Primórdios da regulação de hidrocarbonetos e a Constituição Federal de 1988

Em 29 de abril de 1938, o decreto-lei n°395 criou o Conselho Nacional de Petróleo e determinou que esse novo órgão fosse responsável pela avaliação dos pedidos de pesquisa e lavra e pela fiscalização das atividades de “importação, exportação, transporte, distribuição e comércio de petróleo bruto e seus derivados, no território nacional, e bem assim a indústria da refinação de petróleo importado e produzido no país”. Esse decreto também instituiu que as jazidas, mesmo que ainda não descobertas, seriam patrimônio da União.

Com a entrada em vigor da Lei n°2.004 de 03 de outubro de 1953, o Conselho Nacional de Petróleo viu suas atribuições serem limitadas às funções de orientação e fiscalização. A lei supracitada estabeleceu ainda o pagamento de royalties e determinou que a exploração e a produção de hidrocarbonetos no Brasil fossem monopólio da União, exercido exclusivamente pela Petrobras, empresa estatal fundada naquele ano para esse fim. Tal monopólio foi transformado em norma constitucional pela Constituição de 1967, posteriormente alterada em 1969 com a Emenda Constitucional n°1, cujo artigo 169 determinava que “a pesquisa e a lavra de petróleo em território nacional constituem monopólio da União, nos termos da lei”. Não havia, no entanto, menção sobre como esse monopólio deveria ser exercido.

Em 1975 iniciou-se a primeira experiência brasileira de flexibilização do upstream através de contratos de risco. Este tipo de contratação jurídica era celebrado diretamente entre a estatal e outras companhias interessadas e permitia algumas atividades exploratórias por terceiros. Uma cláusula de risco era incluída no contrato de prestação de serviços, esclarecendo que o trabalho exploratório seria realizado pelo agente contratado e, se bem sucedido, a Petrobras encarregar-se-ia da produção e repartiria os lucros com o prestador dos serviços (GONÇALVES, 2010).

Esse primeiro ensaio de abertura obteve resultados pouco expressivos nas três rodadas de licitações (1976, 1977 e 1978)4 _{(CAMPOS, 2005) e foi encerrado com a proibição da}

4 _{Os principais resultados foram: 243 contratos de concessão assinados, investimentos de US$ 2,17 bilhões,} perfuração de 226 poços, descoberta do campo de Merluza (primeira fase) e dos campos de Ponta do Mel, Redonda, Noroeste de Ponta do Rosado e Vermelho (segunda fase), conhecida por minirrisco (MARTINS, 1997).

celebração de novos contratos de risco estabelecida pela Constituição Federal de 1988, ainda que os contratos em vigor tenham sido respeitados (CAMPOS, 2005).

A Constituição Federal de 1988 também manteve o monopólio dos hidrocarbonetos para a União em seu art. 177, posteriormente alterado pela Emenda Constitucional n° 9 de 1995, garantindo a permanência do domínio sobre os recursos minerais no art. 20, IX. A alteração da redação do § 1º do mesmo artigo, entretanto, retirou da Petrobras a exclusividade do exercício monopolista e deu à União a opção de manter o atual sistema de pesquisa e lavra ou contratar empresas privadas ou estatais para a execução destas atividades, nos termos transcritos abaixo:

Art. 177. Constituem monopólio da União:

I – a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;

II – a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro;

III – a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores;

IV – o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem;

(...)

§ 1º A União poderá contratar com empresas estatais ou privadas a realização das atividades previstas nos incisos I a IV deste artigo observadas as condições estabelecidas em lei.

§ 2º A lei a que se refere o § 1º disporá sobre:

I – a garantia do fornecimento dos derivados de petróleo em todo o território nacional;

II – as condições de contratação;

III – a estrutura e atribuições do órgão regulador do monopólio da União [...].

O pagamento de quantias, incluindo os royalties, pela exploração de hidrocarbonetos ao Poder Público encontram fundamento constitucional no artigo 20, §1°, a saber:

É assegurada, nos termos da lei, aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a órgãos da administração direta da União, participação no resultado da exploração de petróleo ou gás natural [...] no respectivo território, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, ou compensação financeira por essa exploração.

