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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO

Relatório ainda não apreciado pelo TCU

RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO - SINTÉTICO

TC nº 007.318/2011-1 Fiscalização nº 279/2011 DA FISCALIZAÇÃOModalidade: conformidadeAto originário: Acórdão 564/2011 - PlenárioObjeto da fiscalização: Construção da Refinaria Abreu e Lima em Recife (PE)Funcional programática: • 25.753.0288.1P65.0026/2011 - Implantação da Refinaria Abreu e Lima, em Recife (PE)Tipo da obra: Obras Especiais Período abrangido pela fiscalização: 11/12/2008 a 6/5/2011DO ÓRGÃO/ENTIDADE FISCALIZADOÓrgão/entidade fiscalizado: Petróleo Brasileiro S.A. - MMEVinculação (ministério): Ministério de Minas e EnergiaVinculação TCU (unidade técnica): 9ª Secretaria de Controle ExternoResponsáveis pelo órgão/entidade: nome: José Sérgio Gabrielli de Azevedo cargo: Presidente da Petrobras período: a partir de 22/7/2005 nome: Marcelino Guedes Ferreira Mosqueira Gomes cargo: Presidente da Refinaria Abreu e Lima S.A. período: a partir de 6/8/2008Outros responsáveis: vide rol na peça: Matriz de responsabilização RNEST Fiscalis 2011 PROCESSOS DE INTERESSE - TC nº 009.758/2009-3- TC nº 007.318/2011-1- TC nº 004.038/2011-8- TC nº 019.742/2009-7- TC nº 008.472/2008-3- TC nº 006.810/2011-0- TC nº 004.040/2011-2- TC nº 003.586/2011-1- TC nº 004.025/2011-3- TC nº 009.830/2010-3- TC nº 008.941/2011-4



RESUMO Trata-se de auditoria realizada no Petróleo Brasileiro S.A. - MME, no período compreendido entre28/3/2011 e 8/7/2011. A presente auditoria teve por objetivo fiscalizar as obras de Construção da Refinaria Abreu e Lima emIpojuca (PE). Integrou o escopo deste trabalho a coleta de elementos comprobatórios do cumprimentode determinações exaradas nos Acórdãos 3044/2009-P, 642/2009-P, 271/2011-P, 3362/2010-P, alémde análises no procedimento de contratação e execução contratual do Contrato n.º 0800.0055153.09-2 -Dutos, por ter sido selecionado em função de critérios de materialidade, relevância e criticidade, emprévio levantamento de auditoria. Também questões relacionadas ao Contrato n.º 0800.0000011.09-4,referente ao Termo de Adiantamento de Tarifas celebrado entre a RNEST e SUAPE, estiveram noescopo dos trabalhos. A partir do objetivo do trabalho e a fim de avaliar em que medida os recursosestão sendo aplicados de acordo com a legislação pertinente, formularam-se as questões adianteindicadas: 1 - A administração está tomando providências com vistas a regularizar a situação da obra? 2 - O orçamento da obra encontra-se devidamente detalhado (planilha de quantitativos e preçosunitários) e acompanhado das composições de todos os custos unitários de seus serviços? 3 - Os quantitativos definidos no orçamento da obra são condizentes com os quantitativos apresentadosno projeto básico / executivo? 4 - Os preços dos serviços definidos no orçamento da obra são compatíveis com os valores demercado? Para a realização deste trabalho, foram utilizadas as diretrizes do roteiro de auditoria de conformidade.Foram realizadas as seguintes atividades: 1)Na fase de planejamento: a) Consultas ao PPAUnião/2008-2011, LDO União 2009, 2010 e 2011, LOA União 2009, 2010 e 2011; b) Pesquisa deinformações acerca do empreendimento na internet e publicações diversas. 2) Na fase de execução: a)Vista do procedimento licitatório e contratação direta referentes ao Contrato n.º 0800.0055153.09-2 -Dutos, que integra o escopo da auditoria; b) Análises documentais, análises de registros e conferênciade cálculo em elementos integrantes do contrato n.º 0800.0055153.09-2 - Dutos e do contrato nº8500.00011.09-4 - Termo de Adiantamento de Tarifa e Compensação Futura e Critérios deInvestimentos e Outras Avenças; c) Visita ao canteiro de obra com registros fotográficos; d)Observação direta; e) Reuniões de esclarecimento e entrevistas não estruturadas com gestores efuncionários da Petrobras, responsáveis pelo empreendimento. As principais constatações deste trabalho foram: . Adoção de metodologia e/ou de parâmetros econômicos inadequados para a definição da viabilidadeeconômico-financeira do empreendimento; . Adiantamento de pagamentos; . Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado; . Projeto básico deficiente ou desatualizado; . Contratação direta antieconômica; . Descumprimento de determinação exarada pelo TCU; . Indício de evasão fiscal; . Critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto real pretendido;



. Inadequação ou inexistência dos critérios de aceitabilidade de preços unitário e global. O volume de recursos fiscalizados alcançou o montante de R$ 1.479.228.042,30,foi calculadoconsiderando o valor total do contrato de Dutos (n.º 0800.0055153.09.2): R$ 649.950.831,20, e doTermo de Adiantamento de Tarifa (n.º 8500.0000011.09-4): R$ 829.277.211,10. As propostas de encaminhamento para as principais constatações contemplam, oitiva, determinação aórgão/entidade, representação,determinação de providências internas ao TCU e aplicação de multa aresponsável.



S U M Á R I OTítulo Página1 - APRESENTAÇÃO 1

2 - INTRODUÇÃO 2

2.1 - Deliberação 2 2.2 - Visão geral do objeto 2 2.3 - Objetivo e questões de auditoria 3 2.4 - Metodologia Utilizada 3 2.5 - VRF 4 2.6 - Benefícios estimados 4

3 - ACHADOS DE AUDITORIA 4

3.1 - Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado. (IG-P) 4 3.2 - Adoção de metodologia e/ou de parâmetros econômicos inadequadospara a definição da viabilidade econômico-financeira do empreendimento. (IG-C)

22

3.3 - Adiantamento de pagamentos. (IG-C) 38 3.4 - Projeto básico deficiente ou desatualizado. (IG-C) 46 3.5 - Contratação direta antieconômica. (IG-C) 54 3.6 - Descumprimento de determinação exarada pelo TCU. (IG-C) 57 3.7 - Indício de evasão fiscal. (OI) 62 3.8 - Critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto realpretendido. (OI)

65

4 - ACHADOS DE OUTRAS FISCALIZAÇÕES 69

4.1 - Achados pendentes de solução 70

5 - CONCLUSÃO 71

6 - PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO 72

7 - ACHADOS RECLASSIFICADOS APÓS A CONCLUSÃO DAFISCALIZAÇÃO

78

7.1 - Achados desta fiscalização 78

8 - ANEXO 79



S U M Á R I OTítulo Página 8.1 - Dados cadastrais 79 8.1.1 - Projeto básico 79 8.1.2 - Execução física e financeira 79 8.1.3 - Contratos principais 81 8.1.4 - Contratos secundários 90 8.1.5 - Editais 91 8.1.6 - Histórico de fiscalizações 94 8.2 - Deliberações do TCU 94 8.3 - Anexo 1 - Análise dos Esclarecimentos Preliminares referentes aoachado 3.1

108

8.4 - ANEXO 2 - Análise justificativas Tarifa Suape 127 8.5 - Anexo 3 - HISTÓRICO E ANÁLISE GERAL DO TERMO DEADIANTAMENTO DE TARIFAS

138

8.6 - Decisão Monocrática - Confirmação de IG-P (item 10) 148 8.7 - Despacho do Ministro-Relator. 157 8.8 - Anexo Fotográfico 166



1 - APRESENTAÇÃO A Refinaria do Nordeste - RNEST, ou Refinaria Abreu e Lima, em construção no município deIpojuca-PE, ao sul da região metropolitana de Recife, ocupa uma área de 6,30 Km² no complexoindustrial e portuário de SUAPE. A RNEST terá uma capacidade de processamento de 230 mil barrispor dia de petróleo pesado nacional (Marlim-50%) e petróleo sintético venezuelano (Carabobo-50%),visando suprir a demanda nacional, em especial das regiões do norte e nordeste, de derivados comoNafta Petroquímica (2.300 m³/dia), Gás Liquefeito de Petróleo ''GLP'" (1.600 m³/dia), Diesel(22.000m³/dia), 'Bunker' (950 toneladas/dia) e Coque de Petróleo (5.500 toneladas/dia). Há também aprevisão de produção do biocombustível H-BIO. Trata-se de empreendimento incluído no 'PAC' Programa de Aceleração do Crescimento. Conformeb a l a n ç o d e 4 a n o s d o P A C , d i s p o n í v e l n o s í t i o n a i n t e r n e t :"http://www.brasil.gov.br/pac/relatorios/estaduais/pernambuco-1", o valor atual estimado dosinvestimentos para o empreendimento é da ordem de R$ 26,7 bilhões (R$ 6,5 bilhões de 2007 a 2010 eR$ 20,2 bilhões após o ano de 2010). As obras iniciaram em 2007, e a previsão de entrada emoperação é em meados de 2013. O objetivo da auditoria foi inicialmente fiscalizar as obras da Refinaria Abreu e Lima a cargo daPetrobras. Porém, em prévio levantamento de auditoria, verificou-se que parte dos recursos doprograma de trabalho relativo às obras da Refinaria foi destinado ao contrato n.º 0800.0000011.09-4 -Termo de Adiantamento de Tarifa e Compensação Futura e Critérios de Investimentos e OutrasAvenças. Tal contrato tem como partícipes a Petrobras, a Refinaria Abreu e Lima S.A. - RNEST, a EstatalPernambucana: Complexo Industrial Portuário- SUAPE, e o Estado de Pernambuco. O seu objetivo éestabelecer as condições em que serão operacionalizados os investimentos por SUAPE no Porto deSuape, com recursos desembolsados pela Petrobras e a RNEST, sendo que parte desses recursos seráressarcida por meio de compensação em pagamentos futuros de tarifas portuárias. O contrato abrange,além de obras de infraestrutura portuária no Porto de Suape, ampliação e duplicação de malharodoviária. Diante da atipicidade, criticidade e materialidade do contrato referente ao Termo de Adiantamento deTarifa, verificou-se a necessidade de estender a fiscalização ao Governo do Estado de Pernambuco eao Complexo Industrial Portuário Suape, o que foi autorizado pelo Exmo. Senhor Ministro-RelatorUbiratan Aguiar. Assim, integraram o escopo deste trabalho análises no procedimento de contratação e execuçãocontratual do Contrato n.º 0800.0055153.09-2 Dutos e do Contrato n.º 0800.0000011.09-4 -Termo deAdiantamento de Tarifas. Adicionalmente, foram coletadas informações visando subsidiar análises deachados apontados nos Fiscobras 2009 e 2010, bem como elementos comprobatórios do cumprimento





de determinações exaradas pelo Tribunal. Concluída a análise do Termo de Adiantamento de Tarifa-TAT, a equipe identificou três achados deauditoria. Além desses achados, foram identificados indícios de irregularidades que não dizem respeitoà obra em si, mas sim a arranjos contratuais, razão pela qual não foram registrados como achados, massimplesmente registrados em anexo. Para que esses indícios recebam tratamento adequado, a Secob-3encaminhará à 9ª Secex memorando com as informações coletadas nesse trabalho (evidências). Visando a facilitar a compreensão das irregularidades identificadas no TAT, apontadas ou não norelatório, o anexo 3 apresenta um histórico das tratativas que ocorreram antes e durante a vigência doreferido contrato, acompanhado de análises, conclusões preliminares e minutas de propostas deencaminhamento.

Importância socioeconômica

Decorridas três décadas da implantação da última refinaria de petróleo construída no país (REVAP em

São José dos Campos - SP), a instalação da Refinaria Abreu e Lima na região nordeste é um

empreendimento de grande porte e impacto, sendo prevista a criação de cerca de 1.600 empregos

diretos e indiretos na fase de operação, e geração de mais de 200 mil empregos na fase de implantação,

no período de 2007 a 2013. A geração de renda para a população local alavancará a economia de toda

a região. Haverá demandas por profissionalização e treinamento. Pela atividade direta e indireta, o

crescimento da receita tributária aumentará a capacidade de investimento do Estado de Pernambuco e

especialmente a do município de Ipojuca. O Complexo Industrial de SUAPE também terá incremento

em sua atividade portuária devido às operações de embarque e desembarque de matérias primas e

produtos relacionados à atividade da refinaria. Além da produção de óleo diesel e outros produtos,

prevê-se também a produção de cerca de 1.100 toneladas/mês de H-BIO (bio-combustível), a partir de

insumos vegetais de oleaginosas, com o objetivo de incrementar a sua utilização e a agricultura

familiar local, o que também deve alavancar a economia local.

2 - INTRODUÇÃO 2.1 - DeliberaçãoEm cumprimento ao Acórdão 564/2011 - Plenário, realizou-se auditoria na Refinaria Abreu e Lima, nomunicípio de Ipojuca, PE, no período compreendido entre 25/4/2011 e 6/5/2011.As razões que motivaram esta auditoria foram a materialidade dos recursos envolvidos (R$26,75bilhões, conforme informações constantes do sítio do PAC na internet), aliada a indícios deirregularidades apontados no âmbito dos Fiscobras 2008, 2009 e 2010. 2.2 - Visão geral do objetoA implantação da Refinaria do Nordeste visa a reduzir o déficit atual e suprir o aumento da demanda





nacional de diesel e de outros derivados de petróleo na Região Nordeste. Após sua conclusão, estaráapta a processar 230 mil barris por dia de petróleo pesado, em função de duas linhas independentes deprocessamento (Trem 1 e Trem 2). A principal questão tratada nesta auditoria relaciona-se com o contrato de dutos, que farão a ligação darefinaria com o píer de granéis líquidos do porto de Suape. Esse contrato possui particular criticidade,pois será por esses dutos que a refinaria será alimentada com petróleo vindo da bacia de Campos epossivelmente da Venezuela. O sistema de dutos consiste em 12 linhas, de diferentes bitolas, para otransporte de óleo bruto para a refinaria e para o transporte de derivados, da refinaria para o pool dedistribuidoras e para o porto de Suape. Também integrou o escopo deste trabalho o Termo de Adiantamento de Tarifas, por meio do qual aPetrobras vem transferindo recursos ao porto de Suape para implantação da infraestrutura portuária erodoviária. 2.3 - Objetivo e questões de auditoriaA presente auditoria teve por objetivo fiscalizar as obras de Construção da Refinaria Abreu e Lima emRecife (PE) e, mais especificamente, o contrato de dutos e o Termo de Adiantamento de Tarifas. Estetrabalho permitiu, ainda, a coleta de informações acerca do cumprimento de determinações exaradasnos Acórdãos 3044/2009-P, 642/2009-P, 271/2011-P, 3362/2010-P. A partir do objetivo do trabalho e a fim de avaliar em que medida os recursos estão sendo aplicados deacordo com a legislação pertinente, formularam-se as questões adiante indicadas: 1 - A administração está tomando providências com vistas a regularizar a situação da obra? 2 - O orçamento da obra encontra-se devidamente detalhado (planilha de quantitativos e preçosunitários) e acompanhado das composições de todos os custos unitários de seus serviços? 3 - Os quantitativos definidos no orçamento da obra são condizentes com os quantitativosapresentados no projeto básico / executivo? 4 - Os preços dos serviços definidos no orçamento da obra são compatíveis com os valores demercado?

2.4 - Metodologia utilizadaPara a realização deste trabalho, foram seguidas as diretrizes do roteiro de auditoria de conformidade,sendo utilizadas as seguintes técnicas de auditoria:- análise documental;- observação direta;- inspeção física;- conferência de cálculos;- pesquisa em sistemas informatizados;





- confronto de informações e documentos;- comparação com a legislação, jurisprudência do TCU e doutrina;- entrevista;- circularização. 2.5 - VRFO volume de recursos fiscalizados alcançou o montante de R$ 1.479.228.042,30. O Volume deRecursos Fiscalizados - VRF foi calculado considerando o valor total do contrato de Dutos (n.º0800.0055153.09.2): R$ 649.950.831,20, e do Termo de Adiantamento de Tarifa (n.º8500.0000011.09-4): R$ 829.277.211,10. 2.6 - Benefícios estimadosEntre os benefícios estimados desta fiscalização, destacam-se como economia potencial: (i) R$123.981.036,29, correspondente a possível redução no valor do contrato de dutos, que equivale a umsobrepreço de 24,03% (Achado 3.1); e (ii) R$ 91.500.000,00, decorrente de possível redução do valorda tarifa portuária considerado no cálculo de equilíbrio econômico do Termo de Adiantamento deTarifas (Achado 3.2). Tem-se ainda, como benefício potencial, o não pagamento dos valores indevidos previstos de verba dechuvas referente aos contratos assinados, que, nos moldes em que se encontram, poderiam resultar emdanos ao erário (Achado 3.8). Adicionalmente, registra-se como benefício o fornecimento de subsídios para a atuação do CongressoNacional. 3 - ACHADOS DE AUDITORIA 3.1 - Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado.3.1.1 - Tipificação do achado:Classificação - grave com recomendação de paralisação (IG-P)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - A presenteirregularidade enquadra-se no artigo 94, § 1º, inciso IV da Lei 12.309/2010 (LDO 2011), visto que, airregularidade apontada, sobrepreço de R$ 123.981.036,29, é materialmente relevante em relação aovalor total contratado (24,03%). 3.1.2 - Situação encontrada:A análise dos preços do contrato com o Consórcio Conduto-Egesa, firmado no valor de R$639.950.831,20 (mais R$ 10 milhões para ressarcimento de paralisações decorrentes de chuvas),resultou na constatação de sobrepreço total de R$ 123.981.036,29, que corresponde a 24,03% do valorcontratual.





