Introdução

O presente artigo pretende expor de forma simples, porém, em termos apropriados, o atual modelo brasileiro de E&P (exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural) e o modelo proposto pelos quatro projetos de lei (PL) enviados pelo Poder Executivo Federal ao Congresso Nacional para as atividades na área do "Pré-sal".

Far-se-á uma análise pormenorizada, mas sucinta, de cada um desses projetos de lei, apresentando, antes, os modelos de regime de E&P adotados no mundo, suas peculiaridades e quais países os adotam.

Os capítulos podem ser lidos de modo independente e em qualquer ordem, salvo o primeiro e o segundo capítulos, porque explicitam conceitos básicos.

Registre-se que este artigo manter-se-á válido mesmo após as votações pelo Congresso Nacional a respeito dos aludidos projetos de lei. Primeiro, porque fornece elementos fundamentais, ou básicos, para fazer uma reflexão crítica sobre o assunto. Segundo, porque o Congresso Nacional dificilmente alterará os PLs de modo substancial, dadas as peculiaridades do caso.

1. Regimes de E&P

Um Regime (Jurídico) de E&P é o conjunto de normas (regras, princípios, diretrizes etc.) que regem as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural num determinado local ou Estado.

A indústria do petróleo é considerada por muitos a maior indústria do mundo, daí a importância dos regimes jurídicos que regem o setor.

As atividades de E&P são bastante complexas e caras. Têm-se em geral duas fases: a de exploração e a de produção – as atividades (ou etapa) de desenvolvimento geralmente integram uma ou outra, no Brasil integra a fase de produção (Art. 24, Lei 9.478/97).

A fase de exploração é aquela em que se pesquisa a existência ou não de óleo/gás numa determinada área. O risco é muito grande quando a área não é bem conhecida, como ocorre, ou ocorria, na maior parte do Brasil. Por isso era comum ouvir-se que "Deve-se estender um tapete vermelho quando uma petrolífera estrangeira pretende explorar petróleo no seu país". O custo é muito alto, dados os investimentos necessários especialmente em levantamentos sísmicos, sua interpretação e perfuração; além do fato de o lucro da petrolífera em caso de êxito poder ser dimensionado/restringido pelo Estado, por meio das participações governamentais e tributação. A fase de exploração, tal como a de produção, tem prazo estabelecido, geralmente, em contrato. Advindo o termo final, sem que haja descoberta, a petrolífera deve devolver ao Estado a área sobre a qual desenvolveu a exploração. 01 Note-se que também neste caso o Estado obtém ganho: todas as informações sobre o subsolo (dados geológicos) obtidas pela empresa são repassadas ao Estado, o que faz com que a área venha a ter um valor muito maior do que valia no início da sua exploração.

A fase de produção inicia-se quando a petrolífera declara a comercialidade do reservatório de óleo/gás encontrado, ou seja, foi encontrado óleo/gás e concluiu-se que a prospecção deles é rentável. Assim, a fase de produção é aquela em que se prepara para a prospecção do óleo/gás descoberto e em que estes são prospectados. Essa fase também tem prazo certo e determinado fixado em contrato que, findo, exige a devolução da área sob operação ao Estado. Este prazo varia bastante de país para país. No Brasil, atualmente, ele é de 27 anos, podendo ser reduzido ou prorrogado na forma hoje vigente do contrato de concessão (Cláusula 8.1 do atual modelo de contrato de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural da ANP).

No mundo são utilizados basicamente 4 (quatro) modelos de regime de atividades de E&P: a concessão (license), acordo de participação, partilha de produção e o acordo de serviço (prestação de serviço). Não existe utilização pura de um modelo, e costumam ter grande distinção de país para país. Ou seja, a concessão de um país pode ter características bastante diferentes da concessão de outro. A distinção entre os modelos é feita com a identificação de características chaves de cada um deles. Antes de se dizer qual é o modelo adotado por um determinado país é preciso que se esclareça qual é a característica que se considera marcante para, somente depois, chamar o modelo de concessão, de acordo de participação, de partilha de produção ou de acordo de serviço.

