CAPÍTULO II - DAS PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS

2. NOÇÕES GERAIS

Tendo em vista os contratos de concessão na indústria do petróleo nacional, conforme visto no capítulo anterior, é inegável que a Emenda Constitucional n° 09/95 representa um marco para que se fosse alcançado o atual modelo dos contratos de concessão, posto que, este encerrou o período monopolista da Petrobrás, dando a União, a faculdade de pactuar concessões para exploração e produção de petróleo e gás natural, junto a empresas nacionais ou estrangeiras, sejam elas públicas ou privadas.

Além desta mudança no cenário produtivo e exploratório, o modelo atual de contrato de concessão no Brasil, promoveu profundas transformações econômicas no país em razão das vultosas cifras envolvidas.

Este será o enfoque do presente capítulo: identificar de que forma se constituem tais valores e como estes são abordados nos textos legais pátrios.

No que tange às alterações econômicas promovidas pela indústria do petróleo, vale salientar a importância da Lei n° 9.478/97 – a "Lei do Petróleo", que na redação de seu artigo 45 e incisos prevê as participações governamentais como encargos que os concessionários devem pagar em razão da produção e exploração petrolífera, dando origem a novas fontes de receita para os cofres públicos.

Quanto aos encargos devidos, a lei prevê a possibilidade de pagamento das seguintes participações: bônus de assinatura, participação especial, pagamento pela ocupação ou retenção da área e os royalties, que serão recebidos pela União; através de sua agência reguladora – ANP (Agência Nacional do Petróleo) que, também será a responsável pelo repasse e fiscalização da aplicação desses recursos.

2.1 – AS PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS

Considerando os liames históricos inerentes a indústria do petróleo e de seus aspectos financeiros, pode-se entender, baseado nos relatos dos autores Andréa Campos Reis, Paulo Sérgio Vieira e James Silva Santos ²⁰ que, as compensações financeiras decorrentes das atividades desenvolvidas na indústria do petróleo não é algo novo. Segundo os autores, este modelo compensatório é originário de 1921, quando foi editado o Código de Minas – Decreto Lei n° 4.265/21 que, estabelecia o pagamento de taxa fixa anual para autorização para pesquisa e concessão, pagamento de taxa anual por ocupação da área E&P e imposto sobre a produção anual.

Comparando-se ao modelo atual de compensações, pode-se identificar importantes alterações, não só na nomenclatura das modalidades de compensação, mas, principalmente na fórmula de arrecadação desses recursos.

Sobre o aspecto nominal, as participações antes denominadas "taxa fixa anual para autorização para pesquisa e concessão" e "pagamento de taxa anual" receberam as denominações "bônus de assinatura" e "royalty" respectivamente.

Quanto a arrecadação das participações, as principais transformações advieram em virtude da Lei n° 2004/53, que modificou o exercício das atividades do petróleo, propriamente dita e as porcentagens de incidência das participações, reduzindo por exemplo, o pagamento anual sobre a produção de 10% para 5%.

Na legislação hodierna, as participações governamentais são previstas na seção IV do Capítulo V da Lei do Petróleo, que dispõe dos artigos 45 a 51, sobre as participações governamentais, tratando-as como uma remuneração do concedente pela concessão contratadas, subdivididas em quatro modalidades: bônus de assinatura, participação especial, pagamento pela ocupação ou retenção área e royalties; que serão abordadas detalhadamente nos tópicos a seguir.

2.1.1 – BÔNUS DE ASSINATURA

Segundo os analistas Rafael Schechtman, Décio Hamilton Barbosa, José Gutman e Carlos A. J. Gallier ²¹, a primeira aparição legal desta espécie de participação governamental se deu com a edição da Lei do Petróleo, a qual em seu artigo 46 ²² estabeleceu que o encargo é oriundo da conquista da licitação promovida pela ANP, para a produção e exploração de petróleo e gás natural, que deverá ser pago no ato da assinatura do contrato de concessão.

Os analistas relatam ainda que o bônus de assinatura no Brasil, foi pago pela primeira vez no dia 23 de setembro de 1999, na 1ª rodada de licitações, quando 11 empresas ²³, incluindo a Petrobrás deram lances vencedores, que somaram R$ 321,7 milhões.

