Minha exposição se inicia com os desafios jurídicos, para esse novo momento, onde se questiona o atual modelo de concessão das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil, diante do que está se chamando de "a era do pré-sal". São três as principais perguntas que compõem os desafios, a saber:

1.É preciso otimizar a participação do Estado na exploração e produção de hidrocarbonetos?

2.É necessário mudar o modelo contratual?

3.É inevitável aumentar o controle sobre a produção de hidrocarbonetos?

Dando início, então, à resposta da primeira pergunta, lembro que o Estado já participa dos ganhos nos empreendimentos petrolíferos com os tributos advindos da atividade empresarial, tais como imposto de renda, contribuições, imposto de importação, ISS, ICMS e tantos outros.

Especificamente no segmento de Petróleo e Gás Natural, a "Renda Petroleira" do Estado é composta do que chamamos de "participações governamentais", que foram instituídas pela Lei do Petróleo (L. 9.478/97), como segue:

I - bônus de assinatura;

II - royalties;

III - participação especial; e

IV - pagamento pela ocupação ou retenção de área.

Em resumo, o bônus de assinatura é um valor pago em dinheiro no ato da assinatura do Contrato de Concessão (2). Na prática, ele é pago até cinco dias antes da assinatura do contrato de concessão. Possui um valor mínimo estipulado no edital de cada rodada de licitações e é um dos critérios de julgamento das licitações, tendo, hoje em dia, um peso de 40% (quarenta por cento) sobre o total ofertado (3).

Os royalties correspondem a uma cobrança sobre a produção de algo que, a princípio, pertence a alguém. Pela lei do petróleo deve ser cobrado mensalmente - em moeda nacional – correspondendo, em geral, a 10% (dez por cento) da produção de petróleo ou gás natural. Sua cobrança ocorre somente a partir da data de início da produção comercial de cada campo. Os royalties foram estabelecidos por lei (4), contudo, os critérios de cálculo são definidos por decreto do Presidente da República, considerando o preço de mercado, as especificações do produto e a localização do campo.

Considerando a alíquota cheia dos royalties (10%) e a lavra na plataforma continental, a distribuição – em moeda – dos royalties fica assim:

- 22,5% (vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento) aos Estados produtores confrontantes;

- 22,5% (vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento) aos Municípios produtores confrontantes;

- 15% (quinze por cento) ao Ministério da Marinha;

- 7,5% (sete inteiros e cinco décimos por cento) aos Municípios que dão suporte de embarque e desembarque de petróleo e gás natural;(5)

- 7,5% (sete inteiros e cinco décimos por cento) para o Fundo Especial, que o distribui entre todos os Estados, Territórios e Municípios; e

- 25% (vinte e cinco por cento) ao Ministério da Ciência e Tecnologia.

A participação especial aparece nesse cenário como uma "compensação financeira extraordinária". Autorizada pela Lei do Petróleo (6) é regulamentada por Decreto Presidencial. Sua cobrança ocorre somente a partir da data de início da produção comercial de cada campo, os pagamentos são trimestrais e sua alíquota é variável(8). Deve estar devidamente prevista no edital de licitações e no contrato de concessão e pode ser cobrada em duas situações:

- Grande volume de produção; ou

- Grande rentabilidade,

A participação especial é igualmente objeto de repartição de receita, a saber:

I - 40% (quarenta por cento) ao Ministério de Minas e Energia;

II – 10% (dez por cento) ao Ministério do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da Amazônia Legal;

III - 40% (quarenta por cento) para o Estado onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção; e

IV - 10% (dez por cento) para o Município onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção.

O pagamento pela ocupação ou retenção de área, identifica-se como se aluguel fosse, mas, é atípico, porque não há contraprestação da União. No dizer de GUTMAN (2007): "é uma compensação financeira, não sendo, portanto, uma receita tributária." (7). É devida a partir da assinatura do contrato de concessão, paga anualmente, fixada por quilômetro quadrado ou fração da superfície do bloco. Também criada pela Lei do Petróleo (8) possui regulamentação fixada por decreto do Presidente da República. Se houver prorrogação do prazo de exploração, esse percentual será aumentado de forma a ser estabelecido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocumbustíveis - ANP. O pagamento ao proprietário será feito em moeda corrente e seu percentual legal varia de 0.5% (cinco décimos por cento) e 1% (um por cento) da produção de petróleo ou gás natural, a critério da ANP.

