FANDOM


Esta página trata da exploração petrolífera pelo setor privado: instrumentos de outorga, experiências positivas e negativas, peculiaridades de regulação para as atividades, e limites da liberdade empresarial. Por Otávio Luigi Dalpasquale, Melissa Marien Marques e Enrico Piovaccari.

Introdução Editar

A exploração de petróleo e seus derivados por entes privados é um tema muito peculiar no sistema jurídico brasileiro. Sendo atividades realizadas pelo setor privado, a exploração, produção, o refino, transporte, importação e exportação de petróleo e gás natural são regidas pela Constituição e por subsequentes leis, destoando em diversos pontos das práticas normalmente vividas pelo setor privado.

Plataforma-maritima

No estudo que se segue, buscaremos entender as peculiaridades desse tema, analisando os diferentes modelos de exploração, assim como as experiências positivas e negativas já vividas no Brasil.

Histórico Editar

A exploração de petróleo no Brasil tem o início de sua história em 1892, quando ocorre a primeira sondagem profunda, em Bofete (São Paulo). Ainda que não se tenha encontrado petróleo, a perfuração do poço marcou a inauguração da exploração do produto no país[1] .

Anos depois, em 1931, Monteiro Lobato, antes adido comercial do Presidente Washington Luis nos Estados Unidos e então convicto que o desenvolvimento desse país estava ligado à exploração do petróleo, incorpora a Companhia Petróleos do Brasil, uma sociedade anônima destinada a pesquisa e exploração das jazidas petrolíferas. Ou seja, à época, o modelo usado era o da livre exploração, sendo permitido que particulares e empresas não estatais fizessem parte da atividade.

Em 1938, no entanto, Getúlio Vargas altera radicalmente esse modelo, declarando o petróleo uma questão de utilidade pública e exigindo que toda a atividade relacionada ao produto fosse monitorada pelo Estado e realizada apenas por empresas brasileiras [2]. Esse teor nacionalista e estatista marcaria a campanha desenvolvimentista “O Petróleo é Nosso” e teria seu auge na década de 50, com a criação da Petróleo Brasileiro S.A (Petrobrás) e com a integralização do monopólio pelo Estado, por meio da Lei nº 2.004 de 1953.

O petróleo é nosso-0

Fonte: Blog do Senado < http://blog.planalto.gov.br/o-petroleo-no-brasil/#1858>

Passados mais de 40 anos de monopólio estatal, a Lei nº 9.478 foi sancionada pelo então presidente Fernando Henrique Cardoso, revogando a Lei nº 2.004 de 1953 e passando a permitir que, além da Petrobras, outras empresas constituídas dentro do âmbito legal brasileiro pudessem explorar o petróleo no país. Tal atuação poderia ser feita em todos os elos da cadeia, mediante concessão ou autorização do Estado.

Além disso, houve alteração da Constituição Federal em seu artigo 177, por meio da Emenda Constitucional (EC) nº9, permitindo que a União, que permanece com o monopólio da atividade econômica, contrate empresas privadas para a pesquisa, refino, importação, exportação e transporte do petróleo.

Assim, podemos observar que, comparativa e recentemente, o setor privado tem ganhado mais espaço no país para exercer diversas atividades no que se refere ao petróleo. Com base nisso, começamos nossa análise pela Lei do Petróleo e pela EC n.°9.

A Lei do Petróleo e a Emenda Constitucional n.°9 Editar

A Lei n.º 9.479 de 1997, conhecida como "lei do petróleo" é de grande importância para o setor privado no que se refere à exploração de atividades relacionadas ao petróleo. Isso porque é essa lei que fornece a base para o exercício do setor privado nas atividades de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo; refinação; importação ou exportação dos produtos e derivados básicos decorrentes da pesquisa, lavra ou refinação, o transporte marítimo do petróleo bruto, assim como o transporte tanto do petróleo bruto quanto de seus derivados.

É preciso ressaltar que a abertura para o setor privado só pode acontecer por conta de importantes modificações anteriores. Nesse sentido, deve-se destacar que o monopólio da União foi relativizado dois anos antes do advento da lei, por meio da Emenda Constitucional n.º 9 de 1995.

A princípio, o que se tinha é que todas as atividades mencionadas anteriormente eram de monopólio da União, ou seja, a União era o único agente apto a desenvolver essas atividades[3]. Essa aptidão diz respeito não à capacidade do agente, mas à possibilidade do exercício. O monopólio legal, como era o caso, pois era instaurado por lei, tornava o ambiente inacessível à livre iniciativa, não abrindo espaço para a concorrência, uma vez que proibia a participação de empresas do setor privado. A relevância da EC n.º 9, então, é incontestável, pois relativiza esse monopólio ao permitir contratações entre a União e empresas privadas na realização das atividades [4].

Após essa abertura, a lei do petróleo, então, pode permitir a contratação com a intenção de garantir a distribuição dos derivados de petróleo em todo o território do país e de promover a livre concorrência. Dessa forma, empresas do setor privado, que antes só poderiam trabalhar no que se denomina downstream, ou seja, transporte, distribuição e comercialização dos derivados de petróleo, hoje podem atuar também na exploração, perfuração e refino (upstream e middlestream).Como um exemplo da mudança, destacamos as duas primeiras rodadas de licitação , ou seja, a Rodada 0 e a Rodada 1.

A rodada 0, de 1998, se relaciona com a relativização do monopólio explicada anteriormente. A Petrobrás, empresa pela qual o monopólio era exercido, foi obrigada a abrir espaço para a exploração e produção de petróleo no Brasil. Garantiu-se, no entanto, que a empresa manteria sua participação onde já estava produzindo. A Rodada Zero, então, colocou os direitos da Petrobrás sobre os blocos que havia descoberto ou nos quais já havia investido. No total, eram 115 blocos em exploração, 51 em desenvolvimento e 231 campos em produção.

Foi a Rodada 1, em 1999, a responsável pela implementação da flexibilização da exploração da atividade, sendo que nesse momento houve o interesse de 58 empresas. Dessas, 11 foram vencedoras, estando a Shell, Texaco e Esso entre elas (falaremos mais especificamente das Rodadas mais adiante, quando for tratado o assunto das licitações).

Além disso, a Lei do Petróleo também criou a Agência Nacional do Petróleo, sobre a qual trataremos no próximo tópico, e o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O CNPE possui a função de assessorar a Presidência da República no que diz respeito à formulação de políticas e diretrizes energéticas, tendo grande importância nas Rodadas de Licitações.

Ao longo do tempo, algumas mudanças ocorreram, como, por exemplo, a aprovação da Lei n.º 12.531, de 2010, que introduz o regime de partilha de produção para a produção nas áreas do Pré-Sal e coloca como objeto das políticas e diretrizes antes mencionadas a definição dos blocos de concessão ou partilha. Essa lei terá seu significado esclarecido mais adiante, quando se falará especificamente do regime de partilha. O importante a destacar no momento é que não apenas houve relativização do monopólio como também há constantes mudanças no que se refere a politicas que tratem sobre o petróleo. Mais do que um simples produto, o petróleo é considerado estratégico na área da organização econômica do Estado, o que não só justifica a participação da União na atividade, como também coloca diversos limites para outros agentes, que sempre terão de observar leis e regimes de participação circundados por preocupações econômicas que possuem interesse público, ainda que equilibradas pela introdução da competição e concorrência. Por isso, é extremamente relevante para o setor privado quaisquer alterações que venham a ocorrer, pois essas podem mudar significativamente as regras do jogo para ambos os lados.

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Editar

Logo-anp-agencia-nacional-do-petroleo

Fonte: ANP

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) é uma agência reguladora federal responsável pelas atividades ligadas ao petróleo, gás natural e biocombustíveis que ocorrem no Brasil (para saber mais sobre Agências Reguladoras). Criada em 1997 pela Lei nº 9.478 e instaurada pelo Decreto nº 2.455, de 14 de Janeiro, a ANP é uma autarquia federal em regime especial  vinculada ao Ministério de Minas e Energia.

Tudo isso significa que a ANP é uma entidade da Administração Indireta dotada de personalidade jurídica própria, sendo seu funcionamento direcionado por meio de uma diretoria colegiada composta por 5 diretores que possuem mandato de 4 anos cada um, não coincidentes entre si. Além do mais, as autarquias possuem seu próprio patrimônio e receita para realizar as atividades administrativas que requeiram uma gestão administrativa e financeira descentralizada. Dessa forma, ainda que vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a ANP possui relativa autonomia no que se refere à gestão de suas funções.

