3 FUNDO SOCIAL: PRINCIPAIS ASPECTOS NORMATIVOS E OPERACIONAIS

O capítulo três, a fim de expor elementos centrais do Fundo Social, é dedicado ao aprofundamento dos principais aspectos jurídicos, institucionais e funcionais do mesmo. Tal abordagem objetiva apresentar, em um maior nível de detalhamento, suas diretrizes normativas e a sua caracterização enquanto instrumento jurídico-institucional destinado à socialização das rendas oriundas da produção de óleo e gás no Pré-Sal.

Pontua-se, assim, que este capítulo, por abordar o tema de forma mais minuciosa do que a sucinta explicação feita no capítulo dois, demandará alguns esclarecimentos contextuais sobre o quadro normativo em que o FS foi concebido.

Dessa forma, a primeira subseção diz respeito ao novo marco regulatório para exploração e produção de petróleo e o regime de partilha de produção. Apesar deste trabalho não pretender realizar um exame do regime de partilha em todas suas peculiaridades, a compreensão de seu funcionamento, ao menos em linhas gerais, será necessário para que o Fundo Social e, principalmente, suas fontes de recursos, possam ser vislumbrados de modo claro.

A segunda subseção, por seu turno, detalha os principais aspectos sobre o quadro normativo e operacional do FS, buscando evidenciar, em alguma medida, as implicações econômicas e sociais subjacentes ao seu desenho institucional.

Por último, a terceira subseção visa tratar de forma mais aprofundada as questões atinentes às origens dos recursos e o seu modelo de gestão, uma vez que a proposta de verificar se o FS promove, efetivamente, a socialização dos benefícios econômicos do Pré-Sal, depende, necessariamente, de um exame de suas fontes de receita, tanto em um plano normativo, quanto prático.

3.1 O NOVO MARCO REGULATÓRIO PARA EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL: REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

Este tópico pretende contextualizar o Fundo Social dentro do quadro normativo inaugura pela Lei 12.351/2010, buscando compreender as origens dos recursos a ele destinados.

Nesse sentido, é preciso considerar as condições que proporcionaram a consolidação de um novo marco regulatório para o supracitado setor energético no Brasil. Após o anúncio da

descoberta das novas jazidas, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) emitiu a resolução n.º 6/2007, determinando a exclusão de quarenta e um blocos da 9ª Rodada de Licitações da ANP situados nas Bacias do Espírito Santo, de Campos e de Santos. A exclusão, segundo a Exposição de Motivos Interministerial 38/2009, deu-se em razão dos blocos estarem dentro da nova província e por apresentarem um grande potencial para novas descobertas. Isso fez o Governo avaliar a pertinência e a necessidade de alterações no marco legal a fim de “contemplar este novo paradigma na exploração e produção de petróleo e gás natural, de modo a aumentar o controle e a participação da União nos futuros”.130

Esse novo contexto impeliu o Governo a buscar a consolidação de um novo marco regulatório, pois o modelo de exploração e produção definidos pela Lei 9.478/1997 (Lei do Petróleo) já não era suficiente para possibilitar um adequado aproveitamento das reservas descobertas. Pontua-se, ainda, que a referida lei decorreu diretamente da Emenda Constitucional n.º 9, de 1995, a qual disciplinou a possibilidade da União contratar empresas constituídas sob as leis brasileiras e com sede e administração no país para as atividades de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural por meio do regime de concessão131. Tal marco, contudo, “foi concebido de modo a contemplar as condições vigentes àquela época, quando o País tinha produção relativamente pequena, o barril de petróleo era cotado em torno de dezenove dólares e o risco exploratório era considerado elevado”. 132

Esse regime vigorava, até então, em todo o território nacional. Todavia, segundo o Governo, no caso do Pré-Sal esse modelo não era o mais adequado, visto que não havia risco

130_{BRASIL. Presidência da República. Exposição de Motivos Interministerial n.º 38, de 31 de agosto de 2009.}

Considerações acerca da proposta de Projeto de Lei que dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção em áreas do Pré-Sal e em áreas estratégicas, e altera dispositivos da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997. Brasília, Disponível em: http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/Projetos/EXPMOTIV/EMI/2009/38%20-

%20MME%20MF%20MDIC%20MP%20CCIVIL.htm. Acesso em: 19 abr. 2017.

