Carlos Eduardo Motta[ii]
Introdução
O
Estado comanda as atividades da indústria do petróleo e se relaciona com os
agentes do segmento de Exploração e Produção (E&P) por meio de modelos contratuais
que decorrem do regime jurídico-regulatório estabelecido.
O
presente trabalho estuda a evolução dos modelos contratuais adotados no upstream brasileiro para, ao prover o
entendimento dos principais fatores que concorreram para as modificações ao
longo do tempo observadas, contribuir para o aperfeiçoamento desse importante
instrumento jurídico, que conecta os setores público e privado.
Ao
início, destaca a importância do setor energético, multiplicada após a descoberta
das novas jazidas petrolíferas na camada do pré-sal do mar brasileiro, sinalizando
para a necessidade de elevado montante de recursos financeiros para investimentos
na E&P. Na sequencia, detém-se no exame da evolução cronológica das formas
contratuais a partir das concessões tradicionais, chegando aos regimes
contratuais hoje adotados no Brasil.
Passo
seguinte, examina os motivos históricos que fomentaram as alterações nas formas
de contratação, influenciados pelo comportamento internacional no setor
energético e que guardam paralelo com a trajetória do monopólio da União na
atividade econômica de exploração e produção de petróleo.
Antes
da conclusão, que realça os pontos de maior relevância estudados, oferece um
breve resumo das características dos Contratos de Concessões e de Partilha de
Produção, as duas grandes formas de contratação que convivem hoje no upstream brasileiro.
Importância do setor energético no país
A
expressão upstream pode ser
literalmente entendida como "rio acima", indicando a fonte de um
córrego ou rio, à qual se chega navegando-se com esforço contra a correnteza;
e, na indústria do petróleo, diz respeito à fase de exploração, desenvolvimento
e produção do óleo cru e gás natural. Portanto, engloba as atividades para se
chegar à "fonte" dos hidrocarbonetos e as consequentes até à produção
de petróleo e gás em escala comercial.
O
crescente consumo mundial de hidrocarbonetos, a mais importante fonte de
energia da civilização, empresta ao upstream
papel de relevância. Importância que se justifica à vista da industrialização
e desenvolvimento mundiais assentados nesse recurso mineral não renovável e
finito, ameaçado pela extração predatória. De tal sorte, também cresce de
importância o estudo para a compreensão das formas contratuais por meio das
quais o Estado se associa ao capital privado com vistas à exploração,
desenvolvimento e produção do petróleo e gás.
No
caso brasileiro, as recentes descobertas de hidrocarbonetos no pré-sal, com
reservas estimadas da ordem de oito bilhões de barris, apenas nos campos de
Tupi e Iara, poderão atrair para o País, a depender muitas das vezes das formas
de contratação, formidáveis capitais para investimentos nos novos campos
petrolíferos.
Apenas
para se conjecturar sobre o montante de capital necessário a viabilizar o upstream brasileiro na escala requerida,
basta se atentar para as declarações de José Sergio Gabrielli, em 16/09/2008,
quando presidia a Petrobras. Segundo afirmou "[...] as descobertas são
gigantescas e os desafios, idem. Para cada sistema produtivo serão necessários
investimentos de US$ 7 bilhões; e são muitos sistemas, não sabemos ainda
quantos, podem chegar a 60." (apud
PRATES, 2008, p.2).
Diante desse cenário e ante a escassez de
recursos públicos para investimentos no segmento de E&P, é justa a
expectativa no sentido de que os consórcios aportem tecnologia e capital para o
setor petrolífero, hoje financiado em grande parte pelo BNDES. Nesse quadro,
para atração do capital necessário, especialmente alienígena, cresce de
importância a estabilidade do regime jurídico-regulatório de exploração e
produção, ao qual se subsumem os modelos contratuais de outorga de direitos.
Assume,
portanto, relevo e importância compreender-se a evolução dos modelos
contratuais adotados no upstream
brasileiro, como primeiro passo para aprimorá-los; e, em contrapartida,
torná-los um instrumento capaz de concorrer para assegurar e atrair o fluxo de
capitais privados requeridos para investimento na indústria do petróleo
nacional.
Evolução cronológica das formas contratuais
Ao
se examinar a evolução cronológica dos instrumentos contratuais por meio dos
quais o Estado comanda as atividades petrolíferas e se relaciona com os agentes
da E&P, é preciso se atentar para a importância do regime
jurídico-regulatório adotado para a exploração e produção de hidrocarbonetos,
ao qual devem naturalmente se subsumir os modelos de outorga de direitos.
