Indústria petrolífera

1. Introdução

Desde os tempos remotos, o petróleo tem acompanhado o trajeto da humanidade trazendo consigo progresso e conforto; vejamos, por exemplo, que os egípcios usavam o betume para preservar o corpo de faraós; na mesopotâmia tal elemento era empregado como material de construção; os persas e árabes já conheciam o processo de destilação, em frações leves, para fins de uso militar. Assim, a civilização foi dominando e usufruindo as riquezas minerais, dando inicio a uma nova ordem jurídico-internacional, em que a exploração do subsolo revelou-se num mundo lucrativo e atrativo para as diversas nações. Como leciona Alfredo Ruy Barbosa, "pode-se dizer que a civilização moderna é, sem dúvida, uma civilização mineral". (Breve Panorama dos contratos do setor de petróleo In PIRES, Paulo Valois (org.). Temas de Direito do petróleo e do gás natural. Rio de Janeiro: Lúmen Júris, 2002. p.31)

É notório observar que os depósitos de petróleo e gás natural, sitos tanto na parte do território nacional como na parte do mar territorial, integram os chamados "bens da União", e, curiosamente, tais substâncias receberam o tratamento constitucional de recursos minerais, conforme se deduz da leitura do art. 20, IX e § 1º, da Carta-cidadã de 1988 (1). Graças ao sistema de propriedade adotado pela Lex Legum, a saber, o dominial, em que a propriedade do solo é distinta da do subsolo, foi possível, então, a integração das jazidas de tais hidrocarbonetos ao patrimônio público. No decorrer deste trabalho, detalharemos esta temática.

Um outro ponto a ser enfatizado é que nas sociedades atuais, inicialmente figurava o modelo de Estado-provedor (ainda predominante em algumas nações), o qual atuava diretamente nas áreas de planejamento (orientando investimentos privados), operação e financiamento dos setores de infra-estrutura, tendo um especial enfoque no setor energético. Inexistiam órgãos reguladores independentes, ou estes tinham pouca ou nenhuma expressão.

Contudo, no contexto hodierno busca-se desenvolver a dialeticidade Estado-economia, cabendo ao ente público a função de editar normas diretivas e atuar na fiscalização do mercado. Trata-se do Estado-regulador. Ou ainda, o Estado-mínimo, segundo ressalta Maria D’ Assunção Costa Menezello (2000, p.47): "abandonamos a idéia de o estado ter obrigações de produzir bens e serviços, para conceber como tarefas de Estado apenas as indelegáveis por sua própria natureza, tais como a saúde, a educação e a segurança pública".

Nesse diapasão, a década de 90 foi profundamente decisiva na definição do novo modelo de Estado brasileiro. Saiu-se de um estágio de intervencionismo para uma fase centrada na legalização e na regulação dos agentes econômicos. Surge, assim, de forma confortável, a Emenda Constitucional (EC) nº 09/95, que ‘flexibilizou’ o monopólio da União sobre as atividades de produção e exploração (E&P) de petróleo e gás natural, promovendo a entrada de novos players (estatais e privados) e possibilitando a concorrência, mediante a celebração de contratos de concessão, precedidos de licitação.

Posteriormente, consolidando a abertura do mercado petrolífero aos investimentos privados, adveio a Lei nº 9.478/97, importante marco regulatório, que instituiu a Agência Nacional do Petróleo (ANP), autarquia extremamente importante para a gerência dos negócios relativos a indústria petrolífera.

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2 O sistema de propriedade e aproveitamento das jazidas e sua vinculação com as atividades de E&P

A dicotomia entre o solo e o subsolo assumiu uma sistematização cientifica com o Código de Minas de Napoleão de 1810, quando se constatou a necessidade de introduzir o dualismo jurídico das duas propriedades para permitir a exploração dos recursos minerais sem interferência do proprietário da terra.

Fazendo uma retrospectiva histórica, constatamos que no Brasil Imperial, o sistema de exploração e aproveitamento das jazidas era o dominial (regaliano), em que a exploração do subsolo era realizada por aquele em que a Coroa Portuguesa outorgasse o direito de livre exploração. Diversamente, previu a Constituição Republicana de 1891, a qual adotou o sistema fundiário (acessão), em seu art. 72, § 17, in verbis:

Os direitos do proprietário mantêm-se em toda a sua plenitude, salvo a desapropriação por necessidade ou utilidade pública, mediante indenização prévia. As minas pertencem ao proprietário do solo, salvo as limitações que forem estabelecidas a bem da exploração deste ramo da indústria. O sistema de acessão então adotado declarava ser o mesmo, o proprietário da superfície e o das minas (art. 72, § 17 da Constituição de 1981).