Na segunda rodada de licitações, realizadas em 7 de junho de 2000, foram arrecadados R$ 468,3 milhões com a venda de 21 dos 23 blocos colocados em licitação. Ressalta-se, além do alto índice de aproveitamento, também a significativa participação de empresas brasileiras com lances vencedores (Petrobrás, com 8 blocos; Marítima, com 4 blocos, além da Odebrecht, Queiroz Galvão e Ipiranga).

Quanto ao pagamento do bônus de assinatura é importante enfatizar que, seu valor é certo e definido no edital e uma parcela de seu pagamento irá compor a receita própria da ANP, com a finalidade de financiar a realização de suas atividades operacionais, conforme previsto no artigo 10 do Decreto 2.705 de 3.8.98.²⁴

Em suma, conclui o economista Carlos Augusto Góes Pacheco ²⁵:

"O bônus de assinatura é um pagamento feito anteriormente ao início da exploração, com forte impacto econômico (redução na taxa interna de retorno), sendo o montante ofertado pela empresa vencedora da licitação para obtenção da concessão. O bônus tem o seu valor mínimo estabelecido no edital de licitação do bloco e destina-se, em parte, à ANP para custeio de suas necessidades operacionais, determinadas em seu orçamento aprovado. O valor ofertado na 4ª rodada de licitações (julho de 2002) foi de R$ 92,3 milhões, sendo de aproximadamente R$ 1,5 bilhões o total arrecadado com as quatro rodadas realizadas (ANP, 2003)".

Ainda sobre o pagamento do encargo afirma a autora Maria D’Assunção Costa Menezello ²⁶:

" [...] independentemente de êxito ou malogro na exploração ou produção. É um pagamento inicial, devido pelo vencedor do certame licitatório, para garantir a obtenção da concessão, e que deverá ser efetuado integralmente no ato da assinatura do respectivo contrato. Assim, "os bônus de assinatura são devidos quando da assinatura de um contrato ou da outorga de uma concessão ou licença". Seu principal objetivo é "recuperar os custos governamentais decorrentes do processo". Dessa maneira, sua forma de avaliação deve fundamentar-se nos princípios da razoabilidade, proporcionalidade, finalidade e eficiência, para que os valores propostos no Edital não sejam um impedimento à participação dos agentes econômicos".

2.1.2 – PAGAMENTO PELA OCUPAÇÀO OU RETENÇÃO DE ÁREA

A necessidade do pagamento pela ocupação ou retenção da área foi mais uma inovação trazida pela Lei n° 9.478/97 – Lei do Petróleo. De acordo com o artigo 51²⁷ da citada lei, seu pagamento deverá ser previsto no edital de licitação e no contrato, sendo que, este pagamento será anual e fixado por quilômetro quadrado ou fraca da superfície do bloco.

Os valores unitários, em reais por quilômetro quadrado ou fração variam dependendo da fase ou período em que se encontra a concessão e o tempo que o concessionário permanecerá na área, conforme estabelece o artigo 51 da Lei n° 8.478/97 e o artigo 28 § 2° do Decreto n° 2.705/98 ²⁸.

Em janeiro de 1999, por exemplo, foram arrecadados R$ 28.957.315,07, referente ao pagamento pela ocupação ou retenção de área do ano de 1998.

Já em janeiro de 2000, foram arrecadados R$ 68.477.508,53, referente ao ano de 1999, quando observou-se a presença de novas operadoras, constituindo-se um marco histórico após 44 anos de regime de monopólio da União executado exclusivamente pela Petrobrás. Em março de 2000 houve um pagamento complementar de R$ 3.623.557,25, (três bilhões seiscentos e vinte e três milhões quinhentos e cinqüenta e sete mil reais e vinte e cinco centavos) referente aos 28 blocos exploratórios devolvidos pela Petrobrás em 11 de maio de 1999.

