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Universidade Federal Fluminense Faculdade de Direito Curso de Graduação em Direito Trabalho de Conclusão de Curso
O IMPACTO DA CLÁUSULA ARBITRAL NOS CONTRATOS
DOMÉSTICOS DE EXPLORAÇÃO DE HIDROCARBONETOS
Bernardo de Paula Magalhães Orientador: Sérgio Gustavo Mattos Pauseiro
Niterói 2016
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Universidade Federal Fluminense Curso de Graduação em Direito
O IMPACTO DA CLÁUSULA ARBITRAL NOS CONTRATOS
DOMÉSTICOS DE EXPLORAÇÃO DE HIDROCARBONETOS
Bernardo de Paula Magalhães
Orientador: Prof. Dr. Sérgio Gustavo Mattos Pauseiro
Monografia apresentada à Faculdade de Direito da Universidade Federal Fluminense, como requisito para a obtenção de título de bacharel em Direito.
Niterói 2016
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MAGALHÃES, Bernardo de Paula.
O Impacto da Cláusula Arbitral nos Contratos Domésticos de Exploração de Hidrocarbonetos / Bernardo de Paula Magalhães. 2016.
Niterói, 2016.
Número de páginas: 84p.
Orientador: Sérgio Gustavo Mattos Pauseiro. Trabalho de Conclusão de Curso (graduação) – Universidade Federal Fluminense, Curso de Direito, 2016. 1. Arbitragem. 2. Petróleo e Gás. 3. Contratos. I.PAUSEIRO, Sérgio Gustavo Mattos. II. Universidade Federal Fluminense. Curso de Graduação em Direito. III. Arbitragem
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Folha de Aprovação
O IMPACTO DA CLÁUSULA ARBITRAL NOS CONTRATOS DOMÉSTICOS DE EXPLORAÇÃO DE HIDROCARBONETOS
Bernardo de Paula Magalhães Matrícula: 11107037
Monografia apresentada à Faculdade de Direito da Universidade Federal Fluminense, como requisito para a obtenção de título de bacharel em Direito
Niterói, 29 de março de 2016.
Banca examinadora
____________________________ Prof. Dr. Sérgio Gustavo Mattos Pauseiro Orientador
____________________________ Prof. Dr. Gilvan Luiz Hansen.
____________________________ Prof. Dr. Cândido Francisco Duarte dos Santos Silva
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RESUMO
A arbitragem é o meio de resolução de controvérsias mais utilizado na indústria do petróleo, já existindo, nesse sentido, extensa jurisprudência acerca dos conflitos surgidos na relação entre as companhias petrolíferas e os chamados países hospedeiros. No Brasil, a Lei do Petróleo, entre suas várias inovações, permitiu à ANP que pudesse incluir nos contratos domésticos de hidrocarbonetos cláusula prevendo a arbitragem como mais importante método de solução de controvérsias. A partir daí as rodadas de licitação promovidas pela ANP, tanto no âmbito do modelo da concessão, quanto, posteriormente, no âmbito do modelo da partilha de produção, contemplaram diferentes cláusulas arbitrais. O objeto do presente trabalho reside em avaliar a pertinência da redação dessas cláusulas ao fim desejado, qual seja, permitir às partes resolver as controvérsias fora do âmbito judicial. Após análise empreendida no presente trabalho, chegou-se à conclusão de que a aplicação da arbitragem às controvérsias surgidas nos contratos domésticos de hidrocarbonetos está sendo dificultada, quando não impossibilitada, pelas indevidas interferências por parte do Judiciário, bem como pela própria redação das cláusulas arbitrais dos últimos contratos, a qual limita de forma radical a utilização desse mecanismo.
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SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ... 8
1. O DIREITO DO PETRÓLEO E OS MODELOS CONTRATUAIS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO ... 9
1.1CONCEITOS E PREMISSAS BÁSICAS ... 9
1.2CONTRATOS DE PETRÓLEO NO MUNDO ... 12
1.2.1 Contratos de concessão ... 14
1.2.2 Contratos da partilha da produção ... 15
1.2.3 Contratos de Serviços ... 16
1.2.4 Acordos de operações conjuntas – Joint Operating Agreements (JOAs) ... 18
1.2.5 Outros Contratos ... 19
1.3CONTRATOS DE PETRÓLEO NO BRASIL ... 20
1.3.1 Contrato de concessão no Brasil ... 23
1.3.2 Contrato de partilha de produção no Brasil ... 27
1.3.3. O impacto negativo do acordo de partilha e as possíveis alterações do Projeto de Lei Projeto do Senado (PLS) n° 131, de 2015 ... 33
1.3.4 Contrato de Cessão Onerosa ... 36
1.4GESTÃO DE CONFLITOS NOS CONTRATOS DE PETRÓLEO ... 38
2. ARBITRAGEM NOS CONTRATOS DE PETRÓLEO – A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E O DIREITO INTERNACIONAL ... 39
2.1CONCEITOS E DEFINIÇÕES ACERCA DA ARBITRAGEM ... 39
2.2.A ARBITRAGEM E AS ATIVIDADES PÚBLICAS NO BRASIL ... 46
2.3.ALEI DO PETRÓLEO E A ARBITRAGEM ... 51
3. A ARBITRAGEM NOS CONTRATOS DE CONCESSÃO, PARTILHA E CESSÃO ONEROSA DAS RODADAS DE LICITAÇÃO DA ANP ... 54
4. CASO CONCRETO DE UTILIZAÇÃO DA CLÁUSULA ARBITRAL ... 75
5. CONCLUSÃO ... 78
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Lista de Abreviaturas
ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis CD – Câmara dos Deputados
CN – Congresso Nacional
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética FPE – Fundo de Participação dos Estados
FPM – Fundo de Participação dos Municípios FS – Fundo Social
IBP – Instituto Brasileiro do Petróleo MME – Ministério de Minas e Energia PL – Projeto de Lei
PLS – Projeto de Lei do Senado PPSA – Pré-Sal Petróleo S.A.
RCCN – Regimento Comum do Congresso Nacional RICD – Regimento Interno da Câmara dos Deputados RISF – Regimento Interno do Senado Federal
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INTRODUÇÃO
A exploração de hidrocarbonetos nos países hospedeiros (assim chamados aqueles que possuem reservas petrolíferas aptas à exploração econômica) é complexa, pois não se pode ignorar o pressuposto da necessidade de cooperação internacional. Países como Brasil precisam transferir tecnologia de países mais desenvolvidos, o que amplia o diálogo entre o direito doméstico e as regras do direito internacional.
Dessa forma, o Brasil, a partir da Lei n. 9.478/1997 - Lei do Petróleo - regulamentou a flexibilização do exercício do monopólio da União federal, introduzida pela Emenda Constitucional 9/1995 (EC 9/95) com vistas justamente à abertura do mercado e à atração de investimentos estrangeiros no intuito de aumentar a própria capacidade exploratória da companhia estatal brasileira, Petrobras, em um contexto de escassez da produção doméstica.
No chamado modelo da concessão, o Estado passa a contratar com empresas públicas e privadas a realização das atividades de exploração e lavra das jazidas petrolíferas, sendo que essas empresas desempenharão as atividades de exploração e produção por sua conta e risco. Em caso de êxito, a titularidade da propriedade da produção será das empresas, enquanto o Estado recebe participações governamentais, como royalties e participação especial.
A Lei do Petróleo também estabeleceu a possibilidade de adoção da conciliação e do arbitramento na solução de conflitos no âmbito da ANP, bem como da aplicação de arbitragem internacional.