Válido aqui anotar que as primeiras concessões de petróleo foram outorgadas em 1864, por períodos de duração de 90 anos. O primeiro beneficiário foi o inglês Thomas Denny Sargeant, a quem o Decreto Imperial nº 3.352 A concedeu o direito de extrair turfa, petróleo, ferro, cobre e quaisquer outros minerais nas Comarcas de Camamu e Ilhéus, na Província da Bahia.

Retomando a análise, acima, temos que a Carta de 1934, por sua vez, rompeu com o sistema fundiário. Em seu artigo 118 previa-se que as minas e demais riquezas do subsolo constituíam propriedade distinta da do solo para o efeito de exploração ou aproveitamento industrial. Observa-se que este aproveitamento industrial das minas e das jazidas minerais, ainda que de propriedade privada, dependia de autorização ou concessão federal, na forma da lei. O § 1º do art. 119 enunciava que as autorizações ou concessões seriam conferidas exclusivamente a brasileiros ou a empresas organizadas no Brasil, cabendo ao proprietário a preferência na exploração ou co-participação nos lucros. É deste período o primeiro Código de Minas, Decreto nº 24.642, o qual também consagrou o sistema da concessão.

A Norma Fundamental de 1937 reiterou a opção pelo sistema dominial, fazendo algumas alterações quanto ao texto de 1934. A primeira é a não referência à ‘concessão’, mas tão somente à ‘autorização’ para a exploração das minas pelos particulares. Inovou, também, ao vedar, por completo, a participação de estrangeiros nas minas.

Um novo Código de Minas, promulgado pelo Decreto-Lei nº 1985, de 29/01/1940 reforçou as bases nacionalistas da política do petróleo.

A Carta de 1946 repisou a redação da Magna Lei de 1934, porém extinguiu a participação do proprietário nos lucros, conservando apenas o direito de preferência deste em explorar o subsolo por meio de concessão.

O monopólio da União sobre as atividades de prospecção e produção de petróleo, de fato, somente foi instituído com o advento da Lei nº 2.004/53, que criou a Petróleo Brasileiro S/A - Petrobrás, dispôs sobre a política nacional do petróleo e fixou atribuições ao Conselho Nacional do Petróleo (CNP) (2). Esta empresa estatal obteve, por conseqüência, o total domínio do mercado e foi-lhe assegurado o direito de promover desapropriação.

Importante frisar o caráter extremamente nacionalista da lei sobredita, motivada, em especial, pelo poder exercido pelas grandes companhias de petróleo internacionais, conhecidas como majors, na primeira metade do século XX. Em razão disto, a Petrobrás, que possuía diversos privilégios, necessitava nascer forte para competir com essas gigantes do petróleo.

No texto da norma legal nº 2.004/53 não havia referência ao gás natural; usava-se o vocábulo ‘gases raros’, sem, contudo, defini-lo precisamente.

Com a Constituição de 1967 e a posterior Emenda nº 9/69 ressurgiu o direito do proprietário de participar dos resultados da lavra.

Em 1972 criou-se a ‘Braspetro’, subsidiária da Petrobrás, encarregada de realizar trabalhos de pesquisa, exploração, refino, transporte e comercialização de petróleo no exterior. Em 2002, foi efetivada a sua incorporação pela PETROBRAS.

Importante trazermos a lume a década de 70, em especial o ano de 1973, quando houve considerável aumento do preço do petróleo no mercado mundial. Tal fato infeliz coincide com a elevação do consumo deste combustível no Brasil e com o declínio da produção doméstica agravada pela insuficiência das reservas nacionais. (3) A vulnerabilidade brasileira conduziu a idéia de se realizar "contratos de risco" (4), cuja natureza jurídica era a de contratos de prestação de serviços, firmados entre a Petrobrás e empresas privadas (internacionais) detentoras de tecnologia e responsáveis pelos estudos e trabalhos exploratórios (5). A assinatura destes contratos foi o primeiro indício das mudanças que viriam a ocorrer com o monopólio, a partir da EC nº 9/95. Mister se faz destacar que os contratos de risco, implantados em 1975 pelo Presidente Geisel não possuíam qualquer dispositivo infraconstitucional que lhes desse fundamento.