Em se tratando de participações governamentais, pelo modelo atual de concessão, para aumentar a arrecadação, se, verdadeiramente for esse o interesse do Governo, tanto os royalties quanto as participações especiais podem ser aumentados por simples Decreto, posto que ambos não são considerados tributos e não precisam de lei em sentido formal. Não é demais lembrar que essa autorização por decreto foi dada pela própria Lei do Petróleo.

Para aperfeiçoar a participação do Estado, quanto aos bônus de assinatura, nas rodadas futuras, podem ter seu valor mínimo aumentado pelos editais de licitação.

Tudo vai depender das áreas oferecidas e do interesse das empresas habilitadas no leilão por tais áreas. Revela notar que o pagamento do Bônus não tem que aguardar o início da produção. Portanto, é arrecadação imediata.

A alteração do modelo atual de concessão para outro modelo de Production Sharing Agreement (PSA) (9), com a participação de uma empresa estatal, exigiria a criação e manutenção de uma empresa 100% estatal e importaria no fato de que a União passaria a assumir, com as demais empresas, o risco do negócio, posto que em eventual novo modelo todos os custos seriam compensados com a produção.

Concluindo a primeira pergunta, sobre a otimização da participação do Estado na exploração e produção de hidrocarbonetos, se a intenção do Estado for meramente arrecadatória o modelo atual não precisará ser alterado, bastando algumas alterações nos editais da ANP e nos Decretos Presidenciais para incrementar as receitas.

No IBP (10) e em diversos debates, já enfrentaremos divergências de opinião a respeito do modelo de partilha da produção estar ou não ao abrigo da atua Constituição Federal. Particularmente, acompanho a opinião de alguns advogados do setor que entendem que no seu formato atual a Constituição só prevê três formas específicas de contratação: concessão, permissão ou autorização, conforme se observa no Título VII, da CF que trata da Ordem Econômica e Financeira.

Vejamos o que diz o artigo 177 da CF e seu parágrafo primeiro (11):

"Art. 177. Constituem monopólio da União:

I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;

(...)

§ 1º A União poderá contratar com empresas estatais ou privadas a realização das atividades previstas nos incisos I a IV deste artigo observadas as condições estabelecidas em lei." (sem grifos no original)

De qualquer sorte, ainda que se entenda que o modelo de partilha da produção ou PSA é constitucional, pelo simples uso do vocábulo "contratar" no texto constitucional, isso provocaria, mesmo que possível, a necessidade de uma completa mudança estrutural na Lei do Petróleo, que está totalmente organizada e baseada no modelo de concessão.

Ressalte-se que é muito perigoso autorizar a possibilidade de incluir no país os PSAs sem alterar a Constituição. Porque, em reconhecendo a palavra "contratar", para admitir outros tipos contratuais, estaríamos dizendo que o Legislador Constituinte ao dizer: "poderá contratar" estaria dando uma carta branca ao legislador ordinário para estabelecer quaisquer tipos de contratos, inclusive, inominados, para a realização das atividades de pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, desde que o legislador ordinário regulamentasse o assunto. Seja na criação da Lei do Petróleo ou, por exemplo, alterando-a a qualquer tempo (12).

Ainda corroborando a tese da necessidade de alteração da Constituição Federal, a própria ANP, no preâmbulo de seus contratos de concessão, nos "considerando" menciona o seguinte: "que, nos termos do artigo 176, § 1º, da Constituição Federal, a Pesquisa e a Lavra de recursos minerais somente poderão ser efetuadas mediante autorização ou concessão da União, no interesse nacional;" (13)

Para fins de comparação de modelos contratuais, é Para fins de comparação éimportante lembrar que a Arábia Saudita, reconhecido país com muito petróleo e baixíssimo risco na atividade exploratória, utiliza o modelo de concessão. Aliás, grosso modo, o Contrato de Partilha existe na China, Índia e parte da África, sendo que Argélia, Líbia e Angola são considerados países de baixo risco exploratório.

