Indústria petrolífera:

5 A Petrobrás e a transição para o novo modelo

Diante da flexibilização do monopólio, surgiu a necessidade de criação de normas de transição para as atividades em curso na data da promulgação da Lei do Petróleo (LP), dado o alto grau de investimentos que a Petrobrás dispendiou ao longo dos anos anteriores. Em razão disto, a Lei nº 9.478 trouxe a Seção II do capítulo V, disciplinando tal situação, possibilitando que esta empresa não só tivesse ratificado seus direitos sobre os campos que se encontravam em efetiva produção, quando do início da vigência desta lei, como pudesse submeter ao órgão regulador seu programa de E&P, informando os custos incorridos, os investimentos efetuados e a realizar em cada um dos blocos prospectos definidos.

Em relação aos blocos em que a Petrobrás havia realizado descobertas comerciais ou promovido investimentos em prospecção, concedeu-se um prazo de três anos para que ela pudesse prosseguir nas atividades de exploração e desenvolvimento e, havendo êxito, na lavra. Quanto aos campos em efetiva produção, a Petrobrás teve seus direitos ratificados sobre cada um deles.

Neste ínterim, os blocos contemplados nas duas hipóteses acima foram objeto de contratos de concessão, celebrados entre a ANP e a Petrobrás, com dispensa de licitação, dentro dos moldes estabelecidos pela própria Lei do Petróleo, num processo que ficou conhecido como o ‘Round Zero’ (13).

Os demais blocos e aqueles que não tiveram sucesso nas atividades de produção, ou mesmo, os não ajustados com a agência reguladora, dentro dos prazos estipulados, foram entregues a ANP para que os oferecesse aos interessados nos primeiros rounds de licitação.

6 A controversa "Rodada Zero"

Para a compreensão deste imbróglio, é necessário retroceder a 1998, quando, em cumprimento ao disposto no art. 33 e ss. da Lei do Petróleo, foram assinados os Contratos de Concessão do Round 0 (14), que concediam a Petrobrás um prazo (legal, pois é previsto no art. 33 da LP) de três anos (15), a fim de prosseguir nos trabalhos de prospecção e desenvolvimento em áreas onde a estatal houvesse realizado descobertas comerciais ou promovido investimentos na exploração. Anote-se que este lapso temporal, de fato relativamente exíguo para a prática da industria petrolifera, foi (e ainda é) matéria de constantes discussões entre as empresas do setor petrolífero, órgãos de governo e a própria sociedade.

No decorrer desses três anos, a Petrobrás cedeu (contratualmente respaldada) participação (normalmente parcial, mas em alguns casos total) a outras empresas de petróleo. Daí porque a polêmica decisão do TCU envolve outros players. Não obstante, é cediço que o tempo gasto para a estruturação dessas parcerias, mormente no atinente à capacitação de recursos externos, tornou o prazo de três anos insuficiente. Soma-se a isto, duas das ocorrências alegadas pela Petrobrás e presentes na decisão (16) da ANP, que efetivou a assinatura dos termos aditivos em 1999, quais sejam: o desconhecimento das regras que iriam regular o setor, notadamente no tocante à tributação e à regulamentação da exportação de petróleo, e as dificuldades enfrentadas pela Petrobrás desde a crise financeira internacional iniciada no final de 1998, com a redução das linhas de crédito de curto prazo obrigando a revisão de gastos e investimentos (17).

Diante destes fatos, a Petrobrás solicitou junto a ANP, em 07.05.1999, a revisão (18) do prazo de vigência de 36 dos contratos firmados. Buscou-se a prorrogação por mais dois anos dos contratos de concessão, cuja validade seria, agora, até 2003.

Entendeu por bem a Procuradoria Geral da ANP – Parecer PROGE/RJ nº 15, de 10.05.1999, posteriormente retificado por sua Diretoria Colegiada, em decisão já citada em nota – deferir o pleito da Petrobrás.

