novo marco legal
PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA
RESUMO: Este estudo trata do atual contexto de mudanças no marco legal brasileiro para as atividades de exploração de petróleo e gás natural. Inicialmente, é feita uma breve descrição do atual marco legal brasileiro. Depois, faz-se uma análise dos contratos que, de certa forma, seguem certos padrões internacionais. A seguir, são propostas algumas alterações na legislação brasileira. É sugerida a adoção de novos arranjos contratuais no Brasil e a criação de uma empresa de propriedade exclusiva do estado. Este trabalho também aborda questões relativas aos papéis da Petrobrás, das empresas internacionais de petróleo e da nova estatal, além da atuação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O novo modelo institucional proposto neste trabalho tem por objetivo aumentar o controle do estado sobre as atividades de exploração e produção, aumentar a transparência e reduzir a possibilidade de corrupção, e aumentar a participação do estado na renda petrolífera, principalmente em áreas estratégicas como a província do Pré-Sal.
PALAVRAS CHAVE: mudança – marco legal – petróleo – contrato – Pré-Sal
1. INTRODUÇÃO
As recentes descobertas da Petrobrás e de outras empresas na província do Pré-Sal, localizada na plataforma continental brasileira, podem representar a agregação de reservas superiores a 50 bilhões de barris de petróleo, volume quatro vezes maior que as atuais reservas nacionais. Nessa província devem existir grandes reservatórios de petróleo e gás natural localizados abaixo de camadas salinas que se estendem, com certeza, do litoral do Espírito Santo até o litoral de Santa Catarina. São 800 quilômetros de comprimento e até 200 quilômetros de largura. Estima-se que a área total do Pré-Sal seja de 122 mil quilômetros quadrados. Desse total, 41 mil quilômetros quadrados já foram objeto de concessão e 71 mil quilômetros quadrados ainda não foram licitados.
A descoberta do Pré-Sal é resultado de anos de esforços da grande empresa brasileira que é a Petrobrás, admirada no Brasil e no mundo, e dos leilões realizadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Em áreas já pesquisadas na Bacia de Santos, o óleo do Pré-Sal, que é de boa qualidade, está armazenado em reservatórios localizados em regiões de grande profundidade marítima e debaixo de espessas camadas de sal, o que exigirá importantes desenvolvimentos tecnológicas.
Entre os blocos já licitados, o BM-S-11 é o que está em fase exploratória mais adiantada. Esse bloco constou da segunda rodada de licitações realizada no ano de 2000 e até hoje, nove anos depois, ainda não está produzindo. A fase de exploração do BM-S-11 era de oito anos e tinha como programa exploratório mínimo a realização de cinco
mil quilômetros de sísmica e a perfuração de cinco poços exploratórios.
A Petrobrás, que lidera o consórcio que venceu a licitação desse bloco, solicitou à ANP, no final do ano de 2008, a prorrogação, para 2012, do prazo para execução do programa exploratório mínimo desse bloco. No entanto, a diretoria da ANP negou o pedido de prorrogação dos prazos exploratórios desse bloco e de outros: BM-S-8, BM-S-9, BM-S-10 e BM-S-21, todos localizados no Pré-Sal da Bacia de Santos e operados pela Petrobrás.
A partir de 2006, quando as rochas carbonáticas do Pré-Sal foram efetivamente comprovadas como potenciais reservatórios para acumulações de petróleo, a Petrobrás perfurou 11 poços na Bacia de Santos, tendo esses reservatórios como objetivos principais. Todos esses poços resultaram em descobertas, ou seja, a taxa de sucesso foi de 100%. Apenas nos prospectos de Tupi e Iara, localizados no bloco BM-S-11, a Petrobrás estimou a existência de 8 a 12 bilhões de barris de petróleo recuperável. Esse bloco pode quase que dobrar as atuais reservas brasileiras, que são de cerca de 14 bilhões de barris.
No Pré-Sal da Bacia de Santos, apenas um poço resultou seco. Foi o poço perfurado pela ExxonMobil no bloco BM-S-22. Registre-se que a Petrobrás também participa, com 20%, no consórcio que venceu a licitação para exploração desse Bloco.