Enfim, a assinatura de tais contratos foi uma tentativa do regime militar em atrair investimentos estrangeiros para o setor de petróleo e gás natural. Com base nestes instrumentos, o concessionário assumia todos os riscos do empreendimento, sendo reembolsado, sem juros, dos custos da exploração e do desenvolvimento dos campos pesquisados tendo, ainda, o direito de adquirir uma certa quantidade do petróleo ou do gás descoberto até o limite correspondente ao valor de sua remuneração (6). Inexistia o pagamento de royalties e os impostos brasileiros não podiam ultrapassar uma taxa de 25%.

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3 O novo panorama dos setores de E&P

A Constituição Federal (CF) de 1988, através de seu art. 176, caput, reiterou a opção pelo binômio: regime dominial e concessão administrativa. O § 1º do dispositivo sobredito permite a utilização das concessões e autorizações para a exploração do subsolo, garantindo-se ao concessionário o produto da lavra e aos proprietários do solo uma participação nos resultados da mesma (art. 176, § 2º). Trataremos deste último aspecto adiante. Acrescente-se que o preceito acima citado trata as atividades de prospecção e produção como uma espécie do gênero atividades de mineração.

Vejamos as brilhantes palavras do Ministro-Relator Carlos Britto do Supremo Tribunal Federal (STF), quando do julgamento da medida liminar referente a ADI 3273-9, em 16 de agosto de 2004, in verbis:

na Constituição Federal de 1988, petróleo e gás natural são versados como espécies de recursos minerais. É dizer, a Carta-cidadã, fiel à proposição kelseniana de que o Direito constrói suas próprias realidades, optou por ignorar as discussões geológicas e geofísicas sobre a distinção entre hidrocarbonetos fluidos e gasosos (que seriam substâncias orgânicas) e os recursos minerais propriamente ditos (que teriam a natureza de substâncias inorgânicas). Isto para fazer destes últimos ("recursos minerais") o gênero no qual os dois primeiros recursos se encartariam. As três tipologias fundindo-se, em princípio, numa única realidade normativa ou figura de Direito, sob o nome abrangente de "recursos minerais". 11. É esta indiferenciação de jure - falemos assim, por enquanto - que explica o fato de a Constituição dizer que são bens da União "os recursos minerais, inclusive os do subsolo" (inciso IX do art. 20), sem a menor necessidade de expressamente incluir entre esses bens o petróleo e o gás natural. Tal como faz com o dispositivo segundo o qual "As jazidas, em lavra, ou não, e demais recursos minerais e os potenciais de energia hidráulica constituem propriedade distinta da do solo, para efeito de exploração ou aproveitamento, e pertencem à União, garantida ao concessionário a propriedade do produto da lavra" (art. 176, cabeça), também sem precisar dizer, às expressas, que petróleo e gás natural se constituem num tipo de domínio distinto daquele que recai sobre o solo onde ocasionalmente se encontrem. Aliás, o propósito de fazer do petróleo e do gás natural duas caracterizadas espécies do gênero recursos minerais bem se patenteia nesse versículo de número 176, que se inicia pelo uso do substantivo plural "jazidas", precisamente o mesmo que vai compor o discurso normativo do artigo imediatamente posterior (...). Deixando entrever que jazida é reservatório ou depósito de minérios, (tal como os dicionários pátrios registram), pois exatamente lá, no artigo imediatamente anterior (nº 176), a Constituição acrescentara ao vocábulo "jazidas" a didática locução "e demais recursos minerais." (destacamos).

Atesta-se o que já foi alegado em linhas introdutórias acerca da ‘natureza jurídica’, ou melhor, da classificação que a doutrina civilista confere aos depósitos de petróleo e gás natural, a saber, bens públicos; e, em especial, ressalvamos, o tratamento (jurídico) de recursos minerais que estas substâncias orgânicas adquiriram na visão do legislador constituinte.

Ora, como se vê nos dizeres de Alfredo Ruy Barbosa,

a exploração do subsolo brasileiro constitui-se no uso privativo de um bem público (7), direito esse condicionado ao meneio regular e a lavra eficiente da jazida, ou seja, à fiel observância aos princípios da finalidade e da destinação do bem público; por isso, o domínio privativo da jazida só pode ser mantido pelo trabalho, sendo, por isso mesmo, um direito resolúvel (8) (dominium ad laborandum). O caráter fundamental da propriedade privada é a subordinação da riqueza ao interesse exclusivo de uma única pessoa (ratione personae), enquanto a propriedade mineral caracteriza-se, ao contrário, pela vinculação da riqueza ao interesse comum. (BARBOSA, Alfredo Ruy. Breve Panorama dos Contratos no setor de petróleo In PIRES, Paulo Valois (org.). Temas de Direito do petróleo e do gás natural. Rio de Janeiro: Lúmen Júris, 2002. p. 32).