Finalmente, a respeito do pagamento deste encargo, oportunas são as palavras do

economista Carlos Augusto Góis Pacheco ²⁹ :

"O pagamento pela ocupação ou retenção de área é o valor a ser pago anualmente pelos concessionários,a partir da data de assinatura do contrato, disposto no edital de licitação e nas cláusulas contratuais. As faixas de valores por quilômetro quadrado e por fase de processo de E&P, adotadas para fins de cálculo desta participação, estão definidas no Decreto n° 2.705/98. Para fixação destes valores, dentro de cada faixa, a ANP levará em conta as características geológicas, a localização da Bacia Sedimentar em que o bloco, objeto da concessão, se situar, bem como outros fatores pertinentes. Os recursos provenientes desta participação governamental, que atingiriam o valor de R% 146.523.482,00 em 2002, destinam-se ao financiamento das despesas da ANP para o exercícios das atividades que lhe são conferidas por lei".

2.1.3 – participação especial

Apesar de não datarem, os analistas Rafael Schechtman³⁰et al afirmam que as primeiras incidências de pagamento das participações especiais ocorreram nos Estados Unidos e no Reino Unido, onde eram pagos quando havia grandes lucros (Wind fall profit e Petroleum Revenew Tax). Nos dias hodiernos outros países, além do Brasil, adotam o pagamento do encargo, dentre eles Austrália (Petroleum Resource Rent Tax – PRRT) e Noruega (Special Tax).

Segundo os analistas: "trata-se de uma participação adicional aos royalties para aqueles campos com grandes volumes de produção ou grande rentabilidade".

De acordo com os ensinamentos de Maria D’Assunção Costa Menezello³¹:

"[...] constitui uma compensação financeira devida pelos concessionários ao Poder Público nos casos de obtenção de grandes volume de produção ou de grande rentabilidade, conforme os critérios definidos no Decreto Federal n° 2.705/98... ao contrário dos royalties, que são pagos mensalmente, a participação especial é apurada trimestralmente por concessionário, e paga até o último dia útil do mês subseqüente a cada trimestre do ano civil, conforme dispõe o artigo 25 do mesmo Decreto".

Segundo os especialistas D. Barbosa e A. C. Barros:³²

"trata-se de um pagamento a que estão sujeitos os campos com grande volume de produção ou grande rentabilidade, permitindo que sejam repassados à sociedade parte da renda oriunda das atividades petrolíferas nestes casos. Os conceitos de "grande volume" e de "grande rentabilidade" estão previstos no Decreto n° 2.705/98 e variam de acordo com o número de anos de produção, a localização da área e o volume de produção".

Quanto a incidência da participação especial, esta se dá sobre os lucros da concessão, sendo dedutíveis as razões previstas nas portarias da ANP n° 10/99 e 102/99. ³³

Sobre a incidência da participação, afirmam Barbosa e Bastos ao serem citados por Carlos Augusto Góes Pacheco³⁴:

"Estão sujeitos à participação especial os campos em terra com produção acima de 10 mil bpd, os campos marítimos com profundidade batimétrica média de 400 metros e produção acima de 20 mil bpd e os campos marítimos com profundidade batimétrica média maior de 400 metros e produção acima de 31 mil bpd. O primeiro pagamento de PE, apesar de ter sido criada em 1997, (com a Lei do Petróleo), só foi realizado em fevereiro de 2000 (referente à produção do 4° trimestre de 1999), quando se apurou lucro nos campos de Marlim (400 mil bpd) e Albacora (180 mil bpd)".

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Outra aspecto marcante no que tange as participações especiais, se localiza na característica essencial das atividades petrolíferas, que é justamente o risco, pois, para que haja o fato gerador da Participação Especial faz-se necessário que ocorra grande produção ou grande rentabilidade, salientando que, para evitar possíveis fraudes para eximir-se do pagamento do encargo, a ANP poderá requerer ao concessionário documentos que comprovem a veracidade das informações apresentadas.

Quanto a distribuição das Participações Especiais, de acordo com o artigo 50 § 2° da Lei n° 9.478/97 estas são distribuídas nas seguintes proporções:

"Art. 50 – O edital e o contrato estabelecerão que, nos casos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação de uma participação especial, a ser regulamentada em decreto do Presidente da República.

[...]