Como suas funções estão conectadas à relação que se estabelece entre a União e as empresas do setor privado, é importante ressaltar que a Agência possui compromisso exigido por lei (a Lei do Petróleo) com as noções de livre concorrência e promoção da competitividade. Nesse sentido, impõe-se legalmente que a Agência faça suas regulamentações tendo em vista os benefícios para os agentes econômicos que atuam no setor e à livre concorrência, além de dever fiscalizar esses agentes, prevenindo e repreendendo condutas anticompetitivas, criando um ambiente favorável para que haja investimento em todos os setores da indústria do petróleo.

Suas três principais finalidades, no que se refere às atividades de nosso interesse, são a de regulação, contratação e fiscalização, sendo que tais finalidades aparecem nas três etapas antes mencionadas, as de upstream, middlestream e downstream. Como o nosso objetivo é tratar primordialmente da exploração, haverá mais enfoque na primeira etapa, sendo as outras duas analisadas apenas superficialmente.

A regulação se dá por meio de portarias, instruções normativas e resoluções cujo objetivo é regular o funcionamento das indústrias e comércio de óleo, gás e biocombustíveis.

As contratações das empresas privadas para as atividades relacionadas a exploração, ao desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural se dão por meio da promoção de rodadas de licitação. Dessas rodadas resultam a assinatura de contratos entre a União e as empresas.

A fiscalização, por fim, diz respeito à atenção voltada para que se cumpram as normas das atividades realizadas, sendo essa fiscalização feita direta ou indiretamente, no segundo caso mediante convênios com outros órgãos públicos da Administração.

A seguir, um esquema para que as etapas nas quais a atuação da ANP ocorre fiquem mais claras:

Upmidownstream-1

Fonte: elaboração própia

Quando atuando na etapa upstream, a função da ANP é fornecer dados técnicos sobre as bacias sedimentares existentes, promovendo estudos que possam delimitar as áreas passíveis de produção, desenvolvimento e exploração. É nessa etapa, também, que se encaixa a responsabilidade pela realização das licitações, assim como a fiscalização dos contratos de concessão decorrentes das rodadas.

Os contratos de concessão costumam estabelecer que as empresas vencedoras da licitação adquiram tais estudos, de forma a viabilizar as buscas pelo petróleo e a análise sobre a viabilidade da exploração.Se for considerada viável, a empresa deve elaborar um plano de desenvolvimento que será apresentado à Agência, e que deve conter a proposta de trabalho e os investimentos previstos para a exploração. É somente com a apresentação de tal plano que a empresa pode começar a atividade de produção.

Iniciada a produção, a empresa passa a ter acompanhamento e fiscalização específicos, como, por exemplo, a necessidade de se enviar mensalmente as informações sobre a produção do petróleo, sob pena de suspensão temporária ou parcial do contrato de concessão. Essas informações são úteis para a Agência e também para as empresas na medida em que estarão disponíveis para as próximas rodadas de licitação, não sendo uma exigência com fins de benefício exclusivo da ANP.

Na etapa middlestream, é a ANP a responsável pela autorização da construção, operação e ampliação das refinarias, assim como do armazenamento e transporte de petróleo e seus derivados. Nessa etapa, uma das barreiras a ser considerada é o custo para a manutenção e operação de uma refinaria, o que acaba por dificultar a entrada de um elevado número de empresas do setor privado[5].

A etapa downstream, por fim, é regulada pela Agência na distribuição, revenda, importação e exportação de combustíveis líquidos, gás liquefeito e petróleo (GLP), além de a ANP monitorar a qualidade dos produtos e os preços colocados no mercado.  De acordo com alguns autores, essa é a fase que pede por maior atenção da Agência no que se refere a práticas anticompetitivas dos agentes envolvidos[6]. Quando verificada alguma prática nesse sentido, a Agência tem o dever de encaminhar o caso ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), que possui a competência para a análise de infrações à ordem econômica, como seria o caso de formação de carteis, por exemplo.

Isso esclarecido, podemos voltar nossa atenção para as licitações.

As Rodadas de Licitações Editar

Para começar, é preciso que se compreenda o que é uma licitação. Em definição dada por Carlos Ari Sundfeld, licitação “é um procedimento administrativo destinado à escolha de pessoa a ser contratada pela Administração ou a ser beneficiada por ato administrativo singular, no qual são assegurados tanto o direito dos interessados à disputa como a seleção do beneficiário mais adequado ao interesse público[7]”.

Esses interesses são,no nosso caso, principalmente o interesse público e o interesse privado, que devem estar equilibrados ao longo de todo o processo e todo o regime de contratação. O interesse público se expressa na escolha do participante que ofereça a melhor proposta, garantindo um serviço eficiente e que colabore no desenvolvimento da área. O interesse privado, por sua vez, se manifesta na competição que ocorre entre os interessados durante as Rodadas de Licitações e nos benefícios concedidos pelos contratos. De acordo com Sundfeld, a competição “é o valor fundamental a preservar. Dai que a Administração esteja obrigada a enseja-la, favorece-la, estimula-la, jamais podendo opor-lhe limites, barreiras ou dificuldades desarrazoadas"[8].

Isso não significa, no entanto, que a competição seja liberada para todo e qualquer ente privado. A exploração de petróleo é uma atividade custosa e que exige tecnologia específica, não sendo possível, e nem mesmo prejudicial à competitividade, que qualquer empresa possa participar das Rodadas.  Por isso, é natural que haja critérios a serem cumpridos pelos participantes, desde que sejam iguais para todos e analisados de maneira objetiva, como a própria Lei 9.479/97 determina. No caso da exploração de petróleo, compete à ANP realizar as licitações, podendo essas visar tanto a celebração de contratos de concessão, quanto a exploração sob o regime de partilha.



As Rodadas de Licitações para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural são regidas sob os termos da Lei nº 9.478/97, e são o único meio legal que o governo possui para conceder ao ente privado, a partir daqui denominado de "sociedade empresária", o direito de realizar tais atividades econômicas no Brasil. A Agência já realizou 13 rodadas pelo regime de concessão e uma pelo regime de partilha. Esse regimes podem ser usados com base no artigo 177 da Constituição Federal, que autoriza a União a contratar com empresas estatais e privadas para a realização dos serviços de exploração e produção de petróleo e gás natural.

O regulamento acerca dos procedimentos que devem ser adotados nas licitações, atualmente, para contrato de concessão são regidos pela Resolução da ANP nº 18. Com base nessa resolução, tem-se que as etapas a serem seguidas pelo processo licitatório são:

Publicação do pré-edital:  nessa etapa se toma conhecimento de quais blocos são objeto da licitação e qual é o cronograma. Ficam estabelecidos os critérios que as sociedades devem seguir, quais são os valores das taxas de participação, qual é o valor mínimo do Bônus de Assinatura, os critérios de julgamento da licitação , assim como é publicada a minuta do contrato.

É importante ressaltar que a delimitação dos blocos oferecidos nas rodadas é condicionada à disponibilidade de dados que indicam a presença de petróleo e gás natural na região, sendo esses dados obtidos através de estudos promovidos pela própria ANP.

Realização da audiência pública: é nessa etapa que os agentes econômicos interessados podem apresentar sugestões e comentários quanto ao pré-edital, sendo que tais sugestões podem ou não ser incorporadas no edital definitivo, de acordo com decisão justificada da ANP.

Publicação do edital: se dá com antecedência mínima de 60 dias das apresentações das propostas, de forma a proporcionar tempo razoável para que os participantes analisem as condições. Todas as questões presentes no pré-edital e devidamente ajustadas com base na audiência se tornam critérios definitivos, sendo publicada uma versão definitiva do contrato.

Inscrição e pagamento da taxa de participação: é o pagamento dessa taxa que permite acesso aos dados técnicos dos blocos. O acesso é feito sob a condição de confidencialidade, ou seja, o participante não poderá divulgar, compartilhar ou reproduzir as informações.

A taxa paga somente será devolvida se a ANP retirar toda a área que estava contida no pacote de dados técnicos, sendo que a retirada deve ser justificada pela Agência.

Aporte de garantias de oferta: cada interessada deve apresentar as garantias de oferta para que seja permitida a apresentação da oferta na Rodada. Esse aporte deve ser feito com, no mínimo, 10 dias de antecedência à sessão pública.

Apresentação e julgamento de ofertas:  É aqui que ocorre a Rodada propriamente. As propostas são apresentadas em sessão pública, mas entregues em envelopes lacrados, devendo cada bloco a ser explorado ter uma oferta independente, não sendo permitidas mais de uma oferta para o mesmo bloco vinda de uma mesma sociedade empresária. Os envelopes devem conter o valor do Bônus de Assinatura em dinheiro, o programa de investimentos mínimos para a exploração, e o compromisso da ANP de adquirir uma porcentagem sobre bens e serviços das empresas instaladas do Brasil. Depois que é feita essa oferta, a sociedade interessada não pode desistir do processo, estando sujeita a execução da garantia de oferta antes apresentada.