Como um novo marco legal para exploração de áreas estratégicas como o Pré-Sal é tema prioritário na agenda do Congresso Nacional, este trabalho é resultado de uma análise do atual marco legal brasileiro, dos principais modelos contratuais adotados no mundo e de discussões realizadas no âmbito da Consultoria Legislativa, de Comissões Permanentes e do Conselho de Altos Estudos e Avaliação Tecnológica da Câmara dos Deputados.
2. ATUAL MARCO LEGAL DO SETOR PETROLÍFERO
2.1. A Emenda nº 9
A Emenda Constitucional nº 9, de 9 de novembro de 1995, flexibilizou o monopólio da União, pois introduziu a possibilidade de a União contratar com empresas estatais ou privadas a exploração e a produção de petróleo e gás natural, observadas as condições estabelecidas em lei.
Transcreve-se, a seguir, o texto atual do art. 177 da Constituição Federal:
“Art. 177. Constituem monopólio da União:
I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;
...
§ 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. § 3º ...”
2.2. A Lei nº 9.478
Após a promulgação da Emenda Constitucional nº 9, foi sancionada a Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, também conhecida como Lei do Petróleo, que pôs fim ao monopólio da Petrobrás, instituiu o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE e a ANP, além de estabelecer a atual política do setor petrolífero nacional.
Os arts. 3º ao 5º da Lei nº 9.478/1997 dispõem sobre o exercício do monopólio da União, nos seguintes termos:
“Art. 3º Pertencem à União os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes no território nacional, nele compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva.
Art. 4º Constituem monopólio da União, nos termos do art. 177 da Constituição Federal, as seguintes atividades:
I - a pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;
II - a refinação de 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 como o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e de gás natural.
Art. 5º As atividades econômicas de que trata o artigo anterior serão reguladas e fiscalizadas pela União e poderão ser exercidas, mediante concessão ou autorização, por empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração no País.”
Observa-se uma diferença entre o art. 177 da Constituição Federal e a Lei nº 9.478/1997. Enquanto a Constituição dispõe que a União poderá contratar a pesquisa e a lavra das jazidas, a Lei nº 9.478/1997, conforme mostrado, estabelece que a pesquisa e a lavra serão reguladas e fiscalizadas pela União e poderão ser exercidas por empresas mediante concessão ou autorização (Lima, 2008).
Ressalte-se, no entanto, que o art. 23 dessa mesma lei dispõe de modo diferente, tanto da Constituição Federal quanto do art. 5º da própria Lei nº 9.478/1997:
“Art. 23. As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação, na forma estabelecida nesta Lei.”
O art. 23, em vez de usar a expressão “pesquisa e lavra de jazidas”, usa a expressão “exploração, desenvolvimento e produção” e estabelece que essas atividades serão exercidas mediante contratos de concessão. Assim, a expressão “A União poderá contratar”, prevista no § 1º do art. 177 da Constituição deixa de ser opcional, uma vez que o art. 23 da Lei nº 9.478/1997 obriga a União a conceder as áreas a serem exploradas.
Além disso, o art. 26 da Lei nº 9.478/1997 dispõe que é do concessionário o petróleo ou gás natural extraídos, nos seguintes termos:
“Art. 26. A concessão implica, para o concessionário, a obrigação de explorar, por sua conta e risco e, em caso de êxito, produzir petróleo ou gás natural em determinado bloco, conferindo-lhe a propriedade desses bens, após extraídos, com os encargos relativos ao pagamento dos tributos incidentes e das participações legais ou contratuais correspondentes.”
Depreende-se, então, que a Lei nº 9.478/1997 limitou o monopólio da União na exploração e produção de petróleo e gás natural. A União, para pesquisar e lavrar esses recursos naturais, fica obrigada, nos termos da Lei nº 9.478/1997, a assinar contratos de concessão, e o produto da lavra passa a ser propriedade do concessionário.