Não há concordância entre os estudiosos sobre as características essenciais de cada modelo, sendo comum o mesmo regime de E&P ser classificado de maneira diversa pelos autores. Não é recomendável, portanto, ater-se apenas à classificação feita, deve-se também ver quais as características essenciais do regime de E&P analisado.

Pode-se dizer que um regime de E&P é de "Concessão" – em inglês "License", que não se confunde com a nossa licença – quando confere às petrolíferas o direito de exercer as atividades de exploração e produção sob uma determinada área ofertada pelo Estado, por um tempo determinado, sob seu próprio risco e, em caso de êxito, o óleo e o gás extraídos são de sua propriedade, bastando que paguem compensação financeira ao Estado. 02

Costuma-se classificar a concessão em Concessão Clássica ou em Concessão Moderna. Aquela foi a primeira a ser usada, em que as áreas concedidas e o prazo das concessões eram muito extensos, não raro todo o território do país e prazos de 60 (sessenta) anos, com royalties muito baixos, mercado praticamente dominado por 7 empresas privadas (The Seven Sisters) 03. Já as Concessões Modernas têm áreas concedidas e prazo dos contratos bem menores, pagamento de royalties bem mais altos, estando a maior parte da produção de petróleo, hoje, nas mãos de estatais 04.

O modelo "Acordo de Participação" geralmente é utilizado dentro de outro modelo de regime de E&P, de maneira que acaba sendo considerado apenas um instrumento – v.g., um contrato de joint venture. Foi desenvolvido para substituir a Concessão Clássica e permitir a atuação de petrolíferas estrangeiras em países cuja legislação limitava ao Estado as atividades petrolíferas ou, ainda, para viabilizar a transferência de tecnologia e um controle maior do país anfitrião (host country) sobre as atividades de E&P. Os riscos da operação e os resultados são divididos entre a petrolífera estrangeira e o Estado, com o repasse da tecnologia empregada (joint venture ou equitaty joint venture).

A "Partilha de Produção" ("Production Sharing") também é um modelo usado para substituir a concessão, pelos mesmos motivos expostos no parágrafo anterior. É um regime de E&P largamente utilizado por Estados em desenvolvimento e que detêm grandes reservas de petróleo e gás. É usado por aqueles que querem ter um maior controle sobre a produção, estocagem e venda do petróleo, visando relações internacionais e desenvolvimento econômico do país. Mas se deve notar que estes fins também podem ser atingidos pelo modelo de concessão, por meio de elevação/redução do imposto de exportação sobre o petróleo e seus derivados, por aprovação ou não pelo Estado dos planos de exploração e de produção de petróleo das petrolíferas concessionárias etc.

No modelo de partilha de produção uma empresa estatal ou um órgão público oferta área para que petrolífera explore sob mando de uma comissão operacional conjunta – nomeada pela estatal/órgão público e pela empresa exploradora. Nos países que operam com a partilha de produção, normalmente a maioria dos membros dessa comissão operacional é indicada pela estatal/órgão público. Daí ser um modelo indicado apenas quando o país detém pessoal bastante qualificado no setor, sob pena de não conseguir gerir as atividades e ser ludibriado pelas petrolíferas quanto a custos de produção e valores das jazidas de petróleo e gás. A produção é partilhada – daí o nome do modelo. O Estado fica com óleo/gás in natura e atua diretamente na exploração e produção de petróleo e gás, não havendo necessidade de intervenção regulatória forte no setor para fins de evitar efeitos maléficos em outras áreas econômicas e nas relações internacionais. A parte da produção que cabe ao Estado pode ser-lhe dada em dinheiro: a petrolífera pode ser autorizada a vender a parte do Estado ou a ficar com o óleo/gás e remunerar o Estado. Neste caso, verifica-se maior semelhança com o modelo de concessão – no qual a propriedade do óleo/gás prospectado é da petrolífera concessionária, que paga a compensação financeira ao Estado. Por fim, o modelo de partilha é recomendável para países que possuem baixa estabilidade institucional, que não possuem um sistema de leis sólido, principalmente quanto a tributação e a regulação de atividade petrolífera.