O julgamento é feito objetivamente com base nos critérios de pontuação apontados no Edital, sendo vencedora a que apresentar a melhor oferta. Aqui devemos considerar que o modelo da licitação é conhecido como modelo de leilão, no qual ganha a melhor oferta e se tem como critério técnico para análise uma pontuação com pesos estabelecida no edital. Em 2012, por exemplo, o Bônus de Assinatura tinha peso de 40% na nota final, assim como o Programa Exploratório Mínimo, enquanto os 20% restantes eram para o Conteúdo Local. Por Conteúdo Local devemos entender: a fase de exploração e a etapa de desenvolvimento da produção, tendo cada uma delas o peso de 5% e 15%, respectivamente. Em seguida, o que se faz é um cálculo matemático para analisar a relação entre a oferta feita por cada interessado e a melhor oferta feita para cada porcentagem. Desses cálculos resultam 4 notas, somadas para que seja dada a nota final[9].

Os resultados são componentes do Relatório de Julgamento, publicado no Diário Oficial da União e em jornais de grande circulação.

Qualificação das licitantes vencedoras da sessão pública de apresentação de ofertas: as sociedades empresárias que desejem participar de uma Rodada devem possuir os requisitos técnicos, jurídicos e financeiros considerados necessários, além da comprovação de regularidade fiscal e trabalhista, exigidos pela ANP. É apenas preenchendo esses requisitos que se considera a empresa como habilitada a participar de uma Rodada. Disso podemos concluir que, além de se realizar na modalidade leilão, as Rodadas seguem o critério da habilitação concomitantemente com a qualificação.

A qualificação é comprovada por meio de diversos documentos, notando-se que, nesse quesito, a análise da Agência é rigorosa e detalhada. Devem ser apresentadas, por exemplo, as demonstrações de exercício da interessada, sendo exigido um Patrimônio Líquido mínimo (PLm) para a sua operação. No caso de operações em águas ultraprofundas, profundas, rasas e áreas terrestres para a Décima Segunda Rodada, por exemplo, o PLm exigido era de R$107.000.000,00[10].

Adjudicação do objeto e homologação da licitação: é ai que se toma conhecimento de quais foram os vencedores da Rodada, devendo as escolhas serem justificadas tanto para os que foram escolhidos, quanto para os que não foram.

Assinatura do contrato de concessão: finalmente, os concorrentes vencedores podem celebrar os contratos com a ANP para a exploração e produção, em prazos definidos pelo edital. Aqui devem ser apresentadas as garantias financeiras de acordo com os custos do programa exploratório, a garantia de performance, a comprovação do pagamento de Bônus de Assinatura e a comprovação de regularidade fiscal da sociedade vencedora.

Se você deseja saber as especificidades de cada Rodada, consulte o site da ANP, no qual você poderá saber quantos blocos foram ofertados, quais eram as bacias sedimentares e quais foram as empresas vencedoras, especificamente.

Instrumentos de outorga para a participação Editar

As normas para a exploração do petróleo são estabelecidas pela Constituição da República, que regula as diretrizes fundamentais da matéria, e pelas Leis 9.478/1997 e 12.351/2010. Ressalta-se, dessa forma, que devem ser destacadas duas formas principais de exploração, as que são regidas pelos contratos de concessão e as que estão sob o regime de partilha.

Os contratos de concessão Editar

Das Rodadas de Licitações decorre a assinatura de Contrato de Concessão entre a ANP, representando a União, e as vencedoras. O contrato contém seu objeto, as explicitações da área concedida, o período de vigência, as fases de exploração e produção, assim como todos os requisitos e condições para cada uma delas, e as condições dos concessionários quanto às participações governamentais destinadas a pesquisa, desenvolvimento e inovação.Mas afinal, o que é um contrato de concessão?

Na  análise do Professor Hely Lopes Meirelles: “Contrato de concessão é o ajuste pelo qual a Administração delega ao particular a execução remunerada de serviço ou de obra pública ou lhe cede o uso de bem público, para que o explore por sua conta e risco, pelo prazo e nas condições regulamentares e contratuais, consubstanciadas em contrato administrativo bilateral, comutativo, remunerado e intuito personae[11].

Há, então, duas hipóteses: o contrato de concessão para a prestação de serviços públicos e o contrato de concessão para o uso de bem público.

Os serviços públicos são aqueles voltados à satisfação de necessidade pública “cujo desenvolvimento compete, preferencialmente, ao setor público. Não exclusivamente, note-se, visto que o setor privado presta serviço público em regime de concessão ou permissão[12]".

Para nós, trata-se de um contrato de concessão para uso de bem público, já que se trata de exploração de atividade econômica, na qual tem predominância o setor privado e na qual o poder público atua apenas em casos de segurança nacional ou relevante interesse coletivo. Consideramos, aqui, que o contrato de concessão para uso de bem público é um contrato administrativo que explicita os direitos e deveres das partes quando ocorre a concessão para exploração de determinado bem da União por particulares (concessionário, na denominação do contrato), sendo essa exploração por conta e risco do concessionário. A autorização para esse tipo de contratação está prevista no artigo 177, §1º da Constituição Federal e é reproduzida no artigo 5º da Lei n.º 9.478/97. Dessa forma, a chamada Lei do Petróleo preenche a lacuna criada pelo artigo 177 da Lei Maior, e estabelece a possibilidade de empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração no País exercerem a atividade econômica em questão mediante concessão.

Esses contratos contém uma das partes sendo uma pessoa jurídica de direito público (a ANP) e uma cláusula exorbitante do direito comum, ou seja, uma cláusula que afaste o direito civil comum[13]. Dessa forma, a própria Lei do Petróleo, em seu artigo 43, já estabeleceu quais seriam as chamadas cláusulas especiais desses contratos, de forma a adaptá-los às particularidades da exploração e produção de petróleo. Algumas dessas cláusulas já foram mencionadas em seu conteúdo: objeto, as explicitações da área concedida, a vigência do contrato, as fases e requisitos de exploração e produção, e as condições dos concessionários quanto às participações governamentais destinadas a pesquisa, desenvolvimento e inovação.

Ressaltamos que não é a pacífica a questão sobre se tais contratos são, de fato, contratos administrativos, havendo conflito na doutrina sobre o tema. O que se pode dizer, certamente, é que não se aplica, nos casos de exploração de petróleo, o que dispõe a Lei de Concessões. De acordo com essa ideia, Sundfeld explica que essa lei “não se aplica ao direito do petróleo, já que não se trata de concessão de serviços públicos, mas de outro tipo de privilégio. A lei do petróleo trata exaustivamente da concessão de exploração da produção de petróleo, de maneira a excluir a aplicação da lei de Concessões”[14].

Seguindo adiante, em estudo feito para Centro de Estudos da Consultoria do Senado Federal, demonstrou-se que regime de concessão é o modelo mais antigo e ainda em uso no mundo para a exploração de petróleo[15]. O mesmo estudo aponta, também que a concessão era utilizada em 44% dos países produtores de petróleo no ano de 2007[16].

Um ponto importante a ser destacado quanto ao contrato é o que se refere aos riscos decorrentes da exploração. Os riscos são suportados em sua totalidade pelo concessionário, que deve arcar com todos os custos. Um desses riscos seria o caso de o volume de petróleo descoberto ser insuficiente para a recuperação dos investimentos realizados, casos para os quais não se prevê reembolso ou indenização. É possível até mesmo que não haja descoberta comercial no bloco concedido, visto que todas as informações adquiridas sobre os blocos são feitas por pesquisas, não havendo, necessariamente, explorações anteriores na área. Mesmo quando não ocorre a descoberta comercial a concessionária permanece sem direito a reembolso ou indenização[17], devendo ter tal fato em mente com antecedência quando declarar seu interesse.

No que se refere a gastos que a concessionária terá, deve-se destacar o pagamento  à União, em dinheiro, de diversos tributos e os royalties, caso essa queira se tornar proprietária do petróleo extraído[18]. No entanto, há outras taxas comumente pagas como o Bônus de Assinatura, a participação especial e a taxa por ocupação ou retenção da área, sendo que todas elas estão previstas nos editais e especificadas nos contratos.

Passamos agora a uma breve análise desses pagamentos, mais conhecidos como "participações governamentais". Lembrando que, de forma geral, essas participações compõem a compensação da União feita pela concessionária e sua previsão é feita em lei, mais especificamente nos artigos 45 a 51 da Lei do Petróleo.  São elas: Bônus de Assinatura, royalties, pagamento pela ocupação ou retenção da área e as participações especiais. 