O
regime jurídico-regulatório condiciona-se à estrutura político-econômica do Estado.
De um modo geral, é o resultado do seu amadurecimento no campo político, do
nível de integração à economia mundial e, sobretudo, da importância do petróleo
na composição da sua matriz energética e para o seu desenvolvimento
econômico-social.
Hodiernamente,
são três os principais modelos de regimes jurídico-regulatórios adotados pelos
países produtores de petróleo e gás:
a)
Concessões ou Licenças;
b)
Partilha de Produção; e
c)
Contrato de Serviços.
Os
atuais modelos resultaram de variadas razões históricas e políticas, tendo
chegado às formatações atuais a partir de uma base comum que se convencionou
chamar de "Concessões Tradicionais".
•
CONCESSÕES TRADICIONAIS
Até
meados do século XX, em decorrência de um quadro geopolítico desfavorável aos
países investidos e emergentes, vigoraram as Concessões Tradicionais. Caracterizavam-se
principalmente por longos períodos de vigência, quase nenhum controle ou
ingerência do país hospedeiro, grandes áreas reservadas à concessionária e,
ainda, obrigações vagas e pouco significativas tanto para as empresas quanto
para os investidores.
O
leque de mudanças vindo com o pós-guerra alcançou a indústria do petróleo. A
consciência do valor estratégico do produto, estimulado pelo nacionalismo
renascido nos países produtores, deu surgimento a regimes jurídico-regulatórios
mais severos. As primeiras mudanças contemplavam a destinação de parcela da
produção ao abastecimento interno e ao pagamento de uma taxa de arrendamento
mais expressiva e royalties. Nada se
acordava, entretanto, quanto à capacitação de mão de obra local e a respeito da
transferência de tecnologia. Por consequência, permanecia reduzido o grau de
ingerência dos países produtores sobre as companhias petrolíferas.
•
ACORDOS DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
As
restrições desfavoráveis ao país hospedeiro contidas no bojo das concessões
tradicionais serviram de impulso à adoção de um novo modelo contratual. Por
esse regime jurídico-regulatório, os hidrocarbonetos são de propriedade
estatal.
Dessa
feita, o Estado ou a sua empresa petrolífera se apresenta como sócio, enquanto
a empresa investidora assume o ônus de todos os custos exploratórios. Em
decorrência, eleva-se o grau e controle do país hospedeiro, à medida que passa
a compartilhar o gerenciamento das informações geológicas e geofísicas e
absorver a tecnologia relativa à produção de hidrocarbonetos.
O
objeto do contrato reside na execução de atividades de exploração e produção,
nele se estabelecendo requisitos exploratórios mínimos a serem desenvolvidos
pela empresa contratada e os parâmetros de atuação desejados pelo Estado.
Encontrado o petróleo em condições comerciais, os custos exploratórios - cost oil - devem ser normalmente pagos à
OC. Ademais, os investidores podem ser remunerados por parcela de dinheiro ou
de óleo produzido - profit oil.
•
LICENÇAS
As licenças se
caracterizam pela rigidez da regulamentação ambiental, normas de segurança do
trabalho e regras de abandono da plataforma. O país hospedeiro não atua como
parceiro e a sua ingerência se situa ao nível da supervisão. É a modalidade
empregada amiúde no upstream do Mar
do Norte, especialmente pela Noruega.
•
LEASES
É
modelo adotado nos EUA, que incorpora as particularidades do regime petrolífero
norte-americano e se assemelha às licenças norueguesas.
•
CONTRATOS DE SERVIÇOS
As
petroleiras ou empresa privada nacional são contratadas tão somente como
prestadoras de serviços. Sua remuneração poderá ser feita em óleo, de acordo
com as condições preestabelecidas. Há contratos de serviço com cláusulas de
risco.
No
Brasil, conhecidos como "contratos de riscos", os contratos de
serviços foram adotados em 1975 e extintos pela Constituição Federal de 1988
(CF/88).
• CONCESSÕES MODERNAS
Os
atuais instrumentos de concessão contêm cláusulas rígidas no tocante aos prazos
e normas de devolução das áreas objeto da exploração e explotação. Às petroleiras
são impostas obrigações expressas para que desenvolvam Programas de Trabalho e
Planos de Desenvolvimento, ao se confirmar a descoberta do petróleo.
No
que tange à retribuição financeira, contém cláusulas contratuais mais vantajosas
ao país produtor. Diferentemente dos contratos de partilha de produção, a contrapartida
estatal provem do pagamento de tributos e participações governamentais (em
geral, royalties) pelas petroleiras,
e não do petróleo produzido.