Além do modelo contratual da concessão, o Brasil, a partir das descobertas das jazidas na camada do pré-sal, passou a adotar também o modelo contratual da partilha de produção, no qual também foi admitido o uso da arbitragem.
Nesse sentido, o presente trabalho irá analisar a aplicação das cláusulas arbitrais nos contratos de concessão e de partilha, de forma a verificar se esse instrumento vem sendo eficaz no objetivo de oferecer segurança jurídica na naturalmente conflituosa relação entre as companhas petrolíferas e o Estado hospedeiro.
O objetivo desse estudo consiste em verificar se a aplicação da arbitragem no direito do petróleo corresponde aos desafios subjacentes e aos resultados buscados pelo Estado brasileiro com a adoção desses modelos.
No intuito de fornecer respostas a esses questionamentos, dividiu-se o trabalho do seguinte modo:
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(i) capítulo preliminar destinado a conhecer os fundamentos básicos dos diferentes modelos contratuais existentes na indústria do petróleo, bem como conceituar de forma mais elaborada os modelos contratuais existentes no Brasil.
(ii) capítulo em que será apresentada a Arbitragem e sua relação com a indústria do petróleo, sendo em seguida apresentada as polêmicas envolvendo o uso da arbitragem nas atividades públicas no Brasil bem como analisado as previsões de arbitragem constante na Lei do Petróleo e na Lei do Pré-Sal
(iii) o terceiro capítulo é dedicado a analisar o texto das cláusulas arbitrais constantes nas rodadas de licitação já realizadas pela ANP, de forma a apreender as diferentes mudanças ocorridas, bem como analisar a forma como esse instituído vem sendo utilizado na prática.
Nesse sentido, será dado especial destaque às recentes ações de anulação de procedimento arbitral que a ANP está movendo em face das empresas contratadas.
(iv) por fim, tentar-se-á responder às questões apresentadas ao longo desse trabalho, tendo em vista a importância que um modelo contratual estável representa para os investimentos necessários ao desenvolvimento da cadeia petrolífera.
1. O DIREITO DO PETRÓLEO E OS MODELOS CONTRATUAIS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
1.1 Conceitos e Premissas Básicas
As múltiplas faces do Direito do Petróleo tornam sua conceituação imprecisa, vaga e necessariamente ligada, de forma umbilical, a outros ramos do direito e a outros ramos do conhecimento, como economia e as relações internacionais.
De todo modo, buscando um conceito simples e objetivo, pode-se afirmar que o chamado Direito do Petróleo é a disciplina jurídica que estuda os aspectos regulatórios da produção e da circulação de bens, produtos e serviços oriundos da indústria do petróleo e do gás natural.
A estrutura dessa disciplina é complexa, abarcando, ao mesmo tempo, elementos de direito público e de direito privado, bem como temas de direito internacional público e de direito do comércio internacional. Devido a isso, o Direito do Petróleo terá sempre uma feição internacionalista, sintetizada por uma expressão há muito cunhada em
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tribunais arbitrais1, chamada Lex Petrolea, conceito que agrega os elementos de direito material e de direito processual aplicáveis aos contratos internacionais da indústria do petróleo.2
Um dos institutos de maior importância no Direito do Petróleo é o regime jurídico-regulatório de exploração e produção de hidrocarbonetos, que consiste no modo como o Estado ordena as atividades petrolíferas e como se envolve e se relaciona com os diferentes agentes dessa indústria. O regime jurídico-regulatório determina também a relação e o envolvimento entre o Estado detentor das reservas petrolíferas (ou Estado hospedeiro como nominado pela doutrina especializada3) e as empresas que desenvolvem a exploração dessas atividades petrolíferas (chamadas de Oil Companies – OCs – que são costumeiramente dividas entre: (i) companhias domésticas (National Oil Company - NOC) e; (ii) companhias internacionais (International Oil Company - IOC).
Todo regime jurídico-regulatório depende da estrutura político-econômica do Estado, ou seja: (i) de seu arcabouço legal – constitucional e infraconstitucional – e (ii) de seu nível de envolvimento e participação na atividade de exploração e produção. O regime jurídico-regulatório adotado por determinado país produtor é, sobretudo, um reflexo de suas instituições políticas, do nível de abertura econômica e da importância do petróleo em sua economia4.
Segundo Mauricio Tiomno Tolmasquim e Helder Queiroz Pinto Júnior, os três principais aspectos que diferenciam os modelos contratuais da indústria do petróleo e do gás são: (i) a propriedade do produto da lavra; (ii) o risco exploratório e os custos do empreendimento; (iii) os níveis de intervenção do governo na gestão sobre o ritmo de operação, controle operacional e destinação dos lucros auferidos5.
Por esses motivos que Marilda Rosado de Sá Ribeiro considera que a escolha do marco regulatório de exploração e produção é determinante na condução da política de
1 A expressão Lex Petrolea foi cunhada em 1958 pelo Tribunal Arbitral que apreciou o caso ARAMCO v.
Arábia Saudita. Desde então, esta vertente da Lex Mercatoria vem sendo utilizada em diversos casos para as decisões de mérito, tanto de forma exclusiva, como de modo subsidiário.
2 As doutrinas de direito do petróleo brasileiros (Marilda Rosado e Quintans) trazem uma conceituação
objetiva e precisa do direito do petróleo. No entanto, o presente trablho se utilizou de uma conceituação muita precisa formulada por Lier Pires Ferreira em entrevista à revista Carta Forense. Disponível em http://www.cartaforense.com.br/conteudo/entrevistas/direito-do-petroleo/7274 - Último acesso no dia 24 de março de 2016
3 Por todos, RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo. 3. ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2014.
v. 1.
4 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório III – Regimes Jurídico-Regulatórios e
Contratos de E&P de Petróleo – pg. 21.
5 TOLMASQUIM, Mauricio Tiomno. JÚNIOR, Helder Queiroz Pinto (orgs.). Marcos Regulatórios da
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desenvolvimento dos Estados detentores de reservas petrolíferas. Nesse sentido, o grande desafio é conciliar um marco contratual que seja atraente aos investidores estrangeiros com a necessária apropriação por parte do Estado da renda e lucros que esses agentes terão na realização de suas atividades6.
Os regimes ou modelos regulatórios existentes nos países detentores de reservas petrolíferas contemplam diversos elementos e características por meio das quais o Estado ordenará as atividades petrolíferas e como se envolverá e se relacionará com os diferentes agentes dessa indústria. São exemplos disso os seguintes elementos7:
Propriedade dos hidrocarbonetos;
Instrumento jurídico típico celebrado entre o país hospedeiro e a OC; Agentes governamentais envolvidos;
Fases contratuais;
Papéis/ responsabilidades da OC e do governo do país hospedeiro; Contrapartidas recebidas pelas OCs;
Mecanismos de escolha e contratação das OCs; Mecanismos de remuneração do Governo;
Propriedade das instalações utilizadas na exploração e produção; Dispositivos de revisão contratual e disputa;
Mecanismos de controle de produção; Controles e limites de comercialização;
Mecanismos de incentivo à transferência de tecnologia e ao conteúdo local; Mecanismos de individualização (unitização) da produção.
Entre os elementos destacados acima, aquele que será objeto de estudo nesse trabalho é o elemento chave pelo qual o Estado consegue dirigir todos os outros elementos do regime jurídico, qual seja, o instrumento jurídico típico celebrado entre o país detentor das reservas petrolíferas e a empresa que irá explorar essas reservas.
