial e multinacional;
os desafios e pressões socioambientais em um mundo
cada vez mais preocupado com os desastres ecológicos;
entre outros.
Colocam-se à frente dos líderes das organizações mais
relevantes dessa imensa cadeia de valor uma premência
e uma urgência no modelo cooperativo de gestão para
que a questão da eficiência, associada aos desafios de
inovação, não transforme o imenso valor das reservas
em um resultado abaixo do esperado por seus participantes
e por todos os stakeholders envolvidos. Esse gap entre o
valor presente/potencial e o resultado futuro/real será dado
pela qualidade da gestão dessa cadeia de valor muito mais do
que da gestão de seus elos isoladamente. Exemplos recentes,
como os recordes de colheitas com gargalos no escoamento
nas safras agrícolas ou a conquista de grandes eventos, porém
com grandes dificuldades nos avanços de infraestrutura,
mostram com clareza o tamanho do desafio diante do País.
O primeiro passo é a ampla conceituação dessa cadeia
de valor dentro de uma visão end-to-end, desde a ponta
da demanda até suas fontes de abastecimento, passando
pelos canais de vendas e distribuição, pontos de extração
e alimentação, fornecedores de equipamentos, entre
outros. As estratégias de cada elo dessa cadeia devem
ser muito bem delineadas para que se evitem desgastes
de desalinhamento, ou seja, serão elos competitivos
entre si ou mediados, geridos independentemente ou
colaborativamente, compartilhando recursos ou não,
com ganhos compartilhados ou não, e principalmente
com uma visão comum de todos os stakeholders ou
de forma separada.
Essa conceituação é a base para a configuração dessa
cadeia, definindo-se tamanho, localização, papel,
governança, processos, tecnologias de informação etc,
itens que funcionam como “plataformas” de otimização
do desempenho da cadeia, plataformas essas impossíveis
de serem concebidas isoladamente por cada elo da cadeia.
Essa configuração também é determinante para a questão
dos modelos de financiamento e tributário, que novamente
apoiam a equalização entre curto, médio e longo prazo e
as respectivas expectativas de retorno, cruciais em projetos
dessa envergadura.
Por fim, as questões de regulamentação passam a reger
e serem regidas por esse modelo. Essa configuração define,
Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
por exemplo, onde serão instalados os grandes ativos
e pulmões de estoque e capacidades, capazes de regular
e absorver variações de demanda que no mundo de hoje
são cada vez mais recorrentes. Cadeias extremamente
rígidas e com modelos muito competitivos entre si tendem
a se autoconsumir em períodos de demanda baixa, gerando
um valor negativo e um imenso risco para todos.
Com essa configuração, cada empresa e cada organização
têm maior clareza de sua estratégia particular e de como
atuar, passando então para suas implementações, seja
de ativos, sistemas, modelos de gestão, desenvolvimento
de sistemas etc.
Quanto melhor forem a conceituação e a configuração da
cadeia, mais otimizada será sua implementação e maior
será a probabilidade de geração elevada de valor para todos.
As implementações aqui citadas são ciclos de investimento
dentro das empresas, que, por intermédio de seus escritórios
de projetos e de processos, põem em prática sua estratégia
particular, mas dentro de uma visão de cadeia de valor.
Essa construção permite um modelo em que, se um ganha,
a maioria ganha também e vice-versa, criando uma relação
de interdependência. Quanto mais forte for essa relação,
maior será a confiança dentro da cadeia de valor e, por fim,
desta com todos os seus stakeholders – que, no caso do
petróleo e gás brasileiros, são toda a nossa sociedade.
Por fim, a estabilização da cadeia de valor se dá a cada passo
efetivamente implementado, de forma a garantir que ela não
reverta seu desempenho ao perder os benefícios conquistados,
o que poria em questão todo o investimento feito e em
andamento. Nesse momento é que a gestão de riscos,
de compliance e fraudes tem forte participação e relevância,
evitando grandes prejuízos e riscos para a saúde física
e mental. Essa estabilização também fornece dados e
informações sobre os pontos a serem melhorados, criando
um círculo virtuoso de eficiência operacional.
Carlos Bremer
Sócio de Supply Chain
[email protected]
27
Lidando com condições ambientais adversas, em ambientes
de alta periculosidade ou geograficamente dispersos,
a logística de apoio offshore envolve desde o transporte
inbound de equipamentos e materiais de fornecedores
localizados onshore, a armazenagem, operações portuárias,
transporte marítimo e aéreo de cargas e pessoas até as
unidades offshore. É caracterizada por grande quantidade
e diversidade de materiais, que incluem cargas de grande
porte – por exemplo, equipamentos de ancoragem de
unidades marítimas transportados em embarcações
especializadas (AHTS) – e de pequeno porte, sensíveis,
transportadas por helicópteros.