É fundamental esclarecer que o "risco da atividade", inerente a qualquer atividade econômica, não deve ser associado ao modelo de contrato ou à forma de arrecadar os tributos e as participações governamentais. Nas Américas (incluindo EUA e Venezuela), grande parte da Europa, Austrália e partes da África o modelo mais usado é o de concessão. O modelo de concessão é predominante, especialmente, quando há altos custos de produção (como é o caso das atividades em águas profundas) e se as reservas são fragmentadas.

Respondendo à segunda pergunta: se é necessário mudar o modelo contratual, em minha opinião nós temos que, primeiro: dissociar o "risco da atividade" com o modelo de contrato. Segundo: se houver a alteração na Lei do Petróleo que venha abrigar o contrato de partilha de produção, sem alteração do texto constitucional, essa mudança poderá ser questionada por ADI (14); e, ainda, no novo modelo – depois das providências legais e constitucionais - será necessária a criação de uma nova estatal que, proporcionalmente à sua participação, assumirá os riscos do negócio. Enfim, se a intenção do Estado é meramente arrecadatória, repetimos: o modelo de concessão não precisa ser alterado, nem é preciso tanta movimentação para ver aprovado um tipo contratual que não tem grandes vantagens.

Alguns corações mais exaltados clamam e reclamam pelo controle dos estoques e a propriedade dos hidrocarbonetos. Realmente, com a flexibilização do monopólio, em caso de êxito na exploração, é conferida ao concessionário a propriedade de petróleo ou gás natural, com os encargos relativos aos tributos incidentes e às participações governamentais (15). Portanto, neste aspecto, o Governo não tem a propriedade do hidrocarboneto.

Contudo, ganha força a idéia de que os royalties e as participações especiais possam ser pagos em Petróleo ou Gás Natural.

Muito embora a propriedade seja plena, autorizada pela concessão da exploração e produção regularmente outorgada, para que a União passe a ter a propriedade de parte da produção do Petróleo ou Gás Natural – via royalties - será necessária a mudança na lei do petróleo, porque, atualmente, a lei determina que os royalties sejam pagos, mensalmente, em moeda nacional, conforme já mencionado.

Apesar de não constar literalmente a forma de pagamento em hidrocarbonetos ou em pecúnia, as participações especiais também merecem ser alteradas por lei. Explico: a receita das participações especiais é partilhada. Ou seja, a União não é a única beneficiária, como já demonstrado. Portanto, isso exigirá uma melhor normatização da questão, devendo-se evitar tratar o assunto por Decreto Presidencial, para não ferir o direito dos demais beneficiários de parte dessa receita (16).

Se for necessário o controle dos estoques e a manutenção da produção no Brasil, já existem diversas maneiras de se evitar a exportação, seja via contrato de concessão ou pela Lei do Petróleo (17). Aliás, a exportação é uma faculdade da ANP e – sempre - deverão ser observadas as diretrizes do CNPE.

"Não cabe aqui entrar no mérito sobre o comprometimento dos produtores (todos, empresas com sede no Brasil) com as políticas de abastecimento, o que se cumpre é esclarecer que compete ao Conselho Nacional de Política Energética - CNPE propor políticas nacionais e medidas específicas - ao Presidente da República - destinadas a estabelecer diretrizes para atender às necessidades de consumo interno de petróleo e seus derivados, gás natural e condensado, e assegurar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis, previstos na Lei nº 8.176/1991 (Lei do petróleo, art. 2º, inciso V)"(18). Por óbvio, o CNPE poderá determinar ao Concessionário, via ANP, que respeite o Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis.

É importante ressaltar que desde a 1ª Rodada, em caso de emergência nacional, declarada pelo Presidente da República, se houver necessidade de limitar exportações de Petróleo ou Gás Natural, a ANP poderá, mediante notificação por escrito com antecedência de 30 (trinta) dias, determinar que o Concessionário atenda, com Petróleo e Gás Natural por ele produzidos e recebidos nos termos do Contrato de concessão, às necessidades do mercado interno ou de composição dos estoques estratégicos do País (19).

Portanto, se as práticas administrativas forem corretamente adotadas, pequenos cuidados contratuais e legais serão o bastante para manter os estoques locais. Da mesma forma, o recebimento das participações governamentais, em hidrocarbonetos, dependerá de pequenos ajustes legais, sem a menor necessidade da criação de uma NOC (20) para isso. Afinal, o Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis (21) é, no topo da cadeia decisória, subordinado ao Ministro de Estado de Minas e Energia (22).