Dessa forma, os chamados contratos petrolíferos, ou contratos de exploração e produção petrolífera, são os instrumentos firmados pelo Estado – ou algum ente estatal, como agências reguladoras ou empresas estatais – com uma ou mais empresa de petróleo, podendo ser nacional ou estrangeira – NOC ou IOC-, cujo objetivo primordial
6 RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo. 3. ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2014. v. 1. p. 135 7 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório III – Regimes Jurídico-Regulatórios e
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irá versar sobre os direitos e as obrigações decorrentes dos direitos conferidos pelo Estado em relação à utilização e/ou destinação das reservas petrolíferas.
Conforme assinalado acima, esses diferentes modelos de exploração devem ser entendidos dentro da difícil equação existente na política petrolífera dos países hospedeiros, qual seja, a necessidade de se atrair o maior volume possível de investimentos ao mesmo tempo em que se apropria o maior volume possível de recursos provenientes dessas atividades.
Dessa forma, cada um dos modelos destacados acima prevê diferentes níveis de controle e apropriação do Estado sob a empresa explorado e sob os recursos explorados8.
Esses instrumentos contratuais serão explicados nos tópicos subsequentes. 1.2 Contratos de Petróleo no Mundo
Os chamados contratos-tipos são os padrões contratuais mais frequentemente encontrados na indústria do petróleo. Em geral, estes contratos são divididos em tradicionais e contemporâneos9.
Os contratos tradicionais foram fixados entre o final do séc. XIX e a primeira metade do séc. XX. O contexto histórico do surgimento e ocaso desses contratos é marcado pela imensa discrepância de forças que existia entre os Estados detentores das reservas petrolíferas e as empresas exploradoras dessas atividades, grande parte delas provenientes dos países desenvolvidos.
Importante destacar que esse quadro foi agravado pelo próprio sistema capitalista dominante à época que tinha nos grandes grupos monopolista a sua marca, o que, com regras posteriores, foi sendo mitigado10.
Por essas razões, tais contratos apresentavam características bastante desfavoráveis aos países hospedeiros, tais como, grandes concessões sem direito de desistência pelas partes; longa duração (superiores a 50 anos); e direitos exclusivos às empresas contratadas sobre as operações petrolíferas, aí incluindo propriedade sobre as
8 DZIENKOWSKI, John S. International Petroleum Transations. 2. ed. Rocky Mountain Mineral Law
Foundation, 2000, Chapter 6, p. 411.
9 Lier Pires Ferreira em entrevista à revista Carta Forense. Disponível em
http://www.cartaforense.com.br/conteudo/entrevistas/direito-do-petroleo/7274 - Último acesso no dia 24 de março de 2016
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reservas de petróleo, isenção de impostos e taxas; e fixação unilateral por estas mesmas empresas do preço do petróleo extraído.
No outono desse capitalismo monopolista, o surgimento de novos players globais a partir da Segunda Guerra e a grande cartelização dos países produtores resultou no fim desses contratos tradicionais, também conhecidos como Tax and Royalty, os quais não são mais utilizados11.
Quanto aos contratos contemporâneos, oriundos do pós-guerra, grande celeuma existe na doutrina acerca dos seus tipos básicos.
Na acepção de John S. Dzienkowski, existem quatro modalidades de exploração petrolífera oriundas da relação contratual travada entre o país hospedeiro, detentor das reservas e as companhias petrolíferas, são eles: (i) a concessão; (ii) o acordo de partilha de produção; (iii) o acordo de participação – joint venture - e; (iv) o contrato de serviço. Luiz Cezar P Quintans12 chama atenção para os chamados contratos híbridos, ou seja, qualquer acordo que signifique uma gama de diferentes atribuições. Para ele, ao contrário da divisão efetuada por Dzienkowski, os acordos de participação, ou joint
ventures, só podem ser entendidos dentro desse contrato híbrido, posto que nada mais são do que contratos de partilha que incluem a empresa estatal nos riscos e nos resultados da atividade de exploração e produção. Prossegue Quintans afirmando que embora seja evidente que os joint ventures agréments, sejam autônomos, substituindo em alguns países os contratos-tipo, isso não os torna um modelo com características singulares e diferentes dos demais.
Além desses instrumentos, outros contratos servem como complemento, tais como, o contrato de consórcio, o acordo de confidencialidade, os contratos de serviços e prestação de serviços com cláusula de risco.
Não se pretende no presente trabalho discutir qual a melhor forma de conceituar e classificar esses modelos contratuais. Por isso, de forma discricionária e para fins didáticos, será utilizada a classificação defendida pela Prof. Marilda Rosado. Segundo esta autora, tais contratos são: (i) os contratos de concessão; (ii) os contratos de partilha de produção (production sharing agreements - PSA); (iii) as joint ventures e os contratos
11 HUBERMAN, L. História da riqueza do homem. Rio de Janeiro: Zahar, 1972
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de associação; (iv) os contratos de serviço sem e com cláusula de risco; (v) as licenças; e (v) os leases estadunidenses13.
1.2.1 Contratos de concessão
Os contratos de concessão – concession agreement - são considerados pela doutrina14, como o tipo de sistema mais moderno e avançado normalmente utilizados em países desenvolvidos com marcos regulatórios maduros e estáveis.
Análise efetuada pela Bain & Company e Tozzini Freire Advogados15 sobre os modelos regulatórios adotados na prática mundial indica que a concessão e o acordo de partilha de produção são os mais utilizados pelos países produtores de petróleo e gás. De acordo com esse trabalho de análise comparativa, o regime de Concessão é majoritariamente adotado em países desenvolvidos, membros da OCDE, como os Estados Unidos da América, Noruega, Canadá e Grã-Bretanha, sendo também utilizado em países em desenvolvimento com quadros institucionais relativamente estáveis como Brasil, Argentina, Colômbia e Rússia.
A concessão é o regime jurídico-regulatório por meio do qual o titular originário dos direitos sobre os hidrocarbonetos – via de regra o Estado – concede a uma ou mais empresas de petróleo nacionais ou estrangeiras, a exclusividade na exploração e produção de hidrocarbonetos, por sua conta e risco, em determinada área. As empresas, então, se tornam proprietárias da produção e podem dela dispor livremente, observando as regras do contrato e da legislação aplicável. Já os Estados detentores das reservas petrolíferas, por sua vez, se remuneram por meio de compensações, a título de royalties e tributos.
No caso do Brasil, por exemplo, o sistema de compensação prevê royalties no montante de 10%, além de participação especial em grandes e lucrativos campos de petróleo, bônus de assinatura e remuneração pela ocupação ou retenção da área.
Em regra na concessão o Estado hospedeiro não participa diretamente da atividade e, portanto, não recebe os recursos advindos diretamente da venda da
13 RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo. 3. ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2014. v. 1. p.
133-135
14 RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo. 3. ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2014. v. 1. p.
135
15 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Estudo das alternavas regulatórias, institucionais e
financeiras para a exploração e produção de petróleo e gás natural para o desenvolvimento industrial da cadeia produtiva de petróleo e gás natural no Brasil. Rio de Janeiro: BNDES, 26 de junho de 2009, p. 34-35 e 87.
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produção. Sua contrapartida, como dito, é o pagamento de tributos e participações governamentais (geralmente royalties) pelas empresas.