Coube ao gás natural o único encargo destinado aos estados, no que se refere ao tema de energia, conforme determina o artigo 25,§ 2° da Constituição Federal de 1988: “§ 2° Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado, na forma da lei, vedada a edição de medida provisória para a sua regulamentação”.

6.1.2 Lei n° 9.478/1997 - Lei do Petróleo

Em 1997, a lei n° 9.478, conhecida como a “Lei do Petróleo”, oficializou o fim do monopólio da Petrobras, abriu o mercado para novos investidores, liberalizou os preços do gás natural e definiu os princípios para a concessão de áreas para atividades de E&P (FGV ENERGIA, 2014). Ademais a lei supracitada determinou que os contratos de concessão dispusessem sobre as participações governamentais no edital da licitação, nos seguintes termos:

(...) um bônus de assinatura, a ser pago no ato da assinatura do contrato e ofertado na proposta para obtenção da concessão; uma participação especial, aplicada aos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade e distribuída 40% ao Ministério de Minas e Energia, 10% ao Ministério do Meio Ambiente, 40% para o Estado onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção, e 10% para o Município onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção; um pagamento pela ocupação ou retenção da área, a ser feito anualmente; e Royalties (Art.45, Lei 9.478 de 1997).

O valor dos royalties a serem pagos mensalmente deve ser regulado de acordo com o montante da produção estabelecido no contrato. A Tabela 10 mostra o valor das parcelas dos

royalties da produção em terra, rios, lagos, ilhas lacustres ou fluviais, bem como em

plataforma continental, no mar territorial ou na zona econômica exclusiva. Tabela 10- Distribuição de royalties – Lei n° 9.478 de 1997

Produção em terra, rios, lagos, ilhas lacustres ou fluviais

Royalties: até 5% da produção Royalties: acima de 5%

- 70% aos Estados produtores; - 20% aos Municípios produtores; - 20% (vinte por cento) aos Municípios produtores;

- 10% aos Municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos.

- 52,5% aos Estados produtores; - 15% aos Municípios produtores;

- 7,5% aos Municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque de petróleo e gás natural, na forma e critério estabelecidos pela ANP;

- 25% para a União, a ser destinado ao Fundo Social*.

Continuação

Tabela 10- Distribuição de royalties – Lei n° 9.478 de 1997

Produção na plataforma continental, no mar territorial ou na zona econômica exclusiva

Royalties: até 5% da produção Royalties: acima de 5%

- 20% para os Estados confrontantes; - 20% para os Estados confrontantes*5_;

- 17% para os Municípios confrontantes e respectivas áreas geoeconômicas;

- 17% para os Municípios confrontantes e respectivas áreas geoeconômicas*;

Produção na plataforma continental, no mar territorial ou na zona econômica exclusiva

Royalties: até 5% da produção Royalties: acima de 5%

- 3% aos Municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos;

- 20% para um fundo especial, a ser distribuído entre Estados e o Distrito Federal;

- 20% para um fundo especial, a ser distribuído entre os Municípios;

- 20% (vinte por cento) para a União, a ser destinado ao Fundo Social.

- 3% aos Municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos*;

- 20% para constituição de fundo especial, a ser distribuído entre Estados e o Distrito Federal*;

- 20% para constituição de fundo especial, a ser distribuído entre os Municípios*;

- 20% para a União, a ser destinado ao Fundo Social*.

*Redação dada pela Lei nº 12.734, de 2012

Fonte: Elaboração própria a partir da Lei n° 9.478 de 1997

Além de regulamentar o pagamento de royalties, a Lei do Petróleo criou novas instituições para regular o setor: o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) (Art. 2°) e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis(ANP) (Art. 7°). Ao CNPE coube o papel de aprovar as principais diretrizes da política energética a serem implantadas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela ANP (Art. 2°). A ANP assumiu a responsabilidade de regular toda a cadeia de petróleo e gás natural, com exceção da distribuição de gás, que é regulada em nível estadual. O exercício das atividades da agência reguladora é realizado por regulamentações (definidas na lei ou por portarias da ANP) ou através do poder de fiscalização e monitoramento que lhe foi concedido (Art. 8°).

5 _{Estados confrontantes é a denominação dada aos estados produtores quando a lavra ocorre na plataforma} continental.

