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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
AVM FACULDADE INTEGRADA
O REGIME DE PARTILHA E AS CONSEQUÉNCIAS DA RESERVA DE
PARTICIÁÇÃO LEGAL DA PETROBRÁS NOS CONTRATOS
Por: Natália Carolini Costa Oliveira
Orientador
Prof. William Rocha
Rio de Janeiro
2014
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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
AVM FACULDADE INTEGRADA
O REGIME DE PARTILHA E AS CONSEQUÉNCIAS DA RESERVA DE
PARTICIÁÇÃO LEGAL DA PETROBRÁS NOS CONTRATOS
Apresentação de monografia à AVM Faculdade Integrada
como requisito parcial para obtenção do grau de
especialista em Direito da Energia, Petróleo e gás.
Por: Natália Carolini Costa Oliveira.
3
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus pela força que me dá para
vender as adversidades e a meus pais por
apoiarem e incentivarem meus projetos.
4
DEDICATÓRIA
Dedico esse trabalho ao meu noivo e eterno
namorado, pela dedicação e cuidado em todo o
período da elaboração deste trabalho.
5
RESUMO
O presente trabalho está relacionado com as recentes descobertas feitas da
existência de petróleo no campo de Libra, mais conhecido com pré-sal e sua importância
para o crescimento e desenvolvimento do país.
Tais descobertas são importantes, pois elevam a posição do Brasil, que passará
a ser conhecido como um dos maiores produtores de Petróleo do mundo.
A exploração também traz à tona discussões sobre os desafios de
desenvolvimento de uma tecnologia eficaz para a exploração em águas profundas.
A análise desse tema é de suma importância, pois esse campo de exploração
poderá trazer grandes investimentos externos para o país, e a produção e
comercialização dos produtos ali explorados trarão grande desenvolvimento para o
Brasil, não apenas na área econômica, mas também na área social.
A Petrobrás terá uma posição de destaque nesse contexto, uma vez que foi
elaborada e editada uma legislação específica para atender os projetos de exploração
desse campo, a dizer, a Lei 12.351/2010, a qual regulamenta a exploração e a produção
de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha
de produção, em áreas do pré-sal e outras áreas estratégicas, o que marcou o início de
uma nova fase na área de pesquisa e exploração energética nacional.
Assim, grandes questões se levantam sobre as funções da Petrobras nesses
contratos de partilha, como única operadora e detentora de uma participação mínima
não inferior a 30% do volume da produção.
Como operadora, a Petrobras terá como função primordial a condução e
execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação,
desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção.
Assim, pouco se sabe sobre os reais desafios que a Petrobrás encontrará pela
frente nos contratos de partilha, os desdobramentos desse recém-chegado contrato é
ainda uma novidade e será acompanhado por todos com muita expectativa sobre os
desafios a serem enfrentados para sua fiel execução.
6
METODOLOGIA
Para a construção deste trabalho e atingir o seu objetivo, foram utilizados
métodos que tem como ponto de partida a pesquisa bibliográfica sobre o tema e sobre
tema correlatos, para a construção de seu embasamento teórico.
Foram obtidos dados através de consultas a matérias jornalísticas para
averiguação de dados estatísticos que aprofundam o estudo e melhor fundamentam o
tema.
Foram utilizados artigos de especialistas no assunto abordado, bem como de
textos institucionais das empresas e sociedades ligadas a área estudada, para uma análise
mais técnica e aprofundada.
7
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 8 CAPÍTULO 1 - OS AVANÇOS ALCANÇADOS COM A EVOLUÇÃO DO MARCO REGULATÓRIO NO DIREITO DA ENERGIA, PETRÓLEO E GÁS. 10 1.1 Evolução dos contratos de concessão aos contratos de partilha ....................... 10
CAPÍTULO 2 - O CONCEITO DE CAMADA DE PRÉ-SAL E A SUA IMPORTÂNCIA PARA O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL DO BRASIL................................................................................................................... 21
2.1 O Conceito de Pré-sal ....................................................................................... 21
2.2 A Importância estratégica do Pré-sal ................................................................ 21 CAPÍTULO 3 - AS ATRIBUIÇÕES DO ÓRGÃO OPERADOR NOS CONTRATOS DE PARTILHA .................................................................................. 27 CAPITULO 4 - AS IMPLICAÇÕES ADVINDAS DA CONCENTRAÇÃO DESSA ATRIBUIÇÃO APENAS NA FIGURA DA PETROBRAS ...................................... 36
4.1Aspecto Histórico da hegemonia da Petrobras nas atividades de exploração e produção de energia. ................................................................................................... 36
4.2Implicações advindas da existência de operador único nos contratos de Partilha 37 CONCLUSÃO ............................................................................................................... 41 BIBLIOGRAFIA CONSULTADA ............................................................................. 42
8
INTRODUÇÃO
O tema proposto no presente trabalho está diretamente ligado às recentes
descobertas do campo de Libra, onde pesquisadores ligados a Petrobrás visualizaram a
possibilidade de exploração de petróleo e gás natural nas camadas de pré-sal, situadas
em águas profundas.
A análise desse tema é de suma importância, pois esse campo de exploração
poderá trazer grandes investimentos externos para o país, e a produção e
comercialização dos produtos ali explorados trarão grande desenvolvimento para o
Brasil, não apenas na área econômica, mas também na área social.
As reservas de petróleo encontradas na camada pré-sal do litoral brasileiro
estão dentro da área marítima considerada zona econômica exclusiva do Brasil. São
reservas com petróleo considerado de média a alta qualidade, e sua exploração e
comercialização poderão trazer um avançado desenvolvimento na área da educação,
saúde, econômica, dentre outras, em esfera nacional.
Essa recente descoberta do campo de Libra foi um marco que criou a
possibilidade de autossuficiência nacional em petróleo e gerou um novo marco
regulatório, com a edição da Lei 12.351/2010, a qual regulamenta a exploração e a
produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime
de partilha de produção, em áreas do pré-sal e outras áreas estratégicas, selando o início
de uma nova fase na área de pesquisa e exploração energética nacional.
Visualizamos, assim, que são muitas as questões levantadas com o início desse
novo marco regulatório, envolvendo tanto indagações relacionadas aos riscos ao meio
ambiente; a investimentos em tecnologias capazes de permitir exploração em águas
profundas; bem como questões relacionadas ao novo papel assumido pela Petrobrás na
gestão dessas atividades, como responsável pela condução e execução, direta ou
indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e
desativação das instalações de exploração e produção.
9
Abordaremos neste trabalho os riscos e desdobramentos dessa reserva legal de
participação da Petrobrás em todos os contratos de partilha para a exploração das
camadas de pré-sal e as consequências para a Petrobrás da assunção de todas essas
responsabilidades.
A evolução do marco regulatório que disciplina a exploração e produção do
Petróleo em águas profundas trouxe maior segurança jurídica para as contratações
envolvendo empreendimentos de grande vulto econômico, como é o caso dos campos de
pré-sal; principalmente pelo cada vez crescente interesse de empresas estrangeiras na
participação de licitações que envolvam o campo de Libra.
Sendo assim, a participação da Petrobras como operadora nesses contratos é de
suma importância, para uma maior participação e controle da União no desenvolvimento
dessa atividade tão importante para o país.
Entretanto, a reserva de participação legal da Petrobras em todos os contratos
de exploração e produção de petróleo nem sempre terá uma vantagem prática para esta
instituição, que é uma sociedade de economia mista, e, portanto, de capital não apenas
estatal; pois será privada da liberdade de contratar apenas em casos específicos, em que
entenda ser mais vantajoso e viável sua participação.
Tal medida pode representar um entrave ao desenvolvimento desse setor, pois a
obrigatoriedade da participação da Petrobras nesses contratos poderá trazer insegurança
e desconfiança para os investidores estrangeiros, que poderão vir a fazer tímidos
investimentos no país, além da configuração de violação aos princípios da livre
iniciativa, e da livre concorrência.
10
CAPÍTULO 1
OS AVANÇOS ALCANÇADOS COM A EVOLUÇÃO DO MARCO
REGULATÓRIO NO DIREITO DA ENERGIA, PETRÓLEO E GÁS.
