Do Estadão Conteúdo
BRASÍLIA – Mudanças adotadas pelo Governo do Amazonas para elevar a cobrança de ICMS sobre o gás natural ameaçam inviabilizar investimentos da indústria no Estado. Alterações na alíquota, base de incidência e o início da vigência da substituição tributária geraram um aumento de 38% no preço final do insumo ao consumidor final, de acordo com o IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). As mudanças anunciadas pelo governo do Estado afetam basicamente duas empresas: Petrobras e Eneva.
Em abril, o governo do Amazonas aumentou a alíquota de ICMS sobre o gás de 12% para 25%. Ao mesmo tempo, o imposto, que incidia sobre o preço de venda do produto, passou a ser cobrado sobre o preço de referência, em média cinco vezes mais alto. “Essas mudanças aumentam de tal forma o preço do gás natural que a produção de energia por meio de usinas termelétricas no Estado se torna inviável”, disse o secretário executivo do IBP, Antonio Guimarães.
O Estado também começou a aplicar o mecanismo de substituição tributária, que antecipa a cobrança de ICMS para o primeiro elo da cadeia de uma só vez e, consequentemente, gera créditos ao produtor. O problema é que o envio de gás à Zona Franca de Manaus é uma operação semelhante à exportação, já que a região tem isenção de impostos. Por isso, não há geração de créditos, de forma que o custo do tributo é repassado à indústria. “Isso tira a competitividade da indústria da Zona Franca de Manaus”, afirmou.
O Amazonas também passou a cobrar ICMS sobre transações internas de uma mesma empresa, segregando os CNPJs. Ao retirar o gás de um poço para a unidade de tratamento e ao reinjetá-lo no poço, a empresa paga ICMS duas vezes. Com o aumento da alíquota para 25%, a produção se tornou inviável economicamente, já que não há recuperação se o gás é vendido para a Zona Franca. Também não é possível que termelétricas conectadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN) recuperem essa cobrança nas tarifas de energia.
Em ofício enviado ao governador Amazonino Mendes, o IBP destaca que o Amazonas é hoje o terceiro maior produtor de gás natural do Brasil, com 4,8 bilhões de metros cúbicos, atrás do Rio de Janeiro (18,6 bilhões de metros cúbicos) e São Paulo (6,9 bilhões de metros cúbicos). Da produção total no Amazonas, 56% foi reinjetada nos reservatórios, sem consumo, por perda de economicidade dos projetos.
Por outro lado, enquanto as reservas totais de gás natural aumentaram 9% entre 2007 e 2016 em todo o Brasil, o Estado observou uma queda 57% no mesmo período, de 90,5 bilhões de metros cúbicos para 38,7 bilhões de metros cúbicos. O conceito de reserva só pode ser aplicado quando a atividade é economicamente recuperável. Não houve declaração de reservas em 2016 e 2017.
“Prevalecendo essa situação, a tendência é que esses empreendimentos reduzam suas atividades e até mesmo optem pela paralisação. Adicionalmente, cria-se um ambiente de hostilidade e maior restrição para novos investimentos no setor, o que, no médio e longo prazos, terá o efeito contrário daquele pretendido quando o Estado tenta, por este decreto, buscar maior arrecadação”, diz o IBP.
“Caso se mantenha o decreto em referência, poderão ser paralisadas operações existentes de produção e tratamento de petróleo e gás natural, e deixarem de ser realizados investimentos para novos projetos, não só na cadeia de valor do setor petróleo mas também de geração de energia, fazendo com que o Estado do Amazonas perca receitas tributárias estimadas em mais de R$ 2 bilhões por ano”.
A reportagem procurou o governo do Amazonas, mas não houve resposta. A Eneva não se manifestou. A Petrobras não respondeu até a publicação da reportagem.
Produção
Atualmente, dois campos de gás – Japiim, na Bacia do Amazonas, e Juruá, na Bacia de Solimões – estão em processo de devolução por falta de interesse da Petrobras. A última declaração de comercialidade no Amazonas ocorreu em 2014, com o campo de Arara Azul, na Bacia do Solimões, detido pela Petrobras. Na mesma bacia, a Petrobras detém os campos de Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Leste do Urucu, Rio Urucu e Sudoeste Urucu.
Já na Bacia do Amazonas, o campo de Azulão, cuja declaração de comercialidade foi dada pela Petrobras em 2014, foi comprado pela Eneva neste ano, mas ainda não está em produção. Na mesma época, a empresa cadastrou o projeto de uma termelétrica na boca do poço, no município de Silves, a 200 quilômetros de Manaus. O modelo é mais competitivo, já que não é necessário utilizar gasodutos de transporte, como em outras termelétricas do Estado. Porém, com o decreto do governo do Amazonas, o preço de referência do gás passou a usar como base o valor pago por termelétricas de Manaus, que utilizam gasodutos, retirando a competitividade da usina.
Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica, 60% do custo final do gás consumido pelas térmicas de Manaus diz respeito aos gasodutos. Como a usina ficaria em um município interligado, com a tributação atual, não seria possível recuperar os custos por meio das tarifas de energia.
Além disso, embora o caso possa se enquadrar no conceito de autoprodução, permitido por uma lei federal, o Amazonas obriga as termelétricas a serem clientes cativas da distribuidora estadual Cigás, que pertence ao Estado e à Manaus Gás, do empresário Carlos Suárez. Isso faria com que a Eneva fosse obrigada a vender o gás para a Cigás e a recomprá-lo da distribuidora, com incidência de ICMS nas duas operações.