Com relação à atividade de produção, a Lei do Petróleo designou diversas funções para a ANP, dentre as quais: desenvolver estudos para delimitação de blocos de exploração; fiscalizar a execução dos serviços de geologia e geofísica; realizar processos licitatórios para a concessão de áreas de exploração; estabelecer critérios para o cálculo de tarifas de transporte dutoviário e arbitrar seus valores; definir um modelo de contrato de concessão padrão; controlar o cumprimento dos contratos de concessão assinados; distribuir as participações governamentais decorrentes da atividade produtiva aos seus beneficiários; especificar a qualidade dos derivados de petróleo, gás natural e seus derivados e dos biocombustíveis (Art. 8°, incisos II, III, IV, VI, XVII).

A Lei n° 9.478/1997 também delegou à ANP o estabelecimento dos requisitos mínimos exigidos das empresas interessadas na atividade de importação de gás natural. Tais empresas devem solicitar previamente autorização da agência, respeitando os requisitos definidos pela portaria n° 43 de 1998. Não obstante, a ANP não tem o poder de regular o preço do gás importado. Esse preço deve ser determinado mediante negociação entre as partes.

Em relação à regulação da infraestrutura, igualmente se faz necessária uma autorização prévia da ANP para a construção e ampliação das unidades de processamento de gás natural, em cumprimento à portaria n° 28/99. A autorização concedida não possui o caráter de concessão nem estabelece direitos de exclusividade de tempo ou da localização geográfica do projeto.

O artigo 56 da Lei n° 9.478/1997 introduziu uma nova estrutura para o segmento de transporte dutoviário de gás natural, permitindo que a atividade de transporte possa ser exercida, mediante autorização concedida pela ANP, por qualquer empresa que atenda ao disposto no artigo 5° da mesma lei. A identificação dos itens exigidos das empresas interessadas deu-se com a portaria n° 170/98, um complemento ao art. 56 da lei supracitada.

O segmento de transporte foi abordado no artigo 58, o qual introduz o livre acesso aos gasodutos, que reduziu significativamente as barreiras institucionais à entrada de novos agentes neste mercado.

A portaria n° 169/98 regulou o livre acesso até 2001. Essa portaria indicava a obrigatoriedade de acesso não discriminatório de terceiros às instalações de transporte já existentes ou a serem construídas, mas não definia uma metodologia de cálculo da tarifa cobrada pelo livre acesso. Ademais, proibia a venda de capacidade não utilizada pelo próprio carregador, impedindo o desenvolvimento de um mercado secundário de capacidade.

As regras de livre acesso foram alteradas em 2005 com a publicação da resolução n° 27/05, que definiu a forma de alocação da capacidade firme, os critérios de prioridade de atendimento entre os contratos firmes e interruptíveis e o modelo de contrato para o serviço de transporte. A regra de proibição da compra e venda de gás natural não utilizado pelo transportador não foi modificada.

Ainda em 2005, a ANP publicou duas outras portarias relacionadas ao tema de livre acesso: a portaria de cessão de capacidade de transporte (n° 28) e a portaria de critérios tarifários (n° 29). Dessa forma, o livre acesso às instalações de transporte passou a ser regulamentado por um conjunto de portarias, cada qual abordando um aspecto diferente do acesso de terceiros aos dutos de transporte (FERRARO, 2010).

Embora simbolicamente importante, a Lei n° 9.478/1997 não contribuiu para a expansão do investimento privado no setor do gás natural, ao contrário do que ocorreu na indústria do petróleo. O gás natural é tratado naquela lei como um subproduto da atividade de produção de petróleo e não atende as demandas regulatórias surgidas com a adoção de um novo padrão de concorrência para o setor (FERRARO, 2010). A lei prevê um modelo macro para a liberalização do mercado, mas não fornece as ferramentas necessárias para sua implantação. Os incentivos ao investimento privado, especialmente no setor de transportes, são muito baixos. Para a indústria do gás natural, o quadro regulamentar, definido pela Lei n° 9.478/1997, é muito vago. A capacidade de regulação ANP depende exclusivamente de negociações e publicações de portarias (aproximadamente 20 no total) que não têm o mesmo poder de execução de uma lei (FERRARO, 2010).