Foi analisada uma amostra referente a R$ 448.008.029,51 (82,31%) do valor contratado. Em relaçãoao valor da amostra, o sobrepreço corresponde a 27,67%. A Tabela 1, apresentada ao final do achado,resume a análise dos preços. O detalhamento da análise encontra-se no processo sob a forma de itemnão digitalizável. I Metodologia utilizada no cálculo de sobrepreço A apuração do sobrepreço acima apontado envolveu duas questões: (1) análise da possibilidade deaplicação da faixa de aceitabilidade (-15% a +20%) das propostas; e (2) análise dos preços de insumose índices utilizados na estimativa da Petrobras. I.1 - Análise da possibilidade de aplicação da faixa de aceitabilidade I.1.1 - Significado da faixa de aceitabilidade A Petrobras licitou a obra de dutos tendo em mãos um projeto básico no nível Classe 2 (FEL-3 oucontratação), o que é habitual na estatal. Para esse nível de detalhamento, a Petrobras vem admitindoque os valores das propostas situem-se numa faixa de -15% a +20% do valor estimado para a obra. Sãodesclassificadas as propostas menores que 85% da estimativa (inexequíveis) e maiores que 120% daestimativa (sobrepreço). O limite inferior é justificado sob a alegação de que a Petrobras não pode correr riscos desnecessáriosde ter uma obra paralisada ou executada com nível de qualidade baixo. Não fosse pelo fato de aPetrobras só licitar obras na modalidade convite (que exclui eventuais "aventureiros"), esse limiteinferior poderia ser justificável. Esse assunto está em análise no âmbito do TC 029.5452009-1. O limite superior é justificado com base na norma internacional AACE NR 18R-97, que foiincorporada aos procedimentos da Petrobras (PG-12 -SL/ECP-001, Rev.G) de um modo peculiar. Deacordo com a norma internacional, uma vez estimado um projeto em nível Classe 2, o administradordeve reservar um orçamento até 20% maior para executar o empreendimento - pois, há 90% de certezaque esse valor será suficiente para executar todo o empreendimento. A norma da AACE tambémafirma que a obra pode sair até 15% mais barata que o estimado. Daí o limite inferior estabelecido pelaPetrobras. O entendimento esposado pela Petrobras em diversos processos do TCU é um pouco diferente: aestatal afirma que, se o projeto está em nível Classe 2, a faixa de aceitabilidade das propostas deve-sesituar entre -15% e +20%. É como se a Petrobras admitisse que seus administradores transferissempara a contratada todo o orçamento reservado para a obra. Apesar de, em primeira análise, não encontrar respaldo na legislação pertinente, a equipe nãovislumbra prejuízo ao erário se: (1) a contratação fosse em regime de empreitada por preço global e





não houvesse qualquer possibilidade de aditivos contratuais para aumento de valor, nem os 25%previstos no Decreto nº 2.745/98; e (2) a contratada assumisse todo e qualquer risco doempreendimento. Caso contrário, a Petrobras deveria reservar o orçamento extra de 20% para cobrireventuais aditivos. Contratando com 20% de acréscimo em relação à estimativa, a Petrobras deveria transferir não só oorçamento extra da obra mas também a responsabilidade por concluí-la no prazo e com a qualidadeprevista sem a necessidade de qualquer outro aporte financeiro no empreendimento. Se parte daresponsabilidade não é transferida, da mesma forma parte do orçamento não pode ser transferida. Senenhuma responsabilidade por fatos supervenientes é transferida à contratada, então o limite decontratação deve ser o valor estimado, pois os riscos assumidos pela contratada são apenas os riscoscomuns de qualquer empresário - e esses riscos já estão no valor da estimativa ou da proposta dalicitante. Os riscos comuns do empresário são embutidos em dois locais da estimativa (ou da proposta dolicitante). O local mais visível é no BDI, sob o título "taxa de risco" ou "contingências". Ainda no BDI,outro item que reflete despesa relativa à assunção de risco é o item "seguros" ou "seguros e garantias". O local menos visível em que se colocam elementos de risco na estimativa (ou na proposta) é naformação dos preços unitários ou na estimativa de quantidades. No cálculo de equipamentos, porexemplo, é comum, a título de "contingências", adicionar 5% ao preço que é apresentado na cotaçãoformal de um fornecedor (Spranger, M., Conforto, S. "Estimativas de Custos de Investimentos paraEmpreendimentos industriais". Rio de Janeiro: Taba, 2ed., p. 280). Esse índice só aparece quando oestimador "abre" seus cálculos, apresentando a composição de custos do equipamento. Outro exemplo que se pode mencionar de incorporação de riscos em locais menos visíveis daestimativa (ou proposta) é o caso do cálculo do custo de mão de obra. Se o estimador leva emconsideração algum tipo de "taxa extra" de improdutividade - improdutividade além daquela que estáembutida no índice de produtividade do serviço, então temos uma parcela de risco oculta naquantidade ou no preço unitário. Outros exemplos poderiam ser mencionados, mas o que importa no momento é demonstrar que a faixade aceitabilidade não guarda relação com os riscos da execução dos serviços em si, mas sim com opotencial dispêndio global que a contratada terá com a implementação do empreendimento. Oorçamento correspondente à margem superior de aceitabilidade (os 20% que ultrapassam a estimativa)deve ficar nas mãos de quem assume os riscos de a obra restar incompleta ou com qualidade inferior àesperada - mesmo que o projeto seja executado com perfeição. Assim, se o contratado não assume taisriscos, a contratação não pode se dar com preço além do valor estimado. II.1.2 - Inaplicabilidade da faixa de aceitabilidade na licitação dos Dutos





Na medida em que o contrato tem como regime empreitada a preços unitários, bem como em funçãode ter sido considerado riscos na estimativa de custos da Petrobras, entende-se que não deve seraplicada a faixa de aceitabilidade de preços conforme a seguir demonstrado. De acordo com o item 5.4.5 do Manual de Procedimentos Contratuais, os contratos da Petrobrasadmitem aditivos para o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato. 5.4.5 - Serão admitidos aditivos para realinhamento de preços em razão de desequilíbrio da equaçãoeconômico-financeira de formação dos preços contratuais. A cláusula 9.3 do contrato confirma essa regra do Manual e retira qualquer responsabilidade dacontratada por eventos imprevistos ou previstos mas de consequências que eram incalculáveis à épocada celebração do contrato, dispondo que a Petrobras deve suportar os aumentos de custos dedecorrentes de tais fatos: 9.3 - Em ocorrendo situação superveniente e imprevisível que gere onerosidade excessiva paraqualquer uma das PARTES, a PARTE prejudicada poderá pedir a resolução deste CONTRATO. AsPARTES, contudo, poderão manter vigente este CONTRATO caso cheguem, mediante negociação, aum consenso, quanto à revisão das obrigações contratuais ou das prestações para seus adimplementos. 9.3.1 - Em ocorrendo fato superveniente, extraordinário, irresistível e imprevisto que altere o equilíbrioda equação econômico-financeira original deste CONTRATO, as PARTES renegociarão as suascondições para que se retorne à equação comutativa originária, utilizando-se, para tanto, as provasapresentadas pela CONTRATADA e o Demonstrativo de Formação de Preços apresentado para fins decontratação. Se houver elevação de tributos incidentes sobre os serviços da contratada, quem arcará com asdespesas será a Petrobras, conforme disposto na cláusula 5.2 do contrato: 5.2 - Se durante o prazo de vigência do CONTRATO ocorrer a criação de novos tributos, alteração dealíquotas e/ou alteração de base de cálculo que venham a majorar, comprovadamente, o ônus daCONTRATADA, o preço originariamente acordado será aumentado proporcionalmente à majoraçãoocorrida. Se ocorrerem chuvas que não afetam marcos temporais relevantes, a contratada ganhará prazo maiorpara execução dos serviços, e a Petrobras pagará pelos custos indiretos que decorrerem da prorrogaçãocontratual. Se marcos improrrogáveis forem comprometidos, a Petrobras pagará pelos custosadicionais incorridos pela contratada, conforme cláusula 4.10 do contrato: 3.1 Para fins de interpretação deste instrumento os termos aqui explicitados, quando constantes dotexto em negrito, no singular ou plural, terão os seguintes significados:





(...)s. MARCOS OU PRAZOS IMPRORROGÁVEIS - são aqueles que não são passíveis de prorrogaçãoquando causados pela ocorrência de chuva e ou descargas atmosféricas e suas consequências, devendoa CONTRATADA alocar os recursos adicionais necessários de forma a recuperar os atrasosdecorrentes dos motivos em tela.t. MARCOS OU PRAZOS PRORROGÁVEIS - são aqueles que os dias paralisados pelos motivosconstantes na cláusula sexta serão abonados.(...)4.10 - Os reflexos decorrentes da ocorrência de chuvas, descargas atmosféricas e suas conseqüênciasserão tratados da seguinte forma:4.10.1 - Quando incidentes sobre os MARCOS OU PRAZOS IMPRORROGÁVEIS, não serão objetode reposição de prazo contratual, mas serão pagos pela CONTRATANTE conforme Anexo XV doCONTRATO.4.10.2 - Quando incidentes sobre os MARCOS OU PRAZOS PRORROGÁVEIS serão objeto desimples reposição no prazo contratual, sem remuneração, conforme Cláusula de Força Maior.(...)[Anexo XV] 2.5. Nos casos em que a ocorrência de chuvas, descargas atmosféricas e suasconsequências acarretar a ampliação do prazo contratual, a CONTRATADA fará jus - nos limites e naforma indicados neste Procedimento - ao pagamento do valor referente à permanência adicional daEquipe de Administração Local da Obra, cuja composição detalhada está incluída no Demonstrativode Fonnação de Preços (DFP), constante da proposta técnico-comercial apresentada pelaCONTRATADA. O regime de execução do contrato é o de empreitada por preço unitário, ou seja, havendo necessidadede aumentar as quantidades contratadas, a Petrobras deve pagar por esses acréscimos. 1.1 - O presente CONTRATO tem por objeto a execução, sob o regime de preços unitários, pelaCONTRATADA, dos serviços e fornecimentos necessários à implantação dos dutos ... O contrato de dutos foi celebrado sob a égide do Decreto nº 2.745/98, que prevê no item 7.2, alíneas ae b , a possibilidade de alterações qualitativas e quantitativas do contrato. Na cláusula 4.6, o contratoreforça essa possibilidade, prevendo expressamente a obrigação de a Petrobras arcar com os aumentosde custos em razão da inclusão de novos serviços: 4.6 - Nas hipóteses em que se façam necessários eventuais acréscimos de serviços, as partesnegociarão os preços com base no Demonstrativo de Formação de Preços, Anexo XXIII, apresentadoquando da realização da licitação prévia, e que possui caráter confidencial.(...)4.6.3 - O preço de serviços previstos, mas que deixem de ser necessários, ou aqueles não previstos nasPlanilhas de Preços, mas imprescindíveis à execução deste Contrato, deverão ser objeto de ajusteprévio entre as partes CONTRATANTES e formalizados através de Aditivo contratual.





Como se vê, as cláusulas do contrato dos dutos não transferiram qualquer responsabilidadeextraordinária para a contratada: a Petrobras está obrigada a arcar com os custos de alteraçõesqualitativas e quantitativas de projeto bem como as despesas decorrentes de novos serviços ou de fatosuperveniente, extraordinário, irresistível ou imprevisto. Quanto aos custos correspondentes aos riscos ordinários assumidos pela contratada, é importantedestacar alguns pontos da estimativa de preços da Petrobras por meio dos quais se demonstra que taisriscos não foram olvidados pelos engenheiros da estatal quando eles estabeleceram o preço estimadoda obra. No BDI da estimativa, a Petrobras estimou em 2,47% o percentual de contingências. Esse valor é 20%superior ao máximo estabelecido no Acórdão nº 325/2007-Plenário (2,05%) e 155% maior que amédia (0,97%). No detalhamento dos custos indiretos, a estimativa contém os itens 2.2.10.5 Riscos e 2.2.10.6 -Seguros". Aplicando-se o BDI de serviços (27,7%), tem-se que a Petrobras previu o pagamento demais R$ 1.844.001,50 para que a contratada compense ou mitigue seus riscos de execução do contrato.Esse valor corresponde a 0,34% da estimativa. Somando-se esse percentual ao que está no BDI,verifica-se que a taxa de risco estimada foi de no mínimo 2,81%, ou seja, 37% maior que o máximo e190% maior que a média definida na jurisprudência do TCU. Na avaliação do custo total de mão de obra direta, a Petrobras acrescentou um percentual extra deimprodutividade de 35% na MOD. Nos demais contratos analisados na RNEST, esse índice é zero.Esse acréscimo corresponde a um aumento de R$ 9.266.676,39 na estimativa, ou seja, mais 1,70%para cobrir risco de improdutividade dos operários. Somando aos 2,81% calculados anteriormente,tem-se que a Petrobras incluiu 4,51% de risco em sua estimativa considerando apenas os itens acimamencionados (como se disse, há outros itens em que os estimadores embutem riscos). Por fim, valenotar que 4,51% é mais que o dobro do máximo e 4,6 vezes a média prevista para taxa de risco noAcórdão nº 325/2009-P. Diante do exposto, conclui-se que, por mais delicado que seja o serviço de montagem de dutos, não sejustifica o fato de a Petrobras admitir a contratação por preço 20% superior ao estimado, sabendo-seque sua estimativa já contém um percentual elevado (4,51%) de contingências, que o contrato é deempreitada por preço unitário, e suas cláusulas estabelecem que cabe à Petrobras arcar com despesasextras e não à contratada. Desse modo, a equipe fixou o critério de auditoria segundo o qual o preço máximo que poderia sercontratado na licitação deveria ser o da estimativa da Petrobras, sem prejuízo das correções queeventualmente se fizessem necessárias nessa estimativa. Os critérios de correção utilizados sãodescritos no item seguinte.





II.2 - Análise dos preços de insumos e índices utilizados na estimativa da Petrobras A metodologia de análise de preços utilizada neste trabalho pautou-se pelas orientações do Roteiro deConformidade da Segecex, buscando alcançar, dentro do prazo previsto para o trabalho, a maioramostra possível. Para isso, foi necessário recorrer a diferentes fontes de dados para formar o preço dereferência TCU. Essas orientações da Segecex encontram amparo em diversos julgados do TCU. Nesse sentido, valemencionar trecho do voto condutor do Acórdão 168/2011-TCU-Plenário: "Com efeito, diante da inexistência de referenciais nos sistemas federais tais como Sinapi e o Sicro,não deve o Tribunal quedar-se manietado, eximindo-se de apreciar a compatibilidade dos preços deobras públicas com os preços de mercado. Deve, portanto, utilizar-se de outros referenciais confiáveisdisponíveis, desde que adequados à avaliação da obra sob fiscalização, em razão das especificidades aela inerentes, sempre orientado pela busca da verdade material e zelando pela boa e regular aplicaçãodos recursos públicos." II.2.1 Correção da estimativa da Petrobras A amostra total analisada abrangeu 82,14% da estimativa de custos da Petrobras e contemplou aanálise de oito conjuntos, chegando-se à conclusão que a estimativa da Petrobras deveria ser ajustadaem -5,26% (ver tabela 2). Observa-se que o sobrepreço (24,03%) foi calculado com base na redução de5,26% no valor da estimativa de custos da Petrobras, bem como no expurgo do acréscimo de 20%aplicado pela estatal, a título de imprecisão de orçamento, conforme explicado anteriormente (faixa deaceitabilidade). A amostra foi dividida em duas partes: amostra 1 - serviços (7 conjuntos) e amostra 2 - bens (1conjunto). A análise da amostra 1 resultou na conclusão de que a estimativa da Petrobras deveria serreduzida em cada um dos sete conjuntos:(1) Equipamentos de construção e montagem, inclusive veículos: -26,59%;(2) Mão de obra direta: -1,20%;(3) Mão de obra indireta: -5,00%;(4) Alimentação: -7,74%;(5) Transporte: - 26,78%;(6) Mobilização e desmobilização: -26,59%;(7) Ferramental: -1,20%. A análise da amostra 2 (fornecimento de bens, incluindo BDI) resultou na conclusão de que aestimativa da Petrobras deveria ser reduzida em 1,49%.