131_{“No contrato de concessão, há a outorga do direito de exercer a atividade econômica (art. 5º, Lei n. 9.478/97),}

e não de qualquer direito real ou pessoal sobre o bloco. Nesse modelo contratual, a exploração é feita por conta e risco do concessionário e a ele é atribuída a propriedade do produto da lavra após extração. A contrapartida consiste no pagamento dos tributos, bônus de assinatura, royalties e participações governamentais. O

concessionário paga o bônus de assinatura para explorar o bloco, sem a certeza de que ali existe petróleo. Se ele o encontra, o produto da lavra é seu. Se ele não encontrar nada, o Estado terá ganho o bônus de assinatura sem ter tido risco algum. Daí a assertiva de que o risco é integralmente alocado na esfera do particular.”. VIANA, Camila Rocha Cunha. A EVOLUÇÃO DO MONOPÓLIO DO PETRÓLEO E O NOVO MARCO

REGULATÓRIO DO PRÉ-SAL. Revista Brasileira de Direito do Petróleo, Gás e Energia, Rio de Janeiro, v. 3, n. 1, p.165-196, dez. 2012. CEDPETRO - Centro de Estudos Avançados e Pesquisas em Direito do Petróleo. p. 171-172. Disponível em: http://www.e-publicacoes_teste.uerj.br/index.php/rbdp/article/view/5788/4206 Acesso em: 17 jan. 2017.

132 _{BRASIL. Presidência da República. Exposição de Motivos Interministerial n.º 38, de 31 de agosto de 2009}

exploratório para o concessionário – principal elemento caracterizador e justificador do regime de concessão.

6. [...] a legislação atualmente vigente não prevê outras possibilidades de contratação das atividades de pesquisa e lavra de hidrocarbonetos de forma diversa do modelo de concessão. De acordo com este modelo, o concessionário exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, adquirindo, após a extração, a propriedade de todos os hidrocarbonetos produzidos. Em compensação, paga ao poder concedente bônus de assinatura, royalties e participações especiais, cujos valores, nos dois últimos casos, dependem, em regra, do volume de produção do petróleo e do gás natural extraídos.

7. Esse modelo, em que cabe ao concessionário a totalidade do risco e dos rendimentos obtidos com a exploração, mostra-se incompatível com a natureza da área do Pré-Sal. [...] Testes indicaram a existência de grandes volumes de óleo leve de alto valor comercial (30 graus API), com grande quantidade de gás natural associado. Trata-se de áreas nas quais são estimados riscos exploratórios extremamente baixos e grandes rentabilidades, o que determina 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. 133

A nova forma contratual, segundo a Exposição de Motivos, apresentava-se como um imperativo em razão do baixo risco geológico e à geração de vultuosos volumes de excedentes de rendas que deveriam ser “maximizados [...] e revertidos para a sociedade sob a forma de ações de combate à pobreza e de desenvolvimento da educação, da cultura, da ciência e tecnologia e da sustentabilidade ambiental”.134

Assim, a Lei 12.351/2010, que inaugurou um novo marco regulatório aplicado à área do Pré-Sal e a outras definidas como estratégicas (regime de partilha de produção), foi concebida com os seguintes propósitos: a) permitir o exercício do monopólio da União de forma apropriada, tendo em vista o elevado potencial petrolífero do Pré-Sal; b) introduzir uma nova concepção de gestão dos recursos petrolíferos pelo Estado; c) otimizar o ritmo de exploração dos recursos do Pré-Sal; d) aumentar a apropriação da renda petrolífera pela sociedade; e) manter atrativa a atividade de exploração e produção no País; f) contribuir para o fortalecimento da posição internacional; g) contribuir para a ampliação das bases econômica e industrial brasileira; h) garantir o fornecimento de petróleo e gás natural; e i) evitar distorções macroeconômicas resultantes da entrada de elevados volumes de recursos relacionados à exportação dos hidrocarbonetos produzidos no Pré-Sal. 135

133_Ibidem. 134_Ibidem. 135 _Ibidem.