No entanto, conforme estudo desenvolvido pela Bain & Company, já existem concessões em que o Estado hospedeiro, de fato, participa diretamente da atividade de exploração e produção, e recebe, pois, os proventos diretos da comercialização da produção. Há casos também em que royalties não são pagos pelas empresas petrolíferas, como, por exemplo, na Noruega em que ambas as características estão presentes16. 1.2.2 Contratos da partilha da produção
Os contratos de partilha de produção (production sharing agreements – PSAs ou
production sharing contacts- PSCs) são aqueles em que a companhia petrolífera nacional (National Oil Company), ou o Estado diretamente, outorga os direitos de execução das atividades de exploração e produção para outras empresas petrolíferas, as quais assumem os riscos das atividades de exploração e produção e, em caso de êxito, recuperam os investimentos (cost oil) e se remuneram com uma parte da produção, que pode variar de acordo com cada país e com o preço do petróleo. A outra parte da produção é destinada à empresa estatal ou ao Estado e o que for excedente, após a recuperação do cost oil, recebe a denominação de profit oil (lucro em óleo), o qual é destinado ao Estado e à empresa que explorou o campo, sendo também tributado17.
A receita auferida da escolha desse modelo regulatório-contratual é discrionária, dependendo da política de cada país. Conforme Dzienkowski:
“o país concede à multinacional um direito contratual de
explorar uma determinada área em troca da oportunidade da empresa de recuperar seus custos e lucros específicos. Em troca, o país contribui com a área e receitas da partilha de produção. Note, entretanto, que se a área é improdutiva, a empresa não tem garantia nos lucros”18.
16 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório III – Regimes Jurídico-Regulatórios e
Contratos de E&P de Petróleo. Rio de Janeiro, BNDES, junho de 2009, pg. 22.
17 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório I - Regimes Jurídico-Regulatórios e
Contratos de E&P de Petróleo. Rio de Janeiro, BNDES, junho de 2009, pg. 232.
18 DZIENKOWSKI, John S. International Petroleum Transations. 2. ed. Rocky Mountain Mineral Law
Foundation, 2000, Chapter 6, p. 448. Tradução livre de: “the coutry grants to the multinational a
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As principais diferenças entre o regime de partilha de produção e o regime de concessão são as seguintes: (i) o óleo extraído permanece sob propriedade do Estado; (ii) o Estado participa diretamente das atividades de exploração e produção, geralmente por meio de sua empresa estatal, podendo atuar como operador ou não; (iii) o Estado recebe sua parcela da produção definida no acordo de partilha, mas ainda pode ser remunerado por meio de royalties e tributos pelas empresas que exploram as reservas petrolíferas.
Análise empreendida pela Bain & Company19, indica que o acordo de produção de partilha é usado por grandes produtores como Angola, Indonésia, Cazaquistão, Nigéria e Líbia. Vale mencionar que esses países estão em fase de desenvolvimento e a maioria não apresenta um quadro institucional estável, o que cria, portanto, a necessidade de que esses países busquem atrair empresas internacionais de petróleo com vistas a desenvolver o seu próprio setor doméstico com a transferência de tecnologia. 1.2.3 Contratos de Serviços
Os contratos de serviços – risk services agreements ou services agreements – são aqueles em que as empresas internacionais de petróleo executam as atividades de exploração e produção diretamente para um Estado, ou para uma empresa de petróleo estatal.
O regime jurídico-regulatório desse tipo de contrato é geralmente adotado naqueles Estados em que o direito de explorar e produzir hidrocarbonetos é atribuição exclusiva da companhia estatal, não se prevendo outorga a quaisquer outras empresas petrolíferas. Ou seja, nesses países produtores as empresas exploradoras da atividade petrolífera têm pouco ou nenhum acesso às atividades de exploração e produção e, logo, às reservas de hidrocarbonetos20.
No conceito tradicional de contrato de serviços a empresa petrolífera, atuando como um mero prestador de serviço, não incorre nos riscos exploratórios, recebendo sua
costs and a specified profit. In return, the country contributes the acreage and revenue a share of production. Note, however, that if the acreage is unproductive the company receives no guaranteed profits.”
19BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Estudo das alternavas regulatórias, institucionais e
financeiras para a exploração e produção de petróleo e gás natural para o desenvolvimento industrial da cadeia produtiva de petróleo e gás natural no Brasil. Rio de Janeiro: BNDES, 26 de junho de 2009, p. 34-35 e 87.
20 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório III – Regimes Jurídico-Regulatórios e
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remuneração, via de regra em moeda corrente, ao longo do período contratual, o que lhe garante um fluxo de caixa estável e sempre lucrativo. Por outro lado, ela não tem qualquer participação na receita oriunda da venda do petróleo que venha a ser produzido.
Sob a ótica do Estado detentor das reservas petrolíferas, os principais motivos para que se decida pela adoção desse tipo contratual são: (i) a transferência de expertise da empresa que for executar a prestação de serviços e; (ii) a manutenção do monopólio estatal na atividade exploração e produção.
Ao longo dos tempos, foi criada uma variação desse modelo. Trata-se de quando a própria empresa prestadora de serviços é contratada para sob o seu único e exclusivo risco explorar e produzir petróleo em uma determinada área. É o chamado contrato de serviço com cláusula de risco.21
Nesses casos, a remuneração da empresa prestadora dos serviços está atrelada à possibilidade de descoberta de hidrocarbonetos potencialmente viáveis na área em questão. No caso de tal descoberta, a empresa prestadora, embora não tendo a titularidade desse recurso, passará a ter o direito de receber um percentual estabelecido, o que permitirá que seja ressarcida dos investimentos efetuados.
Por outro lado, caso a área explorado não seja viável comercialmente, o que pode ocorrer por diversos motivos, não apenas pela ausência de hidrocarbonetos, a empresa prestadora dos serviços suportará sozinha todos os custos relacionados com o período exploratório.
Nesse sentido especifico, o modelo de serviços com cláusula de risco se aproxima muito do modelo de partilha, uma vez que a empresa petrolífera somente é remunerada nos casos em que se encontrar hidrocarbonetos comercializáveis nessas reservas.
Por fim, cumpre esclarecer que não se pode confundir os contratos de serviço firmados entre Estados/companhias estatais e outras empresas petrolíferas no intuito de instrumentalizar este modelo, com aqueles contratos de serviços corriqueiros – services
agreements -, amplamente adotados pelas empresas de petróleo, tanto multinacionais
21 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório III – Regimes Jurídico-Regulatórios e
18
quanto nacionais, para contratação de serviços necessários à realização das atividades de exploração22.
Estes contratos de serviço são comuns a todos os regimes jurídico-contratuais, sendo geralmente contratados de prestadores de serviços nacionais e internacionais, como Halliburton, Schlumberger, Maersk e Technip, para a perfuração de poços, operação e manutenção de sondas, FPSOs e outras embarcações utilizadas nessas atividades. Ou seja, essas empresas são meros instrumentos que são utilizados pelas empresas que estão operacionalizando o campo. O caso em tela é distinto, posto que tratamos da própria empresa que irá operacionalizar.
Segundo análise da Bain & Company23, os contratos de serviços, atualmente, existem no Irã, Iraque, Venezuela, Kuwait – que juntos possuem 40% das reservas conhecidas de petróleo -, além de Turcomenistação, Bolívia e Equador. O México utilizava modelo análogo, mas está fazendo gestões no sentido de privatizar sua empresa estatal monopolista, a Pemex.
1.2.4 Acordos de operações conjuntas – Joint Operating Agreements (JOAs)
No chamado modelo de joint venture, as atividades de exploração e produção são realizadas por meio de uma sociedade de propósito específico (“SPE”), constituída entre o Estado hospedeiro, representado por sua companhia, e outras empresas petrolíferas. Não há a celebração de contratos de outros regimes jurídico-regulatórios, tais como concessão ou partilha.