Também é importante ressaltar a lacuna existente na Lei nº 9.478/1997, em relação à unitização de campos que se estendam de áreas concedidas para áreas não licitadas. Essa Lei prevê apenas acordos para individualização da produção de campos que se estendam por blocos concedidos, nos seguintes termos:
“Art. 27. Quando se tratar de campos que se estendam por blocos vizinhos, onde atuem concessionários distintos, deverão eles celebrar acordo para a individualização da produção.
Parágrafo único. Não chegando as partes a acordo, em prazo máximo fixado pela ANP, caberá a esta determinar, com base em laudo arbitral, como serão eqüitativamente apropriados os direitos e obrigações sobre os blocos, com base nos princípios gerais de Direito aplicáveis.”
3. MODELOS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
Os governos têm três opções básicas para promover a exploração de petróleo e gás natural:
1a) criar uma empresa estatal para realizar a pesquisa e a lavra, como no México, Arábia
Saudita e Oman;
2a) celebrar contratos com empresas estatais ou privadas, como no Brasil, Reino Unido e
Canadá;
3a) combinar a 1a e a 2a opções, como no Kazaquistão e Nigéria.
No caso da celebração de contratos com empresas estatais ou privadas, os governos podem optar por diferentes regimes, sendo a definição do tipo de contrato fundamental para se obter os benefícios esperados. Como parte de qualquer contrato, os governos atuam como agentes econômicos que tentam maximizar suas receitas. Isso os coloca em uma posição de regular a si mesmos (Radon, 2005).
Os governos colocam-se também diante do desafio de negociar com empresas petrolíferas, que têm a vantagem de contar com muitos empregados altamente qualificados, e do desafio de reduzir as possibilidades de corrupção que existem na indústria petrolífera, onde os investimentos e os lucros são muito altos. Nesse contexto, é necessário a implementação de um modelo transparente e que os contratos petrolíferos sejam tornados públicos.
Registre-se que, se o representante do governo for também um agente regulador, a possibilidade de corrupção torna-se maior ainda. Dessa forma, é recomendável que o agente regulador não seja parte no contrato, mas que exerça a fiscalização.
Os tipos de contrato variam muito em razão de como os lucros são divididos e como os custos são tratados. Em geral, o grande nível de incerteza acerca das possíveis reservas, dos custos de produção e dos preços futuros do petróleo tendem a dificultar as negociações. Cada forma contratual (concessão, partilha de produção, joint venture ou serviços) tem suas vantagens e desvantagens, que serão analisadas a seguir.
3.1 Concessão
Os contratos de concessão garantem direitos exclusivos para pesquisa, lavra e comercialização do petróleo extraído de uma determinada área por um determinado período de tempo. As companhias competem pelas áreas por meio do pagamento de bônus aos governos.
Nesse tipo de contrato, o grau de suporte e qualificação profissional exigido é, em geral, menos complexo do que aquele exigido para negociar um contrato de partilha de produção ou joint venture. Contudo, o processo licitatório de uma concessão requer
muita experiência e conhecimento técnico.
No modelo de concessão, se a produção comercial ocorrer, serão pagas compensações financeiras para o estado, normalmente chamadas de royalties, conforme estabelecido no contrato. Essas compensações financeiras podem ter como base de cálculo a receita bruta ou a receita líquida.
Todos os riscos do desenvolvimento, inclusive os custos de exploração, são de responsabilidade do vencedor da licitação. A principal desvantagem desse tipo de contrato é comercial. Normalmente, há uma falta de adequado conhecimento sobre o potencial de uma área a ser concedida, pois as explorações sísmicas tendem a ser parciais. Se o conhecimento da área for incompleto, o governo corre o risco de não maximizar seu retorno.
3.2 Partilha de produção
No modelo de partilha de produção, o estado mantém a propriedade do petróleo e negocia um sistema de repartição do lucro. Apesar de a propriedade do petróleo ser do estado, esse modelo permite que as empresas estatais ou privadas gerenciem e operem as instalações de produção de um determinado campo. As empresas assumem os riscos. No entanto, o estado também pode assumir risco se admitir que parte do seu lucro seja utilizado no desenvolvimento da área. Geralmente, o governo tem o custo da sua contribuição inicial carregado pelas empresas. Esse custo de carregamento é pago às empresas com os lucros futuros do governo.