1.1 Evolução dos contratos de concessão aos contratos de partilha
Lei 9.478/97 que dispõe sobre a política energética nacional, e as atividades
relativas ao monopólio do Petróleo, é conhecida como o estatuto do Petróleo foi editada
em um período de flexibilização do monopólio do estado sobre o petróleo, que se deu a
partir de 1995. Conforme nos ensina o Ilústre professor José Alberto Bucheb, em seu
livro “O Direito do Petróleo”, “o processo de abertura do setor do petróleo se deu com a
aprovação da emenda constitucional nº 9, de 9 de novembro de 1995 e da lei nº9.478 de
6 de agosto de 1997”.1
O renomado professor nos informa que podemos dividir a história da legislação
brasileira aplicável ao Petróleo em 5 (cinco) fases principais, quais sejam: A primeira
diz respeito ao sistema regaliano, que tem como característica o direito de propriedade
do subsolo, exercido pelo príncipe, como atributo da soberania. A segunda relaciona-se
com o regime da livre iniciativa que vigeu de 1891 a 1934, onde prevalecia o primado
de que as riquezas do subsolo pertenciam ao proprietário do solo. A terceira que vigeu
de 1934 a 1953, diz respeito a autorização ou concessão , tendo como característica a
separação entre a propriedade do solo e a das riquezas do subsolo. Nesta fase foi editado
o Decreto lei que criou o Conselho Nacional do Petróleo, nº 395/1938; o Decreto Lei
que instituiu o regime legal das jazidas de petróleo e gas naturais, de rochas
betuminosas e piro-betuminosas, de nº 3236/41, dentre outros. Ainda, conforme dos
ensina Bucheb, nesta fase foram inseridas importantes inovações, sendo a primeira a que
permitiu que empresas estrangeiras explorassem e produzissem petróleo no Brasil,
contanto que fossem organizadas no país, e a segunda que estabelecia que apenas por lei
a União poderia monopolizar determinada indústria ou atividade. Já a quarta fase que
durou de 1953 a 1995, refere-se ao regime de monopólio estatal do petróleo, onde com a
1 BUCHEB, José Alberto, Direito do Petróleo: A Regulação das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil, Ed. Lumen Juris, 2007, p.5.
11
edição da lei nº 2.004/53, ficou definido como monopólio da União as atividades de
pesquisa e lavra das jazidas de petróleo, sua refinação, bem como o transporte marítimo
do petróleo bruto e seus derivados, excetuando-se apenas as atividades de distribuição e
revenda dos derivados do petróleo. Referido monopólio passou a integrar o texto da
Constituição de 1967, através de seu art. 162. A Constituição de 1988 trouxe como
inovação o estabelecimento de proibição a celebração de novos contratos de risco,
ressalvados os já em vigor na data de sua promulgação. E por fim, a quinta fase traz
como característica a flexibilização desse monopólio estatal sobre o petróleo, com o
processo de abertura do setor do petróleo, através da edição da EC nº 9 de 1997.2
O Petróleo e seus derivados são bens de suma importância para o
desenvolvimento nacional, por isso foi tutelado pela Carta de 1988, onde em seu art.
176 nos informa que:
“As jazidas, em lavra ou não, e demais recursos minerais e os potenciais de energia hidráulica constituem propriedade distinta da do solo, para efeito de exploração ou aproveitamento, e pertencem à União, garantida ao concessionário a propriedade do produto da lavra”. § 1º A pesquisa e a lavra de recursos minerais e o aproveitamento dos potenciais a que se refere o "caput" deste artigo somente poderão ser efetuados mediante autorização ou concessão da União, no interesse nacional, por brasileiros ou empresa constituída sob as leis brasileiras e que tenha sua sede e administração no País, na forma da lei, que estabelecerá as condições específicas quando essas atividades se desenvolverem em faixa de fronteira ou terras indígenas”.
A inovação apresentada no texto do § 1º do art. 176 da Constituição de 1988
foi trazida pela Emenda Constitucional nº 6/95, em que foi afastada a vedação à
participação de empresa e grupos transnacionais nas atividades de pesquisa e lavra de
recursos minerais, dentre os quais estão incluídos o gás natural, bem como o petróleo.
No mesmo sentido o art. 177 da Constituição dispões em seu § 1º que “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”,
em que os incisos supra referidos referem-se as atividades de pesquisa e a lavra das
2 Ver BUCHEB, José Alberto, op. Cit. P 1 a 5.
12
jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos; a refinação do
petróleo nacional ou estrangeiro; a importação e exportação dos produtos e derivados
básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores; o transporte marítimo
do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no
País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e
gás natural de qualquer origem; dentre outras.
O já mencionado professor Bucheb, brilhantemente, nos ensina que
“o conteúdo dos dois primeiros artigos da lei 9.478/97 transcende a questão do petróleo ao abarcar, de maneira mais geral, o tema relativo às políticas nacionais para o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país”. Ele nos demonstra que a importância estratégica desse segmento da economia, levou a inserção dessa matéria na lei que trata da indústria do petróleo, bem como concedeu status constitucional, em face dos imperativos da segurança nacional e do seu relevante interesse coletivo.3
Aprofundando ainda mais o tema com relação ao processo histórico e
geopolítico do monopólio do petróleo, Bucheb afirma que:
“Nessa linha, a preservação do interesse nacional encontra
suporte no fundamento da soberania e no princípio da
independência nacional, a promoção do desenvolvimento –
associada à ampliação do mercado de trabalho e à valorização
dos recursos energéticos – funda-se num dos objetivos
fundamentais da República federativa do Brasil, qual seja, o de
garantir o desenvolvimento nacional (...)”4
3 Ver BUCHEB, José Alberto, op. Cit. P 46. 4 Ver BUCHEB, José Alberto, op. Cit. P47
13
Já com relação a Petrobrás, seu objetivo e importância institucional na política do
Petróleo, os artigos 61 ao 68 da Lei 9.478/97 nos informam que:
Art. 61 - A Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRÁS é uma sociedade de economia mista vinculada ao Ministério de Minas e Energia, que tem como objeto a pesquisa, a lavra, a refinação, o processamento, o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins, conforme definidas em lei. § 1º As atividades econômicas referidas neste artigo serão desenvolvidas pela PETROBRÁS em caráter de livre competição com outras empresas, em função das condições de mercado, observados o período de transição previsto no Capítulo X e os demais princípios e diretrizes desta Lei. Art. 62. A União manterá o controle acionário da PETROBRÁS com a propriedade e posse de, no mínimo, cinqüenta por cento das ações, mais uma ação, do capital votante.
Em artigo dedicado ao tema, o Autor Ricardo José Barreiros nos ensina que:
“Muito se escreveu sobre a implantação e o amadurecimento da indústria petrolífera no Brasil ao longo de mais de cindo décadas, desde o nascimento e trajetória da Petrobras em suas primeiras descobertas em terra até seu pioneirismo em atuações em águas profundas. Seu fortalecimento internacional permitiu aumentar a capacidade para enfrentar todos os desafios do cenário nacional, com a quebra do monopólio. Com a publicação da Lei nº 9.478/97 – Lei do Petróleo, que dispõe sobre a Política Energética Nacional - foram instituídos o CNPE – Conselho Nacional de Política Energética e a ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Além disso, a Lei estabelece diretrizes para a regulação das atividades petrolíferas do monopólio da União e também regulamentou o regime de concessão em conjunto com o art. nº 176 da CF.5
5 LEME, Ricardo José Barreiros de Oliveira - AS PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE OS REGIMES DE CONCESSÃO E PARTILHA E O IMPACTO DA NOVA DISTRIBUIÇÃO DOS ROYALTIES – trabalho apresentado à Fundação CEPERJ, em 2013.P.06.
14
O Professor Bucheb nos explica que a inclusão do Art. 67 na Lei 9478/97
trouxe intenso debate sobre sua constitucionalidade, pois o referido artigo dispõe sobre a
aprovação por decreto de procedimento licitatório simplificado para a aquisição de bens
e serviços pela Petrobrás, o que veio a ocorrer com a edição do Decreto 2.745/98.6
Entretanto, o STF, em 2006, no Mandado de Segurança de nº 25.888,
concedeu liminar à Petrobrás, garantindo a aplicação do Regulamento de procedimento
licitatório simplificado, sob o argumento de que a EC 9/95 apesar de ter mantido o
monopólio estatal da atividade econômica relacionado ao petróleo e ao gás e a outros
hidrocarbonetos fluidos, acabou com o monopólio do exercício dessa atividade, o que
permitiria que empresas privadas participassem dessa atividade mediante a celebração
de contratos de concessão com a União. Assim, como consequência, com a relativização
do monopólio exercido pela Petrobrás sobre essa atividade, trazida com a EC 9/95, a
Petrobrás passou a exercer a atividade econômica de exploração do Petróleo em regime
de livre competição com as empresas privadas, concessionárias da atividade, as quais
não estão submetidas as regras rígidas de licitação e contratação da Lei 8.666/93. O
intuito de tal procedimento é dar à estatal a agilidade necessária para competir num
ambiente de livre concorrência.7
O Autor Ricardo José Barreiros nos sinaliza que desde a publicação da Lei nº
9.478/1997, conhecida com a Lei do Petróleo, que instituiu a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP até a edição da Lei nº 12.351/2010, que
instituiu o regime de partilha de produção, o regime de concessão era o único tipo de
regime legalmente conhecido para o exercício das atividades de exploração e produção
de petróleo e gás natural no Brasil. Atualmente, vigora o regime regulador misto para a
exploração e produção de petróleo e gás natural.8
Assim, podemos apontar como características do regime de concessão para
exploração de petróleo e seus derivados, que esse regime é o modelo mais tradicional
utilizado no mundo, e foi o modelo eleito por 44% dos países produtores de petróleo.
