I – Breve Histórico
Apesar de o petróleo ter sido descoberto em território nacional décadas antes, destaca-se o ano de 1953 como marco para a exploração de tal recurso. Nesse ano, foi publicada a lei 2.004/53, que estabeleceu o monopólio da União para pesquisa e lavra, além de criar o Conselho Nacional do Petróleo e a Petrobrás.[1] A estrutura delineada por essa lei foi seguida pelo constituinte de 1988, que expressamente reconheceu a propriedade pública e o monopólio da União sobre a exploração dos recursos naturais.
O arranjo institucional estabelecido em 1953 vigorou até a publicação da Emenda Constitucional nº 09/95. Essa emenda, apesar de manter a propriedade pública dos recursos naturais, criou a possibilidade de a União delegar a terceiros a exploração de tais recursos. No caso específico do petróleo, isso abriu caminho para que o legislador alterasse substancialmente a configuração do setor, o que de fato ocorreu em 1997.
A partir da publicação da lei 9.478/97, estabeleceu-se no Brasil o regime de concessão para a exploração do Petróleo. Referido ato normativo, por ter como uma de suas bases a livre concorrência, rompeu a exclusividade da Petrobras nas atividades de pesquisa e lavra de óleo e gás natural. A partir daquele momento, a empresa passava a competir em pé de igualdade com companhias privadas nas rodadas de licitação. Nos termos da lei, o poder público se fazia presente por meio doConselho Nacional de Política Energética e da Agência Nacional do Petróleo, a quem competia regular e fiscalizar os contratos de concessão.
Após a descoberta das reservas localizadas no pré-sal, em 2007, começaram as discussões para o redesenho do arranjo institucional do setor, justificado principalmente pelo grande potencial produtivo e o baixo risco exploratório dos novos poços. O resultado foi a publicação das leis 12.276, 12.304 e 12.351, em 2010, quese referem às atividades a serem conduzidas na área do pré-sal. Infere-se, portanto, que a lei 9.478/97 não foi revogada, visto que ainda vige para aslocalidades situadas fora do polígono do pré-sal ou que haviam sido licitadas antes da descoberta de 2007.
II. Leis 12.276/10 e 12.304/10 – Cessão Onerosa e PPSA
A lei 12.276/10, publicada no dia 30 de junho de 2010, marcou o início da normatização especificamente voltada ao polígono do pré-sal. Em seus termos:
Art. 1º Fica a União autorizada a ceder onerosamente à Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS, dispensada a licitação, o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição Federal, em áreas não concedidas localizadas no pré-sal.
§ 1º A Petrobras terá a titularidade do petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos produzidos nos termos do contrato que formalizar a cessão definida no caput.
§ 2º A cessão de que trata o caput deverá produzir efeitos até que a Petrobras extraia o número de barris equivalentes de petróleo definido em respectivo contrato de cessão, não podendo tal número exceder a 5.000.000.000 (cinco bilhões) de barris equivalentes de petróleo.
§ 3º O pagamento devido pela Petrobras pela cessão de que trata o caput deverá ser efetivado prioritariamente em títulos da dívida pública mobiliária federal, precificados a valor de mercado, ressalvada a parcela de que trata o § 4º. [...]
Art. 9º Fica a União autorizada a subscrever ações do capital social da Petrobras e a integralizá-las com títulos da dívida pública mobiliária federal.
Do trecho transcrito acima, pode-se concluir que a cessão onerosa e a subscrição/integralização de ações da Petrobras, em verdade, não envolveram a movimentação de títulos da dívida pública. Afinal, os títulos que seriam recebidos pelo Estado em virtude da cessão foram imediatamente utilizados para a integralização das ações da empresa petroleira.A mútua transferência de títulos foi criticada, visto que para muitos o ônus que coube a Petrobras não foi proporcional à cessão feita pela União. Em outros termos, os 5 bilhões de barris teriam sido vendidos à Petrobras a preços injustificadamente reduzidos.
As áreas em que esse regime será aplicado estão localizadas no pré-sal – sua definição específica pende de decisão contratual. Quando contratada por essa modalidade, a Petrobras (i)será responsável pela pesquisa e lavra de óleo por sua conta e risco, (ii) deteráa propriedade de todo o petróleo que venha a ser lavrado e (iii)deverá pagar royalties sobre a produção.Assimcomo a localização específica dos poços de exploração, outras questões devem ser definidas por meio do contrato entre o poder público e a Petrobras.