Bônus de Assinatura Editar

O Bônus de Assinatura, previsto nos artigos e 45 e 46 da Lei do Petróleo, consiste no pagamento efetuado pela concessionária vencedora em moeda nacional e no momento da assinatura do contrato de concessão para que seja possível a exploração do Bloco ofertado.

O valor mínimo é previsto antecipadamente em edital, sendo parte destinado à ANP, e parte à União. Para chegar a um valor, é considerada a bacia que será explorada e suas características, como o seu potencial de exploração, por exemplo.

Atualmente, o pagamento é feito em parcela única[19], em prazos estabelecidos pela ANP.

Alguns autores afirmam que “A adoção do modelo de bônus de assinatura como critério fundamental na escolha do vencedor favorece firmas maiores, as únicas capazes de antecipar elevadas somas de dinheiro e, assim, pagar maiores valores a título de bônus de assinatura”[20].

O que se observa, no Brasil, é que, de fato, apenas grandes empresas participam e vencem o processo de licitação, como a Shell, por exemplo, vencedora em grande parte das Rodadas. Para que se tenha uma noção mínima dos valores exigidos, elaboramos esta pequena tabela com os valores mínimos e máximos pedidos, assim como a Bacia a qual o bloco pertencia, para as quatro últimas rodadas (o que compreende o período entre 2007 e 2013). Todas as informações foram extraídas dos editais das respectivas Rodadas, e podem ser encontradas no site da ANP.

Rodada

Valor mínimo (R$)

Bacia

Valor máximo (R$)

Bacia

12

63.936,08

Sergipe-Alagoas

988.318,80

Parnaíba

11

25.089,20

Sergipe - Alagoas

13.590.798,02

Foz do Amazonas

10

65.000

Perecis

530.000

Recôncavo

9

8.000

Rio do Peixe

240.000.000,00

Santos

É importante observarmos que o que ocorre, no entanto, não é a oferta exata do valor pedido, já que as interessadas pela exploração estão atuando em um modelo competitivo e as ofertas de Bônus que apresentarem um valor inferior ao definido no edital são desclassificadas. Acaba-se, então, por ofertar um valor superior ao que é pedido. Por exemplo, para a décima segunda rodada, o menor Bônus ofertado foi no valor de R$143.268,00, enquanto o maior foi de R$15.147.190,00, ambos superiores ao que foi exigido no edital para as áreas a que se destinavam. A ANP calculou que, para essa Rodada, o total de Bônus arrecadado foi de R$165,196,596.08.

Ademais, devemos lembrar que esse é apenas o valor pago na assinatura do contrato de concessão, havendo outros gastos a serem considerados. Dessa forma, esse é apenas um dos custos a serem considerados pela empresa, que acabará por pagar ainda os royalties e pagamentos sobre retenção da área, o que demonstra a exigência de grandes investimentos para a atividade.

Royalties Editar

Os royalties, para a nossa análise, dizem respeito à uma cobrança que é feita às concessionárias que exploram o petróleo, uma matéria prima e bem da União. Sua cobrança é feita de acordo com a quantidade explorada e o valor cobrado é pago ao Poder Público[21]. São, de forma mais técnica, uma indenização feita ao proprietário (a União) pela extração de recursos finitos da natureza[22]. O pagamento dessa participação já vem exposto no edital e se torna obrigatório quando assinado o contrato.

A base do cálculo é a produção mensal do campo produtor. Sobre esse campo incide uma porcentagem (alíquota) que pode variar de 10% a 5%. O esperado é que a cobrança seja de 10%  sobre a produção, mas a própria Lei do Petróleo permite que, em casos de riscos geológicos, menores expectativas de produção e outros fatores que se considere pertinente, a ANP altere o valor para, no mínimo, 5%. A média, atualmente, é a cobrança de 9,9% para os campos marítimos e de 9,5% para os campos terrestres[23].

O cálculo para que se obtenha o valor exato depende de algumas variáveis, tais como a produção mensal e o preço do petróleo.O valor da produção mensal corresponde ao volume produzido, multiplicado pelo preço do petróleo [24].

O preço do petróleo, por sua vez, é instável, dependendo do mercado internacional, mas a ANP estabelece um cálculo para que seja determinado um preço mínimo mensal do petróleo.  O cálculo em questão é:

Preço mínimo = TC x 6,2898 x (PBrent + D)[25]

Sendo que: TC = média mensal das taxas de câmbio diárias para compra do dólar americano, obtidas junto ao Banco Central do Brasil, para o mês;

PBrent =  valor médio mensal dos preços diários do petróleo Brent, cotados na PLATT’S CRUDE OIL MARKETWIRE, em dólares americanos por barril, para o mês;

D = diferencial entre o preço do petróleo nacional e o do petróleo Brent, em dólares americanos por barril.

Isso estabelecido, o valor dos royalties devidos é calculado pela multiplicação da alíquota incidente sobre o campo e o valor da produção mensal do campo.

Para que se tenha uma noção geral, calcula-se que, em 2015, o valor total pago foi de R$ 13,857 bilhões. Ainda que seja um número elevado, houve uma queda no valor, se comparada essa arrecadação com a de 2014, que somou R$18,530 bilhões[26]. A mudança se deve, principalmente, às alterações ocorridas no mercado internacional, modificando os preços do petróleo[27].

Assim, nota-se que, mesmo que a produção aumente, os preços definidos no mercado podem alterar radicalmente o montante a ser pago pelos entes privados, não sendo possível prever com exatidão os gastos mensais da concessionária com os royalties. 

Pagamento pela ocupação ou retenção da área Editar

O pagamento pela ocupação ou retenção de área consiste em um valor a ser pago pela concessionária pela utilização da área a ser explorada, previsto, assim como todas as outras participações governamentais, na Lei do Petróleo, em seu artigo 45.

O pagamento é feito anualmente e os valores se modificam de acordo com a fase ou época em que se encontra a concessão e são destinados ao financiamento das despesas da ANP para o exercício das atividades que lhe são conferidas na referida Lei. O cálculo do valor leva em conta o número de dias nos quais foi vigente o contrato de concessão no ano em questão, e as fases de exploração e de produção. São levados em conta, também, as características geológicas (que podem oferecer mais ou menos risco à exploração) e a localização da bacia sedimentar na qual o bloco explorado se localiza, já que diferentes bacias rendem diferentes quantidades de petróleo[28].

Sobre a fase de exploração, a Lei prevê que o valor desse pagamento poderá ser aumentado sempre que houver prorrogação do prazo de exploração.  O Decreto 2.705, regulador específico das participações governamentais, prevê que, para a fase de exploração, o valor cobrado pode variar de R$ 10,00 a R$ 500,00 por quilômetro quadrado ou fração da área de concessão, sendo que, se houver a prorrogação da fase de exploração, o valor cobrado é de 200% sobre o valor normalmente fixado para a fase.

Para que se tenha uma ideia do valor total pago por todas as concessionárias, selecionamos parte de uma tabela elaborada pela própria ANP[29] para observar o total arrecadado entre os anos de 2002 e 2011 e elaboramos uma média desses valores.

Ano

Arrecadação Total em R$

2002

146.523.481,00

2003

126.161.150,63

2004

124.260.216,18

2005

130.148.359,10

2006

134.621.010,55

2007

142.465.879,44

2008

146.630.836,07

2009

174.121.547,26

2010

170.440.271,67

2011

199.456.285,51

Média

149.482.912,841

Participação especial Editar

A participação especial consiste em uma participação complementar aos royalties e é destinada aos campos que possuem altos volumes de produção ou rentabilidade. É, mais especificamente, um pagamento calculado sobre a renda líquida dos campos de grande produção[30].

A área usada para calcular o valor devido pela concessionária é o campo cedido na concessão. A apuração da participação é feita com base na produção do petróleo, sendo aplicadas alíquotas progressivas sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo. Para que a alíquota incida sobre a produção, deve ser ultrapassado o volume de isenção estabelecido no Decreto n. 2.705/98. Isso feito, a alíquota pode chegar a até 40%, dependendo da localização da lavra, de quantos anos ocorre a produção e do volume de produção trimestral.

A participação começa a ser devida a partir do trimestre em que se iniciar a produção. Nos casos em que a receita líquida do trimestre não for positiva, o Decreto estabelece a de o valor devido ser compensado no cálculo da participação dos trimestres seguintes. 