Se o governo não concordar com essa contribuição, as empresas, em geral, tentam aumentar sua parcela na partilha. Essa parcela é resultado de uma dura negociação, já que não há critérios “científicos” para sua definição. No contrato de partilha, não há necessidade de o governo estabelecer um bônus, pois é mais racional que esse bônus esteja embutido em uma maior parcela dos lucros futuros.
A não ser que acordado de outra forma, os governos recebem os lucros sem ter que fazer qualquer investimento. Entretanto, as empresas têm o direito de recuperar seus custos de investimentos e de operação e manutenção. Em geral, os custos de investimento são recuperados ao longo de um determinado número de anos e os custos de operação e manutenção são recuperados no ano em que eles ocorrem.
A complexidade de um contrato de partilha de produção depende do marco legal do país. Se o país determinar as regras básicas dos contratos em lei, os contratos tornam-se mais simples, pois a maior parte das questões já está abrangida pela própria lei.
A previsão em lei dos termos de um contrato de partilha de produção oferece maior segurança às empresas. Isso foi o que ocorreu no Azerbaijão e em outras
ex-repúblicas soviéticas. No entanto, isso torna o contrato bastante inflexível, pois somente pode ser alterado pelo Parlamento.
Outra importante questão relativa ao modelo de partilha é o fato de o governo colocar-se em conflito com ele mesmo, tendo que balancear o desejo por lucros com o cumprimento de aspectos regulatórios relativos, por exemplo, ao ritmo de produção e à queima de gás.
Dessa forma é importante que o governo seja representado por uma empresa pública como parte do contrato e o estado seja representado por um ente regulador.
3.3 Joint ventures
Ao contrário do que ocorre com o contrato de concessão e de partilha de produção, não existe uma definição internacionalmente estabelecida para os contratos denonimados joint ventures.
Um contrato de joint venture simplesmente estabelece que duas ou mais partes desejam formar uma “união” claramente estabelecida. Devido a sua “abertura”, os joint ventures são menos comuns que os contratos de concessão e de partilha de produção. A principal característica dos joint ventures é que os custos e, geralmente, os riscos são partilhados.
Em geral, os joint ventures exigem longas negociações entre uma empresa totalmente do estado e uma empresa petrolífera, de modo a garantir que todas as questões foram adequadamente estabelecidas no contrato e que as partes concordam em trabalhar em conjunto.
Nos joint ventures, como os riscos e os custos são partilhados, o governo é um responsável direto pela exploração do petróleo e do gás natural, tornando-se um potencial agente de danos, inclusive ambientais.
3.4 Serviços
Existem dois tipos de contrato de serviços: um de prestação e outro de risco. No contrato de prestação de serviços, as empresas são contratadas para viabilizar a exploração do campo, porém todo o óleo produzido é de propriedade do estado. Quando o contrato for de risco, a empresa realiza todos os investimentos para, depois, ser ressarcida pela produção do campo. A empresa pode receber pelos serviços prestados tanto dinheiro quanto petróleo, conforme disposto no contrato. Atualmente, os contratos de serviço estão sendo muito pouco utilizados.
Os riscos e as recompensas dos principais tipos de contrato utilizados na indústria petrolífera são muito diferentes, conforme mostrado na Tabela 3.1. Destaque-se que no modelo de partilha de produção o estado pode ficar com a maior parte da produção sem correr nenhum risco (Bindemann, 1999).
Tabela 3.1 - Riscos e recompensas.
Contrato Empresa Governo
Concessão Todo risco e grande recompensa Recompensa é função da produção e do preço
Partilha de produção Risco exploratório e parte da produção
Nenhum risco e parte da produção
Contrato de prestação de serviço Nenhum risco Todo o risco
Joint Venture Parcela no risco e parte da produção
Parcela no risco e parte da produção
3.6 Escolha do tipo de contrato
Em países com baixa relação entre reservas e consumo, e alto risco exploratório, predomina o modelo de concessões, com pagamento de royalties e outras compensações, como no atual regime brasileiro. Nos países de grandes reservas e de baixo risco exploratório, como no Brasil após a descoberta da província do Pré-Sal, predominam os contratos de partilha de produção. Já nos países com grandes reservas, baixo risco exploratório e baixíssimos custos de produção, podem ser preferidos os contratos de serviço. É importante registrar, ainda, que muitos países adotam modelos mistos.
