INSTRUÇÃO NORMATIVA RFB Nº 1778, DE 29 DE DEZEMBRO DE 2017

Dispõe sobre o tratamento tributário das atividades de exploração e de desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural de que trata a Lei nº 13.586, de 28 de dezembro de 2017. DOU 02/01/2018.

O SECRETÁRIO DA RECEITA FEDERAL DO BRASIL SUBSTITUTO, no uso das atribuições que lhe conferem os incisos III e XXV do art. 327 do Regimento Interno da Secretaria da Receita Federal do Brasil, aprovado pela Portaria MF nº 430, de 9 de outubro de 2017, e tendo em vista o disposto no art. 8º da Lei nº 13.586, de 28 de dezembro de 2017, resolve:

Art. 1º Esta Instrução Normativa dispõe sobre o tratamento tributário dos gastos com as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural, da forma de registro desses gastos e dos critérios de exaustão e da depreciação dos ativos empregados nessas atividades.

Art. 2º Para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL), poderão ser integralmente deduzidas as importâncias aplicadas, em cada período de apuração, na atividade de exploração de petróleo e de gás natural, definidas no art. 6º, da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.

§ 1º As importâncias aplicadas na atividade a que se refere o caput compreendem os gastos com operações ou atividades que tenham por objetivo a descoberta, a identificação de jazidas de petróleo ou de gás natural e a avaliação de eventual descoberta de petróleo ou de gás natural para determinação de sua comercialidade, realizadas na área geográfica que compreende os blocos de exploração para os quais o contribuinte detém a outorga do direito de exploração em decorrência de contratos de concessão, partilha ou cessão onerosa, individualmente ou em regime de consórcio.

§ 2º No caso de o direito de exploração ser detido por pessoas jurídicas que atuam em consórcio constituído na forma prevista nos arts. 278 e 279 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, cada consorciado deve apropriar os gastos de exploração proporcionalmente à sua participação percentual no consórcio.

§ 3º Os gastos com exploração abrangem as despesas com as seguintes atividades:

I – aquisição e processamento de dados geológicos e geofísicos;

II – estudos e levantamentos topográficos, aéreos, geológicos e geofísicos, incluindo sua interpretação;

III – perfuração para a avaliação e identificação de áreas de jazidas e a sua respectiva aquisição de equipamentos;

IV – abandono de poços exploratórios;

V – execução de testes de formação e de produção para a avaliação da descoberta; e

VI – implantação das instalações necessárias ao suporte das atividades previstas nos incisos I a V, inclusive gastos com serviços e obras de engenharia civil e com infraestrutura na fase de exploração onshore.

§ 4º O registro dos gastos com exploração deve ser feito em subcontas do ativo intangível, identificadas pelos blocos de exploração.

§ 5º Para os fins previstos nesta Instrução Normativa, a fase de exploração estende-se até o término do prazo definido contratualmente junto à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), até o momento de devolução total da área do bloco de exploração à ANP, ou até a conclusão da avaliação da comercialidade da área referente a um campo produtor, o que ocorrer primeiro.

Art. 3º A despesa com a exaustão decorrente de ativo resultante de gastos aplicados nas atividades de desenvolvimento, para viabilizar a produção de campo de petróleo ou de gás natural é dedutível na apuração do lucro real e da base de cálculo da CSLL.

§ 1º As atividades de desenvolvimento a que se refere o caput são o conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo ou de gás natural por meio do estabelecimento da infraestrutura necessária dentro do campo produtor.

§ 2º Consideram-se atividades de desenvolvimento as seguintes operações realizadas em cada campo produtor:

I – a perfuração e completação de poços de produção e de injeção; e

II – a construção de instalações de extração, coleta, tratamento, armazenamento e transferência de petróleo e gás natural, inclusive seus estudos preliminares e projetos, compreendendo plataformas marítimas, tubulações, unidades de tratamento de petróleo e gás natural, equipamentos para cabeça de poço, tubos de produção, linhas de fluxo, tanques e demais instalações exclusivamente destinadas à extração, bem como oleodutos e gasodutos, incluindo as respectivas estações de compressão e bombeio, ligados diretamente ao escoamento da produção, até o final do trecho que serve exclusivamente ao escoamento, excluídos os ramais de distribuição secundários, feitos com outras finalidades.

§ 3º A fase de desenvolvimento inicia-se com a entrega, pelo concessionário, da Declaração de Comercialidade à ANP, e pode coexistir com a fase de produção quando realizados novos investimentos com o objetivo de aumentar a produção ou o fator de recuperação de petróleo e gás natural da jazida.