Tal decisão da ANP foi adversada quanto à sua legalidade pelo Tribunal de Contas da União (TCU). A agência reguladora recorreu e conseguiu manter o novo prazo, posto que, houve reconsideração do julgamento (Decisão nº 150/2001 – TCU – Plenário) (19). Assim, as empresas conseguiram um prazo suplementar até agosto de 2003.

Haja vista que as principais descobertas das companhias beneficiadas pela Rodada Zero só foram feitas no fim do prazo prorrogado, em agosto de 2003, as empresas solicitaram mais tempo a ANP. Para evitar futuros problemas, o órgão regulador, desta vez, fez uma consulta formal ao TCU, por meio do Ministério de Minas e Energia.

Em 14 de julho de 2004, os ministros do Tribunal de Contas da União (TCU) aprovaram por unanimidade a prorrogação dos prazos de vigência dos contratos de exploração da Petrobrás e de outras empresas. (20). A decisão beneficia, além da Petrobrás, outras as empresas como Shell, El Paso, Gás do Brasil Ltda. e Total E&P do Brasil Ltda.

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7. A relação entre o proprietário do solo e a empresa concessionária e suas implicações jurídicas

A ANP impõe ao proprietário da terra cujo subsolo contém petróleo uma limitação ou até mesmo, anulação do exercício de seu direito de propriedade, posto que a instalação do maquinário necessário à exploração e produção praticamente a inutiliza para outro fim. Entretanto, o dono do solo não deixa de ser proprietário do mesmo. É notório frisar que será o concessionário a pagar ao proprietário pelo direito de ocupar o solo. (21)

Dessa maneira, a empresa concessionária passa a ter o direito de ocupação ou retenção da área licitada, pois irá usufruir um solo que não é seu. Tudo isso decorre, como já visto anteriormente, do sistema de exploração e aproveitamento de jazidas adotado no direito brasileiro, qual seja, o sistema dominical.

É fundamental, pois, que o edital de licitação contenha a expressa indicação de que caberá ao concessionário o pagamento das indenizações devidas por desapropriações ou servidões necessárias ao cumprimento do contrato. Poderia se questionar ser tal imposição um tanto quanto abusiva por parte da Administração. Entremos, então, nesta reflexão.

No atinente ao pagamento do proprietário da terra, nota-se que este benefício perfaz um direito estatuído pelo legislador constituinte, que entendeu ser coerente estipular uma remuneração pelo fato do petróleo estar sendo subtraído abaixo da propriedade do superficiário. (art. 176, § 2º, CF).

A indenização oriunda de um processo de desapropriação é relativa a propriedade que foi tomada do particular para o interesse público. Como o contrato de concessão para as atividades de E&P são temporários, findo o prazo de validade, a propriedade da terra desapropriada retorna à União. Além de todos os encargos que a empresa concessionária tem de arcar, desde a habilitação na licitação, ela ainda é forçada a indenizar os proprietários das terras desapropriadas, mesmo que estas não integrem definitivamente o seu domínio.

Todavia, entendemos não haver abusividade por parte do Poder Público. Na verdade, quem limita, de fato, o exercício da propriedade pelo particular, sendo o primeiro a ser beneficiado com o ato de restrição não é a Administração em si, mas a própria empresa concessionária. Como afirmado em linhas retrógradas, esta será a ‘pessoa’ a usar e gozar de uma terra que não é sua.

Ademais, a desapropriação ou servidão ocorre para favorecer o desenvolvimento das atividades de E&P pela concessionária, na medida em que esta implanta toda uma infra-estrutura na área à procura do ‘ouro negro’. A indenização paga ao superficiário não ocorre porque o Poder Público acresceu a seu patrimônio mais um bem imóvel, mas sim por se estar limitando o exercício regular da posse do indivíduo, e quem o faz é o concessionário.

Poderá, inclusive, haver a perda total da propriedade quando da instalação de benfeitorias cujo custo de remoção é exorbitante, não compensando devolver a área ao superficiário, ou mesmo ser impossível a retirada dos equipamentos. Neste caso, o responsável pela instalação de todo o maquinário que implica na perda do imóvel pelo particular é o concessionário. A Administração apenas possibilita que este realize atividades consideradas então de utilidade pública.