6 Ver BUCHEB, José Alberto, op. Cit. P126 7 Ver BUCHEB, José Alberto, op. Cit. P129 8 Ver LEME, Ricardo José Barreiros de Oliveira , op cit p.6
15
Assim, o país produtor é quem detém os direitos sobre os hidrocarbonetos existentes em
seu território e concede a uma ou mais Oil Companys (OCs), que atuarão por sua conta
e risco, a exclusividade na exploração e produção de hidrocarbonetos, sem prejuízo da
observância das regras contratuais e dos mecanismos de taxação aplicáveis. Desta
forma, havendo sucesso na exploração, com a consequente descoberta de petróleo e/ou
gás natural em quantidades comercializáveis, as OCs tornam-se proprietárias dos
hidrocarbonetos produzidos. Já como contrapartida, o país que produz é remunerado
através do pagamento de tributos e participações governamentais nos termos dos
contratos de concessão e da legislação aplicável.9
Essa modalidade de contrato é a que rege e regula os direitos e obrigações do
particular e os deveres e sujeições da Administração Pública, sendo a base legal para a
regulação da indústria petrolífera, juntamente com a Lei do Petróleo. Com isso, deve ser
frisado que, no regime de concessão, apenas o produto da lavra é de propriedade da
concessionária, isto é, o óleo e/ou gás natural passam a ser de propriedade particular no
momento em que passam pelo ponto de medição; antes disso pertencem à União.
Entretanto, o direito de propriedade sobre os blocos licitados não é transferido aos
concessionários, conforme art.3º da Lei nº 9.478/97 que nos sinaliza que pertencem à
União os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes
no território nacional, estando compreendidos tanto a parte terrestre, o mar territorial,
quanto a plataforma continental e a zona econômica exclusiva. Desta forma,
consequentemente, os blocos são apenas as delimitações das áreas onde o
concessionário poderá exercer seu direito de exploração do objeto do contrato de
concessão, a dizer, o petróleo e o gás.10
Conclui o supra referido autor que, a concessão que é concedida regularmente
pela ANP para o concessionário fará com que este tenha a propriedade sobre o produto
da exploração, o que não quer significar uma modalidade de propriedade plena, já que
9 Ver LEME, Ricardo José Barreiros de Oliveira , op cit p.7 10 Ver LEME, Ricardo José Barreiros de Oliveira , op cit p.8
16
sua comercialização é administrada pela União mediante atuação da ANP11, aduzindo
ainda que:
Nos contratos de concessão são definidos os pagamentos pela ocupação ou retenção das áreas, dos royalties, das participações especiais sobre campos de alta rentabilidade, de grande volume de produção; as condições para as devoluções das áreas; a vigência contratual e os cronogramas físico e financeiro, programas de trabalho para as atividades de E&P; o compromisso com a aquisição de bens e serviços produzidos por empresas nacionais (conteúdo local); o compromisso com a realização do Programa Exploratório Mínimo proposto na oferta vencedora; as responsabilidades das concessionárias, inclusive quanto aos danos ambientais; bem como a forma como se operam as cessões.12
Na opinião de Ricardo José, o regime de concessão possui regras vigentes mais
simples, harmonizadas com a Lei 9.478/97, as quais geram segurança jurídica às Oil
Companies, o que torna a concessão possibilitadora do desenvolvimento nacional no
setor de produção de petróleo, atraindo competitividade para o mercado. Já com relação
ao sistema de participações especiais, o autor afirma que este torna o modelo de
concessão adequado à exploração simultânea de campos onshore e offshore de todos os
portes, já que tal modelo é adotado em diversos países, com os mais variados cenários
quanto à exploração, produção e consumo interno, porém com cenários semelhantes no
que tange aos regimes jurídico e tributário. Aduz ainda que o baixo custo de
monitoramento dos contratos de concessão facilita a fiscalização perpetrada pelos
órgãos reguladores, no caso brasileiro, a ANP. O Estado não se responsabiliza por
qualquer risco com o custo da exploração, desenvolvimento e produção de petróleo,
ficando a cargo da concessionária arcar com os custos, bem como com todos os
prejuízos que porventura ocorram, sem qualquer direito a pagamento, reembolso e/ou
indenização no caso de não haver descoberta comercial ou em caso de baixo volume de
produção para recuperação dos custos de investimento. Os royalties garantem ao Estado
um ganho mínimo, porque são pagos já no primeiro barril de petróleo produzido, não
importando a quantidade dessa produção. O pagamento de bônus de assinatura também
garante ao Estado uma renda prévia, já que é auferida logo no início da produção, antes
11 Op. Cit p 9 12 Op. Cit p 9
17
dos custos de exploração do concessionário serem totalmente amortizados, além do
recolhimento dessa receita requerer menor monitoramento administrativo do Estado.
Conclui assim o autor que, o contrato de concessão é mais aceito pelas Oil Companies
porque, em um cenário incerto de exploração de petróleo, com pouca informação
disponível sobre lucratividade do campo, o modelo adotado é o de concessão com uma
taxa especial de retorno.13
Com o crescente desenvolvimento econômico do país e as recentes
descobertas no campo de Libra, mas conhecido como camada de pré-sal, houve a
necessidade de nova regulamentação com relação a exploração, produção e distribuição
do petróleo e gás natural encontrados nesse campo.
O referido autor ainda nos informa que:
“No decorrer desses anos de abertura de mercado, o cenário brasileiro sofreu grandes modificações, e passamos de país dependente de importações a autossuficiente em volume produzido. Com as novas descobertas das reservas do Pré-Sal, abriu-se um novo marco exploratório nas águas territoriais brasileiras, o que também gerou um nível elevado de incertezas quanto a sua peculiaridade ( ...) esse tipo de contrato foi criado, historicamente, pelas companhias de petróleo para atuar em países de instabilidade jurídica e regulatória”.14
Assim, no Brasil, foi editada a Lei 12.351/2011, que, em seu art. 2º define o
regime de partilha da seguinte forma:
“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”.
Ricardo José nos informa, assim, que primeira aplicação do contrato de
partilha de produção, nos moldes encontrados na atualidade, nos remete a Venezuela,
que o adotou nos anos 60. E acrescenta que o formato mais moderno desse modelo
13 Op. Cit p.10 14 Op cit p.6
18
contratual foi desenvolvido na Indonésia, em 1966, como uma alternativa, uma resposta
nacionalista ao antigo modelo de concessão e espalhando-se por diversos outros países,
sendo utilizado atualmente em alguns países, dentre eles Angola, Egito, Líbia, Filipinas,
Peru e Guiné Equatorial, etc.15
Como características desse novo marco regulatório através do regime de
partilha, o referido autor cita a propriedade dos hidrocarbonetos produzidos,
considerando a posição estratégica e a potencialidade econômica das atividades de
Exploração e produção de hidrocarbonetos. Ele nos mostra que a manutenção da
propriedade do óleo e do gás produzidos nas mãos do Estado, na maioria dos países
produtores, evidencia o nacionalismo, uma maior centralização estatal sobre as
atividades econômicas, que são os aspectos políticos ligados a estas atividades16.
Tendo em vista as afirmações acima, o Autor reconhece que o regime de
partilha surgiu, assim, “por um anseio político, especialmente nos países em
desenvolvimento, em oposição às concessões, que a população dos países produtores
considerava como juridicamente permissivas e economicamente desequilibradas”.17
Acrescenta ainda que:
“No regime de partilha de produção a propriedade do hidrocarboneto explorado pertence ao Estado, sendo uma parcela dos mesmos utilizada como remuneração da Oil Companie por suas atividades e pelos riscos na exploração e produção. O Estado deixa de ser remunerado por meio dos royalties e dos tributos, tendo em vista a outorga dos direitos contrastando com a propriedade exclusiva do concessionário no regime de concessão. Cabe ao contratado explorar e extrair o petróleo em troca de uma parte do petróleo extraído, tudo isso as suas expensas, e as reservas não extraídas permanecem na propriedade do Estado. O contratado assume os custos e riscos totais na exploração como também é o único a operar nessa atividade exploratória, não possuindo qualquer direito de indenização contra o Estado, caso não seja declarada a comercialidade do campo explorado; esses custos e riscos são assumidos pelo contratante em troca de uma partilha da produção resultante dessa atividade. Ao assinar o contrato, o
15 Op cit p.13. 16 Op cit p.14 17 Op cit p.14
19
contratado submete ao Estado o orçamento do projeto (os custos) e o cronograma de trabalho, que devem refletir um mínimo de esforço exploratório a ser desempenhado pelo contratante, chamado de PEM – Programa Exploratório Mínimo. É admissível o bônus de assinatura na partilha de produção, mas a prática mais comum é não pagar bônus. O vencedor da licitação é aquele que conferir uma maior participação no volume de petróleo produzido em favor do Estado. No regime de concessão, visto anteriormente, os lances nos leilões dos blocos são feitos observando o valor do bônus de assinatura, mas nada impede que os lances sejam feitos, na concessão, tendo o percentual de royaltie a pagar como foco. A OC vencedora do certame ainda assume o gerenciamento do projeto de E&P dos hidrocarbonetos. Os equipamentos utilizados na atividade de exploração e produção de petróleo são de sua propriedade; quando os custos incorridos na E&P forem, integralmente, ressarcidos à OC, estes passarão a ser propriedade do Estado. A parte da produção inerente ao Estado é retida e vendida ou armazenada pelo próprio, mas este poderá usufruir do parque de armazenamento de uma empresa estatal para gerenciar a comercialização de seu petróleo ou mesmo poderá contratar a própria OC exploradora do campo para administrar e comercializar o petróleo de propriedade do Estado. A parte da produção inerente à OC é retida a fim de recuperar os custos de exploração, desenvolvimento e produção. Essa parcela é chamada de cost oil (custo em óleo). A parcela restante de petróleo é chamada de profit oil, (excedente em óleo) a qual é dividida entre Estado e a OC através de uma fórmula estabelecida em contrato que pode ser fixa ou progressiva se os níveis de volume de produção forem elevados. Como regra geral, o profit oil costuma ser proporcionalmente dividido em 60% para o Estado e 40% para a OC, podendo variar de acordo com o volume produzido, com o preço do petróleo e a taxa de retorno esperada pelo investimento”18
O referido autor nos ensina ainda que, existem alguns modelos de contratos
de partilha de produção, os quais podem ser chamados de “modelo egípcio”, onde a
parte do cost oil não utilizada para cobrir custos , quando os custos reais forem
inferiores aos estimados, chamada de unused cost oil, é reclassificada e dividida entre o
Estado e a OC como profit oil; aduz que há ainda o “modelo peruano”, o qual define