Via
de regra, nesse modelo, o Estado concede a uma ou mais petroleiras, nacionais
ou estrangeiras, a exclusividade na E&P, por sua conta e risco, em
determinada área. As petroleiras se tornam proprietárias da produção, dela
dispondo livremente, submetidas às regras contratuais e à legislação do país
hospedeiro.
Sob
essa moderna forma de concessão, o Estado, por meio da sua Agência Reguladora,
exerce um maior controle sobre as operações desenvolvidas pela petroleira ou
consórcio contratado.
• REGIMES CONTRATUAIS NO BRASIL
O
upstream convive hoje com duas
grandes formas de contratação: para as áreas sitas no pós-sal, a Lei n. 9.478/
(Lei do Petróleo) rege os contratos sob a forma das modernas concessões; e a Lei
12.351/2010 (Lei do Pré-sal) regula os de partilha de produção, para as áreas
localizadas na camada geológica do pré-sal.
Esses
regimes serão melhores contextualizados ao estudarmos, no item subsequente, os
motivos históricos para alterações nas formas de contratação.
No
que tange às empresas inclinadas a desenvolver atividades na área de E&P, à
vista dos elevados riscos envolvidos nas operações, muitas das vezes optam por
modelos de atuação em conjunto. Assim, firmam os Joint Bidding Agreements - JOA para participar dos certames
licitatórios; e, assinado o contrato entre o Estado e o grupo empreiteiro, pactuam,
dessa feita, um acordo para a gestão do consórcio, o Joint Operating Agreement - JOA, quando são indicados
representantes de cada empresa participante para a formação de um colegiado
gestor.
Nesse
ponto do trabalho, quando abordamos as modernas formas de contratação no upstream brasileiro é oportuno ressaltar
que as "AS BOAS PRÁTICAS INTERNACIONAIS DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO"
contemplam a conservação dos recursos petrolíferos e gaseíferos. Para tanto,
há que se velar pela segurança operacional e prevenção de acidentes
operacionais; adotar medidas preventivas para a proteção ambiental e métodos e
processos que minimizem o impacto das operações no meio ambiente. Tais práticas
devem restar consolidadas no JOA.
Na
mesma direção da segurança ambiental, com assento na vivência profissional do
autor em atividades na Marinha do Brasil, especialmente na Bacia de Campos, há
outro ponto de extrema relevância a se mencionar: a segurança e o transporte
marítimo sustentável. Os números aguardados são suficientes para expressar a
grandeza da preocupação com acidentes ambientais: no espaço temporal de apenas
cinco anos, é esperada a produção mais de um milhão e 300 mil barris de
petróleo por dia, redundando no aumento do tráfego de embarcações petroleiras.
Segundo
Octaviano (2011, p.1), "o conceito de transporte ambientalmente sustentável
abrange o transporte que atende às necessidades de mobilidade de forma
consistente com o uso de recursos renováveis sem causar risco à saúde pública
ou ecossistemas." É necessário, pois, que o País esteja preparado para o
atendimento desse conceito, adquirindo meios e capacitação para o exercício da
adequada fiscalização sobre a crescente atividade marítima na região da plataforma
continental brasileira.
Motivos
históricos para alterações nas formas de contratação
Os
motivos históricos para alterações nas formas de contratação no upstream nacional conformaram-se às
mudanças internacionais no setor do petróleo, guardando paralelo com a
trajetória do monopólio da União na atividade econômica de exploração e
produção de petróleo. O exame das reformas constitucionais e leis editadas a
partir da Constituição de 1934, em harmonia com os acontecimentos internos e
internacionais, ajudam a compreender as alterações ocorridas.
Em
1934, separou-se a propriedade do solo e do subsolo e se atribuiu à União a
competência exclusiva para legislar sobre as riquezas do subsolo e a sua
exploração. O aproveitamento industrial desses recursos far-se-ia por meio de
autorização ou concessão federal, só conferidas a brasileiros ou a empresas
organizadas no Brasil. Quatro anos depois, nacionalizou-se a indústria do
refino e foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), por meio do
Decreto-Lei nº 538/38.