§ 2° - Os recursos da participação especial serão distribuídos na seguinte proporção:

I – quarenta e cinco por cento ao Ministério de Minas e Energia, para o financiamento de estudos e serviços de geologia e geofísica aplicados à prospecção de petróleo e gás natural, a serem promovidos pela ANP, nos termos dos incisos II e III do artigo 8°;

II – dez por cento ao Ministério do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da Amazônia Legal, destinados ao desenvolvimento de estudos e projetos relacionados com a preservação do meio ambiente e recuperação de danos ambientais causados pelas atividades da indústria do petróleo;

III – quarenta por cento para o Estado onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção’;

IV – dez por cento para o Município onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção".

Quanto a arrecadação, segundo dados da ANP, somente no ano de 2002, as Unidades da Federação arredaram 1.004 bilhão de reais, enquanto que de royalties foram recebidos 1.021 bilhões; desde 2000 essa diferença vem sendo reduzida, e tudo leva a crer que considerando os investimentos e tecnologias desenvolvidas para majorar a produção, em poucos anos as participações especiais superarão os valores obtidos através dos royalties.

2.1.4 – ROYALTIES

Historicamente, o pagamento desta participação governamental surge como a forma mais antiga de pagamento de direitos. Sua origem epistemológica, decorre do termo royal, que significa "da realeza" ou "relativo ao rei"; assim sendo, os royalties consistiam no recebimento que os reis faziam jus em razão da extração de minerais em suas propriedades.

Nos dias hodiernos, especificamente, de acordo com o modelo de produção e exploração de petróleo, em especial no Brasil, os royalties surgem arrolados no artigo 45, inciso II da Lei do Petróleo³⁵, como uma forma de compensação financeira, cujo pagamento é obrigatório, decorrente da extração de petróleo ou gás natural no território nacional..

De acordo com o que fora apresentado nos itens anteriores, é importante salientar que, no modelo de exploração e produção de petróleo e derivados, o real proprietário das reservas nacionais é a União, conforme disposto na Carta Magna de 1988, em seu artigo 177, I³⁶, assim sendo, em razão da titularidade destes bens, a receita dos royalties decorrentes da produção será paga diretamente ao Governo Federal, que posteriormente, através de seu agência reguladora – ANP – será responsável pelo repasse dos valores aos órgão de destino, seguindo os ditames legais.

Quanto ao fato gerador dos royalties, seu referencial será o total da produção mensal, por esta razão, pode-se concluir que, estamos diante de uma obrigação de resultado, assim, caberá ao concessionário a obrigação de pagar o encargo independentemente da sua lucratividade, pois, trata-se de um segmento a qual o risco é iminente e não seria razoável vincular o pagamento desta compensação financeira à necessidade do lucro do concessionário, pois, se assim o fosse, estaríamos diante de uma aberração jurídica, em que, o interesse privado prevaleceria sobre o público³⁷.

No que concerne a produção, afirma a autora Maria D’Assunção Costa Menezello³⁸:

"Entendemos aqui como produção um conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou de gás natural. A primeira medição ocorrerá no respectivo ponto de entrega local, onde o concessionário assumirá a propriedade do volume de produção fiscalizado, conforme estabelece o decreto regulamentados. Além disso, o valor dos royalties será apurado mensalmente, em cada campo, por seu concessionário, e pago até o último dia útil do mês subseqüente".

Quanto a obrigatoriedade do pagamento dos royalties a autora conclui:

"a origem dos pagamentos baseados na produção reside na convicção de que eles são decorrentes do privilégio de usar ou desenvolver um recurso natural não renovável. Na maioria dos países, o domínio dos recursos e reservas petrolíferas é do Estado, e o royalty é a forma mais comum de pagamento baseado nos direitos de produção". (grifo nosso)

Além desta obrigação contratual, outro fator de suma importância tratando-se das

participações governamentais, em especial dos royalties, se dá quanto ao critério para o cálculo e distribuição de seu valor, que será melhor analisado no item subseqüente.

2.1.4.1 – CÁLCULO E DISTRIBUIÇÀO DOS ROYALTIES

Desde o início das atividades petrolíferas no país, o critério para estabelecer o valor dos royalties já sofreu diversas modificações.