8. Considerações finais

O contexto político nacional em que se inseriu a Emenda Constitucional nº 9/95 caracteriza-se, sobremaneira, por uma tentativa de acompanhar a tendência mundial de integração das economias e uma progressiva saída da figura estatal de áreas econômicas anteriormente ocupadas por esta. Concebeu-se, assim, um modelo político em que se privilegia a eficiência e a racionalidade como fundamentos para esta nova estrutura de um Estado regulador do mercado.

Neste cenário, a ANP surge como elemento crucial no novo plano estratégico da industria petrolífera nacional, em face do processo de desestatização, atuando na direção, fiscalização ou mesmo na legalização, a fim de se obter o maior proveito possível dos recursos minerais não renováveis ora analisados neste estudo.

Com a Constituição de 1988 manteve-se a concepção de considerar o petróleo como bem estratégico. Esta Lei maior reiterou o sistema dominical de propriedade e aproveitamento das jazidas (já previsto anteriormente em outras de nossas cartas Políticas), e conferiu a União, então proprietária do subsolo, a possibilidade de celebrar contratos de concessão, a fim de efetivar a exploração de nossas reservas tanto por entes públicos quanto privados. Atesta-se que não mais se admite que as relações sejam travadas entre a Administração Pública e o proprietário do solo, vista que este estabelecerá contatos diretos com o concessionário.

Cumpre-nos, ainda, advertir que, mesmo sendo atividades econômicas, as vinculadas à indústria do petróleo e gás natural, em particular, as de prospecção e produção, são, por forca legal, "atividades de utilidade pública", sujeitas à regulação e à fiscalização do Estado, representado pela ANP.

Por fim, constata-se que mesmo com a abertura do mercado, de fato, até os dias atuais, a Petrobrás atua em monopólio, uma vez que possui solitariamente toda a infra-estrutura necessária aos outros agentes do setor petrolífero. Mesmo que se estabeleça a livre concorrência, deparamo-nos ainda com uma situação de monopólio real, uma vez que qualquer agente novo no mercado, de uma forma ou de outra, acaba firmando uma parceria com a Petrobrás para poder exercer sua atividade.