§ 4º O limite da infraestrutura para fins de gastos com atividades de desenvolvimento que estarão sujeitos a amortização acelerada de que trata o art. 5º será:

I – a válvula de saída do tanque de estocagem da produção no campo de produção, quando o transporte da produção se realizar por navios, caminhões ou trens; ou

II – a entrada do terminal marítimo de recebimento da produção de petróleo ou gás natural offshore, quando o escoamento da produção se der por oleoduto ou gasoduto, ou a entrada da estação de tratamento de gás natural, ou a interseção dos oleodutos ou gasodutos já existentes, que captam a produção de outros campos em terra ou mar a fim de levá-la a refinarias, estações de processamento de gás natural ou terminais de embarque, o que ocorrer primeiro.

Art. 4º O valor contábil dos ativos formados mediante gastos aplicados até 1º de janeiro de 2018 nas atividades de desenvolvimento definidas no art. 3º será segregado, naquela data, em duas subcontas distintas para cada campo produtor:

I – subconta que registra valores já deduzidos na apuração do lucro real e da base de cálculo da CSLL por meio de exclusões feitas na parte A do Livro Eletrônico de Apuração do Lucro Real (e-Lalur) e do Livro Eletrônico de Apuração da Base de Cálculo da CSLL (e-Lacs) a que refere o art. 310 da Instrução Normativa RFB nº 1.700, de 14 de março de 2017, e controlados na parte B; e

II – subconta que registra valores ainda não deduzidos na apuração do lucro real e da base de cálculo da CSLL.

§ 1º Os gastos aplicados a partir de 1º de janeiro de 2018 nas atividades de desenvolvimento serão registrados:

I – na conta de ativo mencionada no inciso II do caput, caso exista; ou

II – em outra conta de ativo que identifique o campo produtor.

Art. 5º Poderá ser considerada a exaustão acelerada do ativo registrado na subconta referida no inciso II do § 1º do art. 4º e da parcela do ativo registrado na subconta referida no inciso II do caput do art. 4º, calculada pela aplicação da taxa de exaustão determinada pelo método das unidades produzidas, multiplicada por 2,5 (dois inteiros e cinco décimos).

§ 1º A taxa de exaustão pelo método das unidades produzidas é calculada pela razão entre a produção total do campo no período de apuração e o volume de reserva provada do mesmo campo existente no último dia do período de apuração anterior, a ser aplicada sobre o valor contábil do ativo.

§ 2º Para fins de aplicação do disposto no § 1º, a produção total no período de apuração e o volume de reserva provada existente no último dia do período de apuração anterior devem considerar a produção e as reservas de petróleo e de gás natural em conjunto, segundo a metodologia empregada pela ANP.

§ 3º A quota de exaustão acelerada de que trata o caput constituirá exclusão do lucro líquido na parte A do e-Lalur e do e-Lacs e será controlada na Parte B, e o total da exaustão acumulada, incluídas a normal e a acelerada, não poderá ultrapassar o custo do ativo ou da parcela do ativo.

§ 4º A partir do período de apuração em que for atingido o limite de que trata o § 3º, o valor da exaustão registrado na escrituração comercial deverá ser adicionado ao lucro líquido para efeitos de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL na parte A do e-Lalur e do e-Lacs, com a respectiva baixa na parte B.

§ 5º O valor da exaustão normal da parcela do ativo de que trata o inciso I do caput do art. 4º, registrado na escrituração comercial a partir de 1º de janeiro de 2018, deverá ser também adicionado ao lucro líquido para efeitos de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL na parte A do e-Lalur e do e-Lacs, com a respectiva baixa na parte B.

Art. 6º A depreciação dedutível de máquinas, equipamentos e de instrumentos facilitadores aplicados nas atividades de desenvolvimento da produção, para fins de determinação do lucro real e da base de cálculo da CSLL, deverá ser realizada de acordo com as taxas publicadas periodicamente pela Secretaria da Receita Federal do Brasil (RFB), para cada espécie de bem, em condições normais ou médias.

§ 1º São considerados equipamentos e instrumentos facilitadores os equipamentos de sísmica, sondas e equipamentos de perfuração, veículos, equipamentos e máquinas de construção civil, ferramentas e outros equipamentos e máquinas utilizados no suporte às operações e atividades de desenvolvimento de campos produtores de petróleo ou gás natural.