Conforme citado alhures, as compensações financeiras – atuais participações governamentais – surgiram em 1921, em razão do Decreto n° 4.265. Neste texto legal, os atuais royalties eram denominados de "pagamento anual sobre a produção", e de acordo com a norma, o valor a ser pago consistia em 10% sobre a produção.

Em 1953, quando foi criada a Petrobrás; com a advinda da Lei n° 2004 de 3 de outubro; o valor dos royalties foi reduzido para 5% da produção. Deste percentual 4% seriam destinados aos Estados e 1% aos Municípios que realizassem a lavra de petróleo e gás natural.

Anos mais tarde, em 1985, a Lei n° 7.453, de 27 de dezembro, manteve o percentual de 5% sobre o petróleo e gás produzidos. As alterações legais atingiram a distribuição deste percentual 1,5% caberiam aos Estados confrontantes com os poços produtores; 1,5% aos Municípios também confrontantes com os poços produtores e suas respectivas áreas geoeconômicas; 1% ao Ministério da Marinha, para atender aos encargos de fiscalização e proteção das atividades econômicas das áreas marítimas produtoras, e 1% constituiria um Fundo Especial distribuído entre todos os Estados e Municípios da Federação.

A Lei n° 7.990, de 28 de dezembro de 1989, alterou a distribuição, ao incluir como beneficiários dos royalties os Municípios onde se localizavam as instalações de embarque ou desembarque de petróleo ou de gás natural. Esta foi regulamentada pelo Decreto n° 01 de 1991.

Por fim, em 1997, a nova lei do petróleo – Lei n°9.478/97, de 6 de agosto; alterou a porcentagem que servia como referencial e sua distribuição.

Segundo o novo texto legal, a alíquota foi acrescida para 10% da produção de petróleo ou gás natural, no entanto, vale ressaltar que, este valor é variável, visto que, o artigo 47, § 1°³⁹ admite a possibilidade de redução desta porcentagem em até 5%, desde que a ANP preveja tal possibilidade no edital de licitação, considerando os riscos geológicos e as expectativas de produção na atividade.

Sobre esta possibilidade de redução, afirma a autora Maria D’Assunção Costa Menezello⁴⁰:

"Existe a possibilidade de reduzir o valor dos royalties para compatibilizar os interesses públicos e privados, em face dos riscos geológicos que circundam determinadas explorações, criando maior atratividade para os agentes econômicos".

O § 2° do artigo 47 prevê ainda que, os valores monetários relativos ao pagamento das parcelas dos royalties serão calculadas em relação aos preços praticados no mercado internacional e às especificações do produto e da localização do campo em que está sendo produzido.

Diante desta previsão no que tange aos recursos dos royalties, torna-se imprescindível que sejam analisados mesmo que de forma sucinta, os fatores incidentes na determinação dos valores do petróleo e do gás natural.

Em relação ao valor do petróleo, seu preço referencial mensal será igual à média ponderada de seus preços de venda praticados pelo concessionário, ou, ao seu preço mínimo, que é estabelecido pela ANP; prevalecendo nessas hipóteses o maior valor. Vale citar ainda que, o preço mínimo é o referencial na valoração do petróleo transferidos para as refinarias do produtor.

O Decreto n° 2.705/98 estabelece que:

"Artigo 7° § 5° - O preço de referência a ser aplicado a cada mês ao petróleo produzido em cada campo durante o referido mês, em reais por metro cúbico, na condição padrão de medição, será igual à média ponderada dos seus preços de venda praticados pelo concessionário, em condições normais de mercado, ou ao seu preço mínimo estabelecido pela ANP, aplicando o que for maior.

[...]

§ 5° - O preço mínimo do petróleo extraído de cada campo será fixado pela ANP com base no valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos de petróleo similares cotados no mercado internacional, nos termos deste artigo".

Quanto a valoração do gás natural, seu preço é baseado na média ponderada dos preços de venda acordado nos contratos de fornecimento entre concessionários e compradores, deduzindo-se as tarifas provenientes do transporte do gás até os pontos de entrega.