A Noruega, por exemplo, adota, nas áreas estratégicas, contratos semelhantes a joint ventures a partir de licenças exploratórias. Para atuar nas áreas estratégicas, foi criada uma empresa pública, chamada Petoro, para representar o governo, assim que a Statoil tornou-se uma empresa de economia mista. A Petoro é uma licenciada que trabalha como um investidor direto em blocos de exploração em um tipo de joint venture com empresas operadoras. Assim, a Petoro divide os riscos e os custos investimentos do projeto. A Tabela 3.2 mostra os tipos de contrato utilizados por vários países (Azevedo, 2008).
Tabela 3.2 - Tipos de contrato em vários países.
4. A PETROBRÁS E AS EMPRESAS PETROLÍFERAS
A Petrobrás foi instituída pela Lei 2.004, de 3 de outubro de 1953, e a ela foi garantido o monopólio das atividades de exploração e produção de petróleo. Somente a partir de 1997, outras companhias estrangeiras ou nacionais passaram a ter participação nas atividades de pesquisa e lavra de petróleo no Brasil.
De acordo com informações de autoridades do Poder Executivo Federal, deverá ser proposto que, no Pré-Sal, a Petrobrás controle o desenvolvimento dos campos, cabendo às empresas estrangeiras apenas o papel de investidores financeiros. A Petrobrás teria uma participação mínima de 30% em todos as áreas e seria a única empresa operadora dos campos do Pré-Sal.
No Plano de Negócios para o período de 2009 a 2013, a Petrobrás anunciou investimentos que US$ 104 bilhões serão investidos na exploração e desenvolvimento de áreas já licitadas. Nesse período, US$ 28 bilhões serão aplicados em áreas do Pré-Sal. O investimentos total da Petrobrás será de US$ 174,4 bilhões nos próximos cinco anos.
A produção inicial de óleo do Pré-Sal na Bacia de Santos ocorrerá por meio de navios flutuantes de produção e estocagem (FPSOs). A produção inicial de gás natural será transportada por gasodutos até a costa. Até 2014, serão instalados seis FPSOs nas
áreas já licitadas do Pré-Sal das Bacias de Santos e do Espírito Santo, sem contar as unidades dos testes de longa duração. Cada sistema de produção conectado a um FPSO pode custar até US$ 8 bilhões.
A Petrobrás estima que, em 2013, a província do Pré-Sal já estará produzindo 219 mil barris de petróleo por dia. Em 2020, a empresa e seus parceiros deverão produzir 1,8 milhão de barris por dia. Apenas no desenvolvimento da produção do Pré-Sal, a estatal estima investir, de 2009 a 2020, US$ 111 bilhões.
Atualmente, a produção da Petrobrás é de 2,7 milhões de barris de petróleo equivalente por dia, somando-se a produção de petróleo e gás no Brasil e no exterior. Em 2020, a Petrobrás estima que sua produção total será de 5,7 milhões de barris diários de petróleo equivalente. Em 12 anos, a empresa mais que duplicará sua produção (Azevedo, 2009).
Observa-se, então, que sem contar as áreas do Pré-Sal ainda não licitadas, a Petrobrás já tem pela frente vultosos investimentos a serem feitos. Esses investimentos contarão com recursos próprios e de terceiros. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) deverá ser importante fonte de recursos para os investimentos da Petrobrás tanto na produção quanto no refino do petróleo do Pré-Sal.
Nesse contexto, é importante registrar que no dia 30 de julho de 2009, o BNDES e a Petrobrás assinaram contrato de financiamento no valor de R$ 25 bilhões. Essa foi a maior operação de financiamento já contratada pelo BNDES. A operação é pioneira também pela suas características financeiras. Trata-se do primeiro financiamento do Banco a ser liquidado em títulos de governo. Para isso, o BNDES captou, junto ao Tesouro Nacional, R$ 25 bilhões em títulos públicos, que serão repassados a empresas do grupo Petrobrás.