Em
consonância com a Constituição de 1946, que autorizou a União intervir no
domínio econômico e estatizar determinada indústria ou atividade, foi assinada,
em 03 de outubro de 1953, a Lei nº 2004, que constituiu o monopólio do petróleo
para a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo; a refinação do petróleo nacional
ou estrangeiro; e o transporte marítimo de 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. A lei determinou o exercício do monopólio pelo Conselho
Nacional de Petróleo (CNP), exercendo seu papel de órgão orientador e fiscalizador,
por meio da Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), empresa criada na mesma
ocasião.
Com
a Constituição de 1967, o monopólio da atividade adquiriu status constitucional ao mencionar que a pesquisa e a lavra de
petróleo em território nacional constituíam monopólio da União. A exploração e
o aproveitamento continuaram dependentes de autorização ou concessão federal,
e de exercício exclusivo por brasileiros e sociedades organizadas no País.
Na
década de 1970, o País foi duramente atingido pelos dois choques do petróleo. Em 1973, com o Primeiro Choque, a Petrobras,
na busca da autossuficiência, priorizou a exploração e produção de petróleo; e,
surgiram, em 1975, os contratos de riscos, a primeira flexibilização do upstream brasileiro. Entretanto, poucos
desses contratos sobreviveram, pois, por variados motivos, não houve interesse
nacional na continuidade do projeto. Com o Segundo Choque, em 1979, a Petrobras
direcionou seu esforço de pesquisa e produção no rumo da plataforma continental
brasileira.
Os
contratos de riscos foram abolidos pela Constituição Federal de 1988, que
manteve como bens da União os recursos minerais, inclusive os do subsolo. Conservou
a competência exclusiva da União para legislar, determinando que a pesquisa e
a lavra somente pudessem ser feitas mediante autorização ou concessão da União,
no interesse nacional, e por brasileiros ou empresa brasileira de capital nacional.
A
escassez de recursos públicos para investimentos em infraestrutura impeliu a
maiores flexibilizações no monopólio estatal e, por decorrência, a adoção de
novos mecanismos contratuais no upstream.
Em 1995, foi promulgada a Emenda Constitucional (EC) n°6, que permitiu o
exercício da concessão por brasileiros ou empresas constituídas sob as leis
brasileiras, com sede e administração no País.
Em
seguida, a EC nº9/95 admitiu a possibilidade de a União contratar com empresas
estatais ou privadas a realização de atividades concernentes ao upstream. Ao regulamentar a EC, a Lei
9.478 de 6 de agosto de 1997 ("Lei do Petróleo"), revogou
expressamente a Lei nº 2.004/53 até então vigente; criou o Conselho Nacional
de Política Energética (CNPE) e a Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP), encarregada de regular os contratos de concessão de petróleo
com empresas estatais e privadas.
Com
essas alterações, passou-se de um sistema tradicional de monopólio à competição
via contrato de concessão, em que a União, dessa feita, exerce o monopólio.
Hoje, o Poder Público, representado pela ANP, responsável pela elaboração dos
editais para a realização dos leilões, oferece áreas de licitação para
quaisquer empresas publicas ou privadas desejosas de participar dos leilões,
desde que se habilitem no processo licitatório, provando suas capacidades
jurídica, técnica e financeira.
Prosseguindo
com os motivos históricos que ensejaram alterações nas formas de contratação do
upstream, a descoberta de novas
jazidas petrolíferas na camada do pré-sal provocou a ruptura na concepção
legislativa antes estabelecida para o upstream
das camadas geológicas pós-sal. Essa zona se estende por cerca de 800
quilômetros, entre os Estados do Espírito Santo e Santa Catarina, compreendendo
três bacias sedimentares: Espírito Santo, Campos e Santos.
A descoberta fez surgir um novo regime
contratual - os contratos de partilha de produção para as áreas estritamente
localizadas na camada do pré-sal, conforme os termos da Lei 12.351/2010. Por
oportuno, merece ser ressaltado que esse novo modelo de exploração não
encontra abrigo ao lado das concessões e autorizações, conforme a previsão
contida no § 1º do art. 176 da CF/88. Corroborando com essa assertiva, Quintans
(2010, p.3) aduz que a "atividade econômica monopolizada não autoriza
contratar sem o devido processo de licitação pública que assegure igualdade de
condições a todos os concorrentes".
De
tal sorte, o upstream brasileiro
convive hoje com duas grandes formas de contratação: os contratos de
concessões e os contratos de partilha de produção.
Resumo
das características de cada modelo contratual
Como
se viu anteriormente, no Brasil, o upstream
convive hoje com duas grandes formas de contratação: os contratos de concessões
e os contratos de partilha de produção. Serão resumidas, na sequencia, as
principais características desses modelos contratuais.