18 Op cit p.15/16.
20
que a parte devida a Oil Companie é calculada sobre o volume total de produção, sem
que o petróleo seja dividido em cost oil e profit oil. 19
Conclui assim o Autor que:
” No Brasil, a Lei nº 12.351/2010 define que na partilha também haverá licitações de blocos, cabendo ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decidir se numa determinada área do polígono do pré-sal realizará licitações ou a contratação direta da Petrobras, com a prerrogativa de preservar o interesse nacional e atender aos demais objetivos da política energética. Assim como no regime de concessão, as áreas e as datas das licitações serão fixadas através de resolução do CNPE e promovidas pela ANP. Todos os interessados em explorar e produzir no polígono do pré-sal deverão participar do processo licitatório, e o vencedor será aquele que oferecer a maior parcela de petróleo e gás natural (excedente em óleo). No caso de consórcios, um dos consorciados deverá ser um representante da União, com mínimo de participação de 30% (nesse caso a PPSA/Petrobras) juntamente com o vencedor do certame para aquele bloco em questão, com a assinatura dos contratos sempre em nome da União, representada pelo MME – Ministério de Minas e Energia.(grifos nossos)
19 Op cit p.16.
21
CAPÍTULO 2
O conceito de camada de pré-sal e a sua importância para o desenvolvimento
econômico e social do Brasil
2.1 O Conceito de Pré-sal
A camada de pré-sal são grandes reservatórios de petróleo e gás natural situados
entre 5.000 e 7.000 metros abaixo do nível do mar. Abaixo de uma camada de sal que,
em certas áreas, tem mais de 2 mil metros de espessura.
Nos últimos 100 anos, chegamos a 14 bilhões de barris de reservas. Segundo
fontes da ANP, na Bacia de Santos e na do Espírito Santo encontram-se as principais
descobertas de reservas do Pré-sal: I - Tupi: 5 a 8 bilhões de barris; II -Iara: 3 a 4
bilhões de barris; III- Baleias:1,5 a 2 bilhões de barris. No Pré-sal, que se estende da
Bacia de Espírito Santo até a Bacia de Santos, a Petrobras perfurou 31 poços, com taxa
de sucesso de 87%. Na Bacia de Santos, foram perfurados 13 poços, com taxa de
sucesso da Petrobras de 100% (cem por cento).
2.2 - A Importância estratégica do Pré-sal
A Autora Luciana Braga, em parceria com Alexandre Szklo, em seu artigo
intitulado “A Convivência de três espécies de contrato de Petróleo Internacional na
área do Pré-Sal e as Implicações para o processo de Individualização da produção”
nos informa que:
A província do Pré-sal foi descoberta em 2007, a partir do prospecto de Tupi. Considerando as estimativas de quantidades excepcionalmente grandes de volume de óleo e gás - para Tomasquim e Pinto Júnior (2011), as descobertas realizadas na área do Pré-sal encontram-se entre as maiores ocorridas no mundo nas últimas três décadas, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE - se reuniu e decidiu excluir os 41 blocos localizados nesta província, que seriam licitados na Nona Rodada de Licitações realizada pela ANP. O CNPE ainda determinou ao Ministério das Minas e Energia – MME avaliar as mudanças necessárias no marco regulatório, que contemplassem um novo paradigma de exploração e produção de petróleo e gás
22
natural para a área do Pré-Sal, respeitando os contratos em vigor . 20
Os referidos autores continuam nos ensinando que
“A alteração do marco regulatório foi concluída em 2010, com a publicação de três novas leis (Lei n.° 12.276/2010; Lei n.° 12.304/2010 e Lei n.° 12.351/2010) as quais instituíram dois novos tipos de Contratos Internacionais de Petróleo (International Petroleum Agreements - IPA), quais sejam: contrato de cessão onerosa e contrato de partilha de produção; e, também, criaram uma nova empresa estatal de petróleo, a Pré-Sal Petróleo S.A – PPSA. Com a publicação destas novas Leis, passou a vigorar no Brasil um regime regulador misto, composto por três tipos de IPA. As três formas contratuais do regime regulador misto estarão presentes na área do Pré-Sal, tendo em vista que 28% dos direitos de exploração e produção desta área já foram outorgados sob o regime de concessão, 2,46% encontram-se sob a regência do contrato de cessão onerosa e o restante, aproximadamente 69,5%, deverá ser outorgado por meio da celebração de contratos de partilha de produção, por força da Lei n.° 12.351/2010.” 21
Assim, segundo os estudos levantados pelo referidos autores sobre o assunto:
“a área do pré-sal, por sua estrutura geológica, apresenta múltiplos reservatórios e, pelo tamanho e número de blocos envolvidos, é alta a probabilidade de diversas jazidas serem compartilhadas por diferentes blocos, estando estes sob a vigência de contratos ou não. A celebração dos AIPs faz-se necessária para se evitar o desperdício econômico de perfurações desnecessárias e construções de instalações que poderiam ocorrer caso vigorasse a Regra da Captura. Também permite o compartilhamento da infra-estrutura de desenvolvimento, reduzindo os custos da produção por meio de economias de escala e eficiências operacionais e minimiza o uso da superfície da área, bem como os impactos sobre a área. Ademais, maximiza a recuperação final do petróleo presente no reservatório comum, tanto nas operações da produção primária, quanto nas operações de recuperação aprimoradas e minimiza os conflitos de propriedade do petróleo produzido entre os detentores de direitos de E&P da jazida compartilhada.”22
20 BRAGA, Luciana e SZKLO, Alexandre, Artigo intitulado “A Convivência de três espécies de contrato de Petróleo Internacional na área do Pré-Sal e as Implicações para o processo de Individualização da produção”, apresentado para a Expo and Coference, Rio Oil and Gas, 1982 a 2012. 21 BRAGA, Luciana e SZKLO, Alexandre, op. Cit p.2 22 Op. Cit. P. 2
23
Luciana e Alexandre mencionaram a necessidade de se atentar, de forma
cuidadosa, para os procedimentos de individualização da produção na área do pré-sal,
tendo em vista a alta possibilidade de estes acordos envolverem mais de um tipo de IPA
ou de envolverem uma área cujos direitos de exploração e produção ainda não foram
outorgados.23
Da mesma forma, o autor BRUNO CONDE CASELLI, escritos de artigo
intitulado “Redesenhos institucionais e arranjos contratuais: Uma análise da
Regulação e da Indústria de Petróleo e Gás Natural no Upstream Brasileiro”,
apresentado ao Instituto de economia da UFRJ, em 2012, nos ensina que foi em meados
do ano de 2010 e 2011 que as atividades exploratórias se intensificaram, e
possibilitaram novas descobertas de grandes reservatórios de óleo e gás, acrescentando
que:
“É neste período em que, fruto das atividades exploratórias realizadas nas áreas sob o regime de concessão, são descobertos os primeiros indícios de hidrocarbonetos na camada denominada pré-sal, localizada em áreas concedidas offshore . Do ponto de vista geológico, tais descobertas indicaram a ocorrência de reservatórios com elevado potencial petrolífero abaixo de uma extensa camada de sal, distribuída desde o Espírito Santo até o litoral norte de Santa Catarina, englobando as bacias sedimentares de Campos, Santos e Espírito Santo. (...)as atividades exploratórias na região demonstraram a possibilidade de existência de um volume recuperável de recursos capaz de superar as reservas provadas nacionais em mais de 100%. Como exemplo e de acordo com as estimativas disponíveis à época, somente os campos de Tupi, Iara e Parque das Baleias 74 localizados na província do pré-sal representariam um total de recursos entre 9,5 bilhões e 14 bilhões de barris de petróleo recuperável (EPE, 2009), quantidade esta superior às reservas provadas nacionais no ano de 2007, quando o total atingiu 12,6 bilhões de barris. Além do elevado potencial em termos de volume de recursos, outro fato marcante da província do pré-sal refere-se ao sucesso exploratório. De acordo com comunicado da Petrobras (2009), a partir das atividades exploratórias iniciadas em 2006, a taxa de sucesso na região da Bacia de Santos atingiu 100%, com a perfuração de 11 poços, todos resultando em descobertas. Até o final de 2008, considerando a região que se estende da Bacia de Campos até a Bacia de Santos,
23 Op. Cit. P2
24
para os 30 poços perfurados na região do pré-sal a taxa de sucesso foi de 87% na comprovação de presença de hidrocarbonetos 75 . Assim, conforme observado por Pinto Jr. (2011), as perspectivas positivas da região do pré-sal manifestaram-se como um contraponto à frequência cada vez menor de descobertas de grandes campos com novas reservas no mundo. Ou seja, a alteração da relação risco-recompensa verificada no Brasil após as descobertas do pré-sal não correspondia ao verificado internacionalmente nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. Em função disto, a partir da compreensão do pré-sal como uma das principais novas fronteiras petrolíferas no mundo, o país passou à condição de destaque em termos de área promissora à produção de hidrocarbonetos.”24
O referido autor demonstra que para “as áreas do pré-sal licitadas sob a
égide da Lei do Petróleo, apenas 25% encontram-se concedidos pela ANP, dos quais a
grande parte (cerca de 85%) contam com a participação da Petrobras (MME, 2009)”25.