Para garantir o atual plano de negócios da Petrobrás com relação à exploração das áreas já concedidas e ao aumento do parque de refino, deve-se buscar todo o tipo de apoio da União, mesmo que isso represente o aumento da dívida pública federal. No entanto, a exploração de áreas ainda não licitadas deve ser repensada, de modo que elas sejam fonte de receita e não de despesa.
Se o Brasil optar, de fato, por uma participação mínima de 30% da Petrobrás em todas as áreas do Pré-Sal ainda não licitadas, o ritmo de exploração da província poderá ser limitado pela capacidade de investimento da empresa, o que pode significar um menor aumento nas receitas potenciais do estado. Registre-se que o Brasil ainda luta contra a pobreza extrema, contra a desigualdade e contra o analfabetismo funcional. Dessa forma, as receitas do estado advindas da exploração do Pré-Sal são urgentes.
anos o petróleo perca valor, pois o planeta já dá claros sinais do agravamento do efeito estufa. Além disso, novas tecnologias estão sendo desenvolvidas. O paradigma energético do setor de transporte de cargas e de passageiros baseado em caminhões e carros movidos a derivados do petróleo deve mudar nas próximas décadas.
Segundo montadoras de veículos, em 2025, 30% dos novos carros poderão ser elétricos. Se os Estados Unidos e a Europa investirem pesadamente em novas tecnologias, a importância do petróleo no setor de transportes poderá ser reduzida. Se o Brasil não explorar o Pré-Sal nas próximas quatro ou cinco décadas, corre-se o risco de grande parte do petróleo recuperável dessa província nunca ser produzido.
Assim, sob o mais absoluto controle do estado, empresas internacionais devem ser atraídas, de modo que o ritmo de exploração do Pré-Sal brasileiro seja acelerado e que diferentes ideias e conceitos possam ser aplicados. Registre-se que o capital e a tecnologia dessas empresas para exploração petrolífera estão sendo atraídos por países como Angola e Noruega.
Em Angola, a preferência é por contratos de partilha de produção entre a Sonangol, que é uma empresa pública que representa o estado angolano, e as empresas internacionais; na Noruega, como já mencionado, adotam-se, nas áreas estratégicas, contratos semelhantes a joint ventures a partir de licenças exploratórias.
5. NOVO MARCO LEGAL
A Lei nº 9.478/1997 limita o exercício do monopólio constitucional, previsto no art. 177 da Constituição Federal, pois obriga a União a assinar contratos de concessão para que se possa explorar e produzir petróleo ou gás natural no Brasil.
Para regulamentar, de fato, esse artigo e resgatar os ditames da Emenda Constitucional nº 9, que eliminou o monopólio da Petrobrás, sugere-se que a Lei nº 9.478/1997 seja alterada, com o objetivo de dar à União maior flexibilidade no exercício do seu monopólio.
Poderia ser proposto um novo marco legal no qual o petróleo e o gás natural pudessem ser explorados diretamente pela União, permitida a contratação de serviços, por contratos de concessão ou por contratos de partilha de produção.
Na contratação de serviços, a própria Petrobrás poderia realizar atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás natural, sendo remunerada pela União, em razão dos trabalhos prestados. Os contratos de concessão já estão devidamente regulamentados pela Lei nº 9.478/1997, restando a inclusão dos contratos de partilha.
Nos contratos de partilha de produção, a União celebraria contratos com empresas estatais ou privadas para a execução das atividades de pesquisa e lavra. Essas empresas e a União partilhariam os lucros por meio dos hidrocarbonetos produzidos ou do seu valor monetário.
A grande vantagem dos contratos de partilha em relação aos contratos de serviço é que todo o investimento e todo o risco cabem à empresa petrolífera, e não ao estado. Dessa forma, a exploração petrolífera é apenas fonte de receita, não representando nenhuma despesa para o estado.
Ressalte-se, ainda, que a Lei nº 9.478/1997 não prevê a possibilidade da exploração de um campo que se estenda de um bloco licitado por uma área não licitada. Nesse caso, o novo marco legal deveria prever a celebração de acordos para a individualização da produção entre a União e os detentores de direitos e obrigações da área concedida.