A lei 12.304/10 autorizou o poder executivo a criar a Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – Pré-Sal Petróleo S.A. (“PPSA”). Essa empresa, integralmente detida pela União, terá importante papel nos contratos de partilha, que serão analisados a seguir.
III. Lei 12.351/10 – Contrato de Partilha de Produção de Petróleo
Tendo em vista a especificidade de alguns dos conceitos criados pela lei em apreço, o legislador elencou definições no artigo 2º desse ordenamento. Em tais definições, há expressões como “excedente em óleo”, “custo em óleo”, “área estratégica[2]”, entre outras, que já foram abordadas ou serão abordadas posteriormente. Ressaltam-se, entretanto, os conceitos de “operador” e “contratado”, ambos envolvendo a Petrobras, e cruciais para o entendimento de como se dará o processo de partilha do óleo.
A análise da lei 12.351/10 evidencia que a Petrobras estará presente em todos os poços de exploração do pré-sal. Sob este regime, a companhia pode ser contratada diretamente, sem licitação, ou participar como consorciada obrigatória da empresa privada que vencer o processo licitatório. Dessa forma, como pode ser observado na definição trazida pelo artigo 2º, o termo “contratado” muitas vezes é sinônimo de“Petrobras”, visto que a companhia invariavelmente ocupará essa posição, seja individualmente ou, em caso de licitação, por meio de consórcio obrigatório com participação mínima de 30%.
Em relação ao termo “operador” há outra particularidade envolvendo a Petrobras. Esta empresa, independentemente da participação que detiver no consórcio vencedor da licitação, será a operadora[3] de “todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção” (lei 12.351/10, art. 2º, VI).
A empresa privada que vencer a licitação, apesar de não ser a operadora da exploração, far-se-á presente por meio do comitê operacional. Este comitê será formado pelos consorciados e pela PPSA e terá como atribuições atividades de grande relevância, como a definição dos planos de exploração[4]. Destaca-se que cabe à PPSA a indicação do presidente e de metade dos membros do comitê em apreço.
Além da participação no comitê operacional, a PPSA formará consórcio obrigatório com a Petrobras e, caso haja licitação, com a empresa privada vencedora. Ademais, a PPSA cuidará da gestão dos contratos, da defesa dos interesses da União e será o agente responsável pela comercialização do petróleo compartilhado.
Apesar de tais relevantes atribuições, destaca-se que a PPSA “não assumirá os riscos e não responderá pelos custos e investimentos referentes às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção decorrentes dos contratos de partilha de produção” (Lei 12.351/10, art. 8º, § 2º).
Em síntese, quando determinado poço de petróleo for licitado sob a modalidade de partilha, ressaltam-se os seguintes pontos: (i)A Uniãodecidirá se haverá ou não licitação. Em caso negativo, contrata-se diretamente a Petrobras em consórcio obrigatório com a PPSA. Em caso positivo, a vencedora da licitação será contratada em consórcio obrigatório com a Petrobras e a PPSA. (ii) A Petrobras sempre será a operadora única, responsável pela exploração e a produção de óleo. (iii) Haverá um comitê operacional composto pela PPSA e pelos consorciados com a competência de tomar as principais decisões. Esse comitê será presidido pela PPSA, que sempre buscará defender os interesses da União e não arcará com risco algum.
Em relação à repartição do petróleo que eventualmente será produzido, destacam-se os conceitos de “custo em óleo” e de “excedente em óleo”, estabelecidos no artigo 2º. O “custo em óleo” visa à recuperação do investimento feito em pesquisa e exploração pelos consorciados para que se alcançasse a produção efetiva. Assim, os gastos incorridos para a estruturação da lavra são recompensados com parcela do óleo lavrado. O “excedente em óleo”, por outro lado, diz respeito ao que sobra após a dedução dos custos. Do excedente, os consorciados recebem a quantidade percentual estabelecida no contrato, além de terem o direito de serem recompensados em óleo pelosroyalties pagos ao poder público.