Bruno segue acrescentando que o percentual não licitado não foi objeto de concessão e,
assim, permanecem sob a tutela da União, na condição de detentora dos potencias
recursos ainda não explorados. Bruno também sinaliza para o fato de que “esta
realidade alterou a percepção acerca do posicionamento estratégico do Estado em
relação às reservas nacionais de hidrocarbonetos, especialmente em função das
características geológicas e do risco exploratório diferenciados da área do pré-sal,”26
as quais se mostravam muito diferentes daqueles observados quando da promulgação
da. Concluindo assim que: “a possibilidade de crescimento das reservas nacionais
reflete-se no potencial de transformação do Brasil em um dos maiores produtores e
exportadores mundiais de petróleo e gás natural.”
Cumpre ainda destacar que, tendo em vista a perspectiva otimistas das
descobertas na região do pré-sal, com taxas de êxito exploratório fora dos padrões
normais da indústria do petróleo, alguns autores e estudiosos sobre o assunto destacam
que as condições de contorno da indústria do petróleo e gás no Brasil foram
24 CASELLI ,Bruno Conde, escritor de artigo intitulado “Redesenhos institucionais e arranjos contratuais: Uma análise da Regulação e da Indústria de Petróleo e Gás Natural no Upstream Brasileiro”, apresentado ao Instituto de economia da UFRJ, em 2012, p. 107 e 108. 25 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p. 109. 26 Op. Cit. P 109
25
radicalmente modificadas após as descobertas do pré-sal, informando que um dos
aspectos observados pelos autores foi que a nova relação prêmio-risco e as diferentes
condições econômico-financeiras das áreas consideradas de elevado potencial, próximas
ou adjacentes aos blocos explorados com sucesso, alteraram os parâmetros de tomada de
decisão tanto das empresas petrolíferas quanto do governo.27
Além do já acima exposto, o Autor Bruno faz referência ao Autor Pinto Jr,
destacando que ele evidencia em sua obra, que o potencial petrolífero da região e o fato
de referir-se a um recurso estratégico e esgotável provocaram uma reorientação da
política energética, voltada à definição do ritmo de exploração e produção, à velocidade
e ao montante de investimentos setoriais e às condições de exportação de petróleo
produzido. Neste sentido, entende como importante destacar que, além do ritmo de
aproveitamento das reservas, as características e os incentivos do regime fiscal aplicado
às atividades de exploração e produção de petróleo e gás são fundamentais para evitar
efeitos indesejáveis à economia do país, como o esgotamento precoce das reservas ou a
redução da competitividade dos demais setores da economia, o que caracterizaria a
chamada “doença holandesa”.28
Apenas a título explicativo e clareador quanto as informações apresentadas, o
Autor do referido artigo nos ensina que a chamada “doença holandesa”:
“tem como origem as consequências negativas da descoberta e exploração de gás natural na Holanda nos anos 1960 que, a partir da entrada maciça de capitais com a exploração dos recursos naturais, geraram um forte excedente na balança comercial e acarretaram uma valorização da taxa de câmbio real capaz de afetar a competitividade dos demais setores produtivos da economia, deformando a estrutura produtiva local (KHOUDOUR-CASTÉRAS, 2010). No mesmo sentido, Bresser-Pereira (2009) destaca a doença holandesa, também conhecida como a maldição dos recursos naturais, como um fenômeno estrutural que cria obstáculos à industrialização de um país. Assim, sendo compatível com uma externalidade negativa, ou seja, uma falha de mercado, tal fenômeno gera uma taxa de câmbio sobrevalorizada e diferente daquela que possibilita a existência e o desenvolvimento de setores econômicos eficientes e tecnologicamente sofisticados.”
27 Op. Cit p. 109 28 Op.Cit. p109 / 110
26
Em continuidade, Bruno relata que Pinto Jr. ainda explicita que os desafios
tecnológicos decorrentes das condições geológicas da camada do pré-sal, em conjugação
com as dimensões institucional e regulatória, têm importância fundamental no
desenvolvimento do potencial petrolífero nacional, seja sob a ótica das atividades de
Exploração e produção, quanto considerando os impactos nos fornecedores de bens e
serviços, na qualificação de recursos humanos e nas oportunidades de fomento à
inovação tecnológica. Desta forma, é possível inferir que a interdependência e a
relevância destes fatores associadas às perspectivas promissoras da área da província
então descoberta representaram um ponto de inflexão na política energética, alterando as
condições de contorno da indústria voltada ao setor de petróleo e gás natural no país. No
que tange ao contexto da indústria de Petróleo e gás nacional por ocasião das
descobertas do pré-sal, o Autor entende relevante apresentar também a proeminência da
Petrobras como principal empresa atuante nas atividades de Exploração e produção,
bem como salientar a estratégia adotada pela empresa no contexto posterior às reformas
da década de 1990, a qual refletiu as mudanças relevantes verificadas na alta
administração da estatal. 29
Assim, a descoberta das camadas de pré-sal trouxe inovações tanto na área de
exploração e produção do petróleo, com a necessidade de desenvolvimento de novas
tecnologias capazes de uma exploração em águas profundas, como também trouxe um
redesenho na função da Petrobrás, que atuará de forma diferenciada nos contratos de
partilha, conforme se verá no próximo capítulo.
29 Op.Cit. p 110
27
CAPÍTULO 3
AS ATRIBUIÇÕES DO ÓRGÃO OPERADOR NOS CONTRATOS DE
PARTILHA
A Lei 12.351/2010, que dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de
gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção,
em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas, além de ter criado do Fundo Social,
dispondo sobre a sua estrutura e as fontes de seus recursos, trouxe as seguintes
definições, previstas em seu art. 2º:
Art. 2º Para os fins dessa 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; (...) IV - área do pré-sal: região do subsolo formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices estabelecidas no Anexo desta Lei, bem como outras regiões que venham a ser delimitadas em ato do Poder Executivo, de acordo com a evolução do conhecimento geológico; (...) VI - operador: a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção;(grigo nosso) VII - contratado: a Petrobras ou, quando for o caso, o consórcio por ela constituído com o vencedor da licitação para a exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção;30
30 Texto extraído do site do planalto, podendo ser encontrado em -http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12351.htm
28
Explicando melhor o tema, Bruno nos explica que o advento desse novo marco
regulatório “inovou com a formação de um conselho de administração eclético,
composto por representantes e administradores habituados aos mundos industrial e
financeiro competitivos e, portanto, mais afinados às novas características da economia
nacional”31. Para autor, esse momento foi marcante para a empresa, uma vez que
permitiu uma refrigeração no clima tradicional com a absorção de práticas
administrativas atualizadas. Esse novo modelo de gestão, então, trouxe uma nova
definição para a Petrobras como uma empresa energética e conduziu-a a um programa
de diversificação das atividades, com a ampliação de sua atuação no exterior, inclusive
na refinação e distribuição de combustíveis, bem como com a participação nas
distribuidoras estaduais de gás canalizado, na geração termoelétrica, na produção de
biodiesel e na comercialização de etanol. 32
O autor nos informa ainda que segundo a melhor doutrina sobre o assunto, o
processo gradual de liberalização, conduziu para estratégias cooperativas entre a
Petrobras e as empresas privadas entrantes no país, impulsionando os esforços e
investimentos nas áreas de exploração e produção de novos campos de petróleo e gás
natural. O resultado mais significativo destas ações foi a descoberta de hidrocarbonetos
na província do pré-sal, a qual, conta com a participação da empresa em 85% da área
sob concessão.33
A despeito do processo de liberalização e do fim do monopólio de direito da
Petrobras, Bruno destaca como importante que:
“a empresa permaneceu líder no segmento de exploração e produção de petróleo e gás natural no país. Os dados de produção demonstram que a Petrobras, como operadora, é responsável por 90,5% do petróleo extraído dos campos em terra e mar no Brasil. Quanto ao gás natural, a participação da empresa é ainda maior, representando 97,1% da produção total em território nacional (ANP, 2012d). Deste modo, é irrefutável o fato de que a Petrobras, mesmo após a Lei do Petróleo, manteve a liderança nas atividades de E&P realizadas no país, adequando-se tanto ao modelo de contrato de concessão, quanto à abertura econômica e à ampliação da concorrência com outras empresas naquelas atividades. (...) foram verificadas mudanças