Quanto ao "Acordo de Serviço", tem-se o Contrato Ordinário de Serviço, em que o Estado simplesmente contrata o serviço de uma petrolífera, assumindo todos os riscos da operação, bem como ficando com todo o óleo e gás em caso de êxito; e o Contrato de Serviço de Risco ("Risk Service Contract"), em que a petrolífera é contratada mas opera sob seu próprio risco, só recebendo pagamento em caso de êxito (descoberta de óleo/gás). O pagamento neste caso, obviamente, é superior ao do outro tipo de contrato, e se dá em óleo/gás, em dinheiro ou em desconto para a compra do óleo produzido. Interessante notar que este modelo foi adotado pelo Brasil entre os anos 1975 a 1988, dividindo espaço com o modelo de monopólio de E&P, sendo os contratos firmados pela Petrobrás com outras petrolíferas. 05

Os regimes de E&P podem ser resumidos da forma abaixo:

2. Os Regimes de E&P no Mundo

Como foi dito acima, não há consenso quanto às características de cada modelo de regime de E&P. Entretanto, com base no delineamento já feito, é possível divisar os países que utilizam cada um deles.

O regime de concessão é responsável por pelo menos a metade da produção mundial de petróleo e gás natural. 06 É o mais seguro para as petrolíferas e preferido por elas. 07 Geralmente a regulação do setor está amplamente fixada por lei e pouco fixada por contrato, ao contrário do regime de partilha de produção.

O Acordo de Participação e o regime de partilha de produção foram a saída encontrada contra o regime de concessão clássico. É o regime preferido de países não-desenvolvidos e com grandes reservatórios de petróleo e gás, haja vista conferir controle direto da atividade pelo Estado – uma das características marcantes deste modelo é o fato de o Estado ficar com todo ou parte do petróleo/gás produzido. 08

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O Acordo de Serviço na sua versão de risco somente é atrativo para as petrolíferas, e, portanto, viável, em países com baixo grau de risco exploratório, ou seja, em áreas com presença de petróleo/gás muito grande e/ou em que sua extração não é muito complexa e, consequentemente, não muito cara. Condições contratuais mais vantajosas podem compensar o fato de se ter um grau maior de risco exploratório e, assim, atraírem interessados.

Os modelos de regime de E&P têm a seguinte distribuição no: 09

3. Marco Regulatório Atual

O marco regulatório (ou regime jurídico) atual de E&P no Brasil pode ser sintetizado da seguinte maneira:

• O monopólio das atividades de E&P é da União (Art. 177, caput, CRFB) – continua sendo monopólio da União. A chamada "quebra do monopólio" ocorreu em relação às empresas que poderiam desempenhar essas atividades pela União. Antes da Emenda Constitucional nº 9/1995, só a Petrobrás podia desempenhá-las; após, qualquer empresa, passando a ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ("órgão regulador", § 1º do Art. 177, CRFB) a ser gestora deste monopólio da União.

• A propriedade do subsolo e de seus recursos minerais é da União.

• O regime de E&P é Contrato de Concessão ("License").

• A propriedade do produto da lavra (óleo/gás prospectado) é do Concessionário (petrolífera que recebeu a concessão da exploração e produção de petróleo/gás da ANP).

• Contratado 10 pode ser qualquer empresa – será o vencedor do processo licitatório promovido pela ANP, com o qual ela celebrará um Contrato de Concessão de bloco de petróleo e gás (Lei 9.478/97).

• A gestora dos Contratos pela União é a ANP.

• O risco exploratório (chances de não ocorrer descoberta de óleo/gás cuja prospecção seja viável economicamente) é alto. Ou seja, foi desenvolvido para um cenário de risco exploratório alto.

Sua Legislação Básica:

• Lei 9.478/97 (Lei do Petróleo);

• Decreto 2.455/98 – implanta a ANP;

• Decreto 2.705/98 – define critérios para cálculo e cobrança das participações governamentais (exploração, desenvolvimento e produção);

• Lei 7.990/89 – compensação financeira pelo resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais;

• Decreto 1/91 – regulamenta a Lei acima.