§ 2º Sem prejuízo do disposto no caput, fica assegurado ao contribuinte o direito de computar a quota efetivamente adequada às condições de depreciação das suas máquinas, equipamentos e instrumentos facilitadores aplicados nas atividades de desenvolvimento da produção, desde que faça prova dessa adequação quando adotar taxa diferente da publicada pela RFB.

Art. 7º O art. 2º da Instrução Normativa RFB nº 1.455, de 6 de março de 2014, passa a vigorar com a seguinte redação:

“Art. 2º ……………………………………………………………………………………………….

§ 1º Quando ocorrer execução simultânea de contrato de afretamento ou aluguel de embarcações marítimas e de contrato de prestação de serviço, relacionados à exploração e produção de petróleo ou gás natural, celebrados com pessoas jurídicas vinculadas entre si, a redução a 0% (zero por cento) da alíquota do imposto sobre a renda retido na fonte fica limitada à parcela relativa ao afretamento ou aluguel, calculada mediante a aplicação, sobre o valor total dos contratos, dos seguintes percentuais:

I – 85% (oitenta e cinco por cento), quanto às embarcações com sistemas flutuantes de produção ou armazenamento e descarga;

II – 80% (oitenta por cento), quanto às embarcações com sistema do tipo sonda para perfuração, completação e manutenção de poços; e

III – 65% (sessenta e cinco por cento), quanto aos demais tipos de embarcações.

§ 2º Para cálculo dos percentuais a que se referem o § 1º e o § 7º, o contrato celebrado em moeda estrangeira deverá ter os valores contratados convertidos para a moeda nacional pela taxa de câmbio da moeda do país de origem, fixada para venda pelo Banco Central do Brasil, correspondente à data da apresentação da proposta pelo fornecedor, que é parte integrante do contrato.

§ 3º Na hipótese de repactuação ou reajuste dos valores de quaisquer dos contratos, as novas condições deverão ser consideradas para fins de verificação do enquadramento do contrato de afretamento ou aluguel de embarcação marítima nos limites previstos no § 1º e no § 7º.

§ 4º Para fins de verificação do enquadramento das remessas de afretamento ou aluguel de embarcação marítima nos limites previstos no § 1º e no § 7º, deverão ser desconsiderados os efeitos da variação cambial.

§ 5º A parcela do contrato de afretamento ou aluguel de embarcação marítima que exceder os limites estabelecidos no § 1º e no § 7º sujeita-se à incidência do imposto sobre a renda retido na fonte à alíquota de 15% (quinze por cento).

§ 5º-A Nos casos em que a remessa seja destinada a país ou dependência com tributação favorecida ou em que o fretador, arrendante ou locador de embarcação marítima seja beneficiário de regime fiscal privilegiado, nos termos dos arts. 24 e 24-A da Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de 1996, a totalidade da remessa estará sujeita à incidência do imposto sobre a renda retido na fonte à alíquota de 25% (vinte e cinco por cento), hipótese em que não será aplicado o disposto no caput.

§ 6º Para efeitos do disposto no § 1º e no § 7º, a pessoa jurídica fretadora, arrendadora ou locadora de embarcação marítima sediada no exterior será considerada vinculada à pessoa jurídica prestadora do serviço quando:

I – for estabelecimento matriz, filial ou sucursal;

II – a participação societária no capital social de uma em relação à outra a caracterize como sua controladora ou coligada, na forma definida no § 1º e no § 2º do art. 243 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976;

III – ambas estiverem sob controle societário ou administrativo comum ou quando pelo menos 10% (dez por cento) do capital social de cada uma pertencer a uma mesma pessoa física ou jurídica;

IV – em conjunto com a pessoa jurídica domiciliada no Brasil, tiver participação societária no capital social de uma terceira pessoa jurídica, desde que a soma das participações as caracterize como controladoras ou coligadas desta, na forma definida no § 1º e no § 2º do art. 243 da Lei nº 6.404, de 1976; ou

V – for sua associada, na forma de consórcio ou condomínio, conforme definido na legislação em vigor, em qualquer empreendimento.

§ 7º A partir de 1º de janeiro de 2018, a redução a 0% (zero por cento) da alíquota do imposto sobre a renda retido na fonte, na hipótese prevista no § 2º, fica limitada aos seguintes percentuais:

I – 75% (setenta e cinco por cento), quanto às embarcações com sistemas flutuantes de produção ou armazenamento e descarga;

II – 65% (sessenta e cinco por cento), quanto às embarcações com sistema do tipo sonda para perfuração, completação e manutenção de poços; e

III – 50% (cinquenta por cento), quanto aos demais tipos de embarcações.