Licitações para Partilha de Produção Editar

Além dos contratos para concessão de exploração, há também os que são denominados de “contratos de partilha de produção” Os primeiros contratos sob o regime de partilha de produção aconteceram, no Brasil, com a Primeira Rodada de Partilha de Produção, em 2013. O regime de partilha, no entanto, já estava autorizado pela Lei n.º 12.351 desde 2010, e mesmo reflexos da intenção de se implementar esse modelo já apareceram na 9ª Rodada, como será explicado mais adiante. Para nós, importa compreender quais são as características desse modelo, quais as diferenças entre a partilha de produção e a concessão e observar os primeiros resultados do novo meio de outorga para exploração.

Características e diferenças Editar

A partilha de produção não é usada em todo o território brasileiro, mas apenas na área do Pré-Sal e em áreas estratégicas. A região do Pré-Sal está situada entre o litoral de Santa Catarina e Espírito Santo e possui 800 km de comprimento e 200 km de largura[31]. As áreas consideradas como estratégicas, por sua vez, são regiões de interesse para o desenvolvimento nacional, sendo delimitadas por atos do Poder Executivo e caracterizadas por um baixo risco exploratório e, simultaneamente, com elevado potencial de produção de petróleo [32].

Alguns profissionais apontam que a área do Pré-Sal possui reservas estimadas em 50 bilhões de barris de óleo [33]. Diante de descoberta com tamanho potencial, iniciou-se um movimento para alterar a legislação pertinente na área. O primeiro reflexo dessas intenções se deu na 9ª Rodada de Licitações, ainda sob o regime de concessão, da qual se optou pela retirada de 41 blocos situados na área do pré sal, por ordem da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) 6/2007 .

Apenas três anos depois é que foi aprovada a lei para regulamentar o regime da partilha de produção. Interessante notar que, entre os motivos apontados antes da aprovação da lei, foi apontado que as áreas do pré-sal, por sua alta rentabilidade e baixo custo, determinavam “ a necessidade de marco regulatório coerente com a preservação do interesse nacional, mediante maior participação nos resultados e maior controle da riqueza potencial pela União e em benefício da sociedade. Percebe-se, dessa forma, que a intenção era restabelecer parte do controle estatal sobre as atividades relacionadas ao petróleo, tocando novamente no ponto da flexibilização do monopólio, mas, dessa vez, em direção aos interesses do Estado.

Regulado pela Lei 12.351/10, a partilha de produção é um regime no qual tanto a exploração quanto a produção de petróleo são exercidas por conta e risco do contratado. Quando houver descoberta comercial no campo explorado, o contratado adquire o direito de se apropriar do custo em óleo, uma parcela da produção do petróleo correspondente aos custos e investimentos na execução de atividades como a exploração e produção. Nesse caso, adquire-se também o volume da produção que corresponderem aos royalties devidos e uma parte do excedente em óleo, ou seja, uma parte da produção do petróleo que resulta da diferença entre o volume total da produção e as parcelas correspondentes, principalmente, ao custo em óleo e aos royalties devidos.

Já nessa primeira característica podemos perceber uma diferença entre os modelos de concessão e o de partilha. Enquanto o modelo de concessão possui as participações governamentais pagas em moeda corrente, o regime de partilha cobra partes dessas participações em óleo.

Nesse regime, cabe destacar que a Petrobrás possui protagonismo relevante em todo o processo, o que vem causando críticas em favor do setor privado. A Petrobrás é a única operadora, sendo ela a responsável pela condução e execução de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e mesmo de desativação das instalações de exploração e produção[34]. Além do papel de operadora, a Petrobrás também possui, no mínimo, 30% de participação nos consórcios decorrentes das licitações, ou seja, haverá uma parceria entre empresas do setor privado e a Petrobrás, sendo garantida uma participação mínima da última já de antemão. Por conta dessa participação mínima, não é exigido que a empresa participe das licitações para contratação, sendo isso necessário apenas para as outras empresas que formarão o consórcio.

Licitações e participações governamentais Editar

O processo para licitação dos dois modelos possui basicamente as mesmas etapas, com algumas diferenças no modo de organização entre elas. Uma diferença relevante, aqui, é o critério usado para se escolher a concorrente vencedora do leilão. Segue-se o critério da oferta que apresentar o maior excedente em óleo para a União, sendo todas as ofertas classificadas em ordem decrescente, a fim de que se encontre a melhor possível. A oferta mínima exigida para essa Rodada, que continha apenas um bloco a ser explorado, o bloco de Libra na bacia de Santos, era de 41,65% de excedente em óleo[35].

Algumas das participações governamentais devidas também são um ponto de diferença para o regime de concessão.

O Bônus de Assinatura permanece, apenas com uma diferença na destinação dada após o pagamento. A título comparativo com os dados apresentados anteriormente, o Bônus de Assinatura exigido para essa Rodada foi de 15 bilhões de reais[36], sendo que uma parcela de 50 milhões era destinada à Pré-Sal Petróleo S.A.(empresa pública criada especialmente para  gerir os contratos de partilha de produção celebrados pelo Ministério de Minas e Energia, assim como a gestão dos contratos para a comercialização do petróleo, e para a análise dos dados referentes aos campos da área do pré-sal)[37].

A alíquota dos royalties é maior, definida em 15% sobre a produção. Não há participação especial, ainda que seja considerado que o excedente em óleo seja um equivalente, apenas tendo a diferença de ser cobrado em óleo, ao invés de em moeda corrente. Ademais, não há pagamento pela ocupação ou retenção da área, sendo que essa participação não é substituída ou equivalente a outra.

Resultados Editar

A adoção desse modelo de outorga gerou algumas críticas desde o momento de sua idealização. Uma das questões apontadas foi um prejuízo à isonomia e ao princípio da livre concorrência que se aplicam à exploração do petróleo[38].

Hoje podemos analisar que as novas regras modificam a relação com a livre concorrência. Em primeiro lugar, a Petrobrás não precisa participar das Rodadas para ser qualificada e habilitada a participar, pois já tem espaço legalmente garantido em 30%. Consequentemente, o espaço para a livre concorrência é reduzido, visto as sociedades empresárias interessadas terem espaço mais limitado para competir, se comparado ao que possuem nas Rodadas para contratos de concessão. Depois, a Petrobrás é participante obrigatória para a exploração de todos os Blocos em todas as bacias, o que altera também a relação com a isonomia, pois as sociedades empresárias se deparam com um parceiro mais forte e que, inclusive, possui mais informações sobre os  blocos concedidos, visto sua longa experiência na atividade e as garantias que possui para o exercício de suas funções. Para aprofundar nossa análise, no entanto, devemos observar também os resultados concretos da Rodada.

O bloco de Libra, na bacia de Santos, contém uma estimativa de 8 a 12 bilhões de barris de óleo equivalente (boe - uma unidade de medida que contabiliza o conteúdo em petróleo e em gás natural) recuperáveis. Isso seria equivalente a aproximadamente 10 anos de produção da Petrobrás, considerando que apenas em 2014 a empresa produziu cerca de 900 milhões de boe no país [39].

Apesar desse altíssimo potencial, no entanto, apenas um consórcio (conjunto de no máximo cinco empresas que apresentam uma única proposta, de forma a explorar o bloco em parceria) apresentou proposta, sendo o vencedor da Rodada. O consórcio era composto pela Petrobrás (com participação de 40%), a Shell (20%), Total (20%), China National Offshore Oil Company (10%) e China National Petroleum Corporation (10%). A proposta apresentou a oferta mínima pedida pelo edital, de 41,65% de óleo excedente para a União[40], sendo que analistas de bancos como o Credit Suisse consideravam que a proposta vencedora estaria entre 50% e 70%, considerando um ambiente de alta competitividade[41].

A impressão que fica, ao se observar a Rodada, é de que a adoção do regime de partilha não foi tão bem sucedido quanto esperado, havendo quem aponte até que “O leilão do campo de Libra foi um verdadeiro anticlímax. Chegou-se a especular que quarenta empresas, agrupadas em oito consórcios, participariam do leilão, mas, no fim, apenas onze empresas se inscreveram e um único consórcio foi formado. Poucas semanas antes do leilão, mesmo com a confirmação de apenas onze empresas, o Governo temia que ocorresse um superágio, uma oferta acima de 60%, que comprometesse a já cambaleante Petrobras”[42]. Como demonstrado,o superágio no ocorreu, indo no efeito contrário das expectativas. Mas por quê?

Considera-se que vários fatores contribuíram para esse resultado. Primeiro, a exploração do pré-sal sofreu atrasos por conta de questões políticas relacionadas já mesmo a sua adoção. Aponta-se até que esses atrasos devem permanecer, tanto por conta do longo tempo que se passou desde a descoberta do potencial do pré sal até a realização da primeira Rodada, quanto por conta da dependência desse regime da capacidade econômica e operacional da Petrobrás[43]. Mesmo a produção do campo de Libra, já licitado, só tem previsão de início em 2018[44].