II.2.1 Critérios de correção da estimativa da Petrobras II.2.1.1 - Equipamentos de construção e montagem, inclusive veículos (a) Sobrepreço encontrado: R$ 12.877.097,42.(b) Critério(s): (1) se o equipamento é destinado a obras de construção civil ou terraplenagem em áreasurbanas, Sinapi; (2) se o equipamento é destinado a obras de terraplenagem em áreas sem restrição deacesso, Sicro; (3) se o equipamento é destinado a obras de montagem industrial, Abemi.(c) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): (1) a LDO determina que os preços do Sinapi(mediana) e do Sicro são os valores máximos admissíveis; (2) a tabela Abemi foi utilizadacomplementarmente conforme orientação contida na jurisprudência.(d) Observação(ões): (1) a própria Petrobras utilizou a tabela Abemi em sua estimativa; (2) o itemhelicóptero (R$3.080.000,00, sem BDI) foi desconsiderado - a equipe não identificou o uso desseequipamento na obra (não consta tal item no histograma de equipamentos da contratada). II.2.1.2 - Mão de obra direta Sobrepreço total encontrado: R$ 400.886,21. - Salários(a) Critério(s): Sinapi, folhas de pagamento da contratada (jan-set/10) e Convenção Coletiva deTrabalho CCT2010-2011; o maior desses valores.(b) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): (1) conservadorismo: adotado o maior dos valores; e(2) respeito aos direitos trabalhistas: apesar de previsto na LDO, o valor do Sinapi deixou de seradotado quando menor que qualquer dos valores das outras referências.(c) Observação(ões): (1) quando observadas variações nos salários da folha de pagamento, adotaram-se as médias; (2) adotaram-se os mesmos parâmetros da Petrobras para adicional de periculosidade(30%), improdutividade (35%) e encargos sociais (129,15%).- Horas-extras(a) Critério(s): considerou-se que 10% das horas trabalhadas serão pagas com adicional de serviçoextraordinário, ou seja, as despesas com adicionais de horas extraordinárias foram estimadas em 10%do valor da mão de obra, incluindo adicional de periculosidade (30%) e encargos sociais (129,15%).(b) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): (1) a Petrobras estimou horas-extras em 25%, mas aequipe entende que adicionar 10% a título de horas-extras é suficiente, pois se aproxima do limite dehoras-extras exigíveis dos empregados de acordo com a CLT e a CCT (equivale a 7,33 horas-extrassemanais, ou 31,6 horas-extras mensais, pagas com adicional de 60%); (2) o exame das folhas depagamento mostra que são raros os casos em que o trabalhador realiza mais de 30 horas-extras nummês.(c) Observação(ões): (1) os 10% de horas-extras equivalem a 7,33 horas-extras semanais, pagas com60% de adicional (10% x 44horas ÷ 60% = 7,33horas); sendo a jornada semanal de cinco dias (de 2ª a6ª feira), cada trabalhador deve fazer o máximo de horas-extras de 2ª a 4ª feira; na 5ª feira, mais 1:20h;





só na 6ª feira, ele não faz horas-extras; (2) examinando a folha de pagamento do mês de fev/2011, quefoi um mês de bastante atividade, verifica-se que de fato os empregados realizam em média algo emtorno 30 horas-extras no mês; (3) não foi identificado na folha de fev/2011 nenhum empregado quetenha trabalhado 78,75 horas-extras, que foi a média adotada na estimativa da Petrobras (HE = 25%HN). II.2.1.3 - Mão de obra indireta Sobrepreço encontrado: R$ 2.063.300,87. - Salários(a) Critério(s): Folhas de pagamento da contratada (jan-set/10), Datafolha, nessa ordem.(b) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): as folhas de pagamento refletem o real valordesembolsado pela contratada; o Datafolha é utilizado subsidiariamente.(d) Observação(ões): (1) adotaram-se os mesmos parâmetros da Petrobras para adicional depericulosidade (30%) e encargos sociais (horistas 124,82%, mensalistas 77,26%); (2) adotaram-se osvalores médios do Datafolha, exceto para os cargos de gerência e coordenação para estes, adotaram-seos valores máximos; (3) quando observadas variações nos salários da folha de pagamento, adotaram-seas médias; (4) não se encontram referências nas convenções coletivas de trabalho para salários de mãode obra indireta.- Horas-extras(a) Critério(s): (1) assim como a Petrobras, só foram calculadas horas-extras para empregados horistas;(2) considerou-se que 10% das horas trabalhadas pelos horistas serão pagas com adicional de serviçoextraordinário, ou seja, as despesas com adicionais de horas extraordinárias foram estimadas em 10%do valor da mão de obra horista, incluindo adicional de periculosidade (30%) e encargos sociais(124,82%).(b) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): ver observação a respeito de horas-extras no item II.2.1.2.(c) Observação(ões): ver observação a respeito de horas-extras no item II. 2.1.2. - Ajuda de Custo(a) Critério(s): adotou-se o mesmo parâmetro da Petrobras para ajuda de custo para mensalistas (25%).(b) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): a equipe não encontrou motivos para, no casoconcreto, afirmar que essa parcela seria indevida.(c) Observação(ões): embora a equipe tenha usado a mesma fórmula da Petrobras para cálculo daajuda de custo (25% x salário base), entendeu descabida a incidência de encargos sociais sobre essaparcela indenizatória. II.2.1.4 - Alimentação (a) Sobrepreço encontrado: R$ 618.386,72.





(b) Critério(s): Cadterc (Cadastro de prestação de serviços do Governo do Estado de São Paulo) paraalmoço e jantar; Estimativa da Petrobras para desjejum e lanche.(c) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): (1) diante da inexistência de referências oficiais dogoverno federal, a equipe buscou o Caditerc como referência para almoço e jantar; (2) a Petrobrasutilizou o Caditerc em sua defesa no TC nº 008.472/2008-3, que trata da terraplanagem da RNEST.(d) Observação(ões): a equipe deixou de aplicar o Cadterc na avaliação do custo de desjejum e lanche por entender que, no caso concreto, a Petrobras conseguiu demonstrar que seus valores de estimativacondizem com a realidade, pois essas refeições são servidas com reforço de alimentos no caso dasobras da RNEST. II.2.1.5 - Transporte (a) Sobrepreço encontrado: R$ 1.938.373,52.(b) Critério(s): valores do contrato vigente entre a Petrobras e a empresa Rodoviária Borborema Ltda,para transporte de pessoal na obra da RNEST.(c) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): o contrato vigente entre a Petrobras e uma empresa detransporte reflete com acuidade o valor do serviço, pois as facilidades e dificuldades encontradas notransporte de pessoal da Petrobras são exatamente as mesmas que a contratada terá para transportar seupessoal.(d) Observação(ões): se a equipe utilizasse o Caditerc, o sobrepreço seria maior. II.2.1.6 - Mobilização e desmobilização (a) Sobrepreço encontrado: R$ 901.396,82.(b) Critério(s): aplicação do percentual (7%) sobre o valor de equipamentos.(c) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): foi utilizado o mesmo índice (7%) da estimativa daPetrobras.(d) Observação(ões): embora a equipe tenha usado o mesmo índice da Petrobras, a base de cálculo(valor dos equipamentos ver item II.2.1.1) era menor daí a diferença encontrada. II.2.1.7 - Ferramental (a) Sobrepreço encontrado: R$ 24.053,17.(b) Critério(s): aplicação do percentual (6%) sobre o valor de mão de obra direta.(c) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): foi utilizado o mesmo índice (6%) da estimativa daPetrobras.(d) Observação(ões): embora a equipe tenha usado o mesmo índice da Petrobras, a base de cálculo(valor da mão de obra direta ver item II.2.1.2) era menor daí a diferença encontrada. II.2.1.8 BDI sobre serviços





(a) Sobrepreço encontrado: R$ 5.213.959,67.(b) Critério(s): aplicação do percentual de 27,70% sobre o valor total dos serviços.(c) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): foi utilizado o mesmo índice (27,70%) da estimativada Petrobras.(d) Observação(ões): (1) embora a equipe tenha usado o mesmo índice da Petrobras, a base de cálculo(valor total dos serviços ver itens II.2.1.1 a II.2.1.7) era menor daí a diferença encontrada; (2) as taxasde risco previstas nos BDI de serviços e de bens (2,47%) são superiores ao máximo previsto noAcórdão nº 325/2007-P; o lucro bruto (9,96%) e os encargos financeiros (1,20%), tanto do BDI deserviços quanto do BDI de bens, bem como a administração central do BDI de serviços (8,03%),encontram-se nos patamares máximos no referido Acórdão nº 325/2007-P - a equipe não encontroumotivos para esses itens se apresentarem tão elevados, mas deixou de aprofundar o exame de tais itens. II.2.1.8 Fornecimento de bens, incluindo BDI (a) Sobrepreço encontrado: R$ 4.290.478,21.(b) Critério(s): exclusão do percentual correspondente à incidência aplicação do percentual de 27,70%sobre o valor total dos serviços.(c) Justificativa(s) para adoção do(s) critério(s): foi utilizado o mesmo índice (27,70%) da estimativada Petrobras.(d) Observação(ões): (1) embora a equipe tenha usado o mesmo índice da Petrobras, a base de cálculo(valor total dos serviços ver itens II.2.1.1 a II.2.1.7) era menor daí a diferença encontrada; (2) as taxasde risco previstas nos BDI de serviços e de bens (2,47%) são superiores ao máximo previsto noAcórdão nº 325/2007-P; o lucro bruto (9,96%) e os encargos financeiros (1,20%), tanto do BDI deserviços quanto do BDI de bens, bem como a administração central do BDI de serviços (8,03%),encontram-se nos patamares máximos no referido Acórdão nº 325/2007-P - a equipe não encontroumotivos para esses itens se apresentarem tão elevados, mas deixou de aprofundar o exame de tais itens,não aplicando BDI diferenciado porque alguns tubos (item materialmente relevante) foram adquiridosdiretamente pela Petro. I.3 - Conclusão Do exposto acima, verifica-se que, referente ao contrato de DUTOS, houve sobrepreço total de R$123.981.036,29, correspondente a 24,03% do valor contratual, firmado no valor de R$ 639.950.831,20(mais R$ 10 milhões para ressarcimento de paralisações decorrentes de chuvas).



Valor da Estimativa Petrobras (A) 544.297.727,52R$

Ajuste da Estimativa (B - Fonte.: tabela 1) (28.327.932,61)R$

Valor da Estimativa Ajustada (C = A+ B) 515.969.794,91R$

Valor do contrato (D) 639.950.831,20R$

Sobrepreço (E = D - C) 123.981.036,29R$

% de Sobrepreço (F = E/C) 24,03%

(*) Valores não consideram o ressarcimento por chuvas

A B C=A/B D E=D-B F=E/A G=A+E

Valor Estimativa

(R$)

Amostra

Analisada (R$)

%

Amostra

Valor Ajustado

da Amostra (R$)

Ajuste da

Estimativa (R$)% Ajuste

Valor Ajustado

da Estimativa

(R$)

1. Equip. Montagem + Veículos 48.429.955,30 45.365.967,36 93,67% 32.488.869,94 (12.877.097,42) -26,59% 35.552.857,88

2. MOD 33.419.909,08 31.806.178,96 95,17% 31.405.292,75 (400.886,21) -1,20% 33.019.022,88

3. MOI 41.279.084,68 27.228.897,97 65,96% 25.165.597,10 (2.063.300,87) -5,00% 39.215.783,81

4. Alimentação 7.985.533,81 7.985.533,81 100,00% 7.367.147,09 (618.386,72) -7,74% 7.367.147,09

5. Transporte 7.238.562,50 7.238.562,50 100,00% 5.300.188,98 (1.938.373,52) -26,78% 5.300.188,98

6. MOB./DESMOB (7%EQUIP) 3.390.096,87 3.175.617,71 93,67% 2.274.220,90 (901.396,82) -26,59% 2.488.700,05

7. Ferramental (6% MOD) 2.005.194,55 1.908.370,74 95,17% 1.884.317,56 (24.053,17) -1,20% 1.981.141,37

A. Subtotal sem BDI 143.748.336,79 124.709.129,05 86,76% 105.885.634,32 (18.823.494,73) -13,09% 124.924.842,06

10. BDI - serviços 39.817.156,23 34.543.445,75 86,76% 29.329.486,08 (5.213.959,67) -13,09% 34.603.196,56

I. Valor da amostra 1 (serviços) 183.565.493,02 159.252.574,80 86,76% 135.215.120,40 (24.037.454,40) -13,09% 159.528.038,62

II. Valor da amostra 2 (bens + BDI-fornecimento) 288.755.454,71 288.755.454,71 100,00% 284.464.976,50 (4.290.478,21) -1,49% 284.464.976,50

13. Total de itens analisados (T= I + II) 472.320.947,73 448.008.029,51 94,85% 419.680.096,90 (28.327.932,61) -6,00% 443.993.015,12

14. Total de itens não analisados 71.976.779,78 - - - - 0,00% 71.976.779,78

TOTAL 544.297.727,52 448.008.029,51 82,31% 419.680.096,90 (28.327.932,61) -5,20% 515.969.794,91

Item Analisado

Tabela 1 - Cálculo sobrepreço no contrato de dutos

Tabela 2- Ajuste da estimativa da Petrobras

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Salário-base - A 1.000,00R$

Adicional de Periculosidade (%) 30%Adicional de Periculosidade (B) 300,00R$

Salário com periculosidade (C=A+B) 1.300,00R$

Encargos Sociais de horista (%) 129,15%Encargos Sociais de horista (D = C x Encargos Sociais) 1.678,95R$

Salário com periculosidade e encargos sociais (E=C+D) 2.978,95R$

Improdutividade (%) 35%Improdutividade (F = E x Improdutividade) 1.032,80R$

Salário com periculosidade, encargos sociais e improdutividade (G=E+F) 4.011,75R$

Horas-extras (%) 25%Horas-extras (H = % E) 744,74R$

Salário com periculosidade, encargos sociais, improdutividade e horas-extras(I=G+H) 4.756,49R$

Índice para adicionar periculosidade, encargos sociais, improdutividade e horas-extras (J = I/A) 4,75649


TABELA 3 - Estimativa Petrobras - Cálculo do índice de adicional de periculosidade,

encargos sociais, improdutividade e horas-extras

TABELA 4 - Referência TCU - Cálculo do índice de adicional de periculosidade,

encargos sociais, improdutividade e horas-extras


Adicional de Periculosidade (%) 30%Adicional de Periculosidade (B) 300,00R$


Encargos Sociais de horista (%) 129,15%Encargos Sociais de horista (D = C x Encargos Sociais) 1.678,95R$


Improdutividade (%) 35%Improdutividade (F = E x Improdutividade) 1.032,80R$

Salário com periculosidade, encargos sociais e improdutividade (G=E+F) 4.011,75R$

Horas-extras (%) 10%Horas-extras (H = % G) 297,90R$

Salário com periculosidade, encargos sociais, improdutividade e horas-extras(I=G+H) 4.309,65R$


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Adicional de Periculosidade (%) 30%

Adicional de Periculosidade (B = %A) 300,00R$


Encargos Sociais de horista (%) 124,82%

Encargos Sociais de horista (D = %C) 1.622,66R$


Hora extras (%) 25%

Hora extra (F = %C) 325,00R$

Salário com periculosidade, encargos sociais e horas-extras(G = E+F) 3.247,66R$

Índice para adicionar periculosidade, improdutividade e horas-extras - com encargos sociais (I = G/A) 3,24766

Índice para adicionar periculosidade, improdutividade e horas-extras - sem encargos sociais (J = (G-D)/A 1,62500





Encargos Sociais de mensalista (%) 77,26%

Encargos Sociais de mensalista (D = %C) 1.004,38R$


Ajuda de Custo (%)

Índices Utilizados na Estimativa da Petrobras

TABELA 5 - Estimativa da Petrobras - empregados horistas

TABELA 6 - Estimativa da Petrobras - empregados mensalistas

Ajuda de Custo (%) 25%

Ajuda de Custo (F = %A) 250,00R$

Leis Sociais sobre Ajuda de Custo (G=FxD) 193,15R$

Salário com periculosidade, encargos sociais e ajuda de custo (H=E+F+G) 2.747,53R$

Índice para adicionar periculosidade, improdutividade e horas-extras - com encargos sociais (I = H/A) 2,74753

Índice para adicionar periculosidade, improdutividade e horas-extras - sem encargos sociais (J = (H-G-D)/A 1,55000

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Encargos Sociais de horista (%) 124,82%

Encargos Sociais de horista (D = %C) 1.622,66R$


Hora extras (%) 10%

Hora extra (F = %C) 130,00R$

Leis Sociais sobre Hora extra (G=F x % Encargos) 162,27R$

Salário com periculosidade, encargos sociais e horas-extras (H=E+F+G) 3.214,93R$

Índice para adicionar periculosidade, improdutividade e horas-extras - com encargos sociais (I = H/A) 3,21493

Índice para adicionar periculosidade, improdutividade e horas-extras - sem encargos sociais (J = (H-G-D)/A 1,43000





Encargos Sociais de mensalista (%) 77,26%

Encargos Sociais de mensalista (D = %C)

Índices Utilizados na Apuração dos Custos de Referência do TCU

TABELA 7 - Referência do TCU - empregados horistas

TABELA 8 - Referência do TCU - empregados mensalistas

Encargos Sociais de mensalista (D = %C) 1.004,38R$


Ajuda de Custo (%) 25%

Ajuda de Custo (F = %A) 250,00R$

Leis Sociais sobre Ajuda de Custo (G) -R$

Salário com periculosidade, encargos sociais e ajuda de custo (H=E+F+G) 2.554,38R$


Índice (sem encargos) para adicionar pericul., improdut. e horas-extras (J = (H-D)/A) 1,55000

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3.1.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (IG-P) - Contrato 0800.0055153.09.2, 4/1/2010, (DUTOS) Serviços e fornecimentos necessários àimplantação dos dutos de recebimento e expedição de produtos da RNEST, compreendendo análise deconsistência do projeto básico, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento deequipamentos, construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação,condicionamento, testes, apoio à pré-operação e operação assistida, na Refinaria do Nordeste - Abreu eLima - RNEST, no município de Ipojuca/PE., Conduto - Companhia Nacional de Dutos.Estimativa do valor potencial de prejuízo ao erário: 123.981.036,29

3.1.4 - Causas da ocorrência do achado: Não cumprimento ao disposto no art. 109 da LDO/2009;Preços dos insumos superestimados nas estimativas de custos;Adoção indevida de faixa de aceitabilidade para preços ofertados pelos licitantes.3.1.5 - Efeitos/Conseqüências do achado: Contratação por preços superiores aos referenciais de mercado, ensejando prejuízos para a Petrobras -O prejuízo apontado como sobrepreço é potencial, uma vez que há tempo hábil para os devidosajustes. (efeito potencial)3.1.6 - Critérios: Acórdão 325/2007, Tribunal de Contas da União, PlenárioAcórdão 1624/2009, Tribunal de Contas da União, PlenárioAcórdão 1740/2009, Tribunal de Contas da União, PlenárioAcórdão 168/2011, Tribunal de Contas da União, PlenárioLei 12017/2009, art. 1123.1.7 - Evidências: EV3.2 - Folhas de Pagamento RM02 - 26/1/2010 a 25/2/2010.EV3.3 - Folhas de Pagamento RM03 - 26/2/2010 a 25/3/2010.EV3.4 - Folhas de Pagamento RM04 - 26/3/2010 a 25/4/2010.EV3.5 - Folhas de Pagamento RM05 - 26/4/2010 a 25/5/2010.EV3.6 - Folhas de Pagamento RM06 - 26/5/2010 a 25/6/2010.EV3.7 - Folhas de Pagamento RM07 - 26/6/2010 a 25/7/2010.EV3.8 - Folhas de Pagamento RM08 - 26/7/2010 a 25/8/2010.EV3.9 - Folhas de Pagamento RM09 - 26/8/2010 a 25/9/2010.EV3.11A - Dutos - Instrumento Contratual PARTE 1.EV3.11B - Dutos - Instrumento Contratual PARTE 2.EV3.12 - Manual ProcedimentosContratuais Petrobras.EV3.13A - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE1.EV3.13B - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE2.EV3.13C - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE3.EV3.13D - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE4.