Por derradeiro, respondendo à terceira questão: se é inevitável aumentar o controle sobre a produção (e os estoques) de hidrocarbonetos, descrevendo com brevidade: se adotados os procedimentos sugeridos, o modelo de concessão não precisaria ser alterado.

Ao longo da história da exploração de petróleo no mundo o processo de revisão contratual e de renegociação do modelo de produção de hidrocarbonetos se estabeleceu sempre quando o lucro das empresas aumentou significativamente.

Hoje, no Brasil, depois de 10 anos da publicação da Lei do Petróleo, a maioria das concessionárias estão ainda em fase de exploração e/ou desenvolvimento.

É verdade que o Barril do petróleo já esteve perto da marca histórica de 150 dólares, mas, atualmente em Londres e NY o barril já voltou à casa dos 65 dólares (23) e tende a se estabilizar, dependendo de quanto tempo dure esse período de recessão mundial.

A falta de tecnologia e o preço não atrativo no mercado internacional são desestímulos à criação de um novo modelo em que o Estado passará a participar do risco da atividade como sócio. Isso sem mencionar a desestabilização jurídica, as incertezas e a atual falta de liquidez dos mercados.

Desta forma,

com foco nas três principais questões jurídicas que rodeiam o segmento de óleo e gás, aqui comentadas, concluo que: se a intenção é arrecadatória ou de controle dos estoques, o modelo de concessão não precisa ser alterado.

Entendo, por fim, que devo destacar, como relevantes e que carecem de regulamentação, os seguintes temas:

- Regras específicas para consórcios de exploração e produção(24);

- Regras gerais de unitização (25);

- Melhores definições contratuais para a cessão de direitos;

- Melhor regulamentação de Conteúdo Local; simplificada e com ênfase nos próprios fornecedores de bens e serviços;

- Melhores regras de licenciamento ambiental.

- Regras tributárias, especialmente, para tratamento de crédito de tributos (PIS/COFINS, ICMS, IPI, etc.) nas parcerias, na produção e nos carregos; tratamento especial para a circulação e armazenamento de materiais destinados à exploração e produção; e, ainda, regras claras sobre o ISS (26).


notas

(2) Contrato de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural.

(3) Ver artigo 46 da Lei nº 9.478/1997.

(4) Ver artigo 47 da Lei nº 9.478/1997.

(5) Segundo critérios da ANP.

(6) Ver artigo 50 da Lei nº 9.478/1997.

(7) GUTMAN, José "Tributação e outras obrigações na indústria do petróleo", RJ, Freitas Bastos, 2007, pág. 98.

(8) Ver artigo 51 da Lei nº 9.478/1997.

(9) Em português chamado de "contrato de partilha da produção".

(10) IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

(11) Redação da Emenda Constitucional nº 9, de 1995, que flexibilizou o monopólio da atividade de exploração e produção de petróleo no Brasil.

(12) Tempos depois da palestra do IBDE foi publicado um estudo de autoria de Carlos Jacques, em março de 2009, para o Senado Federal, que diz o seguinte: "A despeito de o art. 177, parágrafo primeiro, permitir que a União utilize qualquer modalidade de contrato (contratar) para a exploração de petróleo e gás natural, deve ser observado que a redação dada ao art. 176 da Constituição, parágrafo primeiro, impõe que os recursos minerais sejam explorados ou por autorização ou por concessão, isto é, não prevê qualquer outra modalidade de exploração como, por exemplo, o contrato de partilha de produção. E o caput do art. 176 expressamente garante a propriedade do produto da lavra ao concessionário, redação essa incompatível com o regime de partilha da produção, no qual a propriedade do petróleo extraído é da União, e não do contratante. Essa interpretação, ainda que estrita, conduz à conclusão de que a adoção do contrato de partilha de produção, na exploração de recursos minerais, exige não apenas alteração da Lei do Petróleo, mas emenda constitucional. Em conclusão, a adoção do modelo de contrato de partilha de produção não é compatível com a atual redação dada ao art. 176 da Constituição, o qual exige concessão (ou autorização) e garante a integral propriedade do produto da lavra ao concessionário. E, como visto acima, no caso do sistema de partilha de produção, apenas parte da produção se torna propriedade da empresa exploradora." - GOMES, Carlos Jacques Vieira. "O Marco Regulatório da Prospecção de Petróleo no Brasil:Entre o Regime de Concessão e o Contrato de Partilha de Produção". Estudo produzido no Centro de Estudos da Consultoria do Senado Federal, Textos para discussão 55, Março/2009, Brasília – DF, Página 50.