Ainda assim, mesmo com o possível acontecimento de mais uma Rodada em 2017, já se apontava, antes de 2015,ou seja, antes que viesse à público todas as questões expostas na Lava-Jato e a Petrobrás passasse por diversas mudanças em sua gestão, que apenas seria possível mais um leilão na área do pré-sal quando a empresa voltasse a ganhar força para atuar efetivamente no setor[45]. Sócios da Petrobrás no consórcio vencedor da última Rodada já colocam que a presença obrigatória do empresa provocará atrasos na exploração da área. Também o presidente da Total declarou que, devido a essa presença, o desenvolvimento do pré-sal tenha seu prazo estendido em 15 anos, passando para uma estimativa de 30 anos. Isso não ocorreria se, por exemplo, outras empresas, com mais recursos e tecnologia, pudessem ocupar o espaço reservado[46].

Também a presença da PPSA como parte do comitê operacional que atua na administração do consórcio vencedor preocupa o setor privado, no sentido de que essa poderia subavaliar o custo em óleo, causando aumentos no excedente em óleo. Isso significaria, em última instância, o aumento nos custos das participações governamentais[47].

Dessa forma, o que se pode observar é que não há grande confiança no novo modelo de exploração, além de dificuldades nas operações já terem aparecido, o que gera instabilidades e pode vir a desestimular investimentos na área. Além disso, comparativamente, o modelo de regime de concessão já havia se mostrando bem sucedido no Brasil, o que causa ainda mais instabilidade[48].

Projeto de Lei do Senado n.°131 de 2015 Editar

É possível que parte da regulação que molda o regime de partilha de produção se altere em breve. Isso se deverá, possivelmente, à aprovação do Projeto de Lei do Senado (PLS)  de autoria do Senador José Serra, já aprovado pelo Senado Federal e encaminhado à Câmara dos Deputados.

O PLS visa alterar a Lei n.º12.351/10, reguladora do sistema de partilha de produção, para modificar a relação da Petrobrás como operadora obrigatória e como participante em, no mínimo, 30% do consórcio de exploração vencedor.

Na redação do projeto sugerido pelo Senador José Serra, a lei passaria a colocar como operador apenas aquele que é “responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção”, não fazendo menção direta à Petrobras. Ou seja, o operador poderia ser tanto a estatal, quanto empresas do setor privado. Simultaneamente, o contratado passaria apenas a ser a empresa ou o consórcio de empresas que fosse vencedor da licitação. Possivelmente, a Patrobrás constituiria o consórcio vencedor.

Houve, como geralmente se espera, sugestões de emenda à redação original, mas que não foram aceitas. Uma delas sugeriu alterações no que se refere ao operador e ao contratado. Quanto ao primeiro, a emenda colocava que seria possível o CNPE oferecer à estatal a preferência para atuar como operadora exclusiva, podendo-se aceitar ou recusar o convite. Aceitando-se, a participação mínima permaneceria em 30%. Quanto ao segundo, poderia ser realizada a contratação direta da Petrobrás, ainda que não fosse um ato necessário.

O que podemos observar, então, é que a principal intenção do momento é retirar a obrigatoriedade da participação da Petrobrás. Justificando o projeto, José Serra declarou que a intenção era fortalecer a empresa, visto as atuais dificuldades enfrentadas no momento, além de permitir a aceleração da exploração do Pré-Sal, que é urgente. Para o Senador, a obrigatoriedade chega mesmo a prejudicar a empresa e a indústria petrolífera, lembrando que apenas um leilão foi realizado desde a implantação da partilha. Colocou-se, também, que a queda do preço do petróleo teria impactos na arrecadação dos royalties, além de diminuir a rentabilidade dos projetos de exploração pelo regime de partilha. Ademais, não seria razoável condicionar a exploração à capacidade de investimento da Petrobrás, que passa por um momento delicado, devido às investigações da Lava-Jato.

Ainda que estabelecendo algumas mudanças, colocando a opção de operação exclusiva prevista atualmente, a emenda ia na mesma direção. Mesmo que rejeitada, consideramos importante observar as modificações sugeridas no Senado, já que o projeto ainda não foi integralmente aprovado, dependendo de análise a ser feita na Câmara dos Deputados. Nesse sentido, seria possível que sugestões semelhantes surgissem na Casa, variando entre a redação original da Lei, do Projeto e da emenda.

Petrobrás e a assimetria entre os competidores Editar

Petrobras-1

De acordo com a teoria econômica, podemos classificar as rodadas de licitação como leilões fechados de primeiro preço, onde cada licitante submete seu respectivo lance dentro de um envelope fechado e, após a abertura simultânea de todos os envelopes, arremata o objeto do leilão aquele responsável pela maior oferta. [49]

No que tange a valoração do objeto licitado, pode-se classificar o leilão como sendo de valor comum, onde o valor real do objeto é o mesmo para todos os licitantes. Via de regra, os leilões de licitação para exploração de petróleo são considerados dessa maneira tendo em vista que tanto o volume de petróleo que pode ser extraído quanto o preço internacional do mesmo serão iguais para todos. [50]

Dessa forma, as diferenças nos lances realizados neste tipo de leilão decorrem, em grande parte, da existência de assimetrias de informação entre os competidores, visto que se todos eles tomassem como base o mesmo conjunto de informações para estimar o valor real do objeto, todos os lances ofertados seriam iguais.

Cabe destacar que, em leilões deste tipo, é comum que ocorra a chamada “maldição do vencedor” pois, num ambiente onde há assimetria de informação, cada competidor fará seu lance baseado somente na melhor informação que possuir e a tendência é de que o vencedor seja aquele competidor que, na falta de melhores informações, acabou por superestimar o valor do objeto, ou seja, ganhar, nesses casos, se traduz em prejuízo. [51]

Em geral, o problema se agrava quando o vencedor, por alguma razão, tem certeza de que algum dos demais possui melhores informações que ele, visto que, nessa situação, a probabilidade de que o mesmo tenha superestimado seu lance se torna ainda maior.

No caso do Brasil, a “maldição do vencedor” é agravada, em especial, pela assimetria de informação existente entre os competidores, especialmente se considerarmos a notória vantagem informacional que a Petrobrás possui sobre seus concorrentes devido, em especial, ao fato de que a estatal foi monopolista no setor por quase quarenta anos. [52]

De certo modo, pode-se argumentar que a “maldição do vencedor” acabou por tornar os competidores mais precavidos em relação aos lances propostos o que explica, em parte, tanto os altos percentuais de participação da estatal no total de blocos arrematados quanto a elevadíssima taxa de sucesso que a empresa obteve nos leilões que disputou. [53]

Na prática, pode-se observar a influência desse fenômeno nas próprias regras licitatórias introduzidas na 8ª rodada, onde foram impostas restrições quanto ao número máximo de blocos ganhos por participante setor a setor que podem ser interpretadas como uma forma de evitar a “maldição do vencedor” naquela rodada, tendo em vista que a restrição minimizaria a vantagem da Petrobrás em relação aos demais concorrentes. No entanto, essa regra nunca chegou a ser posta em prática pois a rodada foi interrompida por decisão da Justiça, que julgou ilegítima a imposição da restrição em questão. [54]

Limites da liberdade da empresa Editar

A transição de um sistema de monopólio tradicional para um novo modelo onde se permite a livre concorrência fez com que fosse necessária a criação de uma agência reguladora para essa atividade, criando-se assim a Agência Nacional do Petróleo (ANP). Esta agência, criada a partir da Lei nº 9.478/97, foi instituída sob a forma de uma autarquia especial e possui, portanto, personalidade jurídica de direito público, integrando a Administração Pública Federal Indireta e se sujeitando aos princípios gerais de direito público.

A lei estipula que a finalidade da ANP é de promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas relativas à exploração do petróleo, cabendo-lhe fiscalizar de maneira direta ou indireta (através de convênios do Estados e do Distrito Federal) as atividades da indústria petrolífera, além de aplicar as sanções administrativas e pecuniárias cabíveis conforme previsto em lei, regulamento ou contrato, fazendo-se assim que as práticas desse ramo industrial respeitem a conservação e o uso racional do petróleo, seus derivados e do gás natural, visando a preservação do meio ambiente.

Deste modo, a Agência Nacional do Petróleo deve pautar sua atuação como agente normativo, nos moldes do art. 174 da Constituição Federal de 1988, que incute ao Estado, na função de agente normativo e regulador da atividade econômica, as funções de fiscalização, incentivo e planejamento.