EV3.13E - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE5.EV3.14 - Dutos - Anexo III - Criterio Medicao.EV3.15 - Dutos - Anexo VI - Procedimento Alteracao Escopo Contratual.ITENS NÃO DIGITALIZÁVEIS- Estimativa de Custos da Petrobras para o contrato de Dutos - EV3.1- Planilha elaborada pelo TCU com análise/ajuste da estimativa de custo da Petrobras - contrato deDutos - EV3.10- DIP IERENEST 20 - Inclusão de Membro Comissão de Licitação para o contrato de Dutos - 15-08-2008 - EV3.16- DIP IERENEST 44 - Designação Comissão de Licitação para o contrato de Dutos - 15-08-2008 -EV3.17- Valores da Estimativa Custos Petrobras para o contrato de Dutos - EV3.18.3.1.8 - Esclarecimentos dos responsáveis:A Petrobras e a RNEST apresentaram, em 25/7/2011, esclarecimentos preliminares acerca do presenteachado. Em síntese, as estatais alegaram que: 1.Os dutos são fundamentais para o funcionamento da refinaria; 2.Não é correto excluir a faixa de aceitabilidade de 20%, simplesmente comparando o valor contratadocom a estimativa da Petrobras, pois: a.A Lei do Petróleo permite que a Petrobras tenha um regulamento próprio para aquisição de bens eserviços, não se aplicando a Lei de Licitações em seus negócios; b.A equipe, indevidamente, utilizou como critério de auditoria o art. 40, inciso X, da Lei de Licitações; c.O Decreto que regula a aquisição de bens e serviços pela Petrobras não exige que se estabeleça preçomáximo global, mas, sim, critérios objetivos nos editais; d.A equipe do TCU que fiscalizou a Reduc recentemente admitiu a faixa de aceitabilidade, com algunsajustes; e.A equipe de auditoria não poderia utilizar o critério de auditoria porque o TCU determinou aconstituição de processo específico para tratar do tema da faixa de aceitabilidade; f.Se afastado esse critério de auditoria, o sobrepreço deixa de ter materialidade, e a IGP não subsiste; g.Em decisão recente, o TCU admitiu expressamente a utilização da faixa de aceitabilidade;





h.O critério de auditoria contraria resolução do Confea; i.A utilização da faixa de aceitabilidade é largamente utilizada internacionalmente; j.A equipe de auditoria interpretou de forma equivocada a norma internacional AACE NR 18R-97 - os20% da faixa de aceitabilidade não têm nada a ver com reserva de recursos para conclusão doempreendimento; k.As propostas apresentadas dentro da faixa de aceitabilidade são aceitas pelas demais empresas depetróleo do mundo, pois seus valores são justos e estão de acordo com a prática desse mercado; l.A equipe de auditoria confundiu contingência com faixa de aceitabilidade; e m.A faixa de aceitabilidade não tem qualquer relação com possíveis riscos ou com aditivos; 3.As referências de preço utilizadas pela equipe de auditoria merecem reparos: a.Os preços de referência para equipamentos deveriam ser os do Sicro e não os do Sinapi; b.A equipe buscou o preço errado para salário de engenheiro, utilizando o valor de trainee; e c.A análise da equipe é prematura, pois as obras estão no início futuramente, serão necessáriostrabalhos noturnos, inclusive horas extras noturnas; 4.Ao final, a Petrobras solicitou novo prazo para explicação adicional, caso os esclarecimentospreliminares não fossem suficientes para dirimir de vez as dúvidas.3.1.9 - Medidas corretivas:Repactuação do contrato nº 0800.0055153.09.2 - DUTOS, com a redução mínima no valor dosobrepreço apurado(R$ 123.981.036,29), atendendo ao disposto na LDO e aos valores usuais demercado.3.1.10 - Conclusão da equipe:O anexo 1, ao final deste relatório, traz a análise dos esclarecimentos prestados pela Petrobras e pelaRNEST. (Por limitações tecnológicas - exceder 4 mil caracteres, a análise dos esclarecimentos nãopôde ser apresentada neste item.) Resumindo, pode-se dizer que a equipe entende que os esclarecimentos não são capazes de modificar oachado, salvo o erro apontado em relação ao salário de engenheiro. Revendo a planilha, a equipecorrigiu o erro e manteve a indicação de sobrepreço com uma redução de 0,08%. Assim, o sobrepreçofinal foi fixado em R$ 123.981.036,29, que corresponde a 24,03% do contrato. Dessa forma, propõe-se realizar oitiva da Petrobras e do Consórcio Conduto-Egesa, para que se





manifestem acerca do sobrepreço apontado. 3.2 - Adoção de metodologia e/ou de parâmetros econômicos inadequados para a definição daviabilidade econômico-financeira do empreendimento.3.2.1 - Tipificação do achado:Classificação - grave com recomendação de continuidade (IG-C)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - A equipe deauditoria considera indevido o valor da tarifa negociada pela Petrobras para o uso do porto de Suape,tendo em vista o montante estimado de carga a ser movimentada pela RNEST. Caso se confirme ainadequação da tarifa, a Petrobras pode sofrer prejuízos da ordem de R$ 91,5 milhões. Porém, osrecursos afetados por essa irregularidade não têm origem no orçamento de investimentos, nãopertencendo, portanto, ao objeto a que se refere o artigo 94 da LDO2011. Esses recursos serãocompensados pela Refinaria quando da utilização do Porto para carga e descarga de petróleo ederivados e são contabilizados pela Petrobras na conta "Ativo Realizável a Longo Prazo", conformeinformado pela Petrobras (Evidência EV1.16). Entende-se, pois, que a situação não deve terrecomendação de paralisação, nos termos do artigo 94, § 1º, inciso IV, da Lei n.º 12.309/2010(LDO/2011). 3.2.2 - Situação encontrada:A Petrobras e a RNEST firmaram um Termo de Adiantamento de Tarifas TAT com o Governo dePernambuco e o complexo portuário de Suape com o intuito de viabilizar financeiramente a realizaçãode obras rodoviárias e de infraestrutura portuária nas imediações da futura refinaria. Por meio desse TAT, a Petrobras se comprometeu a transferir R$ 829 milhões para Suape. Parte dosrecursos será ressarcida por descontos no serviço portuário nos primeiros 25 anos de operação darefinaria (R$ 464 milhões); a outra parte não será ressarcida (R$ 365 milhões). Em anexo a este relatório, encontra-se um histórico do TAT, acompanhado de descrição e análise dasmodificações ocorridas até o momento. Para melhor compreensão deste achado e de outros achadosrelativos ao TAT, sugere-se a leitura desse anexo. Este achado tem como objeto desequilíbrio econômico do TAT, mais especificamente o valor da tarifaportuária utilizado no cálculo que embasou a definição da forma de pagamento da dívida por Suape. Aequipe entende que o valor de tarifa considerado para fins de ressarcimento deveria ser menor. Emoutras palavras, a equipe concluiu que o negócio pode trazer prejuízo à Petrobras/RNEST. DESCRIÇÃO DA FORMA DE PAGAMENTO DO ADIANTAMENTO DE TARIFAS A compensação futura dos recursos repassados pela PETROBRAS/RNEST para SUAPE comoadiantamento de tarifas será feita por meio da franquia de uma quantidade de movimentação pela





RNEST no porto de Suape. Quando a refinaria estiver em operação, uma parte da carga serámovimentada sem custos para a refinaria. A carga movimentada de graça será contabilizada por umatarifa congelada (em valor menor que o real), até que a soma dos descontos atinja o valor totaladiantado. De acordo com o Termo de Adiantamento, os recursos a serem compensados (ressarcidos) somam R$310.267.506,67. A quantidade total de movimentação de carga estimada para os próximos 25 anos é de422.147.180 toneladas, a ser paga/faturada de acordo com as seguintes regras:a) 50% (211.073.590 toneladas) pagos pela tarifa portuária vigente à época de cada operação;b) 50% restante (211.073.590 toneladas) faturados (e não pagos) pela tarifa portuária vigente na épocada assinatura do contrato, no valor de R$ 3,98/toneladas, caracterizando a compensação doadiantamento realizado pela RNEST;c) o prazo previsto para compensação das tarifas pagas em adiantamento é de 25 anos;d) a compensação será considerada integralmente realizada quando o total de carga for atingido,independentemente da previsão de prazo feita a priori. Para melhor entendimento tome-se como exemplo a hipotética movimentação de 100.000 toneladas nodescarregamento de um navio pela RNEST. SUAPE iria faturar 50.000 toneladas pelo valor da tarifavigente à época, que deveria ser paga pela RNEST. As 50.000 toneladas restantes seriam faturadas porSUAPE pela tarifa de R$ 3,98/tonelada, e o valor correspondente seria, apenas e tão somente, baixadocontabilmente pela RNEST do seu Ativo (conta Adiantamento a Fornecedores) e por SUAPE do seuPassivo (conta Adiantamento de Clientes, por exemplo). No Aditivo nº 3, os recursos a serem compensados foram majorados para R$ 463.855.204,49, e aquantidade total da carga a ser movimentada foi estimada em 485.469.257 toneladas, a serempagas/faturadas de acordo com as seguintes regras:a) 169.921.499 toneladas (35%) pagas pela tarifa portuária vigente à época de cada operação;b) 315.547.758 toneladas (65%) faturadas pelo valor da tarifa acordada no valor R$ 1,47/tonelada,deferida nos termos da Portaria de SUAPE nº 014/2009, caracterizando a compensação doadiantamento realizado pela RNEST.c) o prazo previsto para compensação das tarifas pagas em adiantamento foi mantida em 25 anos;d) a compensação será considerada integralmente realizada quando o total de carga for atingido,independentemente da previsão de prazo feita a priori, conforme acordado anteriormente. Utilizando o exemplo anterior, de movimentação de 100.000 toneladas no descarregamento de umnavio pela RNEST, tem-se, agora, que SUAPE deverá faturar 35.000 toneladas pelo valor da tarifavigente à época, que deverá ser paga pela RNEST. As 65.000 toneladas restantes serão faturadas porSUAPE pela tarifa de R$ 1,47/tonelada, e o valor correspondente será, apenas e tão somente, baixadocontabilmente pela RNEST do seu Ativo e por SUAPE do seu Passivo. Na análise de viabilidade econômico-financeira realizada pela PETROBRAS, o adiantamento foi





tratado como uma operação financeira típica, utilizando-se uma taxa de juros de 8,65% a.a. (valoresreais, já descontada a inflação) e, considerando a prestação de serviço portuário gratuito comoprestações fixas para amortização da dívida pelo prazo de 25 anos. TARIFA PORTUÁRIA O valor da tarifa portuária considerada para remunerar SUAPE nas operações de movimentação decarga da RNEST, tanto para a parcela destinada à amortização da dívida como para as demaisoperações, foi calculada com base em 3 tabelas do Porto: - TABELA 1: Utilização da Infraestrutura Marítima (as taxas desta tabela remuneram as facilidades eserviços referentes à sinalização, proteção e acesso aquaviário) = R$ 2,59 / tonelada; - TABELA 2: Utilização das Instalações de Atracação (as taxas desta tabela remuneram as facilidadese serviços referentes à utilização das instalações de acostagem para realizar operações de carregamentoou descarga de mercadorias, receber abastecimento e suprimento diversos, oferecer apoio logístico aembarcação ou movimentar passageiros, bem como a utilização de pessoal em terra, seja em horárionormal ou extraordinário) = R$ 0,19 x LOA (m) x OPERAÇÂO (hora); onde: LOA: comprimentototal da embarcação, em metros; OPERAÇÃO: tempo em que a embarcação permanece atracada nasoperações de carga ou descarga, em horas; - TABELA 3: Utilização da Infraestrutura Terrestre (as taxas desta tabela remuneram as facilidadesreferentes à utilização das instalações terrestres para a movimentação de mercadorias) = 1,38 R$ /tonelada. Assim, a tarifa pela carga ou descarga é calculada da seguinte forma: TARIFA PORTUÁRIA = R$2,59/tonelada + R$ 0,19 x LOA (metros) x OPERAÇÃO (horas) + R$ 1,38/tonelada. Embora os valores estabelecidos nas tabelas 1 e 2 não tenham sido avaliados, a equipe entende que éperfeitamente razoável cobrar pela utilização da infraestrutura marítima mantida pelo Porto de Suape(dragagem, molhe e estruturas - tabela 1), assim como pela ocupação do cais/píer pela embarcação -tabela 2. Questiona-se, no entanto, a aplicação da taxa prevista na tabela 3, no caso específico de movimentaçãode cargas da RNEST pelo píer de granéis líquidos 3 (PGL-03). Essa taxa se destina a remunerar Suapepela utilização da infraestrutura terrestre durante a transferência de cargas das embarcações até asinstalações de armazenagem, ou no caminho inverso. Mas a movimentação de carga de/para a RNEST pelo PGL-03 se dará, exclusivamente, pelainfraestrutura por ela construída. Senão vejamos: o descarregamento/carregamento dos navios seráfeito com a utilização de braços de carregamento adquiridos e instalados pela RNEST; a mercadoria





escoará pelas linhas de dutos construídas pela RNEST; o suporte dos dutos, tanto na parte marítimacomo na terrestre tiveram sua construção integralmente custeada pela RNEST, da mesma forma que osscrapers , bombas, medidores, etc.; os tanques de estocagem são da RNEST e estão localizados fora daárea do porto. Corroborando o que foi dito acima, verifica-se que as obras da tubovia marítima, engordamento ereforço do molhe, realizadas por SUAPE com os recursos repassados pela RNEST, sem ressarcimento,estão sendo contabilizados pela RNEST no seu próprio Ativo Imobilizado (Obras em Andamento). Asdemais instalações necessárias ao escoamento dos produtos da RNEST (braços de carregamento, dutosterrestres e marítimos, tubovias terrestres, etc.), estão sendo montadas/construídas pela própriaRNEST. Uma vez que praticamente toda a infraestrutura necessária para o escoamento do PGL-03 estásendo/foi construída com recursos da própria RNEST, essa parcela não deveria ser cobrada daRNEST, ao menos não na íntegra, como será cobrado de uma empresa qualquer que vai utilizar ainfraestrutura terrestre disponibilizada por Suape. ESCLARECIMENTOS INICIAIS DA RNEST Em resposta ao questionamento da equipe acerca da aplicação da parcela da tabela 3 no cálculo datarifa portuária a ser paga pela RNEST, a PETROBRAS assim se manifestou: "O custo pelo uso dos dutos e da tubovia não foram considerados na composição do valor da tarifaportuária prevista na Tabela III, pois a mesma se resume a remunerar a utilização da infraestrutura dasinstalações terrestres, colocada à disposição das operações portuárias, tais como: inspetoriasoperacionais e controle/conferência, acessos terrestres e vias de circulação internas, áreas deestacionamentos, armazéns e pátios de trânsito, linhas férreas e linhas de guindastes, instalações edistribuição elétrica necessária aos diversos equipamentos e à iluminação externa, segurança, redes desinalização, comunicação, esgoto, água e combate a incêndio." ANÁLISE Da infraestrutura terrestre que estaria sendo disponibilizada e paga por meio da parcela da tabela 3,praticamente nada será utilizado pela RNEST na movimentação de carga pelo PGL-03, à exceção dealguns serviços de uso comum, a exemplo da iluminação externa e segurança, mas, ainda assim, nadaque possa justificar uma cobrança POR QUANTIDADE de carga movimentada. A equipe entende que é razoável a cobrança de uma TAXA HORÁRIA pela utilização dessasfacilidades, como ocorre no porto de Santos. Isso porque os preços públicos se medem pelacontraprestação de serviço, sendo desarrazoado que sua quantificação tenha por base de cálculo umavariável que não guarda correlação com o grau de utilização do serviço. No Porto de Santos, de modo





acertado, a taxa cobrada baseia-se no tempo que o navio permanece no Porto. No porto de Suape, desconsiderando-se a parcela referente à tabela 3 no cômputo do valor da tarifaportuária, essa seria reduzida de R$ 3,98/tonelada para R$ 2,60/tonelada. Com isso, mantidas as demais condições estabelecidas no Aditivo nº 3 (prazo de amortização da dívida= 25 anos; quantidade total de carga movimentada = 485.469.287 toneladas; rateio da carga: 65% pararessarcimento do adiantamento; e taxa de retorno = 8,65%), tem-se um Valor Presente Líquido (VPL)negativo (prejuízo para a RNEST) de R$ 154 milhões.