§ 8º O disposto no § 7º não se aplica às embarcações utilizadas na navegação de apoio marítimo, conforme definição da Lei nº 9.432, de 8 de janeiro de 1997.

§ 9º Para fins de aplicação do disposto neste artigo, quando ocorrer execução simultânea de contrato de afretamento ou aluguel de embarcações marítimas e de contrato de prestação de serviço relacionados às atividades de transporte, movimentação, transferência, armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito, celebrados entre pessoas jurídicas vinculadas entre si, a redução a 0% (zero por cento) da alíquota do imposto de renda retido na fonte fica limitada à parcela relativa ao afretamento ou aluguel, calculada mediante a aplicação do percentual de 60% (sessenta por cento) sobre o valor total dos contratos.

§ 10. A aplicação dos percentuais estabelecidos no § 1º e no § 7º não acarreta a alteração da natureza e das condições do contrato de afretamento ou aluguel para fins de incidência da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (CIDE), instituída pela Lei nº 10.168, de 29 de dezembro de 2000, e das Contribuições para os Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público incidente na Importação de Produtos Estrangeiros ou Serviços (PIS/Pasep-Importação) e da Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social devida pelo Importador de Bens Estrangeiros ou Serviços do Exterior (Cofins-Importação), de que trata a Lei nº 10.865, de 30 de abril de 2004. (NR)

Art. 8º A Instrução Normativa RFB nº 1.455, de 2014, passa a vigorar acrescida do art. 2º-B:

“Art. 2º-B A base de cálculo para a aplicação dos percentuais previstos no § 1º e no § 7º do art. 1º da Lei nº 9.481, de 13 de agosto de 1997, será obtida pela divisão do valor da remessa ao exterior para pagamento das parcelas de frete, em cada período de apuração, pelo resultado da razão do contrato de frete sobre o valor total da soma dos contratos de frete e de prestação de serviços a ele associado, nos termos do § 2º do art. 1º da Lei nº 9.481, de 1997.

§1º Para fins de verificação do excedente dos percentuais a que se referem os §§ 1º, 7º e 9º do art. 2º, deverá ser aplicada a seguinte fórmula:

% CF = [VCF/(VTC)] x 100, sendo:

VCF = Valor total do Contrato de Frete;

VTC = Somatório dos valores totais dos contratos de frete e de prestação de serviços a eles associados.

% CF = percentual do contrato de afretamento ou aluguel de embarcação marítima.

§ 2º Quando os contratos forem celebrados em moeda estrangeira, os valores referidos no caput deverão ser convertidos para a moeda nacional pela taxa de câmbio da moeda do país de origem fixada para venda pelo Banco Central do Brasil, correspondente à data da apresentação da proposta pelo fornecedor, que é parte integrante do contrato.

§ 4º Caso o percentual do contrato de afretamento ou aluguel de embarcação marítima (% CF) encontrado seja superior aos percentuais previstos §§ 1º, 7º e 9º do art. 2º, o valor da parcela da remessa ao exterior que estará sujeita à incidência de IRRF deve ser calculado mediante a aplicação da seguinte fórmula:

Parcela da Remessa = [(% CF – Lfs ) x VTC] x (R/VCF), sendo:

Lfs = Limites de aplicação de alíquota de 0% (zero por cento) do IRRF, definidos nos §§ 1º, 7º e 9º do art. 2º.

R = Valor total de cada remessa em reais.

§ 5º Para fins de verificação do enquadramento das remessas de afretamento ou aluguel de embarcação marítima nos limites previstos §§ 1º, 7º e 9º do art. 2º, deverão ser desconsiderados os efeitos da variação cambial.

§ 6º A parcela do contrato de afretamento ou aluguel de embarcação marítima que exceder os limites estabelecidos §§ 1º, 7º e 9º do art. 2º sujeita-se à incidência do imposto sobre a renda retido na fonte à alíquota de 15% (quinze por cento), exceto nos casos em que a remessa seja destinada a país ou dependência com tributação favorecida ou em que o fretador, arrendante ou locador de embarcação marítima seja beneficiário de regime fiscal privilegiado, nos termos dos arts. 24 e 24-A da Lei nº 9.430, de 1996, em que a totalidade da remessa estará sujeita à incidência do imposto sobre a renda na fonte à alíquota de 25% (vinte e cinco por cento).”

Art. 9º Esta Instrução Normativa entra em vigor na data de sua publicação no Diário Oficial da União.

JORGE ANTONIO DEHER RACHID

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