De maneira genérica, observam-se de maneira mais concreta os limites da liberdade empresarial nesse setor quando analisamos o art. 44 da Lei n° 9.478/97, que estabelece diversas obrigações ao concessionário, dentre elas: adotar, em todas as suas operações, as medidas necessárias para a conservação dos reservatórios e de outros recursos naturais, para a segurança das pessoas e dos equipamentos e para a proteção do meio ambiente; comunicar à ANP, imediatamente, a descoberta de qualquer jazida de petróleo, gás natural ou outros hidrocarbonetos ou de outros minerais; realizar a avaliação da descoberta nos termos do programa submetido à ANP, apresentando relatório de comercialidade e declarando seu interesse no desenvolvimento do campo; submeter à ANP o plano de desenvolvimento de campo declarado comercial, contendo o cronograma e a estimativa de investimento; responsabilizar-se civilmente pelos atos de seus prepostos e indenizar todos e quaisquer danos decorrentes das atividades de exploração, desenvolvimento e produção contratadas, devendo ressarcir à ANP ou à União os ônus que venham a suportar em consequência de eventuais demandas motivadas por atos de responsabilidade do concessionário; adotar as melhores práticas da indústria internacional do petróleo e obedecer às normas e procedimentos técnicos e científicos pertinentes, inclusive quanto às técnicas apropriadas de recuperação, objetivando a racionalização da produção e o controle do declínio das reservas.

Poder normativo da ANP Editar

A nova Lei do Petróleo, de acordo com a doutrina pátria, se enquadra como sendo uma norma com pouco conteúdo normativo, mas suficiente para regular as situações setoriais a serem posteriormente especificadas de maneira detalhada pelos órgãos reguladores. A questão problemática que aqui se impõe é a de saber até onde uma agência reguladora pode atuar sem invadir a competência legislativa. O poder conferido pela lei 9.487/97 é um poder regulador tido como padrão, uma norma-quadro, dando diretrizes gerais para a regulação, e passa para a ANP a parte de regulamentação mais específica acerca da exploração da atividade petrolífera. Isso evita arbitrariedades no exercício do poder normativo-regulador.

Nesse sentido, tal lei, que estabelece um modelo de regulação standard, confere à agência reguladora poder suficiente para preencher os espaços através de uma regulação mais concreta, caso a caso [55]. Outra característica essencial das agências reguladores é o fato de as leis atributivas de seu poder normativo terem pequena densidade normativa e deixarem espaço para que haja negociação com os agentes regulados. É válido destacar também que a ANP teve por meio da Lei do Petróleo a incumbência de fazer um paralelo com as diretrizes ditadas pelos órgãos de defesa da concorrência, sobretudo o CADE, procurando identificar atos executados por agentes regulados que impeçam a formação saudável deste mercado, mesmo que a ANP não seja competente para aplicar a eles as devidas sanções pelas práticas anticompetitivas. No setor do petróleo, com a abertura do mercado monopolístico antes detido pela Petrobras, e com a execução de rodadas de processos licitatórios que propiciam a entrada de novos agentes, permitindo a ascensão da competitividade plena no mercado.

No entanto, a atuação da ANP poderá ser restringida caso os projetos legislativos encaminhados pelo Executivo forem aprovados do mesmo modo como estes foram destinados ao Congresso Nacional.  Com os novos projetos de lei em processo de tramitação no Congresso, a discussão entre os especialistas do assunto se as novas diretrizes tendem a levar a um efetivo esvaziamento do poder normativo-regulador que antes se encontrava concentrado nas mãos competentes da ANP passou a ser grande, tornando o ponto extremamente polêmico e passível de sofrer mudanças nos próximos anos.

Conclui-se, portanto, que a ANP é uma pessoa júridica de direito público, sendo ela uma autarquia especial que possui competência para atuar como agente normativo com função de regular a atividade econômica através da fiscalização, do incentivo e do planejamento, como versa a Constituição Federal de 1988 em seu artigo 174.

Editar

Concessao partilha diferenças

Caso das empresas do Grupo EBX Editar

A exploração petrolífera por entes privados no Brasil passou por alguns marcos importantes em sua história, contudo, nem todos esses momentos foram positivos, como foi o caso da OGX, ex-petrolífera de Eike Batista.



Desde a realização do seu IPO, abertura de capital no mercado, em 2008, a companhia OGX foi vista com grande potencial por todo o mercado brasileiro apesar de não possuir, à época, sequer uma previsão estimada de quando iniciaria a exploração de petróleo. No caso, parte da credibilidade inicial da empresa perante os investidores pode ser atribuída ao fato de que grande parte do corpo técnico contratado era oriundo da Petrobrás. [56]

No momento de sua oferta pública de ações para abertura do capital, o preço de sua ação girava na faixa de R$1.131,00, o que a levou de imediato para o topo das maiores empresas da Bolsa de Valores de São Paulo.

Ebx
O sucesso de seu IPO causou, inicialmente, otimismo por parte dos investidores a respeito da capacidade de exploração da companhia. Em 2012, no entanto, esse otimismo já não era o mesmo, principalmente a partir dos anúncios de que a OGX cancelaria a exploração em campos considerados inviáveis economicamente.

Em 2013, o colapso da empresa se tornou eminente, as ações da companhia despencaram com o anúncio de que a exploração dos poços prospectados era tecnologicamente inviável e de que as projeções feitas e divulgadas deveriam ser desconsideradas. Em agosto daquele ano, a companhia anunciou que iria devolver 9 dos 13 blocos arrematados na 11ª rodada e, em outubro, entrou com pedido de recuperação judicial.

O ministério público federal decidiu abrir inquérito contra a ANP devido a sua atuação omissa no caso OGX. O inquérito civil público vai investigar se as duas entidades foram omissas em relação à divulgação de informações pela OGX que apontavam para uma produção de petróleo e gás que nunca se confirmou.

Neste caso, segundo o artigo 8, XVII da lei nº 9.478/97 caberia à ANP exigir dos agentes regulados o envio de informações relativas às operações de produção, importação, exportação, refino, beneficiamento, tratamento, processamento, transporte, transferência, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda, destinação e comercialização de produtos sujeitos à sua regulação e, portanto, sua atuação no caso OGX não seguiu os requisitos legais, pois permitiu a divulgação de informações exageradamente otimistas e que se mostraram inverídicas.