Por sua vez, comentando ainda sobre as disposições da Magna Carta acerca das atividades de E&P, destaca-se que o nosso legislador constituinte previu um tratamento específico para a pesquisa e lavra de riquezas minerais realizadas em terras indígenas. Reza o art 231, § 3º da atual Carta Política que as atividades de E&P só serão possíveis mediante autorização do Congresso Nacional, ouvidas as comunidades afetadas, e ficando-lhes assegurada participação nos resultados da lavra.

Em se tratando de gás natural, alguns autores sustentam que até 1988, a indústria deste combustível estava excluída do monopólio da União, pois, como visto anteriormente, a Lei 2004/53 somente se referiu a ‘gases raros’, sem definição precisa, e não ao ‘gás natural’.

Quanto às mudanças introduzidas pela EC nº 09/95, elucida-se a linha de argumentação desenvolvida pela Procuradora da República Ana Paula Mantovani (9), no sentido de que o espírito da reforma constitucional, materializado no texto da Emenda sobredita, consiste na flexibilização do monopólio do petróleo e na abertura de mercado, visto que, introduziu-se a possibilidade da União contratar com empresas (estatais ou privadas) para a realização da prospecção, desenvolvimento e lavra de petróleo e gás natural; todavia, não se retirou do ente público federal o monopólio sobre tais atividades.

Reforçando este último ponto, ressaltamos as palavras da ilustre advogada Maria D’Assunção Costa Menezello (2000, p.48) ao

lembrar que a União continua proprietária exclusiva das riquezas do subsolo. O que foi permitido com a Emenda Constitucional nº 9/95, mediante o pagamento de várias ‘participações governamentais’, representadas pelos bônus de assinatura, royalties, participação especial e pagamento pela ocupação ou retenção da área, foi apenas a exploração e a produção do petróleo e gás natural.

Por oportuno, interessante se faz reproduzir um pequeno trecho da Exposição de Motivos nº. 39, de 16/02/95 (10). Vejamos: "(...) 3. Tal flexibilização permitirá a atração de capitais privados para determinadas atividades em que se requer a expansão dos investimentos em volume insuscetível de financiamento exclusivo por parte da Petrobrás", em especial destacamos os ramos de prospecção e produção que exigem custos elevados sem retorno garantido.

A posteriori, em 1997, a Lei nº. 9.478, expressando a corrente neoliberalista, trouxe a previsão de que as atividades econômicas serão desenvolvidas pela Petrobrás em caráter de livre competição com outras empresas, em função das condições de mercado, almejando, entre outros fins, atrair investimentos na produção de energia e ampliar a competitividade do País no mercado internacional (artigos 1º, inciso X e XI, e 61, § 1º, da lei federal supracitada). Inclusive, verifica-se que em razão do caráter estratégico no âmbito das fontes de energia nacionais, as atividades atinentes à E&P de petróleo e gás natural foram tratadas pelo legislador constituinte sob a ótica da ordem econômica e financeira no título VII da CF.

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4. Breve elucidação do segmento upstream

As atividades da industria do petróleo e gás natural estão estruturadas em dois segmentos principais, quais sejam, o setor de upstream e o downstream. Aquele, sob o qual se alicerça o estudo em comento, abarca as atividades de pesquisa, exploração e lavra. Observa-se que na seara petrolífera a fase referente à pesquisa e exploração apresenta incomparável relevância, pois é a partir dela que será possível estimar a situação das reservas bem como averiguar sua viabilidade econômica.

Em se tratando da fase de prospecção, primeiro elo da indústria, dividimos-na basicamente em pesquisa e perfuração. A pesquisa levanta os diversos fatores que indicam a formação de bacias sedimentares (11); diz respeito à investigação e à realização de estudos preliminares na persecução de áreas onde possam existir condições básicas para a formação das jazidas. Nessa etapa são empregados conhecimentos geológicos e geofísicos. Caso o resultado da pesquisa seja positivo, se dará inicio a perfuração de um poço, constatando-se a possibilidade da jazida para fins comerciais. A última etapa é o mapeamento do reservatório.

Em virtude das condições geológicas, as reservas podem se localizar em mar ou em terra. Essa bifurcação no aspecto físico-ambiental do surgimento das jazidas petrolíferas suscita a especialização da etapa de exploração em dois ramos, a saber, o segmento off shore e o on shore. O primeiro revela-se bastante presente na esfera nacional (12), uma vez que a maiores reservas brasileiras estão localizadas em bacias marítimas a grandes profundidades, destacando-se a Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro.