Acerca da cobrança deroyalties nos contratos de partilha, ressaltam-se as peculiaridades do modelo brasileiro. Tradicionalmente, não há cobrança de royalties em contratos de partilha, visto que a porcentagem da produçãopartilhada seria suficiente para remunerar o titular do recurso pela exploração de seu bem. Na legislação brasileira, porém, há cobrança de royalties e a partilha da produção, o que, em tese, caracterizaria uma dupla prestação. Em verdade, não é o que se observa, já que, como visto acima, os consorciados recebem em óleo a recompensa pelo pagamento dos royalties. A justificativa para tal peculiaridade residiria no artigo 20 da Constituição. Sobre o tema, esclarece Loureiro:
Vale dizer: uma vez que a Constituição determinou a partilha do resultado da exploração de petróleo entre os diversos entes federados — nada obstante seja federal o bem — o legislador procurou afastar a incidência do dispositivo constitucional do âmbito da partição do óleo in natura, criando, para isso, um específico encargo de natureza pecuniária, a ser distribuído entre Estados, Municípios (e “órgãos da União”). Trata-se de um encargo que não pesa sobre o privado, mas sobre a própria União... Quase é possível dizer que os royalties, aqui, não têm natureza contraprestacional, pois, perante o proprietário do recurso natural, são considerados contratualmente como custos a serem suportados pelo proprietário do recurso natural (a União).[5]
Outro ponto de destaque é a grande diferença entre os procedimentos licitatórios das leis 9.478/97 e 12.351/10. Enquanto no primeiro caso o vencedor da licitação é aquele que apresentar melhor proposta em dinheiro[6] para a União, em sede do ato normativo de 2010 vence aquele que der à União a maior parcela de excedente em óleo. Como será apontado posteriormente, esse posicionamento é justificado pelo desejo do poder público de possuir a maior ingerência possível sobre as riquezas do pré-sal, atuando, inclusive, como vendedor direto de óleo.
Por fim, destacam-se mais algumas diferenças entre os dois ordenamentos acima mencionados. Nos termos da lei 9.478/97, a presença do poder público no setor se faz pelo CNPE, vinculado ao poder executivo, e pela Agência Nacional do Petróleo. De acordo com Loureiro, “O primeiro (CNPE) seria um órgão de amplo alcance, concebido para harmonizar e coordenar as diferentes políticas e atividades econômicas relativas a todas as fontes de energia no território nacional, enquanto que a Agência seria o ente ‘regulador e fiscalizador’ específico do setor de petróleo” (LOUREIRO, 2012, p. 03). Percebe-se, então, que as principais decisões ficariam a cargo da ANP.
Com a nova estrutura normativa, entretanto, houve significativa alteração no equilíbrio entre esses dois órgãos. O poder executivo controla e define as estratégias do setor de maneira muito mais evidente, seja por meio da atuação da PPSA nos comitês operacionais, seja pelas novas atribuições do CNPE e do Ministério das Minas e Energia, que incluem, dentre outras, “propor ao Presidente da República o ritmo de contratação sob o regime de partilha de produção” (LOUREIRO, 2012, p. 12)
IV. Reflexões Finais
Apesar da constante busca por alternativas para a substituiçãodo petróleo, seu papel na economia global ainda mantém enorme destaque.A descoberta de novas reservas, portanto, é de extrema relevância para as políticas e estratégias do país detentor do óleo encontrado.
No caso brasileiro, a partir das descobertas de 2007, é visível a tentativa da União de maximizar sua ingerência sobre o setor petrolífero. Por meio dos atos normativos publicados em 2010,o poder executivo pode, por exemplo, definir se haverá ou não processo licitatório para a concessão, dentre outras prerrogativas. Sobre o tema, afirma Loureiro:
No novo regime, o poder público não se limita mais a monitorar a livre apropriação da totalidade do óleo pelo privado, mas torna-se agente econômico que maneja o recurso natural extraído. Não é mais puramente um “regulador/fiscalizador”, mas sujeito que incide diretamente no mercado, seja vendendo seu estoque de óleo, seja realizando atividades subsequentes, de refino, venda, destruição.[7]
As novas diretrizes estabelecidas pelo Estado brasileiro, além de estarem relacionadas com o contexto socioeconômico da atualidade – muito diverso do ambiente neoliberal vigente à época da promulgação da lei 9.478/97 – também podem ser vistas como precaução em relação à denominada “maldição dos recursos naturais”.De acordo com William Ascher:
The 'resource curse' refers to the economic and political problems said to arise from reliance on natural resource exploitation. Some versions of resource curse hypotheses simple assert that resource exploitation, if mishandled, can cause serious problems that detract from economic growth political stability, democracy or some combination of these.[8]
A criação do Fundo Social pela lei 12.351/10, por exemplo, pode ser entendida como tentativa do poder público de evitar os efeitos nefastos da exploração mineral. Nos termos da lei, o Fundo Social objetiva (i) a constituição de poupança pública de longo prazo com base nas receitas auferidas pela União; (ii) o oferecimento de fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma prevista no art. 47[9]; e (iii) a mitigação das flutuações de renda e de preços na economia nacional, decorrentes das variações na renda gerada pelas atividades de produção e exploração de petróleo e de outros recursos não renováveis.