Notas

1. Na verdade, o petróleo é uma mistura de compostos orgânicos e sendo assim, não pode ser considerado um mineral, pois, pela definição, este é uma substância química natural, sólida, homogênea, geralmente resultante de processos inorgânicos, apresentando estrutura interna ordenada, composição química e propriedades físicas próprias e constantes dentro de certos limites que permitem a sua identificação como espécie mineral. Todavia, tanto a água quanto o petróleo, conquanto não sejam minerais, são considerados "recursos minerais", como resta claro da leitura do § 1º do art. 20 da CF/88.
2. É importante frisar que neste período, igualmente ao setor de energia elétrica, inexistiam contratos formais de concessão.
3. Até então, a política petrolífera no país privilegiava as atividades downstream (revenda e distribuição), colocando a exploração em segundo plano.
4. Leciona Marilda Rosado serem contratos de risco, o "ajuste qual uma empresa internacional de petróleo ou empresa privada brasileira prestava serviços técnicos operacionais e financeiros, sendo remunerada pelos serviços realizados de acordo com condições preestabelecidas [...]. Principais características: preservação da propriedade da Petrobrás sobre o petroleo descoberto, exercício sobre as atividades de exploração e desenvolvimento e a execução direta da Petrobrás da fase de produção" (Apud Sonia Agel, 2003, p. 250).
5. O primeiro contrato de risco foi firmado entre a Petrobrás e a BP Petroleum Development Brazil Limited, uma subsidiária da British Petroleum Co. Porém, tais contratos não surtiram os efeitos esperados e foram, assim, banidos pela Constituição de 1988.
6. Ressalta-se que todos os dados técnicos existentes na época sobre as bacias sedimentares brasileiras eram de posse da Petrobrás.
7. Bem público é aquele pertencente ao patrimônio público por vontade legal, vestido das características de inalienabilidade, impenhorabilidade e imprescritibilidade.
8. "Diz-se que a propriedade é resolúvel quando o título de aquisição está subordinado a uma condição resolutiva ou ao advento do termo. Nesse caso, deixa de ser plena, assim como quando pesa sobre ela ônus reais, passando a ser limitada". (GONÇALVES, 2003, p. 146).
9. Em parecer acerca da Decisão nº 981/2000-TCU-Plenário, a qual delibera sobre a anulação dos termos aditivos firmados, entre a ANP e a Petrobrás, visando a prorrogação do prazo dos contratos de concessão da Rodada Zero.
10. Publicada no Diário do Congresso Nacional de 15/03/95, Seção I, p. 3247
11. As reservas de gás natural no Brasil, em sua maioria, cerca de 80% (oitenta por cento), está associada ao petróleo; como conseqüência, há limitação da extração unicamente daquele produto.
12. Em razão da predominância dessa localização off shore, a Petrobrás foi alçada à categoria de excelência mundial em desenvolvimento e aplicação de tecnologia de exploração e produção em águas profundas. No atinente a exploração de petróleo em terra (on shore), destaca-se o estado do Rio Grande do Norte, ocupando, atualmente, a posição de maior produtor nacional.
13. Pactuaram-se, em agosto de 1998, 397 contratos de concessão, sendo 115 de exploração e 282 de produção.
14. Posteriormente substituídos pelos "Termos Aditivos aos Contratos de Concessão do Round 0".
15. O art. 33 da Lei 9.478/97 assim dispõe: "Nos blocos em que, quando do início da vigência desta Lei, tenha a PETROBRÁS realizado descobertas comerciais ou promovido investimentos na exploração, poderá ela, observada sua capacidade de investir, inclusive por meio de financiamentos, prosseguir nos trabalhos de exploração e desenvolvimento pelo prazo de três anos e, nos casos de êxito, prosseguir nas atividades de produção. Parágrafo único. Cabe à ANP, após a avaliação da capacitação financeira da PETROBRÁS e dos dados e informações de que trata o art. 31, aprovar os blocos em que os trabalhos referidos neste artigo terão continuidade."
16. Resolução de Diretoria/ANP, expedida na ‘Reunião de Diretoria’ n.º 69, realizada em 11.05.1999.
17. Tais alegações foram suscitadas pela Procuradora da República Ana Paula Mantovani, quando do parecer no processo TC 000.858/2000-4, ao expressar as seguintes palavras: "entendemos que, no presente caso, uma questão especial merece ser invocada para embasar a aplicação da aludida Teoria: a regulamentação das participações governamentais. (...) Os mecanismos de cobrança dessas participações somente foram estabelecidos um ano após o advento da Lei do Petróleo, por meio do Decreto n.º 2.705, de 03/08/98, editado no mês de vencimento do prazo para celebração dos contratos entre a ANP e a Petrobrás no tocante às atividades em curso (artigo 34 da Lei do Petróleo), justamente quando foram celebrados os contratos. Apenas com a regulamentação ficou definida a base de cálculo das participações e, na ausência dessa disciplina, não tinha a Petrobrás conhecimento, por exemplo, dos campos sobre os quais iria incidir a participação especial (artigo 50 da Lei n.º 9.478/97), devida no caso dos grandes volumes de produção, fator que dificultou a aferição da economicidade dos contratos. A referida ausência de regulamentação e a crise financeira internacional, que implicou ajustes nas linhas creditícias e, por conseguinte, menor liquidez, criaram obstáculos à formação de parcerias, podendo essas ocorrências serem vistas como causas contributivas para a necessidade de alteração contratual levada a efeito"