Contratos de Concessões
·
O País, por meio da ANP, regula e fiscaliza as
atividades de E&P.
·
Os hidrocarbonetos extraídos são de propriedade
da concessionária, que pode deles dispor, à luz das regras contratuais e da legislação
aplicável.
·
O País não corre o risco exploratório ou
comercial advindo da venda do petróleo.
·
O País é remunerado por meio de royalties sobre a produção, participações
especiais sobre lucros, aluguel da área, pagamentos de bônus, tributos e
impostos pela concessionária.
·
As instalações, de propriedade da
concessionária, ao final do contrato, são revertidas para a União.
Contratos de Partilha da Produção
·
O País, por meio da ANP, além de regular e
fiscalizar, atua diretamente nas atividades de E&P, por meio da Petrobras,
que poderá ser operadora ou não.
·
Os hidrocarbonetos extraídos permanecem sob
propriedade brasileira.
·
O País não sofre o risco exploratório. Todavia,
arca com o risco comercial, uma vez que se apropria de sua parcela da produção
(profit oil).
·
O País recebe a título de remuneração parcela da
produção de petróleo, o chamado “petróleo-lucro” (profit oil), compartilhado com a contratada.
Conclusão
O
presente estudo evidenciou a importância dos hidrocarbonetos para o setor
energético do País, acompanhou a evolução cronológica e os motivos históricos
que concorreram para as alterações nas formas de contratação, em um processo
que culminou na adoção de duas grandes modalidades contratuais no upstream brasileiro: os contratos de
concessões e os contratos de partilha de produção.
A
estrutura político-econômica nacional condiciona o regime jurídico-regulatório
ao qual se subsumem necessariamente esses dois instrumentos legais de conexão
entre a União e as empresas privadas ou estatais para as atividades de E&P,
em especial das jazidas localizadas no mar territorial e zona econômica
exclusiva. A Lei do Petróleo e a Lei do Pré-sal conformam o arcabouço
infraconstitucional em que se abrigam as duas modalidades contratuais ora
existentes.
Ante
a escassez de recursos públicos para investimentos no segmento de E&P,
ficou demonstrada a necessidade de que os consórcios, além de tecnologia,
aportem capitais elevados para o setor petrolífero, para viabilizá-lo na escala
requerida para o desenvolvimento nacional. Enquanto um regime
jurídico-regulatório estável é condição sine
qua non para atrair o capital privado, sobretudo o alienígena, incertezas e
desestabilização servem para mantê-lo distante.
Embora
os modelos atuais não sinalizem para a necessidade de alterações na sua forma,
há preocupações no que tange à sua condução, em face dos poderes exorbitantes
da Administração Pública, característicos dos contratos administrativos. A todo
custo, deve ser evitada a prática de atos de natureza política ou para
obtenção de benefícios econômicos, o que carrearia descrédito e o afastamento
da iniciativa privada.
O
diálogo e o consenso devem nortear a gestão desses complexos contratos,
adotando o Poder Público como norte, sempre que possível, alcançar soluções negociadas
de interesse para o País. A intervenção estatal somente se justifica caso não
seja alcançada uma solução concertada e não poderá servir de pretexto para
burlar o princípio licitatório ou modificar a essência do objeto contratual. A
atuação estatal dentro dessa moldura de respeito aos contratos estará
concorrendo para assegurar a desejável e imprescindível segurança
jurídica.
Por
derradeiro, são sugeridas duas medidas para o aperfeiçoamento do upstream brasileiro:
(a) Inconstitucionalidade da Lei do Pré-sal - o
texto legisla além da redação constitucional do art. 176, apresentando uma
inconstitucionalidade material. Em decorrência, é conveniente que se harmonize
a Lei 12.351/2010 com os parâmetros da Lei Maior; e
(b) Segurança e Transporte Marítimo Sustentável -
à vista do aumento exponencial do tráfego marítimo como consequência das
atividades de E&P na plataforma continental, o País deve se preparar e
capacitar-se para assegurar que o transporte marítimo se realize de forma
consistente com o uso de recursos renováveis, sem causar risco à saúde pública
ou ecossistemas.
Referência
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[i] Trabalho apresentado
pelo autor por ocasião do curso de Direito de Petróleo e Gás da Fundação
Getúlio Vargas, modalidade EAD,
turma DPETGEAD_T0002_0512, distinguido com a nota máxima dez (10.0).
[ii] Advogado, Engenheiro, Mestre e Doutor em
Ciências Navais. (http://cemottaadvocacia.jur.adv.br/)