Por fim, é importante ressaltar que a Lei do Petróleo dispõe em seu artigo 1º, inciso IV, que a exploração de petróleo e gás natural no Brasil deve proteger o meio ambiente, como um dos princípios e objetivos da política energética nacional; definindo que os contratos de concessão sejam precedidos de licitação, assim como a outorga da concessão não dispensa o licenciamento ambiental6_{, conforme o art.10 da Lei nº 6938/81, e a realização do Estudo} Prévio de Impacto Ambiental, revestido de publicidade. É importante ressaltar que o processo decisório da ANP não substitui os procedimentos de participação do público no Estudo Prévio de Impacto Ambiental e no monitoramento e auditoria ambiental concernentes às atividades

6_{As atividades de sísmica, perfuração, e exploração e produção de petróleo e gás natural requerem as seguintes}

licenças e autorizações dos Órgãos Estaduais de Meio Ambiente – OEMAS e o IBAMA, no que couber: (i) Licença de Pesquisa Sísmica – LPS; (ii) Licença prévia de perfuração – LPper; (iii) Licença prévia de produção para pesquisa – LPpro; (iv) Licença de instalação – LI; (v) Licença de operação – LO – na atividade de exploração e produção marítima; e (vi) Licença de Operação – LO - na atividade sísmica.

da indústria, e estabelece obrigações em contrato de concessão a serem cumpridas (TOLEDO NETO, 2008).

O contrato de concessão estabelece similarmente ao concessionário a obrigação de “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”, conforme o inciso I, art. 44, da Lei nº 9478/97.

Ainda em seu art. 44, inciso V, ao concessionário é obrigado a

(...) responsabilizar-se civilmente pelos atos de seus propostos 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 conseqüência de eventuais demandas motivadas por atos de responsabilidade do concessionário.

No inciso VI do art. 44, a Lei do Petróleo ordena que o concessionário “adote as melhores práticas da indústria internacional do petróleo e obedeça às normas e procedimentos técnicos e científicos pertinentes”. Desse modo, o legislador estabeleceu parâmetros de comportamento, inclusive ambiental que devem ser exigidos pela ANP, inclusive pela via judicial (MACHADO, 2002).

6.1.3 Lei nº 11.909/2009 - Lei do Gás

Em 04 de março de 2009, uma nova lei para o setor de gás no Brasil é aprovada – a Lei nº 11.909 – conhecida como “Lei do Gás”. Esta lei, que tem como foco o midstream, foi complementada, nos anos subsequentes, por resoluções da ANP7 _{(FGV ENERGIA, 2014) e} pelo Decreto n°7.382/2010. Tais documentos constituem atualmente a essência do arcabouço regulatório do gás natural em âmbito federal (FGV ENERGIA, 2014).

O novo marco legal instituiu importantes inovações no âmbito das atividades que compõem a cadeia econômica do gás natural, sobretudo em relação ao segmento de seu transporte, desde o processo de autorização da construção e/ou ampliação de novos gasodutos até a determinação da tarifa referente ao serviço de transporte.

Para a construção de novos gasodutos, a Lei do Gás estabeleceu a concessão precedida de licitação como regime jurídico da atividade de transporte nacional de gás natural (Art. 3°). Não obstante, manteve as autorizações concedidas aos dutos existentes, àqueles que tenham

obtido autorização de construção da ANP, àqueles que tenham iniciado processo de licenciamento ambiental até a data de publicação da Lei (Art. 30, §2º), bem como para gasodutos de transporte que envolvam acordos internacionais (Art. 3°, § 1º). A nova lei designou que a concessão da atividade de transporte que contemple a construção ou a ampliação de gasodutos deve ser precedida de chamada pública8 _{para contratação de} capacidade, com o objetivo de identificar os potenciais carregadores9 _{e dimensionar a} demanda efetiva (Art. 5°).

O MME passou a ser responsável pelo planejamento de construção e ampliação de gasodutos, cabendo à ANP o papel de elaborar o processo de chamada pública para a alocação da capacidade primária de transporte, elaborar os editais de licitação de novos gasodutos e celebrar os contratos de concessão junto às empresas vitoriosas.