Por ter natureza societária, as joint ventures, são adotadas quando há investimento ou associação de capitais entre Estado e/ou as companhias de petróleo domésticas e internacionais no intuito de direcioná-los para a exploração. O tipo societário a ser adotado pelas partes dependerá sempre das leis societárias e fiscais, principalmente, do Estado hospedeiro, mas, em boa parte dos casos, variações das sociedades anônimas ou das sociedades limitadas são utilizadas24.
22 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório III – Regimes Jurídico-Regulatórios e
Contratos de E&P de Petróleo. Rio de Janeiro, BNDES, junho de 2009, pg. 23-24.
23BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Estudo das alternavas regulatórias, institucionais e
financeiras para a exploração e produção de petróleo e gás natural para o desenvolvimento industrial da cadeia produtiva de petróleo e gás natural no Brasil. Rio de Janeiro: BNDES, 26 de junho de 2009, p. 34-35 e 87.
24 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório I - Regimes Jurídico-Regulatórios e
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Na abertura desse tópico, narrou-se que os modelos tradicionais de contratos de petróleo foram firmados entre empresas e/ou Estados de países desenvolvidos e Estados e/ou empresas de países pobres. Essa assimetria refletiu nos contratos firmados, que eram extremamente desfavoráveis aos países detentores das reservas.
No entanto, conforme exposto, esse quadro foi se alterando no pós guerra. Nesse sentido, as joint ventures foram adotadas em resposta às disputas concernentes ao desequilíbrio contratual vislumbrado nos modelos tradicionais de contratos firmados entre os países produtores do Oriente Médio e as companhias internacionais de petróleo, em que estas recebiam um tratamento mais diferenciado.
De fato, a primeira joint venture foi formada em 1957 pela italiana AGIP, no Egito e no Irã. Em ambos os casos, na sociedade de propósito especifico o Estado hospedeiro e a empresa tinham o mesmo capital societário.
Nas primeiras joint ventures formadas eram as empresas petrolíferas estrangeiras que arcavam com o capital na fase de exploração, existindo um mecanismo posterior de recuperação dos custos quando chegasse à fase produção, modelo parecido com o que ocorre com a partilha25.
O modelo de joint ventures foi e continua sendo utilizado na prática de exploração e produção no contexto mundial. Dependendo do país, suas características podem se assemelhar tanto à concessão quanto à partilha, motivo pelo qual muitos autores não consideram a joint venture como uma modalidade singular de modelo exploratório, apesar de que muitos dos países mais relevantes utilizarem esse modelo26.
De fato, a Venezuela não utiliza qualquer outro regime, sendo lá obrigatória a constituição de uma sociedade de propósito específico (denominada Empresa Mixta) entre a PDVSA e a outra empresa exploradora, para realização das atividades. Além disso, verifica-se que na Nigéria o modelo de joint venture foi amplamente utilizada entre as décadas de 1970 e 1990, e na Angola existe a previsão legal desse regime, apesar de não adotado na prática27.
1.2.5 Outros Contratos
25 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório I - Regimes Jurídico-Regulatórios e
Contratos de E&P de Petróleo. Rio de Janeiro, BNDES, junho de 2009, pg. 391-393.
26 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório I - Regimes Jurídico-Regulatórios e
Contratos de E&P de Petróleo. Rio de Janeiro, BNDES, junho de 2009, pg. 391.
27 BAIN & Company e Tozzini Freire Advogados – Relatório I - Regimes Jurídico-Regulatórios e
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Em resumo, destacam-se outros contratos existentes na indústria do petróleo:
• As licenças permitem que a NOC do país hospedeiro tenha forte ingerência sobre o mecanismo decisório, prazos, especificação de programas mínimos e obrigações financeiras das IOC. Modalidades contratuais muito adotadas no Mar do Norte, têm como principal característica o detalhamento das disposições presentes na Lei do Petróleo do Estado hospedeiro, que suprem as disposições mais simplificadas do contrato firmado entre as partes28.
• os leases29 constituem o regime adotado nos EUA e, em nível estrutural, equivalem às licenças. Entretanto, eles incorporam aspectos típicos do regime dos EUA, em especial os direitos de exploração do subsolo do proprietário da terra e a ampla margem de negociação que existe entre estes proprietários e as empresas petrolíferas.
• farm out – instituto do direito norte americano - é o acordo por meio do qual alguém (farmor) que possui uma área de exploração, lease, cede sua participação nessa área a outro, denominado farmee, em troca da realização por esse último de teste de exploração e produção30.
Por fim, existem os contratos petrolíferos híbridos. Estas formas incorporam traços das modalidades acima, com as peculiaridades das legislações e experiências dos Estados hospedeiros. Por isto, é difícil classificar perfeitamente um contrato em alguma das modalidades existentes31.
1.3 Contratos de Petróleo no Brasil
28 Lier Pires Ferreira em entrevista à revista Carta Forense. Disponível em
http://www.cartaforense.com.br/conteudo/entrevistas/direito-do-petroleo/7274 - Último acesso no dia 24 de março de 2016
29 Lier Pires Ferreira em entrevista à revista Carta Forense. Disponível em
http://www.cartaforense.com.br/conteudo/entrevistas/direito-do-petroleo/7274 - Último acesso no dia 24 de março de 2016
30 Taverne, Bernard. An Introdution to the regulation of the petroleum industry laws, contracts and
conventions. London: Graham & Trotman, 1994, p. 144.
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Dados históricos indicam que já havia exploração de petróleo no Brasil ainda no século XIX. No entanto, o primeiro campo comercial apenas foi descoberto em 1941, no município de Candeia, na Bahia32. À época ainda não existia regramento especifico a cuidar da matéria, isso apenas foi concretizado com o término da Segunda Guerra e o início das discussões em um Congresso com forte viés nacionalista, o que culminou na Lei 2004 de 1953, que instituiu o monopólio estatal da pesquisa, lavra, refino e transporte de petróleo e seus derivados.
A fim de administrar essas atividades, a Lei 2004 determinou a criação da Petróleo Brasileira S.A. – Petrobras.
Durante mais de quarenta anos a Lei 2004 representou a base legal do Direito do Petróleo no Brasil, definindo o âmbito do monopólio da União sobre a pesquisa e lavra de petróleo e outros hidrocarbonetos fluidos e gases raros, o refino e o transporte, sendo complementada pelos atos normativos dos órgãos regulamentadores, que, por sua vez, eram responsáveis pela fixação de preços aplicáveis às atividades da Petrobras33.
No ano de 1995, foi editada a Emenda Constitucional n. 9 que, ao incluir o parágrafo primeiro do artigo 177 da CRFB/88, entre outras providências, autorizou a contratação com empresas privadas ou estatais para a realização das atividades de pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural34.
A exclusividade do exercício do monopólio pela Petrobras foi mantida até o ano de 1997, quando a lei 9.478 (Lei do Petróleo) foi promulgada, revogando a Lei 2004/53 e autorizando a entrada de outras empresas no mercado para atuação em todos os ramos da atividade petrolífera. A lei trouxe diversas outras disposições detalhando a regulação da atividade, tendo criado o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, responsável pela proposição ao Presidente da República de políticas nacionais relacionadas à matéria, e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, órgão regulador da indústria, vinculado ao Ministério de Minas e Energia35.
Essa lei permitiu à Petrobras permanecer explorando aqueles blocos nos quais ela já vinha desenvolvimento algum tipo de atividade, desde que a ANP avaliasse
32 MILANI, E.J. & ZALÁN, P.V Petróleo na margem continental brasileira: Geologia, Exploração,
Resultados e Perspectivas, Brazilian Journal of Geophysics, Vol. 18(3), 2000
33 RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo – As Joint Ventures na Indústria do Petróleo.
Rio de Janeiro, Editora Renovar, 2ª Ed., 2003, pp. 295-296.