As participações/receitas governamentais:

Devem estar previstas no Edital, Art. 45. da Lei 9.478/97:

• I - bônus de assinatura

• II - royalty – sua cobrança é obrigatória: 10% (Art. 47, Lei 9.478/97), redutível a 5%;

• III - participação especial – distribuição na forma na lei (Art. 50, Lei 9.478/97), percentual previsto em Decreto e no Contrato;

• IV - pagamento pela ocupação ou retenção de área – sua cobrança é obrigatória.

4. Marco Regulatório Pré-sal

"Pré-sal" é toda a camada do subsolo que fica abaixo da camada de sal. Portanto, muito profunda e de difícil acesso. Mas o "Pré-sal" a que os PLs e o Governo Federal se referem quando propõem um novo modelo regulatório de E&P tem uma definição mais restrita: é uma determinada área do território brasileiro em que foi detectada a possibilidade de existência de grandes jazidas de petróleo e gás abaixo da camada de sal do subsolo. O Brasi, já há bastante tempo, prospecta petróleo localizado abaixo da camada de sal do subsolo. No entanto, estes campos produtores de petróleo não integram a mencionada área compreendida no conceito "Pré-sal" dos quatro PLs que propõem um novo marco regulatório de E&P, pelo simples fato de não se encaixarem nas coordenadas descritas no PL que trata do novo modelo e da área que chamou de "Pré-sal".

Uma análise minimamente crítica do modelo proposto para a zona do Pré-sal será feita quando da análise dos projetos de lei respectivos. Neste tópico, expor-se-á uma visão geral, a fim de já possibilitar ao leitor ingressar na discussão do modelo proposto.

O marco regulatório (ou regime jurídico) proposto para as atividades de E&P na zona do Pré-sal no Brasil pode ser sintetizado da seguinte maneira:

• O monopólio das atividades continuará com a União.

• A propriedade do Subsolo e de seus recursos minerais continua sendo da União.

• O regime de E&P será o de Contrato de Partilha de Produção.

• A propriedade do produto da lavra será da União, do Operador (responsável pelas atividades de E&P na área sob exploração/produção) e do Contratado, em regime de Consórcio. A produção será repartida entre eles.

• O Contratado poderá ser qualquer empresa que vença a licitação a ser promovida pela ANP, mas, Operador, a lei exige que seja só a Petrobrás.

• A gestora dos Contratos pela União será a Petro-Sal. A Petro-Sal (empresa pública federal a ser criada pela União após a aprovação de sua lei autorizativa) representará a União no Consórcio e na contratação de empresa para a venda de sua parcela da produção.

• O Órgão Regulador das atividades derivadas do Contrato de Partilha continuará sendo a ANP.

• Segundo estudos apresentados, o risco exploratório é baixo ou nulo, ou seja, a possibilidade de não se obtiver lucro com a atividade é baixíssima ou inexistente.

Legislação Básica:

• Lei 9.478/97 (Lei do Petróleo com as alterações dos PLs).

• PL 5.938/09 (Dispõe sobre o regime de partilha de produção no Pré-Sal e Áreas Estratégicas).

• PL 5.939/09 (Autoriza a criação da Petro-Sal).

• PL 5.940/09 (Cria o FS).

• PL 5.941/09 (Autoriza a cessão onerosa da União para a Petrobrás de E&P e àquela a subscrever ações da Petrobrás).

• Decreto 2.455/98 – implanta a ANP.

• Decreto 2.705/98 – define o cálculo e a cobrança das participações governamentais (E&P).

• Lei 7.990/89 – compensação financeira pelo resultado da exploração de petróleo ou GN, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais.

• Decreto 1/91 – regulamenta a Lei acima.

As participações/receitas governamentais:

Devem estar previstas no Edital, Art. 42. e 43, 49 e 50, PL 5.938/2009, serão:

• I - bônus de assinatura – sua previsão no contrato é obrigatória;

• II - royalties – sua previsão no contrato é obrigatória: sobre o "excedente em óleo", até a aprovação de lei específica, aplica-se o Art. 49. e 50 L. 9.478/97, aos devidos pela União, e esta lei e a L. 7.990/89, aos devidos pelo Contratado;

• III - pagamento pela ocupação ou retenção de área – sua previsão no contrato é obrigatória.