A real efetividade e os resultados do conteúdo estabelecido nas leis que foram tratadas neste trabalho ainda não puderam ser verificados. Principalmente em virtude da mora do poder legislativo na resolução da questão da divisão dos royalties, ainda não houve processos licitatórios nos termos da lei 12.351/10. Entretanto, mesmo com a futura decisão do Congresso Nacional e as primeiras rodadas de licitação, será preciso distanciar-se temporalmente para que se mensure o resultado das políticas adotadas pelo poder público nos últimos anos, especialmente no que diz respeito às propostas do Fundo Social.
V. Referências Bibliográficas
ASCHER, William. In: International and Comparative Mineral Law and Policy (International Energy & Resources Law and Policy Series Set). 1. ed. Kluwer Law International, 2005. P. 569-588.
LOUREIRO, Gustavo Kaercher. Apontamentos à Lei nº 12.351/10 (Lei do Contrato de Partilha de Produção de Petróleo): um primeiro contato.Revista de Direito Público da Economia – RDPE, Belo Horizonte, ano 10, n. 38, abr./jun. 2012. Disponível em: <http://www.bidforum.com.br/bid/PDI0006.aspx?pdiCntd=79566>. Acesso em: 27 junho 2012.
BRASIL, Constituição da República Federativa do Brasil de 1988.
BRASIL, lei2.004/53, publicada em 03 de outubro de 1953. Revogada em 06 de agosto de 1997.
BRASIL, lei 9.478/97, publicada em 06 de agosto de 1997.
BRASIL, lei 12.276/10, publicada em 30 de junho de 2010.
BRASIL, lei 12.304/10, publicada em 02 de agosto de 2010.
BRASIL, lei 12.351/10, publicada em 22 de dezembro de 2010.
Notas
[1]Nos termos da Lei 2.004/53:
Art. 1º Constituem monopólio da União:
I – a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e outros hidrocarbonetos fluídos e gases raros, existentes no território nacional;
II – a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro;
III – o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados de petróleo produzidos no País, e bem assim o transporte, por meio de condutos, de petróleo bruto e seus derivados, assim como de gases raros de qualquer origem.
Art. 2º A União exercerá, o monopólio estabelecido no artigo anterior:
I – por meio do Conselho Nacional do Petróleo, como órgão de orientação e fiscalização;
II – por meio da sociedade por ações Petróleo Brasileiro S.A. e das suas subsidiárias, constituídas na forma da presente lei, como órgãos IIde execução.
[2] A lei define “áreas estratégicas” como “região de interesse para o desenvolvimento nacional, delimitada em ato do Poder Executivo, caracterizada pelo baixo risco exploratório e elevado potencial de produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos”. Essas áreas, mesmo se localizadas fora do polígono do pré-sal, poderão ser objeto de concessão sob o regime de partilha. Até a presente data, o poder público não definiu nenhuma “área estratégica”.
[3] Vide artigo 30 da lei 12.351/10 para a integralidade de competências da Petrobras na qualidade de operadora.
[4] Vide artigo 24 da lei 12.351/10 para a totalidade das atribuições.
[5] LOUREIRO, 2012, p. 30.
[6] O artigo 41 da lei 9.478/97 expressamente prevê que as participações governamentais serão critério de decisão no processo licitatório. Tendo em vista que essas participações são prestadas em dinheiro, percebe-se que, em última análise, a quantia proposta é o elemento decisivo da licitação.
[7] LOUREIRO, 2012, p. 36.
[8] ASCHER, 2005, p. 570.
[9] Nos termos do artigo 47, o Fundo Social deve ser destinado a investimentos em projetos de combate à pobreza e de desenvolvimento nas áreas de: educação, cultura, esporte, saúde pública, ciência e tecnologia, meio ambiente e mitigação e adaptação às mudanças climáticas.