(13) Pagina 07 do modelo de contrato de concessão da 9ª Rodada de licitações.

(14) Significa Ação Declaratória de Inconstitucionalidade que, aliás, poderá retardar e dificultar a realização de novas rodadas de licitação.

(15) Ver artigo 26 da Lei nº 9.478/1997.

(16) Tornando a lei fonte de segurança jurídica; evitando-se, mais uma vez, retardos e dificuldades para a realização de novas rodadas de licitação.

(17) Ver artigo 60 da Lei nº 9.478/1997.

(18) QUINTANS, Luiz Cezar P. Mais um round contra o modelo de concessão de E&P. Disponível em: http://www.abdir.com.br/doutrina/ver.asp?art_id=&categoria=Administrativo . Acesso em : 03 de novembro de 2008.

(19) Cláusula 11.5 do Contrato de Concessão da 1ª Rodada de Licitações da ANP.

(20) National Oil Company (Empresa Estatal)

(21) Regulamentado pelo Decreto presidencial nº 238, de 24 de outubro de 1991. Constituição da República Federativa do Brasil de 1988

Constituição da República dos Estados Unidos do Brasil (de 16 de julho de 1934)

Constituição dos Estados Unidos do Brasil (de 18 de setembro de 1946)

Constituição da República dos Estados Unidos do Brasil ( de 24 de fevereiro de 1891)

Constituição dos Estados Unidos do Brasil (de 10 de novembro de 1937)

Constituição da República Federativa do Brasil de 1988

Constituição da República dos Estados Unidos do Brasil (de 16 de julho de 1934)

Constituição dos Estados Unidos do Brasil (de 18 de setembro de 1946)

Constituição da República dos Estados Unidos do Brasil ( de 24 de fevereiro de 1891)

Constituição dos Estados Unidos do Brasil (de 10 de novembro de 1937)

(22) Decreto nº 507, de 23 de abril de 1992.

(23) Em novembro de 2008 estava em torno de US$ 65.00 (sessenta e cinco dólares).

(24) Recentemente foi publicada a Instrução Normativa RFB nº 917, de 9 de fevereiro de 2009, que admite a figura da "empresa líder do consórcio" e registro contábil das operações do consórcio por meio de escrituração segregada na sua contabilidade, em contas ou subcontas distintas, ou mediante a escrituração de livros contábeis próprios, devidamente registrados para este fim. Infelizmente, parece que a nova IN ainda não se aplica à indústria de petróleo, por suas peculiaridades.

(25) Artigo 27 e seu parágrafo único Lei nº 9.478/1997.

(26) Apesar da Lei Complementar nº 116/2003 que em seu art. 3º menciona que "o serviço considera-se prestado e o imposto devido no local do estabelecimento prestador ou, na falta do estabelecimento, no local do domicílio do prestador, exceto nas hipóteses previstas nos incisos I a XXII" do próprio artigo 3º, muitos Municípios têm "apontado o nariz para o mar" e determinado que o ISS nas operações em águas profundas é deles, ainda que não sejam sede de nenhuma base de apoio logístico. Alguns Municípios chegam ao requinte – inconstitucional – de fundarem "associações de Municípios" para "centralizar" a cobrança de ISS. Ou seja, a regra definida não é respeitada e os limites dos municípios são indefinidos quando das rodadas de licitação. Com isso, as concessionárias têm sofrido injustas autuações que, em muitos casos, prejudicam seus balanços patrimoniais ou produzem arranhões e insegurança nas notas explicativas.


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Como citar este texto (NBR 6023:2002 ABNT)

QUINTANS, Luiz Cezar Pazos. Os desafios jurídicos no "upstream" e o atual modelo contratual de exploração e produção de petróleo e gás. Revista Jus Navigandi, ISSN 1518-4862, Teresina, ano 15, n. 2483, 19 abr. 2010. Disponível em: <https://jus.com.br/artigos/14704>. Acesso em: 18 fev. 2018.

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