Referências bibliográficas Editar

  1. PLANALTO. Presidência da República. O Petróleo no Brasil.  Blog do Planalto. 30/08/2009. Disponível em < http://blog.planalto.gov.br/o-petroleo-no-brasil/#1858 > Acesso em 21/04/2016
  2. BRASIL. Decreto-Lei n.º 395 de 29 de Abril de 1938. Disponível em <   http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto-lei/1937-1946/Del0395.htm > Acesso em 21/04/2016
  3. Eros Roberto Grau apud Modesto Carvalhosa. Comentários ao artigo 177. In: CANOTILHO, J.J. Gomes; MENDES, Gilmar F.; SARLET, Ingo W.; STRECK Lenio L,. (Coords.). Comentários à Constituição do Brasil. São Paulo: Saraiva/Almedina, 2013. pp 1848, 1849
  4. Eros Roberto Grau. Comentários ao artigo 177. In: CANOTILHO, J.J. Gomes; MENDES, Gilmar F.; SARLET, Ingo W.; STRECK Lenio L,. (Coords.). Comentários à Constituição do Brasil. São Paulo: Saraiva/Almedina, 2013. pp 1848, 1849] .
  5. CAMPOS, Antonio Carlos de.; CAMACHO, Daniela Toyotani. Regulação Econômica do Setor Petrolífero no Brasil: análise das ações da ANP no período de 1997 a 2008. Revista Administrativa UFSM, Santa Maria, v. 7, n.º 3, p. 436. Setembro/2014
  6. Ibdem
  7. SUNDFELD, Carlos Ari. Licitação e Contrato Administrativo.Malheiros Editores: São Paulo. 1994. P. 15
  8. Ibdem P. 16
  9. Arquivos do Edital e do Modelo do Contrato de Concessão. In: Agência Nacional do Petróleo, Gás Naturais e Biocombustíveis. Brasil 12ª Rodada, Licitações de Petróleo e Gás.2015. Disponível em < http://www.brasil-rounds.gov.br/round_12/portugues_R12/edital.asp > Acesso em 22/04/2016
  10. Ibdem
  11. MEIRELLES, Hely Lopes. Direito Administrativo Brasileiro.Malheiros Editora: São Paulo, 2015
  12. ARAGÃO. Alexandre apud Eros Grau. In: O Contrato de Concessão de Exploração de Petróleo e Gás. Revista Brasileira de Direito do Petróleo, Gás e Energia. v. 1. 2006
  13. MORAES, Alexandre apud Jean Rivero. In: Revista de Informação Legislativa. Regime jurídico da concessão para exploração de petróleo e gás natural. Brasília. N.° 148. Dezembro de 2000. P. 223
  14. SUNDFELD, Carlos Ari (coord). Direito Administrativo Econômico. São Paulo: Malheiros editora. 2002. P. 393
  15. GOMES, Carlos Jacques Vieira. O Marco Regulatório da Prospecção de Petróleo do Brasil: O Regime de Concessão e o Contrato de Partilha de Produção. 2009. P. 3. Disponível em https://www12.senado.gov.br/publicacoes/estudos-legislativos/tipos-de-estudos/textos-para-discussao/td-55-o-marco-regulatorio-da-prospeccao-de-petroleo-no-brasil-o-regime-de-concessao-e-o-contrato-de-partilha-de-producao acesso em 22/04/2016
  16. GOMES, Carlos Jacques Vieira; apud David Johnston In O Marco Regulatório da Prospecção de Petróleo do Brasil: O Regime de Concessão e o Contrato de Partilha de Produção. 2009. P. 3. Disponível em: < https://www12.senado.gov.br/publicacoes/estudos-legislativos/tipos-de-estudos/textos-para-discussao/td-55-o-marco-regulatorio-da-prospeccao-de-petroleo-no-brasil-o-regime-de-concessao-e-o-contrato-de-partilha-de-producao > acesso em 22/04/2016
  17. GOMES, Carlos Jacques Vieira. O Marco Regulatório da Prospecção de Petróleo do Brasil: O Regime de Concessão e o Contrato de Partilha de Produção. 2009. P. 3. Disponível em https://www12.senado.gov.br/publicacoes/estudos-legislativos/tipos-de-estudos/textos-para-discussao/td-55-o-marco-regulatorio-da-prospeccao-de-petroleo-no-brasil-o-regime-de-concessao-e-o-contrato-de-partilha-de-producao acesso em 22/04/2016
  18. Ibdem
  19. Arquivos do Edital e do Modelo do Contrato de Concessão. In: Agência Nacional do Petróleo, Gás Naturais e Biocombustíveis. Brasil 12ª Rodada, Licitações de Petróleo e Gás.2015. Disponível em <http://www.brasil-rounds.gov.br/round_12/portugues_R12/edital.asp > Acesso em 01/05/2016
  20. GOMES, Carlos Jacques Vieira. O Marco Regulatório da Prospecção de Petróleo do Brasil: O Regime de Concessão e o Contrato de Partilha de Produção. 2009. P. 4. Disponível emhttps://www12.senado.gov.br/publicacoes/estudos-legislativos/tipos-de-estudos/textos-para-discussao/td-55-o-marco-regulatorio-da-prospeccao-de-petroleo-no-brasil-o-regime-de-concessao-e-o-contrato-de-partilha-de-producao acesso em 01/05/2016
  21. SENADO FEDERAL. Inforoyalties. Disponível em < http://www.senado.gov.br/noticias/agencia/infos/inforoyalties_.htm > Acesso em 22/04/2016
  22. CAIADO, Ronaldo. Entenda tudo sobre os royalties do petróleo. Disponível em < http://www.ronaldocaiado.com.br/entenda-tudo-sobre-os-royalties-do-petroleo/ > Acesso em 22/04/2016
  23. ANP. Royalties do petróleo e do gás natural. Disponível em: < www.anp.gov.br/?dw=18820 > Acesso em 01/05/2016
  24. Ibdem
  25. BRASIL. Portaria ANP n.º  206, de 29.8.2000. Disponível em < http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/folder_portarias_anp/portarias_anp_tec/2000/agosto/panp%20206%20-%202000.xml > Acesso em 01/05/2016
  26. ALVARENGA, Darlan . Arrecadação com royalties do petróleo cai 25% em 2015. Jornal G1. 14/01/2016. Disponível em < http://g1.globo.com/economia/noticia/2016/01/arrecadacao-com-royalties-do-petroleo-cai-25-em-2015.html > Acesso em 01/05/2016
  27. ALVARENGA, Darlan; TREVIZAN Karina. Por que o preço do petróleo caiu tanto? Veja perguntas e respostas. Jornal G1. 7/01/2016. Disponível em < http://g1.globo.com/economia/mercados/noticia/2016/01/por-que-o-preco-do-petroleo-caiu-tanto-veja-perguntas-e-respostas.html > Acesso em 01/05/2016
  28. BRASIL. Decreto 2.705 de 3 de agosto de 1998. Disponível em < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/D2705.htm  > Acesso em 03/05/2016
  29. ANP. SUMÁRIO EXECUTIVO (atualizado em Mar/ 2012) Pagamento pela Ocupação ou Retenção de Área – 2011. P.1 Disponível em < www.anp.gov.br/?dw=20261 >
  30. BRASIL. Decreto n. 2.705 de 3 de agosto de 1998. Disponível em < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/D2705.htm > acesso em 03/05/2016
  31. BUSTAMANTE, Luis Alberto da Cunha. A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. P. 7. Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 03/05/2016
  32. BRASIL. Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Disponível em < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12351.htm > Acesso em 07/05/2016
  33. BUSTAMANTE apud Chambriard. A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. P. 7. Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 07/05/2016
  34. BRASIL. Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Disponível em < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12351.htm > Acesso em 07/05/2016
  35. ANP. Edital e Contrato de Partilha de Produção. Disponível em < http://www.brasil-rounds.gov.br/round_p1/portugues_p1/edital.asp > Acesso 07/05/2016
  36. CNPE. Resolução n.º 5, de 25/6/2013. Disponível em < http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/folder_resolucoes/resolucoes_cnpe/2013/rcnpe%205%20-%202013.xml?fn=document-frameset.htm$f=templates$3.0 > Acesso em 13/05/2016
  37. BRASIL. Lei nº 12.304, de 2 de agosto de 2010. Disponível em < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12304.htm > Acesso em 07/05/2016
  38. CHAVES, Francisco Eduardo Carrilho. Regime de Partilha de Produção em Áreas do Pré-Sal e Áreas Consideradas Estratégicas. Consultoria Legislativa do Senado Federal. Abril de 2010. Disponível em < https://www12.senado.leg.br/institucional/documentos/institucional/SF/OAS/CONLEG/arquivos/seminarios-workshops/seminario-novo-marco-regulatorio-do-petroleo-regime-de-partilha-de-producao-em-areas-de-pre-sal-francisco-carrilho-8-4-2010 > Acesso em 03/05/2016
  39. BUSTAMANTE, Luis Alberto da Cunha. A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. Pp. 12 e 13. Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 03/05/2016
  40. Ibdem
  41. BUSTAMANTE apud Credit Suisse In: A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. P. 31 Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 03/05/2016
  42. BUSTAMANTE, apud Polito, Ragazzi, Góes, Nogueira e Bitencourt, Rittner. In A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. P. 31. Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 03/05/2016
  43. BUSTAMANTE, Luis Alberto da Cunha. A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. P. 18. Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 03/05/2016
  44. BUSTAMANTE apud Bitencourt. P. 18.
  45. BUSTAMANTE, Luis Alberto da Cunha. A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. P. 21. Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 03/05/2016
  46. BUSTAMANTE apud Ordoñez P. 21.
  47. BUSTAMANTE. Luis Alberto da Cunha. A frustração com a partilha de produção: o leilão do campo de Libra. Brasília: Senado Federal, Consultoria Legislativa. Fevereiro de 2015. P. 30. Disponível em < http://www2.senado.gov.br/bdsf/item/id/506436 > acesso em 13/05/2016
  48. Ibdem P.18
  49. MATTOS, C. Licitações da ANP, Petrobras e a Maldição do Vencedor. Marcos regulatórios no Brasil: incentivos ao investimento e governança regulatória. Rio de Janeiro: IPEA, 2008. p.68
  50. Idem. p. 70
  51. Idem. p. 71
  52. Idem. p. 92
  53. Idem. p. 93
  54. Idem. p. 91
  55. SUNDFELD, Carlos Ari. Regime Jurídico do Setor Petrolífero. In: SUNDFELD, Carlos Ari (coord.). Direito Administrativo Econômico. São Paulo: Malheiros, 2006
  56. OLIVEIRA, C. O PAPEL DO BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL COMO FINANCIADOR DOS INVESTIMENTOS DE LONGO PRAZO: O CASO DO GRUPO EBX-BRASIL. Redes, 2015, 20.1. p.209

Editar