31 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p. 111. 32 Op. Cit.p. 111. 33 Op. Cit. P.111
29
no contexto político do país que repercutiram na redefinição das diretrizes da política energética, em especial quanto ao papel a ser desempenhado pela Petrobras e pelo Estado nas atividades de relacionadas à indústria petrolífera nacional. Sobre tal aspecto, Leite (2007) analisa o processo de transição política do governo do presidente FHC para o do Presidente Luis Inácio Lula da Silva 78 , pertencente ao Partido dos Trabalhadores (PT), opositor ao governo anterior. Embora sob ótica da política macroeconômica o novo governo tenha adotado uma posição pragmática e prudente, buscando realizar uma transição pacífica que não alarmasse os organismos financeiros internacionais, o mesmo não poderia ser dito das diretrizes de política energética implementadas. Nas palavras do autor, no que tange às atividades da indústria do petróleo, “inverteu-se [...] a diretriz anterior de privatização parcial na área do petróleo em um movimento que se poderia definir como contra-reforma ”, por um lado, a partir do “[...] fortalecimento da Petrobras com a continuidade dos esforços bem-sucedidos na exploração do petróleo [...]” e, por outro, com a interrupção do “[...] progresso institucional esperado das Agências Reguladoras de serviços públicos, criadas no governo anterior, [...] com a redução dos respectivos recursos e poderes ”(grifos nossos)34
Desta forma, o Autor nos ensina que esses novos contextos econômicos e
políticos foram cruciais para realizar mudanças de política setorial voltadas ao setor
energético, e para efetivar o incremento do peso político da Petrobras no âmbito da
indústria de Petróleo e Gás, com forte influência sobre a economia nacional, e os
promissores efeitos das descobertas de recursos petrolíferos na camada do pré-sal,
alterando as condições de contorno na indústria, fazendo com que o governo brasileiro
optasse por iniciar o processo de revisão do marco regulatório do segmento de upstream
instituído pela Lei do Petróleo.35
Bruno acrescenta que, acordo com a descrição dos projetos, o governo tinha
como foco não apenas alterar a modalidade de contratação de empresas quando da
exploração em áreas do pré-sal, mas também objetivava a criação uma empresa
pública dedicada exclusivamente à gestão dos contratos destas áreas, além de
instituir um Fundo Social independente , capaz de garantir que o grande volume de
recursos tributários obtidos com a exploração das áreas fossem também usufruídos pelas
34 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p.111/112
30
gerações futuras e assegurar à Petrobras, por meio de uma cessão onerosa, as condições
financeiras necessárias à superação dos custos e da necessidade de investimento relativa
ao desafio exploratório da nova fronteira de produção de petróleo e gás no país.36
Com isso o Autor segue destacando que :
De acordo com a concepção do governo, as condições vigentes à
época do marco da Lei do Petróleo, “[...] quando o País tinha
produção relativamente pequena, o barril de petróleo era cotado
em torno de dezenove dólares e o risco exploratório era
considerado elevado” haviam se modificado e, portanto,
mostrava-se oportuno e necessário “[...] aumentar o controle e a
participação da União nos futuros empreendimentos ”, haja vista
o grande potencial das novas descobertas e fato do que, no novo
contexto, o marco regulatório firmado pela Lei do Petróleo “[...]
não [era] suficiente para permitir, em vários sentidos, o
adequado aproveitamento das reservas descobertas na nova
província petrolífera do pré-sal .” A inclusão de uma nova
modalidade de contratação voltada ao exercício das atividades
de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil, em
complementação ao contrato de concessão, revelava-se
compatível com as características geológicas das áreas pré-sal,
as quais possuíam riscos exploratórios mais baixos e
possibilidade de grandes rentabilidades. Este contexto
determinou a necessidade de um “[...] marco regulatório
coerente com a preservação do interesse nacional, mediante
maior participação nos resultados e maior controle da riqueza
potencial pela União e em benefício da sociedade ” 37
Deve ser frisado que o próprio governo demonstrou preocupação com os rumos
que os investimentos na área do pré-sal tomariam, já que toda a estrutura exploratória
seria desenvolvida de maneira completamente distinta das desenvolvidas nos contratos
35 Op. Cit. P.113 36 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p.116 37 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p.116
31
de concessão. Assim, o Autor Bruno destacou a visão do governo, manifestada pela
Comissão Interministerial, a qual dizia que
“as premissas adotadas pela Lei do Petróleo são inadequadas a esse novo cenário, ao grau de risco e às perspectivas de rentabilidade presentes no Pré-Sal. Arranjos pontuais como o aumento das participações governamentais previstas na Lei do Petróleo também não atendem à complexidade desse novo paradigma e às responsabilidades da União (BRASIL, 2009a)”38
Com isso, o novo marco regulatório do pré-sal teve que reconhecer o papel de
protagonista da Petrobras, “enfatizando sua capacidade técnica e seus esforços nas
atividades de E&P, especialmente por ter sido a principal operadora dos blocos
concedidos nas rodadas de licitação promovidas pela ANP desde a Rodada 1”.39
O Petróleo demonstrou ser então, a principal fonte energética em que o Estado
estava, e ainda está, apostando todas as suas fichas, o que demonstrava uma relevância
ainda maior no que diz respeito a concessão ao Estado de maior controle sobre
exploração das reservas nacionais.
Diante desse contexto apresentado, o Autor em comento nos esclarece que
“os trabalhos desenvolvidos pela citada Comissão assumiram nove premissas a serem seguidas com a finalidade orientar a proposta legislativa a ser apresentada ao Congresso Nacional, quais sejam: permitir o exercício do monopólio da União de forma apropriada, tendo em vista o elevado potencial petrolífero do Pré-Sal; introduzir nova concepção de gestão dos recursos petrolíferos pelo Estado; otimizar o ritmo de exploração dos recursos do Pré-Sal; aumentar a apropriação da renda petrolífera pela sociedade; manter atrativa a atividade de exploração e produção no País; contribuir para o fortalecimento da posição internacional do País; contribuir para a ampliação da base econômica e industrial brasileira; garantir o fornecimento de petróleo e gás natural no País; e evitar distorções macroeconômicas resultantes da entrada de elevados volumes de recursos relacionados à exportação dos hidrocarbonetos produzidos no Pré-Sal. 40
38 Op. Cit. P.116/117 39 Op. Cit 117 4040 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p 117
32
O novo marco regulatório trazido com as descobertas do pré-sal, então trouxe o
regime de partilha de produção com o meio mais adequado à efetivação das novas
contratações de empresas para atividades de exploração e produção de petróleo e gás
natural nas áreas do pré-sal e em outras consideradas de igual relevância e estratégicas
para o país. Com isso, o maior destaque e diferenciação da lei de partilha para com a lei
que disciplinava o regime de contratos de concessão foi para a “propriedade dos
recursos produzidos, os quais, pelo contrato de partilha, seriam do Estado, cabendo à
empresa contratada, na hipótese de sucesso exploratório, parcela do excedente da
produção”, 41dos quais seriam ainda descontados os custos incorridos nas atividades.
No regime de partilha, então, a União poderia optar como critério fundamental
para a contratação de empresas, o valor ofertado a título de excedente em óleo,
ganhando aquela que oferecesse a maior parcela ao Estado em licitação específica para
as áreas abrangidas pelo edital.
O fortalecimento da Petrobras, então, mesmo após o processo de abertura
econômica, como empresa líder no segmento de exploração e produção no Brasil,
demonstrou um interesse estratégico do governo, como ente político, de aumentar o
controle do Estado sobre os recursos petrolíferos nacionais, que havia se reduzido desde
a flexibilização do monopólio do estado e da instituição do contrato de concessão como
modalidade única de contratação de empresas para as atividades ligadas ao segmento de
exploração e produção.
A União, vislumbrando não ter, por si própria, a estrutura necessária para as
atividades exploratórias desse potencial petrolífero, ao ceder o exercício dessas
atividades à Petrobras, em contrapartida a uma compensação adequada, veio a contribuir
para o crescimento e fortalecimento de uma empresa nacional, da qual é acionista
controladora.