Fixada a comercialidade de uma jazida, inicia-se o trabalho de desenvolvimento da produção, com a definição do número de poços necessários ao melhor aproveitamento do campo produtor.

O petróleo é produzido junto com gás natural e água. Na superfície, estes três produtos são separados para finalidades distintas. O óleo bruto (petróleo) vai para as refinarias, onde é transformado nos diversos derivados. Nas unidades de produção, parte do gás é utilizada como gás lift, para reduzir a densidade do petróleo facilitando sua extração, e parte é reinjetada com duas finalidades: recuperação secundária (que aumenta a pressão interna do reservatório) ou armazenamento em poços de gás não associado; o restante pode ser: (a) consumido internamente na geração de eletricidade e vapor; (b) queimado em flares, caso não haja infra-estrutura suficiente que permita seu aproveitamento e; (c) escoada para Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) ou diretamente consumidas. A água, separada do óleo e do gás, é tratada e descartada ou utilizada, também, para reinjeção no poço, para manter a produção. Alguns poços produzem apenas gás natural e água.

Ademais, no Brasil operam dois tipos de plataformas petrolíferas: as plataformas de perfuração e as de produção. As primeiras têm por escopo perfurar os poços exploratórios e os de desenvolvimento da produção, definidos segundo as prioridades estabelecidas pelo segmento E&P da Petrobrás. As segundas são posicionadas nos campos já descobertos e objetivam abrigar os equipamentos para extração de petróleo e separação do gás e da água, que são produzidos juntos com o petróleo.

4.1 Os contratos de unitização

Não é raro que um depósito de petróleo se situe além dos limites estabelecidos na área afeta à concessão, albergando regiões vizinhas. Para casos como este, os concessionários em disputa pelo óleo devem formalizar um acordo visando à realização de um empreendimento unitário, isto é, em conjunto, evitando-se possíveis conflitos entre ambos. São os contratos de unitização que prevêem regras de caráter técnico, econômico e financeiro. Tal medida é necessária, inclusive, para preservar a racionalização e o uso eficiente do depósito.

4.2 O acervo técnico

No atinente à natureza dos dados e informações sobre as bacias sedimentares e jazidas de petróleo, o art. 22 da Lei n. 9.478/97 é claro ao estabelecer que este acervo técnico é parte integrante dos recursos petrolíferos nacionais de propriedade da União, como bens intangíveis, cuja coleta e administração cabe a ANP. Tal tratamento é reforçado pelo art. 15 do mesmo Diploma, que prevê como uma das fontes de receita da autarquia federal o produto da venda deste bem. As empresas pesquisadoras não possuem qualquer direito sobre os dados perquiridos e informações técnicas levantadas, gozando tão somente de um direito de pesquisa e acesso, em razão de autorização administrativa para tanto, outorgada pela ANP.

Nota-se que um dos pontos vitais da lei federal retromencionada, para viabilizar a entrada de novos agentes no setor petrolífero de E&P, foi a questão da transferência dos dados geológicos e geofísicos, até então monopolizados pela Petrobrás, para o domínio da ANP (art. 22, § 1º). A disponibilidade de grande quantidade de dados de pesquisa é um ponto chave na atração de investimentos externos, pois é uma condição favorável para que o investimento tenha retorno.

Raciocinemos, assim: sendo de risco a atividade de prospecção, se a empresa estiver aparelhada de dados suficientes sobre a existência de uma jazida de petróleo, ela poderá elaborar um plano de atividades de exploração com maior precisão, prescindindo de gastos maiores com a obtenção de dados geológicos sobre a área de interesse. Ora, a Petrobrás havia desenvolvido o mapeamento intenso das bacias brasileiras, quando do monopólio. Ao se determinar a reversão destes dados para a ANP, possibilitou-se uma gama imensa de informações disponíveis às empresas transnacionais em pouco tempo, embora infringindo princípio de isonomia nesta reversão, visto que houve no período militar empresas estrangeiras que, mediante contrato de risco, fizeram pesquisas sobre as bacias brasileiras e o art. 22, § 1º não obrigou estas empresas reverterem os dados obtidos com a pesquisa.

Inclusive, um dos primeiros passos para que uma empresa possa participar do procedimento licitatório é a aquisição do pacote de dados, relativo aos blocos ofertados pela ANP, cujo valor é tido como taxa de participação. A posse destes dados é essencial para que os participantes da licitação possam avaliar o investimento e o valor da oferta a ser feita.

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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.

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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.

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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.

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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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Referências bibliográficas

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