Os acordos de individualização da produção e, em especial, os contratos de partilha de produção poderão acelerar o ritmo de produção da província do Pré-Sal. Isso pode ser muito importante, pois o petróleo poderá perder valor no futuro tanto por razões ambientais quanto por inovações tecnológicas.
Nos acordos de individualização e nos contratos de partilha, a União poderia ser representada por uma empresa pública. Essa empresa poderia ser a Petrobrás totalmente reeestatizada ou uma nova empresa pública. Atualmente, como 60% do capital social da Petrobrás está em mãos privadas, ela não teria legitimidade para exercer essa representação.
Os contratos de partilha de produção e os contratos de serviços, tendo como representante do governo uma nova empresa pública, estariam submetidos à fiscalização da ANP, que é o órgão regulador, e ao controle externo exercido pelo Tribunal de Contas da União e pelo Congresso Nacional. Esse modelo, no qual atua uma empresa pública e um órgão regulador, pode reduzir as possibilidades de corrupção.
Ressalte-se, por fim, que parte das receitas advindas de acordos de individualização da produção, de contratos de partilha de produção e de prestação de serviços poderia ser destinada a um fundo para resgate da grande dívida social brasileira.
6. CONCLUSÕES
No novo contexto trazido pelas descobertas ocorridas no Pré-Sal, o atual modelo de pesquisa e lavra de petróleo, disposto na Lei nº 9.478/1997, precisa ser reavaliado, pois, atualmente, o modelo de concessão é único instrumento para se explorar e produzir petróleo e gás natural no Brasil.
Assim, a Lei nº 9.478/1997 precisa ser flexibilizada de modo a permitir que a União possa celebrar contratos de serviço e, principalmente, contratos de partilha de produção, que são muito adequados aos países em desenvolvimento detentores de grandes reservas e onde o risco exploratório é baixo, como na província do Pré-Sal.
Registre-se, também, que essa Lei não dispõe sobre a individualização da produção de campos que se estendam de áreas licitadas por áreas não licitadas. A União, como titular de direitos e obrigações de áreas não licitadas, tem que participar dos acordos de individualização da produção de campos que extrapolem as áreas já concedidas.
Esses acordos e a celebração de contratos de partilha de produção podem acelerar o ritmo de produção do Pré-Sal. Se o Brasil não explorar essa nova província petrolífera nas próximas quatro ou cinco décadas, corre-se o risco de grande parte do petróleo recuperável do Pré-Sal continuar lá enterrado para sempre.
A Petrobrás deve continuar cumprindo todo o seu plano de investimento em áreas licitadas, mesmo que isso represente uma despesa ou um aumento na dívida pública federal. No entanto, estabelecer que ela seja operadora única com participação de, no mínimo, 30% pode significar uma limitação do ritmo de exploração do Pré-Sal ou um nível de investimento acima da sua capacidade.
Mantida a atual estrutura acionária da Petrobrás, deve ser criada uma nova empresa pública para atuar como representante da União tanto em processos de unitização quanto em contratos de partilha de produção, capazes de acelerar o ritmo de produção do Pré-Sal e o retorno para o estado.
O papel dessa nova empresa não se confunde com o papel da ANP, que é um órgão regulador. A coexistência de um órgão regulador e de uma empresa pública segrega as atividades comerciais das atividades de regulação e pode minimizar a possibilidade de corrupção e maximizar o retorno financeiro para o estado.
REFERÊNCIAS
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Azevedo, J. S. G., Plano de Negócios 2009-2013 (apresentação para Firjan e Fiesp).
Fevereiro de 2009.
Bindemann K., Production-Sharing Agreements: An Economic Analysis. Oxford Institute for Energy Studies (1999).
Lima, P. C. R., Um Novo Marco Legal para Pesquisa e Lavra das Jazidas Brasileiras de
Petróleo e Gás Natural. Estudo da Consultoria Legislativa da Câmara dos Deputados (2008). Radon, J., The ABCs of Petroleum Contracts: License-Concession Agreements, Joint
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