34 SILVA, Fernando Fernandes da; “Legislação, Marco Regulatório e Contratos”, in Direito do Petróleo e
Gás – Aspectos Ambientais e Internacionais; Santos, Editora Leopoldianum, 2007.
35 MARTINS, Daniela Couto. A Regulação da Indústria do Petróleo Segundo o Modelo Constitucional
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positivamente a capacidade da empresa em explorar esses blocos. Dessa forma, em 1998, no que ficou conhecido como a Rodada Zero de Licitações a Petrobras obteve da ANP 397 concessões em blocos. Em 1999, a 1ª Rodada de Licitações sob os auspícios da nova regra foi realizada, a partir daquele momento passou a ser livre a concorrência e iniciativa de exploração das reservas petrolíferas que seriam ofertadas pelo Estado brasileiro. Esse modelo de exploração será estudo de forma mais detida nos tópicos seguintes.36
Cumpre destacar que o fim do monopólio não resultou no fim da preponderância da Petrobras no mercado brasileiro. Mesmo após 10 anos da liberalização do mercado de petróleo e gás no Brasil, a Petrobras ainda sustenta posição de absoluta liderança do mercado brasileiro, tendo sido responsável em 2007 por mais de 95% da produção de hidrocarbonetos.
No ano de 2007, o governo brasileiro anunciou a descoberta de um novo campo de exploração petrolífera na chamada camada pré-sal. Essas reservas de petróleo apresentam imensos, representando uma frente de exploração promissora, que poderá dobrar o volume de produção de óleo e gás combustível do Brasil37
Nesse contexto, no final de 2007, sob a justificativa de preservar o interesse nacional, o governo retirou 41 blocos do pré-sal da Nona Rodada de Licitações. Ao mesmo tempo, abriu debates e discussões acerca de um novo modelo exploratório que garantisse maior controle da União sob a exploração e produção na área do pré-sal38.
As discussões transcorreram durante três anos, até que em 02 de agosto de 2010 o Congresso promulgou a Lei de 12.304/2010 e em 22 de dezembro a Lei 12.351/2010. As duas legislações são complementares e visam instituir o modelo imaginado pelo governo brasileiro que incluiu no Direito do Petróleo pátrio o chamado modelo de partilha de produção, mas não somente isso, trata-se de um modelo de partilha de produção com características bem especiais, conforme será destacado nos tópicos seguintes.
36 MORAES, Alexandre de. Regime Jurídico da Concessão para Exploração de Petróleo e Gás Natural.
Revista de Direito Constitucional e Internacional, São Paulo, 2001, p. 162-176.
37 http://brasilescola.uol.com.br/brasil/historia-do-petroleo-no-brasil.htm
38 Governo retira 41 blocos da 9ª rodada após descoberta. Disponível em
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1.3.1 Contrato de concessão no Brasil
Conforme já exposto, no contrato de concessão a titularidades dos recursos petrolíferos é da empresa exploradora, sendo que o Estado aufere sua renda por meio das participações governamentais e tributos.
No caso brasileiro, primeiramente pertence à União todos os direitos de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos, o qual será explorado mediante licitações promovidas pela ANP, as quais irão transferir a titularidades desses recursos aos particulares que serão responsáveis pela licitação.
Nos termos do art. 23 da Lei n. 9.487/97, esses contratos deverão prever duas fases: (i) a de exploração, na qual se incluem as atividades de avaliação de eventual descoberta de petróleo ou gás natural, para determinação de sua comercialidade e; (ii) a de produção, que consiste no desenvolvimento da atividade propriamente dita.
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, ou sob o regime de partilha de produção nas áreas do pré-sal e nas áreas estratégicas, conforme legislação específica. (Redação dada pela Lei nº 12.351, de 2010)
Parágrafo único. A ANP definirá os blocos a serem objeto de contratos de concessão.
§ 1° A ANP definirá os blocos a serem objeto de contratos de concessão. (Redação dada pela Lei nº 11.909, de 2009) (Revogado pela Lei nº 12.351, de 2010)
§ 2° A ANP poderá outorgar diretamente ao titular de direito de lavra ou de autorização de pesquisa de depósito de carvão mineral concessão para o aproveitamento do gás metano que ocorra associado a esse depósito, dispensada a licitação prevista no caput deste artigo. (Incluído pela Lei nº 11.909, de 2009)
Esse processo se inicia com a ANP convidando as empresas para participar da licitação de determinados blocos escolhidos discricionariamente por ela. A empresa então deve manifestar seu interesse em participar desse certame, devendo ainda preencher todos os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela agência reguladora. À essa fase, entendida como o momento em que a empresa deve entregar todos os documentos exigidos, se qualificando para o certame licitatório, dá-se o nome de “habilitação”.
Conforme preceitua o art. 26 da Lei n. 9.487/97, os contratos de concessão obrigam o concessionário a explorar por sua conta e risco os campos petrolíferos, sendo que, em caso de êxito, poderá produzir o petróleo nesse campo com a titularidade da propriedade desses bens. Confira-se:
24 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.
Em continuidade, nos termos dos § 1° a 3° do mesmo art. 26, em caso de êxito na exploração, a empresa petrolífera deverá submeter à aprovação da ANP os planos e projetos de desenvolvimento e produção, sendo que a órgão regulador emitirá seu parecer acerca desses planos e projetos no prazo máximo de 180 dias. Caso a ANP não emita parecer, os planos são considerados aprovados.
§ 1° Em caso de êxito na exploração, o concessionário submeterá à aprovação da ANP os planos e projetos de desenvolvimento e produção. § 2° A ANP emitirá seu parecer sobre os planos e projetos referidos no parágrafo anterior no prazo máximo de cento e oitenta dias.
§ 3° Decorrido o prazo estipulado no parágrafo anterior sem que haja manifestação da ANP, os planos e projetos considerar-se-ão automaticamente aprovados.
Apenas em caso de previsão em edital é que será possível a partição de empresas em consórcio de licitação, nos termos do art. 38 da citada Lei:
Art. 38. Quando permitida a participação de empresas em consórcio, o edital conterá as seguintes exigências:
I - comprovação de compromisso, público ou particular, de constituição do consórcio, subscrito pelas consorciadas;
II - indicação da empresa líder, responsável pelo consórcio e pela condução das operações, sem prejuízo da responsabilidade solidária das demais consorciadas;
III - apresentação, por parte de cada uma das empresas consorciadas, dos documentos exigidos para efeito de avaliação da qualificação técnica e econômico-financeira do consórcio;
IV - proibição de participação de uma mesma empresa em outro consórcio, ou isoladamente, na licitação de um mesmo bloco;
V - outorga de concessão ao consórcio vencedor da licitação condicionada ao registro do instrumento constitutivo do consórcio, na forma do disposto no parágrafo único do art. 279 da Lei n° 6.404, de 15 de dezembro de 1976.
O julgamento das ofertas é baseado na proposta mais vantajosa, seguindo os critérios objetivos disciplinados pelo art. 40 da Lei n. 9.478/97, bem como aqueles critérios que o Edital expressamente estipular – art. 41 da Lei n. 9.478/97. Nesse sentido, serão levados em conta o programa geral de trabalho, as propostas para as atividades de exploração, os prazos, os volumes de investimento, os cronogramas
25
físicos e financeiros, os pagamentos das participações governamentais, etc. Confira-se o art. citado:
Art. 40. O julgamento da licitação identificará a proposta mais vantajosa, segundo critérios objetivos, estabelecidos no instrumento convocatório, com fiel observância dos princípios da legalidade, impessoalidade, moralidade, publicidade e igualdade entre os concorrentes.