Complexidade da logística de apoio offshore
Na atividade de exploração e produção offshore, predominante
no Brasil, a logística de apoio tem como missão manter um
fluxo eficiente de materiais e pessoas, atendendo pontualmente
às demandas das unidades marítimas. Para realizar essa
missão, precisa ser capaz de coordenar e sincronizar
um conjunto complexo de atividades logísticas, balanceando
recursos de transporte, armazéns, portos etc. Isso se faz
necessário para evitar tanto desperdícios — quando os recursos
em excesso ficam ociosos – quanto situações de subcapacidade
quando ocorrem falhas de atendimento que podem provocar
atrasos, chegando, no limite, a perdas de produção ou paradas
nas campanhas de perfuração.
Em um crescendo de complexidade nessa missão já
consideravelmente complexa, existem duas tendências
no atual ambiente de exploração e produção brasileiro:
• O aumento das distâncias entre as unidades marítimas
e a costa, com a exploração do pré-sal;
• A redução do espaço nas plataformas e da capacidade
de armazenagem nos buffers de estoque.
Essas duas tendências põem ainda mais pressão sobre
os recursos de transporte marítimo e aéreo, que juntos
representam cerca de 70% dos custos da logística de apoio
offshore, tornando muito mais crítica e difícil a necessidade
de prover resposta rápida e acurada às solicitações das
unidades de exploração e produção.
É nosso entendimento que existem três importantes desafios
relacionados à logística de apoio offshore que precisam
ser enfrentados e destravados de forma a se atingir maior
eficiência e capacidade de atendimento adequado sem
restringir o potencial de produção de petróleo.
2. Logística de apoio
a operações offshore
Desafio da infraestrutura
A logística upstream de apoio à atividade offshore é
responsável por uma parte substancial dos custos
de exploração e produção de petróleo e pode ter um
impacto direto sobre perdas de produção, com custos
muito mais altos ainda quando ocorrem falhas na operação.
A existência de bases portuárias de apoio offshore localizadas
em pontos da costa próximos às áreas de exploração
e produção é condição necessária para manter os custos
de transporte (que são os mais representativos entre os custos
da logística de apoio offshore) em seus valores mínimos.
Essa logística é necessária em todas as fases dos
empreendimentos – a exploração, o desenvolvimento e
a produção –, quando diferentes tipos de materiais e cargas
são necessários às atividades de campo.
Também é necessário que os acessos às bases sejam
desimpedidos e que haja capacidade retroportuária adequada
para manter o alto nível de prontidão de carga e o
consequente mínimo tempo de retenção das embarcações.
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Energy View | Centro de Energia e Recursos Naturais EY
No entanto, as principais bases atualmente em operação se
encontram próximas de sua capacidade máxima e em áreas
com altos níveis de congestionamento de tráfego, gerando
risco alto de atrasos de embarque.
Novas opções deverão ser desenvolvidas a tempo de lidar
com o significativo aumento previsto de movimentação
de carga devido à exploração e produção na área do pré-sal,
devendo essas opções se situarem mais próximas da região
entre o Rio e Santos, ao contrário da concentração atual
no norte fluminense.
Desafio do mercado fornecedor
de serviços logísticos
O mercado de prestadores de serviços logísticos dedicados
à indústria de petróleo e gás, notadamente os operadores
logísticos e operadores portuários (de bases offshore), é
ainda iniciante, formado na sua maior parte por operadores
de pequeno porte, sem grande presença de operadores
internacionais mais experientes, que começam somente
agora a chegar.
Na situação corrente, com prestadores de serviço ainda com
baixo nível de maturidade, os contratantes precisam despender
muito esforço, assumindo boa parte da gestão da operação
em função dos riscos de falha de atendimento.
Embora o quadro comece a mudar, ações para acelerar o
processo de desenvolvimento dessa indústria podem ocorrer,
tais como a vinda de operadores internacionais associados às
grandes international oil companies (IOCs), ou mesmo ações
estruturadas de desenvolvimento de fornecedores locais.
Desafio de tecnologia da informação
Em um ambiente com tal diversidade de materiais,
multiplicidade de players e tão exigentes requisitos
de velocidade, para ser capaz de sincronizar e integrar
as operações, além de reagir rápida e eficientemente aos
desvios dos planos, é necessário o suporte de sistemas de
informação com níveis acima dos atualmente empregados.
Dentre as capacitações que deveriam ser implementadas
estão a automatização do monitoramento e da análise
do estoque de peças e de sua reposição, o gerenciamento
otimizado do transporte (planejamento, programação,
controle, seleção e agendamento de transportadores),
a agilização das operações de armazenagem, incluindo os
processos de recebimento, expedição, estocagem e inventário,
além da capacidade de monitoramento das atividades
de campo com dispositivos móveis. Embora relativamente
comuns em outros ambientes, como o de bens de consumo,
esses dispositivos não são ainda tão comuns na indústria de
petróleo e gás.
Leonardo Lacerda
Sócio de Supply Chain & Operations
[email protected]
3. Riscos operacionais
A indústria de petróleo e gás brasileira enfrenta desafios sem
precedentes. Principalmente para alcançar um crescimento
sustentável em sua produção de reservas e valor em conjunto
com suas outras atividades operacionais, as empresas terão
de elevar seus processos de planejamento e encontrar um
equilíbrio eficiente entre valor e risco.