PORTOS JANEIRO FEVEREIRO MARÇO ABRIL MAIO MÉDIA TARIFA MÉDIA (*)

SANTOS 1.102.610,00 801.394,00 947.110,00 1.043.681,00 914.996,00 961.958,20 2,816

ITAQUI 397.977,00 511.267,00 624.640,00 817.443,00 541.678,00 578.601,00 5,375

SUAPE 415.405,00 326.303,00 386.162,00 340.524,00 464.655,00 386.609,80 3,985

ARATU 208.323,00 182.338,00 241.420,00 307.204,00 291.142,00 246.085,40 4,934

PARANAGUÁ 223.030,00 160.786,00 246.710,00 172.442,00 ND 200.742,00 4,461

FORTALEZA (MUCURIPE) derivados 185.212,00 177.743,00 138.479,00 170.151,00 164.393,00 167.195,60 5,459

MACEIÓ 108.765,00 78.160,00 87.740,00 116.951,00 64.926,00 91.308,40 3,943

RECIFE 1.818,00 2.506,00 3.986,00 1.325,00 750,00 2.077,00 4,656

NATAL 0,00 0,00 173,00 90,00 178,00 88,20 5,551

PLANILHA 1 - PORTOS PÚBLICOS – MOVIMENTO DE GRANÉIS LÍQUIDOS (TONELADAS/MÊS)ANO DE 2011 - FONTE: ANTAQ

(*) TARIFAS INFORMADAS RELATÓRIO FINAL DO GRUPO DE TRABALHO DO RESSARCIMENTO DOS INVESTIMENTOS EM SUAPE

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3.2.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (IG-C) - Contrato 8500.0000011.09-4, 18/8/2008, Termo de Adiantamento de Tarifa e CompensaçãoFutura e Critérios de Investimentos e Outras Avenças. Estabelece as condições em que serãooperacionalizados os investimentos por SUAPE no Proto de Suape, com recursos do adiantamento detarifa a ser promovido pela PETROBRAS em favor de SUAPE; define a sistemática de compensaçãodesse adiantamento; e estabelece as responsabilidades de cada uma das partes, Pernambuco Governodo Estado.Estimativa do valor potencial de prejuízo ao erário: 91.500.000,00

3.2.4 - Causas da ocorrência do achado: O não cumprimento de compromisso de executar as obras necessárias no porto de Suape,anteriormente assumdo pela estatal pernambucana e pelo Estado de Pernambuco, fez com que aPetrobras se sujeitasse a custeá-las, ressarcindo-se com base em valor de tarifa insatisfatória.3.2.5 - Efeitos/Conseqüências do achado: Prejuízo gerado por pagamento de tarifa portuária inadequada. (efeito potencial)3.2.6 - Critérios: Constituição Federal, art. 37, caputDecreto 2745/1998, art. 0º, item 1.2Decreto 4122/2002, art. 2º; art. 3º3.2.7 - Evidências: EV1.1 - TERMO DE ADIANTAMENTO PB E SUAPE.EV1.2 - Termo Compromisso e Aditivos.EV1.3 - ADITIVO 03 TERMO DE ADIANTAMENTO.EV1.4 - Memorial Descritivo - Tubulações e Instalações - PGL-03.EV1.5 - Relatorio Portos - JANEIRO2011.EV1.6 - Relatorio Portos - FEVEREIRO2011.EV1.7 - Relatorio Portos - MARÇO2011.EV1.8 - Relatorio Portos - ABRIL2011.EV1.9 - Relatorio Portos - MAIO2011.EV1.13 - Tarifas Porto de Santos.EV1.14 - TarifasTerminais_rev22.EV1.15 - Relação de convênios com municípios de Ipojuca e Cabo de Santo Agostinho.EV1.16 - Avaliação financeira-TARIFAS DE SUAPE SEM TAB 3 Completo.EV1.17 - Avaliação financeira- TARIFAS DO PORTO DE SANTOS Completo.ITENS NÃO DIGITALIZÁVEIS - Autorização para Assinatura do Termo de Adiantamento de Tarifas - Ata da Petrobras 4.703, item26, Pauta 950,de 14/08/2008 - EV1.10 - Autorização para assinatura do Aditivo nº 3 - EV 1.11 - Relatório do grupo de trabalho do ressarcimento dos investimentos em SUAPE - EV1.12.





3.2.8 - Esclarecimentos dos responsáveis:Em resposta ao Ofício nº 12-279/2011 - TCU/Secob-3, solicitando pronunciamento acerca desseachado, a Petrobras/Rnest alegou, em resumo, o que se segue:1)O valor da tarifa portuária de Suape no contexto dos portos brasileiros à época da negociação:a)era a 12ª menor em valor, em um conjunto de 17 portos avaliados pela PETROBRAS para subsidiaras tratativas entre as partes;b)estava 16% abaixo da média dos 17 portos avaliados;c)estava sem reajuste desde julho do ano 2000..2)Aplicação da Tabela 3 para compor a tarifa portuária de Suape:a)a parcela da Tabela 3 se destina a remunerar a utilização da infraestrutura das instalações terrestres,colocadas à disposição das operações portuárias, tais como: inspetorias operacionais econtrole/conferência, acessos terrestres e vias de circulação interna, áreas de estacionamentos,armazéns e pátios de trânsito, linhas férreas e linhas de guindastes, instalações e distribuição elétricanecessária aos diversos equipamentos e à iluminação externa segurança, redes de sinalização,comunicação, esgoto, água e combate a incêndio;b)é importante lembrar que, para que as facilidades estejam aptas a serem utilizadas, as mesmasdevem sofrer manutenção constante;c)o pagamento da tarifa portuária não é feito de forma parcial ou fracionada, com base nas facilidadesutilizadas;d)a tarifa portuária aplicada às operações em Suape é baseada na tonelagem para as Tabelas 1 e 3, e notamanho do navio e tempo de permanência no píer para a Tabela 2;e)a tarifa portuária está atrelada à necessidade de que um porto para operar de forma contínua tem queter condições financeiras para manutenção de todo tipo de facilidades necessárias para as operaçõesportuárias.f)à luz do processo de negociação levado a cabo com Suape, o uso dos dutos e da tubovia não seriampassiveis de serem considerados como elemento de desconto quando da determinação da parcela dovalor da tarifa portuária prevista na Tabela 3.3)Adequação da negociação realizada:a)a avaliação realizada no modelo de engenharia econômico com o resultado apresentado noitem 14 do Relatório Preliminar da Equipe Técnica, chega a um resultado negativo, pois oressarcimento realizado por SUAPE ao longo de 25 anos se daria por um valor de tarifa totalmenor do que o efetivamente acordado no Termo de Adiantamento de Tarifas;b)sensibilidades em análises de investimento podem ser feitas, mas essa posição deve estarembasada na realidade e nas bases em que as negociações se estruturam;c)utilizando-se no modelo de engenharia econômica os valores concebidos contratualmente encontra-se um Valor Presente Liquido (VPL) positivo o que mostra que, com fundamento em dados quecompuseram as bases negociais, o fluxo financeiro gera uma situação de equilíbrio que corrobora adecisão das partes em celebrar o acordo;d)a partir do resultado do Fluxo de Caixa Descontado positivo, ou seja, VPL maior ou igual a zero, foifeita uma análise matemática na qual se concluiu que qualquer desconto na tarifa representaria umaredução igual em toda nova receita gerada pelo novo píer, ou seja, como Receita Total = Preço x





Quantidade, se tivermos 65% de desconto no Preço significa que o efeito na Receita Total seria omesmo de um desconto de 65% na quantidade;e)como o prazo de ressarcimento é longo, e a PETROBRAS não é uma instituição financeira, foiconsenso a ideia de transformar o ressarcimento via fluxo financeiro (monetário) em fluxo físico(toneladas);f)dessa forma a negociação foi conduzida tendo como base a quantidade física (toneladas) a sermovimentada no porto, ou seja, o ressarcimento seria medido por meio de um crédito em toneladas aser movimentado pela REFINARIA, o que significa que a PETROBRAS estaria "comprando"antecipadamente um volume a ser movimentado no porto de SUAPE;g)a estratégia de negociação pela definição da quantidade (crédito em toneladas) representou um"hedge", que elimina os riscos de variação na economia e nos valores das tarifas ao longo do tempo;h)para PETROBRAS, representa uma garantia que os valores adiantados serão ressarcidos em umaquantidade estabelecida que efetivamente será operada no porto e que seus créditos não serãocorroídos por eventuais aumentos das tarifas portuárias;i)para SUAPE, representa uma garantia, pois a sua "produção" é de operação de toneladas no porto.Assim, a "divida" indexada a este elemento elimina o risco de necessidade de recursos financeirosatualizados por indicadores que muitas vezes podem não acompanhar a realidade tarifária e causardesequilíbrio orçamentário futuro na empresa;j)com esse modelo, cada empresa pode se dedicar às atividades que melhor desempenha: no caso daPETROBRAS, a construção e operação da REFINARIA, e no caso de SUAPE, a implantação eoperação da infraestrutura portuária.3.2.9 - Conclusão da equipe:Uma análise mais minuciosa das justificativas apresentadas pela Petrobras encontra-se no Anexo 2 aofinal deste relatório. I - COMPARAÇÃO COM OUTROS PORTOS PÚBLICOS Com relação ao alegado valor baixo da tarifa de Suape e ao fato de ela estar congelada desde 2000,verifica-se que a amostra de tarifas apresentada pela Petrobras contempla poucos portos públicos commovimento significativo de granéis líquidos, de forma que as conclusões apresentadas têm poucasignificância. Nessa amostra, dos 15 portos relacionados, apenas 7 deles apresentam movimentosignificativo de granéis líquidos, acima de 90.000 toneladas/mês. A fim de avaliar a situação dos portos (7) com movimentação significativa de granéis, elaborou-se aPlanilha - Portos Públicos - Movimento de Granéis Líquidos (fonte: Antaq: evidências EV1.5 aEV1.9), por meio da qual verifica-se que a realidade desses portos não condiz com a situaçãoapresentada pela Petrobras. Dos sete portos com movimento significativo de granéis, apenas doisapresentam, atualmente, movimentação superior à de Suape (Santos e Itaqui) e pelo menos doispraticam tarifa inferior à de Suape (Santos e Maceió). II - VANTAGENS AUFERIDAS POR SUAPE E PELO ESTADO DE PERNAMBUCO





II.a. Aumento no Movimento de Cargas do Porto de Suape Atualmente, a movimentação de cargas do Porto de Suape é de 386.609 toneladas/mês. Com a entradaem funcionamento da Refinaria, cujo movimento estimado de petróleo, diesel e nafta é de 485.469.257toneladas no prazo de 25 anos, haverá um acréscimo de 1.618.230 toneladas/mês. Ou seja, com a obra financiada pela Petrobras, o porto de Suape garantirá um aumento demovimentação de carga de granéis líquidos de 419%, o que o tornará o maior porto público de granéislíquidos no País. Assim, a movimentação de carga após a entrada em funcionamento da Refinaria deverá atingir omontante de 2.004.840 toneladas/mês, sem contar ácido sulfúrico, óleo combustível, paraxileno, slop,entre outros materiais que poderão circular nas linhas. II.b. Aumento de Receita do Porto de Suape Com esse montante acrescido de carga pela Refinaria (1.618.230,86 toneladas/mês), Suape terá umincremento de receita de pelo menos R$ 77 milhões/ano. Desse total, 65% serão utilizados para pagara dívida com a Petrobras, e R$ 27 milhões vão se somar à atual receita do Porto. Assim, durante o pagamento da dívida, a receita mensal de Suape na movimentação de granéislíquidos aumentará de R$ 18 milhões/ano para R$ 45milhões/ano após a entrada em funcionamento daRefinaria, uma elevação de 150% - já descontados a amortização e os serviços da dívida. Ou seja, com a construção da refinaria e o financiamento das obras portuárias e rodoviárias pelaPetrobras, Suape está ganhando, no mínimo, o equivalente a R$ 273 milhões (VPL - valor presentelíquido da prestação de R$ 27 milhões por 25 anos à taxa utilizada pela Petrobras), sem contar operíodo posterior ao pagamento da dívida. Se adicionarmos ao VPL, a receita que será auferida depois de 25 anos, R$ 77milhões/ano, tem-se queo VPL para Suape é de R$ 386 milhões. Ou seja, enquanto a Petrobras tem VPL negativo, Suape tem VPL positivo de centenas de milhões dereais sem investir qualquer recurso. II.c. - Suape assumiu dívidas do Governo de Pernambuco A construção da Refinaria e o financiamento das obras pela Petrobras darão um lucro tão grande para oPorto que a estatal pernambucana se permitiu assumir dívidas que deveriam ser do Estado dePernambuco.





Conforme explicado no anexo 2, ao final deste relatório, parte do empréstimo concedido pelaPetrobras se destina à execução de obras que, em tese, são de responsabilidade do Governo dePernambuco e não de Suape, como é o caso das rodovias Express Way (R$ 144.710.412,87) e PE-60(R$ 39.861.498,40). Se as dívidas correspondentes a essas obras fossem atribuídas ao Estado, o VPLdo Porto seria ainda maior. II.d. - Suape terá lucro mesmo que não cobre a tarifa correspondente à tabela 3 Desconsiderando-se a aplicação da tabela 3 de Suape, referente à utilização da infraestrutura terrestre,sua receita anual livre de amortização da dívida será de R$ 18 milhões/ano (35% x 1.618.231ton/mês xR$ 2,60/ton x 12meses), ou seja, Suape tem capacidade de pagar o empréstimo e ainda lucrar bastantemesmo sem cobrar a tarifa prevista na tabela 3. (ver Planilha - Análise da Tarifa Portuária de Suape). II.e. - CONVÊNIOS FEDERAIS DESTINADOS À REGIÃO Em pesquisa realizada no Portal da Transparência, constatou-se que a União firmou dezenas deconvênios que favorecem os municípios de Cabo de Santo Agostinho e Ipojuca, na região da Refinaria.Ao todo, os convênios destinados a esses municípios somam R$ 386 milhões. O Porto de Suape foi o maior beneficiário desses convênios. Seus três convênios somam R$ 231milhões, dos quais dois destinam-se a obras de dragagem: - convênio 654.915, para dragagem de implantação, de canal de acesso, bacia de manobras, canal deaproximação do braço sul (conclusão) e do canal de aproximação do braço norte (não iniciado),segundo layout de dragagem apresentado pelo estaleiro atlântico sul, localizado na ilha de tatuoca, noporto interno de suape, no valor de R$ 89.590.659,58;- convênio 588.697, para dragagem e melhoramento na infraestrutura do Porto de Suape/PE,compreendendo obras de construção de acesso terrestre (rodoferroviário) e obras e serviços do acessoaquaviário (serviços de dragagem e implantação do aterro hidráulico), no valor de R$ 73.500.000,00; e- convênio 655.123,para construção de acesso rodoferroviário às ilhas de Tatuoca e Cocaia de acordocom plano de trabalho, no valor de R$ 68.000.000,00. Como se vê, Pernambuco e Suape têm recebido considerável apoio do Governo Federal. Não érazoável que sejam implacáveis ao negociar com a Petrobras, uma estatal federal. Vale notar ainda queo convênio 588.697 parece ter por objeto serviços assemelhados, senão iguais, aos que são objeto doTAT, razão pela qual o fato deve ser noticiado à Segecex e à unidade responsável pela fiscalização dosreferidos convênios (Secob-4) para que tomem ciência e avaliem a conveniencia e oportunidade derealizar exame especifico para verificar a ocorrência de superposição nos objetos dos convenios.