41 Op. Cit. P.117/118
33
Bruno conclui, assim, destacando que :
“a proposta do governo, além de reforçar o papel da Petrobras, objetivava também, por meio de um processo de cessão onerosa, dotar a empresa dos recursos financeiros necessários à exploração do pré-sal, “[...] otimizando a participação da sociedade brasileira nas receitas decorrentes das riquezas representadas por esta importante e singular descoberta (...) O primeiro projeto aprovado foi o de cessão onerosa, transformado na Lei n.º 12.276, de 30 de junho de 2010, a qual autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras, em áreas ainda não concedidas localizadas no pré-sal e em regime de dispensa de licitação, o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos, ficando a citada empresa controlada pelo governo com a titularidade dos recursos petrolíferos encontrados e produzidos. A efetivação de tal cessão de direitos de exploração e produção ocorreu por meio de um contrato específico de cessão a ser assinado entre a União e Petrobras, previamente submetido à aprovação do CNPE, limitando em cinco bilhões de barris equivalentes o volume total de óleo produzido a ser de propriedade da Petrobras. Nesta modalidade específica de contratação, à ANP foi atribuída a responsabilidade de obter laudo técnico com vistas a avaliar os volumes e valores dos barris de óleo equivalentes a serem potencialmente produzidos pela Petrobras nas respectivas áreas do pré-sal, bem como de regular e fiscalizar as atividades realizadas no âmbito do contrato de cessão onerosa.”42
Compete-nos ainda destacar que a referida legislação promulgada em junho de
2010 pode ser compreendida como uma modificação inicial do modelo até então
vigente, uma vez que, diferentemente dos ditames da Lei do Petróleo, a exploração de
petróleo em determinada área definida pelo governo, mesmo sendo feita pela Petrobras,
poderá ocorrer sem prévia licitação a ser promovida pela ANP. A nova modalidade de
contratação, não submetida ao regime de concessão, objetivou permitir a inserção de
capital na Petrobras, “criando as condições necessárias ao financiamento do elevado
volume de investimentos requeridos para a superação do desafio tecnológico de
exploração e produção de hidrocarbonetos em áreas abaixo da camada de sal”.43
Nos blocos licitados, a Companhia poderá participar do certame de modo a
aumentar sua participação no consórcio. Adicionalmente, o CNPE poderá definir que a
42 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p.120
34
Petrobras opere alguns blocos sem a participação de terceiros. Tais blocos não serão
licitados. No caso dos blocos licitados, após a assinatura dos contratos de partilha, a
Petrobras será integrada ao consórcio, arcando com investimentos proporcionais à sua
participação e assumindo parte do risco do projeto. Na condição de operadora de todos
os blocos, a empresa deverá adotar as melhores práticas da indústria do petróleo,
assegurando o maior aproveitamento das riquezas do Pré-Sal. Também como operadora,
a Companhia deverá atuar de maneira a apresentar os menores custos possíveis,
assegurando maior retorno para os consorciados e para a União, sendo fiscalizada pelas
empresas do consórcio e pela PETRO-SAL.
Na área do Pré-Sal, considerando que a Petrobras é uma empresa estatal, com
compromissos com o desenvolvimento do País, com largo conhecimento técnico para a
operação em águas profundas e descobridora dessas importantes riquezas para o País, a
ela foram concedidas algumas prerrogativas e também algumas obrigações. Com isso,
vislumbra-se que o tratamento diferenciado não significa apenas vantagens, já que a
empresa será obrigada a operar e participar de consórcios em blocos arrematados por
terceiros, nas condições propostas pelos licitantes vencedores.44
Como desdobramento deste processo, temos que a União, por meio do CNPE,
terá a incumbência de verificar, entre outros aspectos, a capacidade financeira da
Petrobras, para definir se ela atuará isoladamente ou em consórcio, ocasião em que os
outros agentes irão dividir a carga de investimentos necessária para a execução das
atividades de exploração e produção. Como empresa operadora, a Petrobrás não poderá
transferir a terceiros esta atribuição recebida por força de Lei, entretanto, poderá
contratar algumas atividades, tais como, levantamento de dados e perfuração de poços.
Ainda, acrescenta-se que como Operadora, deverá ter um percentual proporcional de
participação no consórcio, garantindo seu interesse econômico em cada projeto, o que se
converte em maior confiança por parte dos outros sócios, de que a empresa operadora
não será ineficiente. Com isso, recentemente verificou-se que, analogicamente, nos
43 Op. Cit, p 121 44 Cartilha explicativa extraída do site Ministério das Minas e Energia sobre o Pré-sal, p. 23
35
contratos de concessão, a ANP determina que os operadores tenham o mínimo de 30%
de participação nos contratos.45
Deve ficar claro que a Petrobras não precisa participar da licitação para assegurar
sua participação no mínimo de 30% da proposta vencedora. Ao contrário, poderá optar
por tentar elevar tal percentual na licitação, em igualdade de condições com os demais
agentes licitantes, além do fato de que, sua participação nos contratos de partilha
favorecerá o País na obtenção de melhores propostas nas licitações.
Assim, podemos concluir que o novo marco regulatório ratificou e reforçou o
papel de protagonista exercido pela Petrobras nas atividades de exploração e produção
de petróleo no país, pois a União ficou autorizada a contratar diretamente com a
Petrobras, dispensando-se a licitação. Ademais a Petrobras tornou-se a única
responsável pela execução dos serviços de exploração, avaliação, desenvolvimento e
produção de petróleo e gás nas áreas sujeitas à partilha de produção, sendo-lhe
garantida, como única operadora, a participação mínima de 30% quando da formação de
consórcios, o que representa uma maior concentração dessas atividades sobre o controle
e fiscalização da União, favorecendo a economia nacional e o desenvolvimento do país.
45 Op. Cit p.24
36
CAPITULO 4
AS IMPLICAÇÕES ADVINDAS DA CONCENTRAÇÃO DESSA ATRIBUIÇÃO
APENAS NA FIGURA DA PETROBRAS
4.1 Aspecto Histórico da hegemonia da Petrobras nas atividades de exploração e produção de energia.
Para entender um pouco dessa posição hegemônica da Petrobrás nas atividades
de exploração e produção de petróleo, gás natural e seus derivados, o autor Bruno,
supramencionado, trazendo referências do aspecto histórico e geopolítico do marco
regulatório anterior, sob as égide da Lei do Petróleo, destaca que:
Neste período, à Petrobras foi delegada a atribuição de condução da política energética de petróleo, derivados e gás natural, refletindo uma posição de caráter mais nacionalista do novo governo. Esta característica fica também demonstrada no posicionamento estratégico descrito no Relatório Anual da empresa de 2002, elaborado em 2003, no primeiro ano de mandato do presidente Lula. No documento, modifica-se a missão da estatal constante no ano anterior, retirando a menção de que a Petrobras deveria atuar com a autonomia semelhante a uma companhia internacional. De acordo com explicitado novo posicionamento estratégico, o distanciamento das questões nacionais não era compatível “[...] com as características de uma empresa estatal como a Petrobras, em função do papel que representa para o país ”. Assim, deveriam ser reforçados os vetores de responsabilidade social, de segurança patrimonial e operacional e de respeito ao corpo de funcionários. 46
O Autor destaca ainda que esta mudança do papel político da Petrobras no
âmbito do cenário energético do nacional culminou em
“provocar uma ambiguidade na forma de atuação da empresa, ora como braço do governo e condutora da política energética setorial, de interesse nacional, ora como empresa petroleira concorrente com outras empresas multinacionais, dentro e fora do Brasil.(...) a trajetória bem-sucedida das atividades de petróleo e gás natural no país decorreu, em especial, da associação entre dois fatores: o comportamento empresarial adotado pela Petrobras e o marco regulatório instituído pela Lei do Petróleo. No que tange ao primeiro fator, a partir de uma
46 Ver CASELLI, Bruno Conde, op. Cit.p.112
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política empresarial de alianças com o capital privado nacional e internacional, a Petrobras foi capaz de adotar um conjunto de estratégias flexíveis e diversificadas voltadas às melhores práticas da indústria do petróleo, as quais contemplavam a cooperação com empresas parapetrolíferas e, consequentemente, permitiam a incorporação de inovações tecnológicas nas atividades de exploração e produção do hidrocarboneto energético. Já quanto ao segundo fator, a abertura econômica vivenciada na década de 1990 no país, refletida na indústria nacional do petróleo e gás por meio da promulgação da Lei do Petróleo, instituiu um marco regulatório setorial voltado à inserção do capital privado nas atividades de exploração e produção de petróleo, revertendo o modelo de monopólio estatal vigente até a EC n,º 09/2005. Os regimes de incentivos criados a partir de então possibilitaram a ampliação das fronteiras petrolíferas nacionais e incentivaram a formação de parcerias entre a Petrobras e os agentes privados. (...) a combinação entre o novo marco regulatório setorial e o comportamento empresarial adotado pela Petrobras, “[...] além de possibilitar o compartilhamento de aprendizado geológico e tecnológico, permitiu a repartição de custos, riscos e prêmios que envolvem a atividade de exploração [...]” de petróleo. ”47
4.2 Implicações advindas da existência de operador único nos contratos de Partilha
A importância para o País em ter a Petrobras como operadora exclusiva no Pré-
Sal está diretamente relacionada com a experiência e os conhecimentos que acumulou
ao longo dos anos na exploração das bacias brasileiras e no exterior. A Petrobras é
amplamente requisitada para a formação de parcerias, atuando preponderantemente
como operadora. A Companhia é líder mundial em tecnologia capaz de explorar em
águas profundas, sendo sua atuação neste setor destacada de qualquer outra empresa. A
operação exclusiva da Petrobras no Pré-Sal, além de possibilitar a utilização de práticas
alinhadas ao desenvolvimento sustentável das indústrias aqui estabelecidas, bem como
do País, possibilitará a atuação integrada das atividades exploratórias, propiciando a
redução dos custos, o que trará vantagem para todas as partes envolvidas, inclusive para
a União. A Petrobras continuará ainda a desenvolver tecnologia para atenuar os custos e
os riscos da atividade. Como operadora, terá a responsabilidade de aquisição de bens,
47 Op. Cit. P.112
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serviços e contratação de pessoal para as atividades exploratórias, podendo atuar em
sintonia com as políticas públicas para o setor.48
A Petrobras é uma empresa sólida, tendo bom relacionamento com as
instituições financeiras nacionais e internacionais. Para a execução de sua atividade
contará com capital próprio de seus sócios nas áreas contratadas, bem como de diversos
investidores internacionais, que têm demonstrado grande interesse em negociar com a
Empresa. Os recentes acordos firmados com a China, que ofertou financiamento de 10
bilhões de dólares e a manifestação de interesse dos Estados Unidos em financiar as
atividades da Companhia, podem ser mencionados como exemplos disso. Ademais, a
União, que detém 32,2% do capital social da Companhia, que somados aos 7,6% em
posse do BNDESPAR, totalizam aproximadamente 39,8% desse capital, será
responsável por fazer a capitalização da Petrobras, por meio de cessão onerosa do
exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás natural em determinadas
áreas não concedidas do Pré-Sal, limitada a 5 bilhões de barris de óleo equivalente.