O economista Carlos Augusto Góis Pacheco⁴¹ ressalta que:

"É importante, nesse contexto, que se destaque o papel da Portaria ANP n° 155, de 21 de outubro de 1998, que estabeleceu um novo padrão para a fixação do preço mínimo do petróleo, produzido mensalmente em cada campo, para o cálculo dos royalties e participações especiais. Esta metodologia estabelece valore para o petróleo brasileiro baseando-se no mercado internacional e adotando a cotação do petróleo Brent Dated como referência, o que não ocorria com a legislação vigente anteriormente à Lei n° 9.478/97 e do Decreto n° 2.705/98".

Após a portaria ANP n° 155/98, os preços do petróleo nacional, para fins de indenização dos royalties e participações especiais passaram a acompanhar os preços do petróleo internacional.

Segundo Barbosa et al⁴², a razão entre o preço médio do petróleo nacional e do petróleo Brent Dated oscilou entre 45% e 60%, até que, em 1999, com a nova metodologia de cálculo adotada, a razão manteve-se entre 80% e 90%. Esta mudança aumentou a arrecadação e, ao se tornar as razões médias entre o preço do petróleo brasileiro e o Brent Dated, de 1997 a 1999, observa-se que esta modificação representa um crescimento de quase 50%, mantido os demais fatores que afetam os royalties.

Sobre a valoração do petróleo e gás natural os especialistas concluem:

"Desta maneira, a apuração do valor dos royalties recolhidos a partir de agosto de 1998, indica a influência da nova metodologia no total repassado aos beneficiários, principalmente quando comparada à evolução dos preços internacionais do petróleo tipo Brent e à taxa de câmbio em relação à moeda norte-americana

[...]

É importante destacar também que, em janeiro de 1999, o regime de câmbio fixo, que mantinha a paridade R$/dólar próxima a R$ 1 por U$ 1, foi descartada pelo Governo Federal. Desde então, o dólar vem apresentando uma significativa valorização em relação ao real, atingindo patamares superiores a R$ 3 por U$ 1, sendo um dos fatores responsáveis pelo incremento nos repasses".

Quanto a distribuição dos royalties nos liames dos artigos 48 e 49 da Lei n° 9.478/97, pode-se detectar que, ao aumentar o valor da alíquota para até 10% foi mantida a distribuição do valor mínimo⁴³ dos royalties, ou seja, os 5% previstos no artigo 48 da Lei do Petróleo são distribuídos segundo os critérios estabelecidos pelo artigo 7° da Lei n° 7.990/89, desta forma: 70% aos Estados produtores; 20% aos Municípios produtores e 10% aos Municípios onde se localizarem instalações marítimas ou terrestres de embarque ou desembarque de óleo bruto e/ou gás natural. E, os royalties oriundos de exploração na plataforma continental da seguinte maneira: a) 1,5% ao estados e Distrito Federal; b) 0,5% aos Municípios onde se localizarem instalações marítimas ou terrestres de embarque ou desembarque de óleo bruto ou gás natural operadas pela Petrobrás; c) 1,5% aos Municípios confrontantes e suas respectivas áreas geoeconômicas; d) 1,0% ao Ministério da Marinha, para atender aos encargos de fiscalização e proteção das atividades econômicas das referidas áreas; e) 0,5% para constituir um Fundo Especial, a ser distribuído entre todos os Estados e Municípios.

Já a parcela excedente aos 5% da produção será distribuído de acordo com o disposto no artigo 49 da Lei do Petróleo, assim, o percentual será distribuído na seguinte proporção:

I - Quando a lavra ocorrer em terra ou em lagos, rios, ilhas fluviais e lacustres: 52,5% aos Estados produtores; 25% ao Ministério de Ciência e Tecnologia (para financiar programas de amparo à pesquisa científica e ao desenvolvimento tecnológico aplicados na indústria petrolífera); 15% aos Municípios produtores e 7,5% aos Municípios que sejam afetados por operações nas instalações de embarque e desembarque de petróleo e gás natural, na forma e critérios estabelecidos pela ANP;

II – Quando a lavra ocorrer na plataforma continental⁴⁴: 22,5% aos Estados confrontantes com campos; 22,5% aos Municípios confrontantes com campos; 25% ao Ministério de Ciência e Tecnologia; 15% ao Comando da Marinha; 7,5% aos Municípios afetados por operações de embarque e desembarque de petróleo e gás natural e 7,5% para o Fundo Especial (estados e municípios).