III - COMPARAÇÃO COM A TARIFA COBRADA PELO PORTO DE SANTOS Como se disse, o Porto de Suape será o maior porto público de granéis líquidos do País, por isso aequipe entende cabível comparar a tarifa acordada entre a Petrobras e Suape com a tarifa vigente noPorto de Santos, que atualmente é o maior porto público no ramo. Vale registrar desde logo que essa comparação é bastante conservadora, pois o porto não recebe naviosdo porte que Suape receberá. III.a. - SEMELHANÇA NOS VALORES DAS TARIFAS PARA USO DA INFRAESTRUTURAMARÍTIMA A tabela I do porto de Santos corresponde às tabelas 1 e 2 do porto de Suape, pois ambas visam àremuneração do porto pela disponibilização do canal de acesso e do píer. Comparando os valores dastarifas para uso da infraestrutura marítima, praticamente não se vê diferença entre os valores cobradospor um e outro porto, como se vê nos exemplos abaixo: a)para um navio Suezmax (Petroleiro) de 150.000 TPB (tempo de operação = 30 horas e comprimentono navio = 275m), a diferença entre as tarifas é de apenas 1,38%:- Santos: R$ 2,57/ton *150.000 ton + R$ 7,24/m/turno de 6h*275m*(30h/6) = R$ 395.455,00- Suape : R$ 2,59/ton *150.000 ton + R$ 0,19/m/h*275m*30h = R$ 390.067,50b)para um navio Aframax (Produtos Claros) de 90.000 TPB (tempo de operação = 30 horas ecomprimento no navio = 250m), a diferença é de apenas 2,38%:- Santos: R$ 2,57/ton *90.000 ton + R$ 7,24/m/turno de 6h *250m*(30h/6) = R$ 240.350,00 (tempode operação = 30 horas)- Suape : R$ 2,59/ton *90.000 ton + R$ 0,19/m/h*250m*30h = R$ 234.525,00c)para um navio Handysize (Produtos Claros) de 48.000 TPB (tempo de operação = 24 horas ecomprimento no navio = 190m), a diferença é de apenas 2,94%- Santos: R$ 2,57/ton *48.000 ton + R$ 7,24/m/turno de 6h *190m*(24h/6) = R$ 128.862,40- Suape : R$ 2,59/ton *48.000 ton + R$ 0,19/m/h*190m*24h = R$ 125.186,40 III.b. - DIFERENÇA NOS VALORES DAS TARIFAS PARA USO DA INFRAESTRUTURATERRESTRE Quando se comparam as tarifas relativas à utilização da infraestrutura terrestre, verifica-se uma grandediscrepância entre os valores cobrados pelo porto de Santos e de Suape. Utilizando os mesmosexemplos apresentados no item anterior, verificam-se diferenças de até 275%: a)para um navio Suezmax (Petroleiro) de 150.000 TPB (tempo de operação = 30 horas) , a diferençaentre as tarifas é elevadíssima, atingindo 275%:- Santos: R$ 11.048,26/turno de 6 horas*(30h/6) = R$ 55.241,30





- Suape : R$ 1,38/ton*150.000 ton = R$ 207.000,00b)para um navio Aframax (Produtos Claros) de 90.000 TPB (tempo de operação = 30 horas), adiferença porém reduz-se a menos da metade do caso anterior, para 125%, mas continua elevada:- Santos: R$ 11.048,26/turno de 6 horas *(30h/6) = R$ 55.241,30- Suape : R$1,38/ton*90.000ton = R$ 124.200,00c)para um navio Handysize (Produtos Claros) de 48.000 TPB (tempo de operação = 24 horas) , adiferença reduz-se para 50%, sem deixar de ser significativa:- Santos: R$11.048,26/turno de 6 horas *(24h/6) = R$ 44.193,04- Suape : R$ 1,38/ton*48.000 ton = R$ 66.240,00 Essas diferenças se explicam pelas fórmulas de cálculo dessa tarifa num e noutro porto. Enquanto atarifa do porto de Santos é calculada com base no tempo de operação da embarcação, o de Suape o fazcom base na tonelagem movimentada. Observa-se pelos exemplos acima que quanto menor a carga movimentada e quanto maior o tempo deoperação, mais semelhantes são as tarifas desses portos. Para navios de 32mil toneladas em operaçõesde 24 horas de duração, as tarifas se igualam. Ou seja, o equívoco na escolha da base de cálculo da tarifa de uso da infraestrutura terrestre tem poucarelevância prática quando se opera com pequenos navios e dutos de pequeno diâmetro. Mas, quando setrata de grandes navios com dutos de quase 1,20m de diâmetro, esse equívoco não pode ser olvidado. III.c. - SUAPE COM TARIFA HORÁRIA PARA USO DA INFRAESTRUTURA TERRESTRE Se, no exemplo acima, dividirmos o valor brutos das tarifas de Santos pelos respectivos volumestransportados, as tarifas calculadas por tonelada seriam de R$ 0,37/ton; R$ 0,61/ton e R$ 0,92/ton,para os navios Suezmax, Aframax e Handysize, respectivamente, contra os R$ 1,38/ton fixos deSuape. Aplicando-se, para as cargas movimentadas no PGL-03, a tarifa do porto de Santos para remunerar ainfraestrutura terrestre (Tabela II de Santos) e a do porto de Suape para a infraestrutura marítima(Tabelas 1 e 2 de Suape), e considerando o mix de navios necessários para a movimentação da cargadecorrente do processamento de 230.000 bpd, o valor médio da tarifa no PGL-03 passaria a ser de R$3,15/tonelada (ver Planilha - Determinação da Tarifa Portuária Média - Modelo Híbrido), ou seja, 21%menor do que a prevista no Termo de Adiantamento de Tarifas. Se a Petrobras instalasse no Porto de Santos a infraestrutura que está financiando em Suape, pagaria,de acordo com a tabela vigente no porto paulista (R$ 11.048,26 x nº períodos de 6 horas), R$ 0,37/ton,R$ 0,61/ton ou R$ 0,92/ton, conforme utilizasse navio Suezmax (275m, 150 mil toneladas, 30 horas),Aframax (250m, 90 mil toneladas, 30 horas) ou Handysize (190m, 48 mil toneladas, 24 horas).





Ou seja, a tarifa do Porto de Santos seria 3,7 vezes menor do que é a tarifa acordada com Suape (R$1,38/ton) no caso de navio Suezmax. Para os navios Aframax e Handysize, a tarifa seria 2,3 ou 1,5vezes menor, respectivamente. Assim, mantidas as demais condições estabelecidas no Aditivo nº 3 e aplicando-se a tarifa terrestre doPorto de Santos em lugar da abusiva tarifa de Suape, tem-se um Valor Presente Líquido (VPL)negativo de R$ 91,5 milhões (prejuízo da RNEST). IV - COMPETÊNCIA DA ANTAQ PARA EXIGIR TARIFAS MÓDICAS A Petrobras, na qualidade de futuro operador dos novos terminais PGL-03 A/B, equipou os píeres combraços de carregamento e com dutos de grande capacidade de escoamento, que podem atingir 9.000m3/h e 6.000m3/h para o petróleo e para o diesel, respectivamente. Fica evidente, portanto, que o supostamente benéfico congelamento de tarifas (alegado pela Petrobras)não leva em consideração a nova situação que advirá com a entrada em funcionamento da Refinaria e aconsequente mudança de escala na movimentação de granéis líquidos, assim como não considera osganhos de eficiência que serão propiciados pelas futuras instalações do PGL-03 e pela dutoviaimplantadas pela Petrobras. Em outras palavras, a tarifa congelada não é justa. De acordo com a Lei 10.233/01, isso não poderia acontecer, pois a Agência Nacional de TransportesAquaviários (Antaq) deveria garantir a modicidade das tarifas e exigir a transferência aos usuários de(...) ganhos econômicos decorrentes de fatores (...) que não dependam do desempenho e daresponsabilidade do concessionário: Art. 20. São objetivos das Agências Nacionais de Regulação dos Transportes Terrestre e Aquaviário:(...)II - regular ou supervisionar, em suas respectivas esferas e atribuições, as atividades de prestação deserviços e de exploração da infra-estrutura de transportes, exercidas por terceiros, com vistas a:a)garantir a (...) modicidade nos fretes e tarifas; Art. 35. O contrato de concessão deverá refletir fielmente as condições do edital e da propostavencedora e terá como cláusulas essenciais as relativas a:(...)VIII - critérios para reajuste e revisão das tarifas;(...)§ 1o Os critérios para revisão das tarifas a que se refere o inciso VIII do caput deverão considerar:a) os aspectos relativos a redução ou desconto de tarifas;b) a transferência aos usuários de perdas ou ganhos econômicos decorrentes de fatores que afetemcustos e receitas e que não dependam do desempenho e da responsabilidade do concessionário.





Vale lembrar, também, que Suape tem recebido vultosos recursos federais para aumentar a eficiênciade seu porto. Não é razoável nem admissível perante a Lei dos Portos que se aproprie totalmente dosganhos econômicos dessas obras custeadas pela União. Em conversa com gestores da RNEST, a equipe foi informada que, durante a negociação do TAT,Suape não demonstrou interesse em arrendar parte do porto e que a Petrobras não teria poder paraexigir o arrendamento ou para negociar o pagamento de outro valor para a tarifa terrestre. A equipe entende que, tendo em vista as competências legais do órgão regulador, essa questão deve serresolvida com a interveniência da Antaq. Por isso, a equipe sugere que se promova oitiva da Antaq,para que se manifeste sobre a tarifa acordada, sua razoabilidade e sobre a possibilidade de suainterveniência na solução da questão tarifária. Considerando que compete à Secretaria de Portos da Presidência da República (SEP/PR) aparticipação no planejamento estratégico e a aprovação dos planos de outorgas, visando assegurarsegurança e eficiência ao transporte marítimo de cargas e de passageiros; e considerando o riscoidentificado de duplicidade de repasses federais para a mesma obra em Suape, a equipe entendeoportuno propor que a SEP/PR também seja ouvida sobre as questões colocadas neste achado. CONCLUSÃO Desta forma, considera-se que as justificativas apresentadas pela Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A eRefinaria Abreu e Lima S.A. durante a auditoria não elidem a irregularidade tratada neste achado,consistente no estabelecimento de uma tarifa portuária excessiva para a movimentação de cargas daRefinaria pelo PGL-03, haja vista que ficou demonstrado que a tarifa de Suape, principalmente para ainfraestrutura terrestre, não leva em conta os ganhos de eficiência das futuras instalações do PGL-03que serão implantadas pela Petrobras/Rnest. Dessa forma, e considerando a apresentação de novos argumentos pela equipe de auditoria (no campoconclusão) sobre os quais a Petrobras não se manifestou, entende-se adequado promover oitiva daestatal para que se manifeste acerca do presente indício de irregularidade. Além disso, verifica-se a necessidade de a Antaq e a Secretaria de Portos da Presidência da Repúblicaserem ouvidas neste processo, pois a matéria que se discute (plano de outorga, modicidade de tarifas,etc.) está intimamente relacionada com suas atividades fins. 3.3 - Adiantamento de pagamentos.3.3.1 - Tipificação do achado:





Classificação - grave com recomendação de continuidade (IG-C)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - O adiantamentode recursos, em especial da parcela sem compensação, sem que sejam prestadas as devidas garantias,pode acarretar prejuízos à PETROBRAS. No entanto, tendo em vista: (i) a baixa relevância ematerialidade (a parcela adiantada, R$ 48.676.000,00, representa 5,87% do valor total do Termo deAdiantamento); (ii) a republicação do edital de concorrência internacional da referida dragagem(DOE-PE dia 17/6/2011), evidenciando a ação positiva de Suape no sentido de viabilização da obra;(iii) a potencialidade de ocasionar prejuízos ao erário, neste caso, relacionar-se de forma direta,justamente, à não execução da obra e; (iii) a paralisação poder gerar mais danos que benefícios àPetrobras, devido à extrema importância da conclusão tempestiva da obra para a rentabilidade daRefinaria; a equipe entende que a situação não deve ter recomendação de paralisação, nos termos doartigo 94, § 1º, inciso IV, da Lei n.º 12.309/2010 (LDO/2011). 3.3.2 - Situação encontrada:Constatou-se que houve adiantamento de recursos, em especial da parcela sem compensação, sem quesejam prestadas as devidas garantias. No caso da dragagem e derrocagem do canal de acesso externoao porto, a PETROBRAS liberou, em 10/12/2010, R$ 40.000.000,00 simplesmente porque foipublicado o edital da concorrência, que foi posteriormente cancelado e substituído por outro que foiposteriormente suspensa. Até o momento, passados seis meses, os recursos continuam de posse deSUAPE e nada foi feito do serviço, que é de extrema importância para a rentabilidade da Refinaria. Conforme relatado no achado "INDÍCIO DE EVASÃO FISCAL", a parcela de recursos repassadospela RNEST para SUAPE com compensação pode ser vista como um empréstimo, concedido pelaPetrobras, com taxas de juros inferiores à normalmente utilizada pelo mercado financeiro, e a parcelasem compensação como uma doação com encargos (obra), salvo pelos discutíveis direitos deexclusividade e prioridade. Essa liberalidade da PETROBRAS justifica-se, em tese, pela importância que a obra do porto tem paraa rentabilidade da refinaria. Sendo assim, a PETROBRAS deveria ter condicionado a liberação derecursos a eventos que representassem o efetivo andamento das obras, o que de fato não ocorreu. Aesse respeito, o Setor de Finanças da PETROBRAS assim se manifestou (DIP FINANÇAS 194/2008,de 13/08/2008): "6. Sugerimos que os desembolsos da PETROBRAS para SUAPE, ao longo da obra, sejamescalonados de forma a melhor refletir o andamento físico das obras, de modo a reduzir o risco deexposição da PETROBRAS." O valor total dos repasses previstos no Termo de Adiantamento era de R$ 475.709.513,28, dos quaisR$ 124.798.117,52 seriam liberados com a simples assinatura de contratos e instalação de canteiros,ou seja, antes que qualquer obra fosse executada.





No Aditivo nº 3, o valor total dos repasses foi elevado para R$ 829.297.211,90, e o valor a ser liberadocom a simples assinatura de contratos e instalação de canteiros subiu para R$ 133.537.999,08. Alémdisso, criaram-se dois novos eventos, ainda mais precoces, um prevendo a liberação de R$48.676.000,00 com a mera publicação do edital, e outro vinculado apenas à assinatura deste aditivo (nº3) prevendo a liberação de R$11.067.048,76. Tal fato adquire gravidade maior no caso dos recursos liberados sem ressarcimento, para os quais nãohá previsão de que SUAPE ofereça qualquer tipo de garantia, ao contrário dos recursos liberados comressarcimento, para os quais SUAPE emite notas promissórias em favor da PETROBRAS/RNEST nosvalores recebidos, além da previsão da instituição de hipoteca ou penhor de bens não afetados. No dia 30/11/2010, o edital da Concorrência Internacional nº 022/2010 SUAPE, relativa à dragagem ederrocagem do canal de acesso externo, foi publicado no Diário Oficial de Pernambuco. Em seguida, aRNEST desembolsou, em 10/12/2010, o valor de R$ 40.000.000,00, conforme previsto na Tabela 6 doAnexo 2 do aditivo nº 3, sem que para isso SUAPE oferecesse qualquer tipo de garantia para o valorrecebido. No dia 4/2/2011, foi publicado, no DOU, Seção 3, o Aviso de Revogação da ConcorrênciaInternacional nº 022/2010 SUAPE. Em 17/2/2011, foi publicado, no DOU, Seção 3, o Aviso deLicitação relativo à Concorrência Internacional nº 2/2011 SUAPE, com o mesmo objeto da anterior.No DOU, Seção 3, de 11/04/2011, foi publicado o Aviso de Suspensão desta licitação. Portanto, passados seis meses não há notícias de que a licitação tenha sido realizada e, muito menos,que os serviços estejam sendo executadas. É importante ressaltar que essa obra, com prazo deexecução previsto para 720 dias, é de fundamental importância para que a RNEST seja abastecida comnavios do tipo SUEZMAX, de 170.000 TPB, o que, além de trazer ganhos econômicos para a operaçãoda Rnest, foi o motivo alegado para que os recursos para a execução dessa obra fossem liberados semressarcimento para SUAPE. Além de se constatar que não foram exigidas garantias para os recursos, verificou-se que o acordo nãoprevê a possibilidade de a Petrobras/Rnest assumir as obras subsidiadas como fez para as obrasgarantidas por notas promissórias, que serão ressarcidas futuramente. Caso SUAPE não realize as obras que não viabilizam a operação de navios da classe Suezmax, Suapesomente poderá pagar o valor que recebeu adiantado no prazo de 31 anos, mantidas as demaispremissas do acordo. Acresça-se a isso, a perda econômica da Rnest pela impossibilidade de operaçãodos navios classe SUEZMAX, conforme mostrado em estudo realizado pela PETROBRAS.3.3.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (IG-C) - Contrato 8500.0000011.09-4, 18/8/2008, Termo de Adiantamento de Tarifa e CompensaçãoFutura e Critérios de Investimentos e Outras Avenças. Estabelece as condições em que serãooperacionalizados os investimentos por SUAPE no Proto de Suape, com recursos do adiantamento de





tarifa a ser promovido pela PETROBRAS em favor de SUAPE; define a sistemática de compensaçãodesse adiantamento; e estabelece as responsabilidades de cada uma das partes, Pernambuco Governodo Estado.