A Lei do Gás determinou que após a proposição de um gasoduto (realizada pelo MME ou por terceiros) a ANP realize uma chamada pública para a identificação da capacidade do gasoduto. Os carregadores interessados devem enviar à agência reguladora manifestação de interesse na contratação da capacidade em base firme. A agência deve dimensionar a capacidade máxima contratada e a tarifa máxima cobrada de cada carregador, no caso de contrato de concessão (Art. 13, §2º). No regime de autorização, o cálculo da tarifa proposta pelo transportador deve obedecer aos critérios estabelecidos pela ANP e ser submetido à sua aprovação (Art. 28). Na etapa seguinte, os carregadores ainda interessados devem assinar um termo de compromisso com a ANP (Art. 5º, §3º).

Após a conclusão do processo de chamada pública, a ANP deve lançar um edital de licitação, elaborando uma minuta do contrato de concessão do processo em questão. O critério de seleção da proposta vencedora, segundo o artigo 13 da Lei do Gás, será o de menor receita anual. A lei supracitada determina ainda que a ANP, mediante delegação do MME, celebre um contrato de concessão com a empresa vencedora.

A duração da concessão será de 30 (trinta) anos, prorrogáveis por igual período, observadas as normas previstas no ato de outorga e na regulamentação (Art. 10). Ademais, no caso dos gasodutos existentes e em fase de licenciamento ambiental, o período de exclusividade dos carregadores iniciais é de 10 anos contados da data do respectivo início da

8 _{Chamada Pública é o “procedimento com garantia de acesso a todos os interessados, que tem por finalidade a} contratação de capacidade de transporte em dutos existentes, a serem construídos ou ampliados” (Lei nº 11.909/09, Art. 2º, inciso VII).

9 _{Carregador é definido como o “agente que utilize ou pretenda utilizar o serviço de movimentação de gás} natural em gasoduto de transporte, mediante autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP” (Lei nº 11.909/09, Art. 2º, inciso V).

operação comercial. Durante esse prazo os transportadores não serão obrigados a permitir o acesso de terceiros aos gasodutos (Art. 30, § 3º).

No caso da comercialização de gás natural, a Lei do Gás inovou com a introdução de três novos personagens: consumidor livre (agente que tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente produtor, importador ou comercializador), o autoprodutor (agente explorador e produtor de gás natural que utiliza parte de sua produção em suas instalações industriais) e o autoimportador (agente autorizado para a importação de gás natural, que utiliza parte do produto importado em suas instalações industriais) (MATHIAS, 2011).

O artigo 46 da Lei nº 11.909/09 permite que os consumidores livres, os autoprodutores e os autoimportadores que não tenham suas necessidades de movimentação de gás natural atendidas pela distribuidora possam construir e implantar, diretamente, instalações e dutos para o uso específico através de celebração de contrato que atribua à distribuidora estadual a sua operação e manutenção. Segundo a lei supracitada, o órgão regulador estadual deve estabelecer as tarifas de operação e manutenção das instalações.

No que se refere aos contratos de comercialização, estes devem ser registrados pela ANP (Art. 66) e conter informações de origem ou caracterização das reservas que fornecerão os volumes de gás natural contratados (Art. 66, § 1º).

Para regulamentar a Lei nº 11.909/2009 e o Decreto nº 7.382/2010, no que tange à comercialização do gás natural, a ANP publicou em 29 de setembro de 2011 a Resolução ANP nº 52/2011, a qual aborda a autorização da atividade de comercialização de gás natural dentro da esfera de competência da União, bem como do registro de agente vendedor e dos contratos de comercialização.

O direito de acesso de terceiros aos gasodutos de transporte é ratificado no artigo 32 da Lei do Gás. As modalidades contratuais (firme, interruptível ou extraordinário), o processo de alocação do transporte firme (chamada pública) e o direito de cessão de capacidade são regulamentados nos artigos 33, 34 e 35.

As tarifas de transporte de gás natural devem ser estabelecidas pela ANP aplicando à tarifa máxima fixada no processo de chamada pública o mesmo fator correspondente à razão entre a receita anual estabelecida no processo licitatório e a receita anual máxima definida no edital de licitação (Art. 13, § 2º). A Lei do Petróleo delegava à ANP somente a função de aprovação das tarifas de transporte fixadas pelas transportadoras.

O artigo 38 da Lei do Gás determina que a atividade de estocagem de gás natural em antigos reservatórios de hidrocarbonetos e em outras formações geológicas não produtoras de hidrocarbonetos deverá ser exercida mediante concessão de uso, precedida de licitação

promovida pela ANP. O MME deverá estabelecer os períodos de exclusividade que terão o