18. A revisão fundou-se na possibilidade de se admitir a hipótese de avaliação após a simples descoberta, dentro da fase de exploração, esta a ser considerada como êxito para efeitos das disposições constantes dos contratos. Diversamente previa o contrato de concessão original, que considerava o êxito somente depois da declaração de comercialidade, após o que se inicia a fase de desenvolvimento e produção.
19. Decisão nº 150/2001 – TCU – Plenário, voto do Ministro-Relator Adylson Motta; processo TC 000.858/2000-4, "Estamos, evidentemente, diante de fatos alheios à vontade da Petrobrás, de caráter exógeno e imprevistos, que prejudicaram o bom andamento dos trabalhos de exploração realizados pela estatal brasileira, ocasionando inúmeras dificuldades na formação de parcerias para a consecução deste mister. "Com efeito, a idéia de imutabilidade do pactuado só é convivente com períodos de grande estabilidade. Fora daí, longe de servir à disciplina de relações sociais – como pretende o Direito – só pode gerar empeço ao eficiente desenvolvimento delas" (in Celso Antonio Bandeira de Mello, Curso de Direito Administrativo, 4ª ed, pág. 298). (...) Tendo em vista a possibilidade de aplicação da Teoria da Imprevisão ao caso em análise, entendo possam ser considerados regulares os termos aditivos firmados entre a Petrobrás e a Agência Nacional do Petróleo, dando cumprimento à Resolução de Diretoria/ANP expedida na Reunião de Diretoria nº 69, realizada em 11 de maio de 1.999, que deliberou sobre a prorrogação do prazo dos contratos de concessão outorgados à Petrobrás, por força do art. 33 da Lei nº 9.478/97".
20. "O Tribunal de Contas da União decidiu que os prazos das fases de vigência dos contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural firmados pela Agência Nacional de Petróleo, no âmbito da "Rodada Zero", podem ser prorrogados para fins de avaliação sobre a comercialidade de descobertas próximas ao final da fase de exploração. O TCU fará monitoramento na ANP para verificar a regularidade do encaminhamento dado à questão". (Notas de Imprensa in TCU: http://www.tcu.gov.br/imprensa/Notas/2004/07-Julho/1507%20-%20nota%20%20anp%20petroleo.html)
21. Lei do Petróleo – "Art. 52. Constará também do contrato de concessão de bloco localizado em terra cláusula que determine o pagamento aos proprietários da terra de participação equivalente, em moeda corrente, a um percentual variável entre cinco décimos por cento e um por cento da produção de petróleo ou gás natural, a critério da ANP. Parágrafo único. A participação a que se refere este artigo será distribuída na proporção da produção realizada nas propriedades regularmente demarcadas na superfície do bloco".
22. Portaria ANP nº 143 – "Art. 3º. A participação devida aos proprietários de terra será paga mensalmente, com relação a cada campo em terra, a partir do mês em que ocorrer o efetivo início da produção. § 1º O valor da participação devida aos proprietários de terra, a cada mês, em relação a cada campo em terra, será determinado multiplicando-se o equivalente a 1% (um por cento) do Volume Total da Produção de petróleo ou de gás natural do campo, durante esse mês, pelos seus respectivos preços de referência, definidos na forma do Capítulo IV do Decreto n.º 2.705, de 1998. § 2º Para os casos de campos já em produção na data da assinatura do contrato de concessão, o valor da participação devida aos proprietários de terra será apurado, na forma deste artigo, a cada mês, a partir da referida data. Art. 4º. O valor mensal determinado conforme o artigo anterior será rateado entre os proprietários de terra na proporção do Volume Total da Produção de petróleo ou de gás natural extraída das Cabeças de Poço localizadas nas suas respectivas propriedades regularmente demarcadas na superfície da área de concessão e devidamente registradas no Registro Geral de Imóveis das respectivas comarcas.§ 1º. O valor da participação devida a cada proprietário, apurado a cada mês, nos termos deste artigo, deduzidos os tributos previstos na legislação em vigor, será pago pelo concessionário diretamente ao proprietário até o último dia útil do segundo mês subseqüente, cabendo ao concessionário encaminhar à ANP um demonstrativo da apuração do valor efetivamente pago, acompanhado de documento comprobatório de pagamento, até o décimo dia útil após a data de pagamento. § 2º. A seu critério, sempre que julgar necessário, a ANP poderá requerer ao concessionário documentos que comprovem a veracidade das informações prestadas no demonstrativo da apuração."

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