Para alcançar a tão esperada eficiência, as empresas
precisarão eliminar as assimetrias informacionais entre área
estratégica e a operacional. Esta última percebe os riscos
primários, como atendimento ao cronograma, planejamento
e execução das contratações, agressividade na avaliação
dos reservatórios, novas tecnologias, entre outros; e
a área estratégica vê o resultado desses riscos, como atraso
do primeiro óleo, não cumprimento do ramp up e/ou declínio
antes e maior do que o esperado. Porém, ambas precisam
trabalhar juntas para mitigar as causas-raiz dos principais
riscos do projeto. Naturalmente não se objetiva aqui que
a área estratégica se ocupe de todos os riscos operacionais;
grande parte deles deve ser gerida apenas nas áreas
técnicas e gerenciais dos projetos mesmo, porém, os
riscos operacionais que são sistêmicos, que perpassam
o portfólio de uma companhia e que impactam fortemente
nos resultados apresentados devem, sim, ter uma
abordagem diferenciada.
Alguns riscos intrínsecos da indústria
Um dos principais problemas encontrados pela indústria tem
sido entregar as curvas de produção prometidas nos planos
de negócio, desde o primeiro óleo, passando pelo ramp up
e concluindo no platô, atendendo aos requisitos regulatórios,
de saúde, meio ambiente e segurança com responsabilidade
social. Quais as principais causas-raiz que têm impedido
as companhias de melhorarem sua realização?
Entre outras, destacam-se questões como a capacidade
de retratar a ocorrência de incertezas operacionais, como
as geológicas, de uma forma devidamente quantificada.
Isso pode ser feito por meio de probabilidade de sucesso na
exploração e produção, descrita e resultante da conjugação
de parâmetros referentes a condições geológicas para que
aconteça a formação de uma jazida de hidrocarboneto de
óleo ou gás natural, como: (i) existência de rocha geradora;
(ii) existência de rocha reservatório; (iii) conexão espacial
entre rochas geradoras e as rochas reservatórios; (iv)
existência de trapa estrutural ou estruturação do pacote
sedimentar; (v) existência de rocha selante, impermeável;
e (vi) relação temporal (timing) adequada entre a geraçãomigração-estruturação que permita a formação do
reservatório de hidrocarboneto.
Um dos principais riscos que afetam a curva de produção
projetada é o risco de reservatório. Existe uma série
de incertezas associadas à determinação do volume e da
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performance do reservatório submetido a um dado plano
de explotação. O volume é caracterizado por: (i) área de
acumulação; (ii) espessura do reservatório; (iii) porosidade
efetiva do reservatório; (iv) saturação de óleo; e (v) fator
de recuperação. As incertezas associadas à performance
de reservatórios claramente dominam os riscos do projeto
petrolífero como um todo: (i) geometria e espaçamento dos
poços; (ii) adesão aos planos de recuperação secundária;
(iii) eficiência dos métodos de elevação, entre outras.
As incertezas e os riscos associados à indisponibilidade de
sondas e unidades estacionárias de produção (plataformas/
FPSOs), as ineficiências na garantia de escoamento de óleo,
a falta de capacidade de processamento e escoamento
de gás natural associado, de tratamento e descarte de águas
produzidas, entre outros, também fazem parte do grupo de
itens altamente impactantes. A falta de equipes dedicadas
e especializadas e a falta de maturidade na gestão de Capex
Riscos
que a área
estratégica vê:
Riscos que a
área
operacional
vivencia:
1° Óleo /
Gás
em megaprojetos de alta complexidade também contribuem
para o painel de riscos de um projeto.
A dimensão das causas-raiz não é exposta e raramente é
percebida em qualquer nível da organização. Sendo assim,
dificilmente é um direcionador na agenda dos executivos.
Fato é que os riscos, bem como suas causas-raiz, precisam
ser geridos no dia a dia de forma prática, objetiva e efetiva,
e não como mais um item da lista de verificação a ser
cumprido de forma burocrática ou negado até o momento
em que não seja mais possível evitar suas consequências.
Heron Miguens
Diretor executivo de Consultoria
[email protected]
Juliana Santos
Gerente sênior de Riscos
[email protected]
Alcance do
platô / pico
Cumprimento
do ramp up
Declínio da
produção
Cronograma
Conteúdo local
29
Novas
tecnologias
Construção /
Cronograma das
instalações
Duração
da construção
de poços
Estratégia de
delimitação do
reservatório
Garantia de
escoamento
Licenças
ambientais
Indicadores
econômicos
Queima
de gás
Processo
de compras
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Referências
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Global Oil & Gas Tax Guide
http://www.ey.com/GL/en/Industries/Oil--Gas/2013-global-oil-and-gas-tax-guide
Global Oil & Gas Transactions
Review 2013
http://www.ey.com/GL/en/Industries/Oil---Gas/
Global-oil-and-gas-transactions-review-2013--Overview
EY Global Corporate Divestment Study
http://www.ey.com/GL/en/Services/Transactions/
EY-global-corporate-divestment-study-oil-andgas-watch
Global Oil & Gas Reserves Study
http://www.ey.com/GL/en/Industries/Oil---Gas/
Global-oil-and-gas-reserves-study
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