Finalmente, quando ao cálculo dos royalties, importantes são as palavras do especialista D. Barbosa:⁴⁵

"Os royalties devido aos Municípios serão calculados com base na produção do Estado do qual fazem parte, sendo que o rateio dos royalties devido aos Municípios pertencentes à uma mesma zona de produção será efetuado na razão direta de suas respectivas populações".

2.1.4.2 – NATUREZA JURÍDICA

Temática ainda bastante controvertida, a natureza jurídica dos royalties gera dúvidas no que tange a sua incidência, se esta configura uma receita oriunda de tributação ou uma receita patrimonial.

A discussão inicia-se a partir da leitura do § 1° artigo 20 da Constituição Federal de 1988⁴⁶, que, determina o pagamento por parte do concessionário pela exploração dos recursos minerais pertencentes à União.

Os consultores Renato Friedman e Edmundo Montalvão⁴⁷ destacam que:

"Na prática, esse mecanismo é similar à incidência de um imposto indireto, que distorce o preço, onerando a produção, incentivando a importação e inibindo a exportação. Essa distorção é tão mais intensa quando maior a alíquota cobrada. Um dos meios para incentivar a produção seria eliminar os royalties".

Perante este entendimento, vale ressaltar que, os royalties assim como as taxas, impostos, contribuição, entre outros, constituem uma modalidade de receita arrecadável pelo poder público.

Assim sendo, para melhor determinar a natureza jurídica dos royalties, faz-se importante distinguir que, os tributos são incidentes em atividades econômicas do Estado, enquanto que, os royalties consistem na remuneração decorrente da utilização de propriedade estatal, para fins econômicos.

Considerando que, o petróleo, assim como outros recursos minerais, constitui um bem dominial e disponível da União, tornam-se oportunas as palavras do saudoso Hely Lopes

Meirelles⁴⁸, ao tratar desses bens:

"são aqueles que, embora integrando o domínio público como os demais, deles diferem pela possibilidade sempre presente de serem utilizados em qualquer fim ou, mesmo, alienados pela Administração, se assim o desejar. Daí porque recebem também a denominação de bens patrimoniais disponíveis ou de bens do patrimônio fiscal. Tais bens integram o patrimônio do Estado como objeto de direito pessoal ou real, isto é, sobre eles a administração exerce poderes de proprietário segundo os preceitos de Direitos Constitucional e Administrativo...

Diante de tal observação é possível afirmar que, quando um concessionário está produzindo petróleo e gás natural, estes bens estão deixando de ser da União que em conseqüência, está sendo prejudicada com a diminuição do seu patrimônio e, em contrapartida, esses mesmos bens passam a compor o patrimônio do concessionário que, assim, crescem gradativamente.

Então, esses argumentos corroboram o entendimento do eminente professor Thadeu Andrade da Cunha⁴⁹, que entende serem os royalties do petróleo uma compensação financeira.

Aliás, este é o entendimento de vários outros autores, dentre os quais se encontram o douto professor Sérgio Honorato dos Santos⁵⁰ e o conselheiro do Tribunal de Contas do Estado do Rio de Janeiro, o Dr. Sérgio F. Quintella⁵¹.

O que nos faz crer que qualquer discussão em relação à natureza jurídica dos royalties do petróleo e gás natural, sobre se os mesmos são tributos ou obrigações contratuais, não é mais oportuna, pois está por demais pacificada a idéia de que se trata de uma compensação financeira pelo uso de um bem e não de um tributo.

Os consultores concluem citando ainda que apesar do entendimento do caráter compensatório dos royalties essa discussão já foi alvo de demanda judicial, a qual uma empresa mineradora (cujo nome foi mantido em sigilo), contestou o pagamento dos royalties, sob a alegação de que estes constituíam "impostos diretos disfarçados". Neste caso concreto, a Corte decidiu pela leitura do artigo 20 no sentido de que a incidência dos royalties constitui uma receita patrimonial do Estado, o que em minha ótica, deve ser a interpretação mais adequada.