Art. 41. No julgamento da licitação, além de outros critérios que o edital expressamente estipular, serão levados em conta:
I - o programa geral de trabalho, as propostas para as atividades de exploração, os prazos, os volumes mínimos de investimentos e os cronogramas físico-financeiros;
II - as participações governamentais referidas no art. 45.
Conforme art. 42, caso ocorra empate entre os licitantes, o certame será decido em favor da Petrobras, mas apenas nos casos em que ela concorrer sozinha.
Os contratos de concessão no Direito do Petróleo pátrio, nos termos do art. 43 da Lei n. 9.478/97, obrigatoriamente devem conter as seguintes cláusulas, denominadas de essenciais:
I - a definição do bloco objeto da concessão;
II - o prazo de duração da fase de exploração e as condições para sua prorrogação;
III - o programa de trabalho e o volume do investimento previsto;
IV - as obrigações do concessionário quanto às participações, conforme o disposto na Seção VI;
V - a indicação das garantias a serem prestadas pelo concessionário quanto ao cumprimento do contrato, inclusive quanto à realização dos investimentos ajustados para cada fase; VI - a especificação das regras sobre devolução e desocupação de áreas, inclusive retirada de equipamentos e instalações, e reversão de bens;
VII - os procedimentos para acompanhamento e fiscalização das atividades de exploração, desenvolvimento e produção, e para auditoria do contrato;
VIII - a obrigatoriedade de o concessionário fornecer à ANP relatórios, dados e informações relativos às atividades desenvolvidas;
26
IX - os procedimentos relacionados com a transferência do contrato, conforme o disposto no art. 29;
X - as regras sobre solução de controvérsias, relacionadas com o contrato e sua execução, inclusive a conciliação e a arbitragem internacional;
XI - os casos de rescisão e extinção do contrato;
XII - as penalidades aplicáveis na hipótese de descumprimento pelo concessionário das obrigações contratuais.
Conforme exposto, os principais direitos do concessionário são a exclusividade de perfuração e produção na área de concessão e a propriedade dos hidrocarbonetos a partir do ponto de medição. Outro direito que merece destaque é o de exportar o bem explorado, o que está condicionado à autorização da ANP , nos termos da Portaria n. 7 de 11 de janeiro de 1999.
O cessionário é obrigado ainda a ser uma empresa brasileira, a qual poderá até ser controlado por companhia estrangeira, desde que apresente uma garantia de performance. O art. 44 da Lei n. 9.478/97 disciplina outras obrigações essenciais do cessionário, que são:
I - 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;
II - comunicar à ANP, imediatamente, a descoberta de qualquer jazida de petróleo, gás natural ou outros hidrocarbonetos ou de outros minerais;
III - realizar a avaliação da descoberta nos termos do programa submetido à ANP, apresentando relatório de comercialidade e declarando seu interesse no desenvolvimento do campo;
IV - submeter à ANP o plano de desenvolvimento de campo declarado comercial, contendo o cronograma e a estimativa de investimento;
V - 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 conseqüência de eventuais demandas motivadas por atos de responsabilidade do concessionário;
27
VI - 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.
As hipóteses de extinção do contrato de concessão estão reguladas pela no art. 28 da Lei do Petróleo, e consistem: no vencimento do prazo contratual; no acordo entre as partes; na rescisão; nas previsões expressas no contrato; na não descoberta comercial; nos casos de término da fase de exploração; na opção de desistência e devolução das áreas; na fase de exploração e; na ausência de viabilidade comercial da área. Confira-se:
Art. 28. As concessões extinguir-se-ão: I - pelo vencimento do prazo contratual; II - por acordo entre as partes;
III - pelos motivos de rescisão previstos em contrato;
IV - ao término da fase de exploração, sem que tenha sido feita qualquer descoberta comercial, conforme definido no contrato;
V - no decorrer da fase de exploração, se o concessionário exercer a opção de desistência e de devolução das áreas em que, a seu critério, não se justifiquem investimentos em desenvolvimento.
§ 1° A devolução de áreas, assim como a reversão de bens, não implicará ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP, nem conferirá ao concessionário qualquer direito de indenização pelos serviços, poços, imóveis e bens reversíveis, os quais passarão à propriedade da União e à administração da ANP, na forma prevista no inciso VI do art. 43.
§ 2° Em qualquer caso de extinção da concessão, o concessionário fará, por sua conta exclusiva, a remoção dos equipamentos e bens que não sejam objeto de reversão, ficando obrigado a reparar ou indenizar os danos decorrentes de suas atividades e praticar os atos de recuperação ambiental determinados pelos órgãos competentes.
1.3.2 Contrato de partilha de produção no Brasil
O modelo regulatório e contratual da partilha de produção está disciplinado pela Lei n. 12.531/11. A definição técnica do regime de partilha da produção foi estabelecida no art. 2°, I, da própria Lei, nos seguintes termos:
Art. 2° Para os fins desta Lei, são estabelecidas as seguintes definições:
I - partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à 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;
28
A Lei n. 12.531, estabeleceu também que a Petrobras será operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, não podendo ter participação menor do que 30% no consórcio vencedor ( art. 10, III,c).
Art. 10. Caberá ao Ministério de Minas e Energia, entre outras competências:
(...)
III - propor ao CNPE os seguintes parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção:
(...)
c) a participação mínima da Petrobras no consórcio previsto no art. 20, que não poderá ser inferior a 30% (trinta por cento);
(...)
As regras dispostas nesse art. 20 da Lei 12.531/2011 impõem a todos os licitantes a obrigação de constituir consórcio não apenas com a Petrobras, mas com a empresa pública que realizará a gestão dos contratos de partilha de produção, PPSA, cuja criação adveio da Lei n. 12.304/2011, além de estar prevista no art. 8°, § 1º e 2°.
Art. 20. O licitante vencedor deverá constituir consórcio com a Petrobras e com a empresa pública de que trata o § 1o do art. 8o desta Lei, na forma do disposto n. art. 279 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976.
§ 1o A participação da Petrobras no consórcio implicará sua adesão às regras
do edital e à proposta vencedora.
§ 2o Os direitos e as obrigações patrimoniais da Petrobras e dos demais
contratados serão proporcionais à sua participação no consórcio.
§ 3o O contrato de constituição de consórcio deverá indicar a Petrobras como
responsável pela execução do contrato, sem prejuízo da responsabilidade solidária das consorciadas perante o contratante ou terceiros, observado o disposto no § 2o do art. 8o desta Lei.
Art. 8° A União, por intermédio do Ministério de Minas e Energia, celebrará os contratos de partilha de produção:
(...)
§ 1º A gestão dos contratos previstos no caput caberá à empresa pública a ser criada com este propósito.
§ 2º A empresa pública de que trata o § 1o deste artigo não assumirá os riscos
e não responderá pelos custos e investimentos referentes às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção decorrentes dos contratos de partilha de produção.
Em outras palavras, independentemente de qualquer coisa, pelas regras em vigor, sempre existirá um consórcio formada pela Petrobras e pela PPSA. Esse mecanismo em muito difere dos outros contratos de partilha existentes no mundo. Não é ordinária que uma empresa que não irá investir nada no empreendimento, a PPSA, tenha poder na direção do consórcio, pior, tendo até mesmo o poder de veto. A própria troca
29
do modelo gerou diversas críticas desde a sua concepção39. No entanto, sem sombra de dúvidas, foi essa inovação legislativa que representou a maior fonte de questionamentos doutrinários, em razão, inclusive, da sua inaplicabilidade, já que a União não parece ter sequer estruturado tal empresa40.