Através dessa cessão, A Petrobrás terá os recursos necessários para realização dos
investimentos que viabilizarão a exploração das áreas do Pré-Sal. Devendo ser
mencionado ainda que, os investimentos nas atividades serão proporcionais ao
percentual das partes no consórcio formado para a exploração do bloco.49
Desta forma, o modelo proposto pela nova modalidade de contratação, nos
contratos de partilha, estabelecem que a Petrobras será a única operadora, não tendo a
discricionariedade para rejeitar a operação e participação nas áreas arrematadas em
licitação ou proposta para contratação pelo CNPE. Acrescente-se ainda que, ter a
Petrobras como sócia pode ser um atrativo para as empresas internacionais de petróleo,
o que já tem sido observado nas negociações que antecederam as rodadas de licitações
já realizadas pela ANP. O que se pode extrair desse novo panorama legislativo sobre as
regras dos contratos de partilha é que as regras são claras e trazem segurança, com
potencial de retorno do capital investido no empreendimento.50
48 Cartilha explicativa extraída do Ministério das Minas e Energia sobre o Pré-sal, p. 23 49 Op.Cit. p. 24 50 Op. Cit. P.24
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Com isso, tiramos uma primeira conclusão, no sentido de que o novo marco
regulatório, ao contrário do que se esperava, é transparente e seguro, muito diferente do
sentimento de instabilidade e inconstâncias esperados por muitos.
O operador, nessa nova modalidade contratual, é responsável, não apenas, pela
condução das atividades de exploração e produção, providenciando os recursos
necessários, tais como a tecnologia a ser utilizada, bem como a que vai ser
desenvolvida; mas também pelo pessoal e recursos materiais; terá acesso à informação
estratégica, assim como o controle sobre a produção e os custos.
Outra conclusão que podemos tirar em relação a concentração nas mãos da
Petrobras do controle sobre as atividade exploratórias, é que haverá uma maior
interferência por parte da União na determinação do ritmo da exploração dos novos
campos, tirando, de certa forma, a autonomia da Petrobrás na condução das atividades.
Nos termos do art. 20, §3 da Lei 12.351/2010:
“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 no art. 279 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976. (...) §3º O contrato de constituição do consórcio deverá indicar a Petrobras como responsável pela execução do contrato, sem prejuízo da responsabilidade solidárias das consorciadas perante o contratante ou terceiros, observado o disposto no §2º do art. 3º desta Lei”.
Com isso, resta destacado o incremento da responsabilidade da Petrobras, que,
na qualidade de Operadora única é, assim, inteiramente responsável pela execução das
atividades de Exploração e produção, além de representar o Consórcio, e não apenas os
Contratados.
Resumidamente, todos os riscos, 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 ficarão à cargo
da Petrobrás, a qual será designada para operar todos os blocos sob o novo sistema
porque, com mais de 55 anos de experiência acumulada, foi a precursora no processo de
descoberta do petróleo nas camadas de pré-sal brasileiro. A empresa em referência nada
40
mais é do que a maior operadora em águas profundas do mundo, com a maior frota de
sistemas flutuantes de produção.
Ademais, deve ser lembrado que a Petrobras é possuidora de informações
fundamentais sobre as bacias sedimentares brasileiras, fruto de seus investimentos no
País ao longo de mais de cinco décadas.
Com isso, é essencial que as informações estratégicas permaneçam nas mãos da
Petrobras porque, como a União é acionista majoritária desta Companhia, esse
fortalecimento oferece vantagens competitivas para a atuação nacional e internacional
da Companhia, o que estimulará o desenvolvimento do País.51
Deve-se ressaltar ainda que, como a Petrobras será a operadora exclusiva e a
responsável por providenciar os recursos para a execução das atividades do consórcio,
será incrementada a preferência que a Companhia sempre concede aos fornecedores
nacionais nas suas contratações de bens e serviços, o que possibilitará um crescimento
na oferta de fornecedores desse segmento, repercutindo seus efeitos em toda a indústria
nacional, que poderá ocupar espaço relevante no mercado internacional de bens e
serviços para a indústria de petróleo e gás.52
Devido a escassa literatura sobre o tema, ainda insipiente e recém chegado à
nossa realidade, pouco se sabe sobre as reais e efetivas consequências que a Petrobrás
encontrará pela frente nos contratos de partilha, já que recentemente, no ano de 2013
houve a primeira licitação de partilha de produção, em que foram vencedores 5
empresas, dentre elas a Petrobrás. Os desdobramentos desse recém chegado contrato é
ainda uma novidade e será acompanhado por todos com muita expectativa sobre os
desafios a serem enfrentados para sua fiel execução.
51 Fatos extraídos do artigo encontrado no site http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2009/10/25/petrobras-operadora-exclusiva-do-regime-de-partilha/#sthash.OtJ20wvN.dpuf 52 Op. Cit http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2009/10/25/petrobras-operadora-exclusiva-do-regime-de-partilha/#sthash.OtJ20wvN.dpuf
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CONCLUSÃO
As descobertas de grandes quantidades de petróleo na área denominada Pré-sal
abriram perspectivas de elevar o Brasil à condição de grande produtor mundial. A
expressão Pré-sal tem origem na existência da camada geológica sob a qual foram
encontradas consideráveis acumulações de petróleo e gás natural, que se encontra
abaixo de uma espessa camada de sal, com média de 2 km de espessura, sob o Oceano
Atlântico, a uma distância de 100 a 300 km do litoral dos Estados do Espírito Santo, Rio
de Janeiro, São Paulo, Paraná e Santa Catarina.
A justificativa para a adoção do regime de partilha para o Pré-sal está
relacionada ao fato de que nessa área são estimados riscos exploratórios extremamente
baixos e grandes rentabilidades, o que determinou a necessidade de marco regulatório
coerente com a preservação do interesse nacional, mediante maior participação nos
resultados e maior controle da riqueza potencial pela União.
Com isso redesenhou-se as linhas em que se baseavam os contratos de
exploração e produção de Petróleo, com a ascensão da Petrobras no cenário geopolítico,
como sendo a operadora, ou seja, responsável pelas atividades de exploração e produção
de petróleo e seus derivados em uma área extremamente estratégica tanto relacionada a
questões de soberania nacional, quanto relacionadas a desenvolvimento econômico do
país.
Como o primeiro contrato regido sobre essa nova modalidade contratual ainda
encontra-se em tratativas para sua assinatura, quando da finalização deste trabalho,
restarão inúmeros questionamentos sobre seus desdobramentos no âmbito econômico e
político , bem como de quais serão as implicações concretas dessa concentração de
atividades nas mãos da Petrobras.
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BIBLIOGRAFIA CONSULTADA
BRAGA, Luciana e SZKLO, Alexandre, Artigo intitulado “A Convivência de três
espécies de contrato de Petróleo Internacional na área do Pré-Sal e as Implicações para o
processo de Individualização da produção”, apresentado para a Expo and Coference, Rio
Oil and Gas, 1982 a 2012.
BUCHEB, José Alberto, Direito do Petróleo: A Regulação das Atividades de
Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil, Ed. Lumen Juris, 2007.
CASELLI ,Bruno Conde, escritor de artigo intitulado “Redesenhos institucionais e
arranjos contratuais: Uma análise da Regulação e da Indústria de Petróleo e Gás Natural
no Upstream Brasileiro”, apresentado ao Instituto de economia da UFRJ, em 2012
Congresso Nacional. Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Texto extraído do site
do planalto, podendo ser encontrado em
http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12351.htm
LEME, Ricardo José Barreiros de Oliveira - As Principais diferenças entre o Regime de
concessão e Partilha e o impacto da nova distribuição dos Royalties – trabalho
apresentado à Fundação CEPERJ, em 2013.
Ministério das Minas e Energia. Cartilha explicativa sobre o Pré-sal, que pode ser
encontrado em: http://www.mme.gov.br/mme
_____Fatos extraídos do artigo “ Petrobrás operadora única do Regime de Partilha”
encontrado no site http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2009/10/25/petrobras-
operadora-exclusiva-do-regime-de-partilha/#sthash.OtJ20wvN.dpuf