Segundo Cunha, o regime de partilha surgiu na década de 1960 na Indonésia, com o objetivo de reduzir os desequilíbrios dos modelos tradicionais dos contratos de concessão firmados entre as empresas petrolíferas transnacionais e os Estados hospedeiros, os quais consentiam amplos benefícios às companhias sem possuir ingerência na exploração e produção de suas reservas. Isto posto, o regime de partilha foi projetado para maximizar a participação do Estado, de modo que o óleo e o gás produzidos fossem passíveis de apropriação por parte do país hospedeiro.136

Com efeito, é uma modalidade de contratação praticada em aproximadamente quarenta países. Nesse caso, o Estado mantém a propriedade do petróleo e do gás produzidos, garantindo ao contratado, deduzidos os custos de operação, parte da produção.137

Para que se possa compreender a lógica engendrada pelos contratos de partilha, é preciso familiaridade com duas terminologias: a) custo em óleo e; b) excedente em óleo. Esses termos são apresentados pelo art. 2º, incisos II e III, da Lei 12.351/2010.

O custo em óleo corresponde à parcela da produção referente aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução de suas atividades (exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações).138 _{Em outras palavras, o} custo em óleo caracteriza-se como um direito da empresa contratada de apropriar-se do exato volume de óleo/gás necessário para, a partir da conversão em moeda corrente, cobrir todos seus custos operacionais.

Já o excedente em óleo é a parcela da produção que deve ser repartida entre a União e o contratado, de acordo com os critérios definidos em contrato, sendo o resultado da diferença

136_{CUNHA, Heloisa Valença. CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO: UM NOVO MARCO}

REGULATÓRIO NO CENÁRIO PETROLÍFERO BRASILEIRO. Revista Direito E-nergia, Natal, v. 8, n. 5, p.79-108, dez. 2013. p. 94. Disponível em: https://periodicos.ufrn.br/direitoenergia/article/view/5547/4941 Acesso em: 17 jan. 2018.

137 _{BRASIL. Presidência da República. Exposição de Motivos Interministerial n.º 38, de 31 de agosto de}

2009. Op. cit.

138 _{BRASIL. Lei n.º 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de}

gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do Pré-Sal e em áreas estratégicas; cria o Fundo Social - FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos; altera dispositivos da Lei n.º 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências. Lei n.º 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: 21 jan. 2017.

entre o volume total produzido e as parcelas relativas ao custo em óleo e aos royalties139 devidos.140

Assim, como indicado pelo art. 2º, inciso I, o contratado exerce, por conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito de apropriação do custo em óleo, do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato.141 A Figura 2 ilustra a dinâmica descrita.

Figura 2 – Ilustração da dinâmica de partilha da produção

Fonte: Elaboração do autor com base na Lei n.º 12.351/2010.

Essa forma de contratação permite que a União disponha de parte do excedente de petróleo e gás extraídos que permanecem sob sua propriedade, o que lhe dá maior poder na

139_{“Os royalties constituem compensação financeira devida pelos concessionários de exploração e produção de}

petróleo ou gás natural, e serão pagos mensalmente, com relação a cada campo, a partir do mês em que ocorrer a respectiva data de início da produção, vedadas quaisquer deduções.”. GOMES, Carlos Jacques Vieira. O MARCO REGULATÓRIO DA PROSPECÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL: O REGIME DE CONCESSÃO E O CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO. Centro de Estudos da Consultoria do Senado Federal, Brasília, v. 1, n. 55, p.1-69, mar. 2009. p.18. Disponível em:

http://www2.senado.leg.br/bdsf/bitstream/handle/id/150159/texto55carlosjacques.pdf Acesso em: 17 jan. 2017.

140 _{BRASIL. Lei n.º 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Op. cit.} 141 _Ibidem.

PRODUÇÃO

CUSTO EM ÓLEO

ROYALTIES

ÓLEO

LUCRO DA