3.3.4 - Causas da ocorrência do achado: Negligência ao se adiantar pagamentos sem a prévia prestação de serviços e sem se resguardar com asdevidas garantias para o valor adiantado.3.3.5 - Efeitos/Conseqüências do achado: Prejuízo gerado por antecipação de pagamentos. (efeito potencial) - O adiantamento de recursos, emespecial da parcela sem compensação, sem que sejam prestadas as devidas garantias, pode acarretarprejuízos consideráveis à PETROBRAS.3.3.6 - Critérios: Acórdão 3003/2010, item 5 do Voto, Tribunal de Contas da União, PlenárioDecreto 93872/1986, art. 38Decreto 2745/1998, art. 0º, item 7.3.23.3.7 - Evidências: EV1.1 - TERMO DE ADIANTAMENTO PB E SUAPE.EV1.3 - ADITIVO 03 TERMO DE ADIANTAMENTO.EV2.1 - ADITIVO 04 TERMO DE ADIANTAMENTO.EV2.2 - Escritura Pública de Constituição de Garantia Hipotecária.EV-2.3 - Memória de cálculo para estimativa da garantia hipotecária.EV2.4 - Laudo da CEF.EV2.5 - Apelação Civil nº 151378-4.EV2.6 - Apelação Civil nº 151737-3.EV2.7 - Diagnóstico turismo de municípios.3.3.8 - Esclarecimentos dos responsáveis:Em resposta ao Ofício nº 12-279 TCU-Secob-3, solicitando pronunciamento acerca desse achado, aPetrobras/Rnest alegou, em resumo, o que se segue: 1)Características da operação de adiantamento de tarifa realizada com Suape:a)não foi tratada como uma operação financeira típica e sim como um modelo de avaliação econômicapara embasar a análise de viabilidade de projetos de investimentos;b)a partir do valor do desembolso, da movimentação no porto e do valor das tarifas, elaborou-se omodelo para avaliação econômica, onde foi calculado o "break even point do fluxo financeirodescontado a valor presente, com o prazo máximo de 25 anos e taxa de desconto negociada entre aspartes;c)a taxa de 8,65% é uma taxa de desconto e não taxa de juros financeiros, pois a PETROBRAS não éuma instituição financeira, não fazendo parte do seu objeto social a concessão de financiamentos;d)o propósito da solução negociada não foi o de auferir lucro financeiro, mas sim o de tornar viável aimplantação e operação futura da Refinaria;





e)a taxa de desconto real definida pela área da ESTRATÉGIA da Petrobras, para avaliação de projetos,definia um intervalo de taxas que variavam de 6,8% ao ano até 7,7% ao ano, ou seja, abaixo dos 8,65%ao ano negociados no Termo de Adiantamento de Tarifas; 2)Liberação de recursos sem ressarcimento e necessidade das obras realizadas com recursos daPetrobras:a)não houve liberalidade por parte da Refinaria ao liberar recursos sem ressarcimento para que Suapeexecutasse obras no porto, uma vez que ela tinha necessidade de que tais obras fossem realizadas eeram de seu interesse exclusivo;b)as obras para reforço/engordamento do píer externo e prolongamento do molhe foram executadaspara viabilizar a construção da tubovia, construída por demanda da PETROBRAS, para que seus dutospudessem ser instalados no porto, e garantir a segurança operacional no píer PGL-3;c)tais obras eram essenciais à implantação da Refinaria;d)foram conferidas outras contrapartidas pelos desembolsos realizados para as "obras nãoressarcíveis", quais sejam: direitos de exclusividade na tubovia e preferência na atracação do píerPGL-3 A e B;e)estas obras serão mantidas por SUAPE ao longo dos próximos 25 anos e enquanto durarem asoperações no porto, advindo o recurso para esta manutenção das tarifas portuárias cobradas quando damovimentação logística no porto; 3)Desembolsos dos recursos sem ressarcimentoa)os desembolsos estão condicionados a eventos de realização das etapas previstas para as obras;b)os recursos são liberados gradativamente de acordo com a execução efetiva de marcos previamentedefinidos, fato que na prática significa que a liberação dos recursos pela Refinaria da parcelasubsequente só serão autorizados após a efetiva comprovação da conclusão pelo Porto da parcelaanterior;c)a presença das garantias contratuais, garante a preservação dos interesses da PETROBRAS e daRefinaria durante toda a execução contratual e também na eventual hipótese improvável de uminadimplemento contratual;d)a relação com SUAPE no que tange a execução do Termo de Adiantamento de Tarifas foi umsucesso do ponto de vista da realização das obras, pois a maioria dos marcos já foi concluído de formaplenamente satisfatória e nenhum desembolso sofreu impacto em seus prazos pela não realização dealguma etapa;e)existia interesse de que as obras do canal de acesso e reforço dos cabeços fossem iniciadasrapidamente, em virtude das necessidades de operação da Refinaria, foi negociada a liberação dosdesembolsos na forma celebrada. A experiência durante a vigência do Termo mostra a "adimplência"de SUAPE na execução das obras acordadas;f)em 09 de maio de 2011 a Refinaria, de modo diligente, enviou um oficio (RNEST 018/2011 de09/05/2011) a SUAPE solicitando um posicionamento formal a respeito dos dois editais de licitaçãodas obras em questão, e SUAPE, em reposta, enviou o Oficio GAB.DP nº 384/2011, em anexo, em01 de julho de 2011, com os documentos que comprovam a publicação dos dois editais de licitação





das obras em questão;g)a obra de reforço dos cabeços já foi devidamente licitada, inclusive já teve seu resultado publicadono DOE-PE, em 12 de abril de 2011, e sua homologação pela autoridade competente em 25 de abril de2011;h)o edital de licitação internacional para a execução das obras de dragagem e derrocagem do canal deacesso externo, foi republicado no DOE-PE, em 17 de junho de 2011 e oito empresas já pegaram editalpara concorrer: Van Oord Serviços de Operações Marítimas Ltda., Construtora Norberto OdebrechtBrasil S/A, Construtora Aterpa S/A, Dratec Engenharia Ltda, Ster Engenharia Ltda., DragabrasServiços de Dragagem Ltda., Boskalis do Brasil, Great Lakes Dredge & Dock do Brasil Ltda.;i)para a parcela não ressarcível, prevista no item 2.2.4 do Termo de Adiantamento de Tarifa, seráinstituída a hipoteca ou penhor cujo valor de avaliação seja equivalente a 50% do previsto no item5.1.1 (R$ 310.267.506,67), ou seja, R$ 155.133.753,34;j)somados os R$ 310.267.506,67 com ressarcimento, através de emissão de notas promissórias, com osR$ 155.133.753,34, sem ressarcimento, através da instituição de hipoteca ou penhor, chega-se aomontante total de R$ 465.401.260,01, ou seja, 97,8% do Termo de Adiantamento de Tarifas estácoberto por garantias;k)embora tenha de fato ocorrido a liberação de uma parcela em função da divulgação do Edital,existem garantias em percentual muito superior ao remanescente do contrato, incluindo, assim, oadiantamento mencionado.l)o risco potencial detectado no relatório da falta de garantias que causaria prejuízos à REFINARIA naeventual hipótese de um inadimplemento por parte de SUAPE não ocorre na prática, tendo em vista asgarantias contratuais existentes.3.3.9 - Conclusão da equipe:I (Des)caracterização do Termo Como um Contrato de Empréstimo Em seus esclarecimentos preliminares, a Petrobras, de modo desproporcional, apegou-se ao fato daequipe ter tratado o Termo de Adiantamento de Tarifas como um contrato de mútuo (empréstimo).Talvez porque a taxa de retorno utilizada para equalizar o contrato esteja abaixo da taxa que aPetrobras tem como regra utilizar, mas essa questão não tem relevância para este achado. II Liberação de Recursos sem Garantia Em momento algum foi dito que os desembolsos efetuados pela Petrobras não tenham sido gradativose de acordo com a execução efetiva de marcos predefinidos. O que se considerou irregular foi aliberação de recursos para marcos que não correspondem à execução efetiva de serviços, tais como:publicação de edital, assinatura de contrato, instalação de canteiros, etc., mormente, pela ausência degarantias, no caso das parcelas sem ressarcimento. As garantias do item 2.2.4 do Termo de Adiantamento de Tarifas, mencionadas pela Petrobras em seusesclarecimentos, correspondentes, inicialmente, a 50% do valor previsto no item 5.1.1, no valor de R$155.133.753,34, alteradas, no aditivo nº 03, para 65% do valor do item 5.1.1, no valor de R$





301.505.882,92, não possuem qualquer vinculação com os recursos liberados sem ressarcimento e,portanto, não podem ser consideradas como garantias para estes valores. III Esclarecimentos Complementares Em 6/7/2011, à pedido da Rnest e da Petrobras, a equipe de auditoria, dirigentes da Secob-3 e outrosauditores da Secretaria receberam técnicos das estatais para ouvir esclarecimentos adicionais e dirimirdúvidas, após o recebimento dos esclarecimentos prévios por escrito. Nesse encontro, ficou claro para os gestores da Rnest que, do modo pelo qual a cláusula da garantiafora redigida, não havia cobertura para os recursos repassados sem ressarcimento. Também foramdirimidas as dúvidas acerca da impossibilidade de a Petrobras assumir as obras de dragagem do canalde acesso externo no caso de atraso ou paralisação injustificados. Diante disso, os gestores secomprometeram a sanar o mais rápido possível as fragilidades apontadas no relatório preliminar. Em 15/7/2011, a Rnest encaminhou novos documentos, informando que, visando suprir a lacuna degarantias para os recursos liberados sem ressarcimento, foi celebrado, em 11/07/2011, o Aditivo nº 04ao Termo de Adiantamento de Tarifas, que passou a vincular, no item 2.2.4.3 as garantias de hipotecaàs obras descritas nos itens 2.3.1 e 2.4.1, exatamente as que serão realizadas com recursos daPetrobras, sem ressarcimento. Além disso, informou-se que esse novo aditivo contempla, na Cláusula 10ª, item 10.3, a possibilidadeda Refinaria também assumir as obras descritas nos itens 2.3.1 e 2.4.1, realizadas com recursos daPetrobras, sem ressarcimento, da mesma forma que era prevista para as demais obras realizadas comrecursos do Termo de Adiantamento de Tarifas. Foi incluído, ainda, por meio desse aditivo, na Cláusula 6ª do Termo, o item 6.1.5, que dispõe que ossaldos dos repasses, enquanto ainda não utilizados, deverão ser aplicados em fundo de aplicaçãofinanceira, se a previsão de seu uso foi igual ou superior a um mês, sendo as receitas computadas acrédito do Termo de Adiantamento de Tarifas e aplicadas no seu objeto. Também foi trazida aos autos uma escritura pública de constituição de garantia hipotecária lavrada no6º Ofício de Notas da Capital do Recife, por meio da qual Suape oferece três bens (Engenho Nazaré,Engenho Setubal e Engenho Rosário) avaliados em R$ 311.749.437,50, com base no Laudo deAvaliação nº 7137.7137.558352/2010.01.01.01 da Caixa Econômica Federal, como garantia paraatender aos itens 2.2.4 e 2.2.4.3 do Termo de Adiantamento de Tarifas. Nessa escritura foi registradoque a hipoteca será considerada automaticamente vencida caso não seja levada a registro no RGIcompetente no prazo legal de 15 dias a contar a data de sua emissão. CONCLUSÃO





O encontro após os esclarecimentos prévios, no caso deste achado, mostrou-se produtivo, pois osgestores entenderam as colocações da equipe e adotaram medidas tendentes a eliminar quase todos osriscos e prejuízos previstos. No que se refere à cláusula de assunção da obra, a questão está plenamente solucionada com a inclusãodo item 10.3 pelo aditivo nº 04. Quanto às hipotecas oferecidas em garantia por meio de escritura, restaaguardar que sejam devidamente registradas no cartório de imóveis para que os direitos reais sejamconstituídos em nome da Rnest/Petrobras. Além disso, há que se conferir as informações relativas aos valores dos imóveis oferecidos emgarantia. Diferentemente do que o texto da escritura pública faz parecer, os imóveis não foramavaliados pela Caixa. O que aconteceu foi que Suape e RNEST se basearam em um laudo oficial deoutro imóvel, para estimar um valor médio do metro quadrado na região (R$ 312mil/ha -ver evidênciaEV2.3). Mas, essa estimativa merece reparos, pois: a)A área do imóvel avaliado pela Caixa (80ha) é bem menor que os imóveis a serem hipotecados(Engenho Nazaré - 270ha, Engenho Setubal - 504ha e Engenho Rosário - 997ha) e, como se sabe,quanto maior a área, menor o valor do metro quadrado (o fator de correção para tamanho de área nolaudo da Caixa é 0,89 - ver laudo da Caixa, evidência EV2.4);b)O imóvel avaliado pela Caixa encontra-se na zona industrial portuária; o engenho Nazaré (270ha) éum parque ecológico estadual, ou seja, o valor de seu metro quadrado deve ser menor que o do imóvelavaliando, já que sua utilização é bastante restrita (ver AC 151378-4 - evidência EV2.5);c)Como o engenho Nazaré é um parque ecológico estadual, é possível que sua afetação impeça aconstituição ou a execução da respectiva hipoteca (ver diagnóstico do turismo - evidência EV2.7);d)Em pesquisa na Internet, verificou-se que os engenhos Nazaré e Rosário já foram objeto de disputaspossessórias (ver AC 151378-4 e AC 151737-3 - evidências EV2.5 e EV2.6), ambos oriundos daComarca de Santo Agostinho), e, como se sabe, a existência de posseiros tende a diminuir o valor dosimóveis;e)Um imóvel contíguo ao Engenho Setubal teve, em processo de desapropriação, suas terras avaliadasem R$ 55mil/ha) ef)O Termo de Adiantamento de Tarifas prevê, na cláusula 2.2.4.1, que os imóveis oferecidos emdevem ter a avaliação ratificada por empresa privada especializada no ramo imobiliário. Em relação aos repasses sem correspondência com serviços efetivamente realizados, a questão seresolveu para o futuro, mas os rendimentos do passado permanecem indevidamente com Suape, hajavista que o disposto no item 6.1.5 não opera efeitos retroativos, como se vê no item 4.2 do Aditivo nº04. Como a garantia ainda não existe de fato e não houve a recuperação dos rendimentos dos recursosrepassados sem a contraprestação de serviço, a irregularidade não pode ser considerada plenamentesaneada enquanto: a) o TCU não receber as cópias das hipotecas e informações mais detalhadas sobre





os valores dos imóveis hipotecados; e b) o ressarcimento pelo adiantamento indevido (rendimentos dopassado) não ocorrer. Assim, propõe-se: (i) promover oitiva da Petrobras, da RNEST, do do Governo do Estado dePernambuco e de Suape acerca do não ressarcimento por Suape dos valores que lhe foram antecipadosindevidamente; e (ii) determinar à estatal Suape que apresente, no prazo de 30 (trinta) dias, os registrosdas hipotecas oferecidas em garantia dos valores repassados sem ressarcimento, acompanhadas dasratificações das avaliações dos respectivos imóveis conforme previsto no item 2.2.4.1 do Termo deAdiantamento de Tarifas. 3.4 - Projeto básico deficiente ou desatualizado.3.4.1 - Tipificação do achado:Classificação - grave com recomendação de continuidade (IG-C)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - A Contrataçãocom projeto básico deficiente pode ter causado a frustração do respectivo certame licitatório, o quepossibilitou a contratação com preços superiores ao mercado, podendo gerar a nulidade da contrataçãodireta e, por conseguinte, do contrato dela decorrente.Entretanto, a potencialidade de ocasionar prejuízos ao erário, neste caso, relaciona-se de forma direta àcelebração do contrato com sobrepreço em relação ao mercado, situação caracterizada no achado 3.1com a classificação de irregularidade grave com recomendação de paralisação.Portanto, entende-se que a situação não deve ser classificada como indício de irregularidade grave comrecomendação de paralisação, nos termos do artigo 94, § 1º, inciso IV, da Lei n.º 12.309/2010(LDO/2011).3.4.2 - Situação encontrada:Constatou-se haver incertezas explícitas no projeto básico relativo ao contrato de Dutos, configurandosua insuficiência. O projeto básico deficiente somado à especificação inadequada do objeto pode terocasionado a frustração do respectivo certame licitatório, cujo edital não permitiu ao mercado operfeito entendimento dos trabalhos a realizar. Agravou a situação o regime de contratação previsto no edital. Embora formalmente definido comoempreitada por preços unitários, apresenta cláusulas típicas de empreitada a preço global, gerandodúvidas em relação a que serviços devam ser considerados na elaboração da proposta. Das 16 empresas convidadas a participar do certame, apenas quatro consórcios e uma empresaapresentaram propostas, com preços que variaram entre 649 milhões a 1,287 bilhão de reais. Aestimativa da Petrobras indicava uma contratação em torno de 550 milhões de reais, portanto, 25,42%abaixo da melhor proposta e 134,28% abaixo da proposta mais onerosa. DO REGIME DE CONTRATAÇÃOQuando se promove um certame licitatório, deseja-se cotejar propostas equivalentes, versando acercada execução do mesmo objeto. Se não há definição precisa do objeto que deve ser executado, e do