Outro ponto controverso da Lei, é que a Petrobras por determinação do art. 4° da Lei sempre participará como operadora dos blocos da área do Pré-Sal.
Art. 4 - A Petrobras será a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, sendo-lhe assegurado, a este título, participação mínima no consórcio previsto no art. 20.
Pelo exposto, a Petrobras dependo dos interesses estratégicos da União, poderá desempenhar diversas funções dentro desse modelo regulatória. Destacam-se as seguintes: (i) na forma do art. art. 8°, I a Petrobras poderá ser contratada diretamente para exploração e produção; (ii) em regular licitação poderá ser a única “contratada” ou constituir consórcio com as outras empresas, sendo, então, responsável pela execução do empreendimento, como operadora, o que não exclui a responsabilidade solidária das consorciadas perante o contratante ou terceiros (art. 20, §3°).
Art. 8o A União, por intermédio do Ministério de Minas e Energia, celebrará
os contratos de partilha de produção:
I - diretamente com a Petrobras, dispensada a licitação; ou II - mediante licitação na modalidade leilão.
(...)
Esse sistema foi criado com o simples objetivo de proteger a capacidade técnica da Petrobras, impedindo que as outras empresas participem diretamente da exploração de solos profundos41. Com isso, as empresas contratadas, dentro das regras existentes, se tornam meros investidores das áreas, suportando os custos e investimentos necessários à execução do contrato, que, por sua vez se dará com a operação única da Petrobras.
Ressalta-se ainda que a União poderá assumir parcela dos riscos, mas só quando participar dos investimentos em exploração e produção com o montante do “fundo específico criado por lei” (art. 6º parágrafo único).
39 Por todos, paper, desenvolvido pelos Advogados Rafael Baptista Baleroni e Jorge Antônio Pedrosa
Júnir – Pré-Sal: Desafio e uma Proposta de Regulação.
40 Conforme apontado pela Tomada de Contas 031.831/2014-1, na qual o Tribunal de Contas da União
constatou a existência de inúmeros riscos relacionados à implementação dessa empresa.
30 Art. 6° Os custos e os investimentos necessários à execução do contrato de partilha de produção serão integralmente suportados pelo contratado, cabendo-lhe, no caso de descoberta comercial, a sua restituição nos termos do inciso II do art. 2o.
Parágrafo único. A União, por intermédio de fundo específico criado por lei, poderá participar dos investimentos nas atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção na área do pré-sal e em áreas estratégicas, caso em que assumirá os riscos correspondentes à sua participação, nos termos do respectivo contrato.
Os acordos de partilha de produção no Brasil, nos termos do art. 42 da Lei n°12.351/2010, dispõe que, além da parcela em óleo, o Governo ainda receberá, como receitas, os royalties e o bônus de assinatura.
Art. 42. O regime de partilha de produção terá as seguintes receitas governamentais:
I - royalties; e
II - bônus de assinatura.
§ 1o Os royalties, com alíquota de 15% (quinze por cento) do valor da
produção, correspondem à compensação financeira pela exploração do petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos líquidos de que trata o § 1º do art. 20 da Constituição Federal, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado e sua inclusão no cálculo do custo em óleo. § 2° O bônus de assinatura não integra o custo em óleo e corresponde a valor
fixo devido à União pelo contratado, devendo ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção e pago no ato da sua assinatura, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado.
O art. 42 §1º, fixa os royalties em 15% do volume total da produção de petróleo e gás natural do campo, excluindo-se os royalties do custo em óleo. Esse percentual é muito superior aos dos royalties de concessões existentes, porém compensado pela inexistência de participação especial, aplicável a campos de grande produção sob contrato de concessão, conforme art. 50 da Lei do Petróleo42. O art. 42, §2°, dispõe que o bônus de assinatura não integra o custo em óleo e que corresponde a um valor fixo a ser estabelecido no contrato de partilha.
A Lei 12.351/2010 prevê ainda que quando o bloco se localizar em terra, haverá o pagamento de participação equivalente a até 1% do valor da produção de petróleo ou gás natural pelo proprietário da terra. Trata-se de artigo de difícil aplicação, visto que é incomum no caso do pré-sal a existência de blocos em terra, razão pela qual eliminou-se a taxa de participação especial na primeira Rodada de Licitação.
42 Art. 50. O edital e o contrato estabelecerão que, nos casos de grande volume de produção, ou de grande
rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação especial, a ser regulamentada em decreto do Presidente da República. (Vide Lei nº 10.261, de 2001)
31 Art. 43. O contrato de partilha de produção, quando o bloco se localizar em terra, conterá cláusula determinando o pagamento, em moeda nacional, de participação equivalente a até 1% (um por cento) do valor da produção de petróleo ou gás natural aos proprietários da terra onde se localiza o bloco.
Assim como no contrato padrão de partilha estudado acima, também no Brasil a remuneração do parceiro privado se dará através da recuperação do cost oil e da apropriação de parcela do profit oil.
A(s) empresa(s) vencedora(s) do certame licitatório, poderá recuperar todos os investimentos efetuados no campo, o que acontecerá sob a rubrica de “cost oil”.
Diversas críticas já foram elaboradas acerca da complexidade contábil dos cálculos feitos para determinar os custos operacionais empresas, assim como as fórmulas matemáticas para sua recuperação43. Os critérios utilizados pelo Brasil estão previstos na cláusula 5 do contrato de partilha da 1ª Rodada de Partilha da Produção.
CLÁUSULA QUINTA - RECUPERAÇÃO DO CUSTO EM ÓLEO Direito ao Custo em Óleo
5.1 Exclusivamente em caso de Descoberta Comercial, o Contratado terá direito a receber, como Custo em Óleo, uma parcela da Produção de Petróleo e Gás Natural produzidos, dentro dos prazos, critérios e condições estabelecidas no Anexo VII - Procedimentos para Apuração do Custo e do Excedente em Óleo.
Cálculo do Custo em Óleo
5.2 Os gastos a serem recuperados pelo Contratado como Custo em Óleo serão aqueles necessariamente aprovados no âmbito do Comitê Operacional e reconhecidos pela Gestora nos termos deste Contrato, segundo a metodologia e procedimentos estabelecidos Anexo VII - Procedimentos para Apuração do Custo e do Excedente em Óleo.
Do Custo em Óleo
5.3 Os gastos aprovados pelo Comitê Operacional e posteriormente reconhecidos pela Gestora como Custo em Óleo serão registrados em conta própria, cujo saldo será controlado pela Gestora.
5.3.1 O saldo da conta Custo em Óleo, quando positivo, representará crédito para o Contratado.
5.4 O Contratado, a cada mês, poderá recuperar o Custo em Óleo a que se refere o parágrafo 5.3, respeitando o limite de 50% (cinquenta por cento) do Valor Bruto da Produção nos dois primeiros anos de Produção e de 30% (trinta por cento) do Valor Bruto da Produção nos anos seguintes, para cada Módulo da Etapa de Desenvolvimento.
5.4.1 Após o início da Produção, caso os gastos registrados como Custo em Óleo não sejam recuperados no prazo de 2 (dois) anos a contar da data do seu reconhecimento como crédito para o Contratado, o limite de que trata o caput será aumentado, no período seguinte, para
43 Relatório I- Regimes Jurídico-Regulatórios e Contratuais de E&P de Petróleo e Gás. Ed. Bain & Op.