regime de contratação, cada licitante adota interpretação própria, o que conduz à elaboração depropostas com configurações distintas, mesmo se entregues em formatos padronizados. Cada qualpropõe um valor que corresponde a sua interpretação do edital. O pressuposto básico para a contratação por empreitada a preços unitários é de que os itens de serviçosestão perfeitamente identificados no projeto básico, de modo a permitir a precificação de acordo comsuas composições de custos unitários. Vence aquele que é mais eficiente na execução de serviços bemespecíficos. A estratégia de execução está pré-definida; o risco e as necessidades de contingências sãomínimos. Numa empreitada por preços unitários, o projeto básico deve conter um conjunto de informaçõessuficiente para esclarecer, de forma inequívoca, os serviços a realizar, como dispõe o item 1.3 doRegulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras, aprovado por meio do Decreton.º 2.745/98:"1.3 Nenhuma obra ou serviço será licitado sem a aprovação do projeto básico respectivo, com adefinição das características, referências e demais elementos necessários ao PERFEITOENTENDIMENTO, pelos interessados, dos trabalhos a realizar, nem contratado, sem a provisão dosrecursos financeiros suficientes para sua execução e conclusão integral." (destaques acrescidos) Não foi o que ocorreu no caso em tela. O objeto, tal como foi definido na cláusula primeira do termodo contrato, não apenas é impreciso e vago na definição da necessidade da contratação, como tambémexplicita a imprecisão existente no projeto básico:"O presente contrato tem por objeto a execução, sob o regime de preços unitários, pela contratada, dosserviços e fornecimentos necessários à implantação dos dutos de recebimento e expedição de produtosda RNEST, compreendendo os SERVIÇOS DE ANÁLISE DE CONSISTÊNCIA DO PROJETOBÁSICO, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento de equipamentos,construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação, condicionamento,testes, apoio à pré-operação e operação assistida, na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima RNEST, nomunicípio de Ipojuca/PE, em conformidade com as especificações contidas no Anexo I, que define oescopo contratual." (destaques acrescidos) A delegação ao contratado das tarefas de analisar a consistência do projeto básico e de elaboração doprojeto executivo não se coaduna com a empreitada a preços unitários, que, por definição, visa àcompetição pelo menor preço unitário, independente da quantidade estimada. A descrição dos serviços no Anexo I-A, que deveria detalhar o escopo do contrato, também deixatransparecer imprecisões, como se percebe no item 2.3.1, que traz regra típica de um contrato a preçoglobal:"Os serviços de engenharia de projeto; fornecimento de materiais, equipamentos e armazenamento;assistência técnica de fornecedores e treinamento não descritas ou não referidas aqui ou nosdocumentos técnicos mencionados no Anexo XVIII, mas necessárias à implementação das obras e





instalações aqui descritas, serão também realizadas pela contratada como parte do projeto." O Anexo XVIII, a que faz referência essa transcrição, nada mais é do que uma relação de normas,procedimentos e especificações técnicas, à que se submete o contratado, mas não contribuindo, deforma concreta, para o delineamento preciso do objeto, Nesse sentido, o anexo XVIII relata o como,mas não o quanto fazer, como se confirma no seu item nº 1 objetivos:"O objetivo deste anexo é apresentar a relação de documentos relacionados aos critérios para execuçãodo projeto e de serviços relacionados ao escopo da CONTRATADA, assim como apresentar a relaçãode Legislação, Normas, Instruções de Trabalho, outros Critérios, Procedimentos, etc., referenciadosnos documentos do Projeto Básico de Processo, Projetos Conceituais e Complementares destecontrato." As diferenças fundamentais entre os regimes de empreitada a preços unitários e a preço global são,além do risco assumido por serviços não descritos mas necessários, o critério para medição dosserviços realizados, e a forma pela qual são realizados os pagamentos. Em uma contratação a preço global, é comum remunerar o contratado por marcos de execuçãoestabelecidos em uma estrutura analítica de projeto ( EAP), com percentuais de pagamento por etapas.Nem sempre a EAP guarda relação direta com os serviços ou entregas realizadas. A EAP pode, porexemplo, prever pagamentos por metro linear de estacas de fundação independentemente do diâmetroda estaca realizada, apesar de o DFP mostrar que as estacas de maior diâmetro são mais caras. No casode fornecimento, a EAP pode prever pagamentos por eventos antes da entrega dos equipamentos, taiscomo: fabricação; embarque; transporte até o site; e colocação. Nos contratos a preços unitários, a metodologia de remuneração é outra. Nestes, há que se apurar osquantitativos de itens de serviços efetivamente executados, comumente dispostos em unidades de fácilmensuração nas planilhas de preços unitários, como metros cúbicos de escavação mecânica, metrosquadrados de estrutura de escoramento, metros cúbicos de preparo e lançamento de concreto, entreoutras. Novamente não foi o que aconteceu no caso em tela. A despeito de ser uma empreitada a preçosunitários, o Anexo III do termo do contrato estabelece critérios de medição típicos de contratos a preçoglobal. A título de exemplo, destaca-se o item 3.5.1 desse anexo, referente a "travessias":"3.5.1. Será medido por travessia executada, considerando-se os percentuais abaixo:a) 10% (dez por cento) Após a apresentação do projeto executivo, incluindo os estudos geológicos,hidrológicos e de perfil de erosão necessários à adequada realização dos serviços;b) 10% (dez por cento) Após mobilização dos equipamentos;c) 25% (vinte e cinco por cento) Após a montagem e liberação da coluna para lançamento;d) 10% (dez por cento) Após a realização do teste hidrostático simplificado;e) 25% (vinte e cinco por cento) Após o lançamento da coluna;f) 20% (vinte por cento) Após recomposição e limpeza. "





Outra diferença marcante entre os regimes de contratação citados é a assunção de risco. Partindo-se dapremissa de que não é possível assumir riscos por eventos desconhecidos ou imprevisíveis, aempreitada global impõe ao contratado o dever de realizar o objeto, de modo integral, arcando com asimprecisões dos projetos. Não se pode supor que tais imprecisões deixarão de ser precificadas peloslicitantes. Pelo contrário, normalmente essas imprecisões são precificadas levando-se em conta o piorcenário, o que torna mais caro o contrato. Já na empreitada a preços unitários, há riscos significativamente menores para o contratado, uma veznele ser remunerado exclusivamente por quantidades de itens executados, de modo preciso epreviamente precificado. Qualquer necessária alteração nos quantitativos inicialmente previstos seráremunerada conforme previamente estipulado, o que não ocorre na empreitada a preço global. Decorre dessa análise, inclusive, outro importante risco para a Administração, quando não há precisãonecessária no objeto da contratação. Tal situação poderá provocar uma assimetria de informações entreos licitantes proponentes, se alguns detiverem privilégios de informações. Tal prática, se caracterizada,poderá indicar favorecimento. DA IMPRECISÃO DO OBJETOPercebe-se, nesse item, não só que o contrato apresenta contradições internas relativas ao regime decontratação, mas também que há itens de serviços com elevados graus de imprecisão, demandando docontratato, inclusive, a realização de estudos geológicos, hidrológicos, perfil de erosão e detalhamentodo projeto executivo, o que caracteriza deficiência de projeto básico. No item travessias na PPU de serviços, Anexo II-A, a unidade indicada para mensuração dequantidades é uma expressão genérica, vb , significando verba . Desse modo, os licitantes foramincitados a apresentar valores para a travessia de diferentes dutos independente do comprimento (vertabela 1- item 5.1 da PPU). Como se relatou no início do relatório, a licitação se fez deserta (apenas propostas com valores acimado teto correspondente à estimativa + 20%), e a Petrobras buscou negociar com a empresa queapresentou a melhor proposta. Nesse processo de negociação, evidenciaram-se de modo inequívoco adeficiência do projeto básico, a falta de clareza na descrição do objeto da licitação e os riscos que oslicitantes (não sem custo extra) tiveram que assumir no certame. Comparando o DFP e PPU´sapresentados na primeira oportunidade e o DFP e PPU´s resultantes da negociação, encontraram-se asseguintes contradições:a) Diminuição do valor de MOD, apesar do aumento de sua quantidade:Aumento de 8,24% no número de Hh´s (Homem/hora) de mão de obra direta - MOD, e decréscimo de40,21% no seu valor total;b) Decréscimo do valor de MOI, apesar da inclusão de novos cargos sem justificativa:Decréscimo de 3,29% no número de Hh´s de mão de obra indireta - MOI, e decréscimo de 12,20% no





seu valor total, com inserção de diversos novos cargos no histograma;c) Aumento na alimentação acima do acréscimo percentual de Hh´s em MOD:Aumento de 34,46% no valor total de alimentação apesar de se ter um aumento de apenas 8,24% nonúmero de Hh´s (Homem/hora) de mão de obra direta - MOD (o nº de Hh´s de MOI diminuiu);d) Decréscimo de 27,55% no valor total de equipamentos, sem justificativa;e) Decréscimo de 14,09% nos custos diretos, sem justificativa;f) Acréscimo relevante e injustificado no valor total da PPU específica de Bens, anexo IIB:Acréscimo de 53,57% na PPU de Bens, anexo IIB, com relação à PPU entregue na licitação. Em diversos outros documentos encontrados no processo de contratação evidenciaram-se imprecisões,especialmente no Memorial Descritivo e nos pedidos de esclarecimentos dos licitantes, no períodoanterior ao oferecimento de propostas, conforme relatado a seguir:- Indefinição do tipo de fundação:" [...] O tipo de fundação das bases dos tanques a ser executado irá depender do projeto dedetalhamento da contratada, contudo, considerar a premissa de bases estaqueadas." (MemorialDescritivo dos Serviços, Anexo I, item 6.2.8)- Dúvida sobre o volume de terraplanagem na área dos scrapers:"Pergunta: Solicitamos fornecer o levantamento topográfico das áreas dos scrapers, para quantificartoda a movimentação de terra.Resposta: Considerar trecho plano, na cota de implantação." (Memorial Descritivo dos Serviços,Apêndice 1- Perguntas realizadas no processo de Licitação)- Dúvida sobre o volume de concreto na jaqueta dos dutos:"Pergunta: Entendemos que os cálculos de equilíbrio hidrostático para flutuabilidade negativa dosdutos serão realizados pela CONTRATADA na fase de detalhamento do projeto, levando emconsideração que a espessura da jaqueta de concreto poderá variar, variando também o volume deconcreto aplicado, sugerimos alterar a unidade do item 7 da PPU de metro (m) para metro cúbico (m3).Resposta: Iremos manter a unidade "metro linear" para o item 7 do anexo IIA (PPU)." (MemorialDescritivo dos Serviços, Apêndice 1- Perguntas realizadas no processo de Licitação)- Dúvida sobre a quantidade de curvas e divergências nas especificações:"Pergunta: O levantamento quantitativo realizado com base na documentação recebida indicaDIVERGÊNCIA COM OS QUANTITATIVOS INDICADOS NA PPU E/OU RMS fornecidas,exemplificando: [...]Resposta: entendimento INCORRETO. Os valores previstos para a quantidade de curvas é estimado.As curvas que por acaso venham a ser quantificadas a mais ou a menos, no projeto de detalhamento,devem ser ajustadas nos itens previstos para as respectivas curvas. [...]" (Memorial Descritivo dosServiços, Apêndice 1- Perguntas realizadas no processo de Licitação) A Resolução n.º 361/1991 do Conselho Federal de Engenharia Arquitetura e Agronomia - Confea,dispôs acerca do conceito de projeto básico, fixando, em seu art. 3º, suas principais características, dasquais destacam-se:"a) desenvolvimento da alternativa escolhida como sendo viável, técnica, econômica e





ambientalmente, e que atenda aos critérios de conveniência de seu proprietário e da sociedade;b) fornecer uma visão global da obra e identificar seus elementos constituintes de forma precisa;c) especificar o desempenho esperado da obra;d) adotar soluções técnicas, quer para conjunto, quer para suas partes, devendo ser suportadas pormemórias de cálculo e de acordo com critérios de projeto preestabelecidos de modo a evitar e/ouminimizar reformulações e/ou ajustes acentuados, durante sua fase de execução;e) identificar e especificar, sem omissões, os tipos de serviços a executar, os materiais e equipamentosa incorporar à obra; " Sem esse conjunto de informações perfeitamente definido, ou seja, sem um projeto básico adequado,não há como os proponentes ofertarem propostas de preços confiáveis. O resultado da imprecisão é ajá mencionada dispersão das propostas, e uma elevação geral no valor das propostas. Esta Corte de Contas já determinou à Petrobras que definisse as características, referências e demaiselementos necessários ao perfeito entendimento do projeto básico de obra ou serviço, dos trabalhos arealizar, consoante o item 3.3 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado, aprovadopelo Decreto n.º 2745/98, como disposto no Acórdão 3360/07 - 2ª Câmara. Em outra oportunidade, no Acórdão n.º 3082/2010-P, o TCU determinou à Petrobras que definissecom clareza e precisão as especificações do serviço a ser desempenhado em seus contratos, de forma ase poder distingui-los inequivocamente nos Boletins de Medição e propiciar o efetivo controle dosfiscais do contrato.



Tabela 1- item 5.1 da PPU

ITEM DESCRIÇÃO UN QT PÇO UNIT. PÇO PARCIAL

5.1 Travessias de dutos pelos métodos convencionais, cujos

projetos deverão ser aprovados pela Fiscalização com

comprimento entre 300 a 500m

5.1.1 Petróleo 46” vb 1 837.211,32 837.211,32

5.1.2 OCREF/GOPK 24” vb 1 477.918,24 477.918,24

... ... ... ... ... ...

Fonte: Anexo IIA - Planilha de preços de serviços do contrato de Dutos

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3.4.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (IG-C) - Contrato 0800.0055153.09.2, 4/1/2010, (DUTOS) Serviços e fornecimentos necessários àimplantação dos dutos de recebimento e expedição de produtos da RNEST, compreendendo análise deconsistência do projeto básico, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento deequipamentos, construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação,condicionamento, testes, apoio à pré-operação e operação assistida, na Refinaria do Nordeste - Abreu eLima - RNEST, no município de Ipojuca/PE., Conduto - Companhia Nacional de Dutos.

3.4.4 - Causas da ocorrência do achado: Negligência - deixar de melhor definir o objeto e não tomar as providências necessárias para se ter umprojeto básico completo.3.4.5 - Efeitos/Conseqüências do achado: Risco de contratação por preços maiores que o de mercado. (efeito potencial) - Com as incertezasexplícitas no projeto básico relativo ao contrato de Dutos houve frustação do certame licitatório.Assim, a Petrobras não contratou com preços mais vantajosos dos que seriam conseguidos, casohouvesse competição na licitação. Além disso, há riscos de aditivos. Ressalta-se que o contratoapresenta sobrepreço conforme demonstrado no achado 3.3.3.4.6 - Critérios: Acórdão 3360/2007, Tribunal de Contas da União, 2ª CâmaraAcórdão 3082/2010, Tribunal de Contas da União, PlenárioDecreto 2745/1998, art. 1º, item 1.3Resolução 361/1991, Conselho Federal de Engenharia Arquitetura e Agronomia Confea, art. 3º3.4.7 - Evidências: EV3.13A - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE1.EV3.13B - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE2.EV3.13C - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE3.EV3.13D - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE4.EV3.13E - Dutos - Memorial Descritivo Servicos PARTE5.EV3.14 - Dutos - Anexo III - Criterio Medicao.EV4.1 - Dutos - Anexo IA - Diretriz Contratual Projeto Suprimento.EV4.2 - Dutos - Anexo IIA - Planilha Preco Servicos.EV4.3 - Dutos - Anexo IIB - Planilha Preco Bens.EV4.5 - Dutos - Anexo XVIII -Lista de Normas e Requisitos Aplicáveis.Ev4.6 - Dutos - DFP Dutos negociado final.ITEM NÃO DIGITALIZÁVEL- DFP original do convite Licitação do contrato de Dutos - EV4.7.3.4.8 - Conclusão da equipe:Diante de todo o exposto, conclui-se que o projeto básico é deficiente, em descumprimento adeterminações anteriores do Tribunal. Apresenta-se impreciso, com explícitas incertezas. Inúmerosquestionamento dos licitantes tiveram respostas que também não definiam claramente o objeto,





permanecendo as incertezas. Isso tudo pode ter ocasionado a frustração do certame licitatório e onítido distanciamento dos preços ofertados. Dessa forma, propõe-se realizar oitiva da Petrobras e da RNEST, para que se manifestem acerca dacontratação celebrada com projeto básico deficiente e com falhas na definição do objeto. 3.5 - Contratação direta antieconômica.3.5.1 - Tipificação do achado:Classificação - grave com recomendação de continuidade (IG-C)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - A forma emque se processou a contratação constituiu grave desvio aos princípios que regem a administraçãopública. Porém, devido à impossibilidade de quantificação do dano, entende-se que a situação nãodeve ser classificada como indício de irregularidade grave com recomendação de paralisação, nostermos do artigo 94, § 1º, inciso IV, da Lei n.º 12.309/2010 (LDO/2011). 3.5.2 - Situação encontrada:Uma vez frustrado o certame licitatório para a contratação de Dutos, por não ter havido nenhumaproposta que atendesse ao critério de preço máximo estipulado pela Petrobras, a solução que melhoratenderia ao interesse público seria a reabertura do certame, com regras e definições mais claras para omercado. No entanto a Petrobras decidiu negociar com a 1ª colocada e contratá-la diretamente. Vale lembrar que há exemplos, no próprio empreendimento da RNEST, de relicitações (REBIDs), nasquais foram obtidos vultosos descontos nas propostas das licitações (BIDs). Os convites nº0629064.09-8 - Tubovias; nº 0629131.09-8 - UCR; nº 0634616.09-8 - UHDT/UGH e nº0634314.09-8- UDA; consistem em REBIDs que foram lançados em decorrência da desclassificação de todas aspropostas apresentadas nas licitações originais (BIDs). A estimativa da Estatal para essas quatro licitações era de R$ 10.117.559.090,66, enquanto osomatório dos valores das melhores propostas para essas mesmas licitações atingia o valor de R$17.050.004.712,29, ou seja, 68,52% acima do valor estimado pela Petrobras. Com o REBID, o totaldas melhores propostas diminuiu para R$ 11.751.722.045,47 (31,08% a menos que as propostas nosBID´s). Apesar de se ter exemplos de obtenção de melhores propostas por meio de REBIDs no próprioempreendimento, não foi isso que a Petrobras fez no caso do contrato de Dutos. A Companhia preferiuse valer do Decreto 2.745/98, item 2.1, letra "e", que autoriza a dispensa de licitação no caso de aspropostas anteriores consignarem preços manifestamente superiores aos praticados no mercado, ouincompatíveis com os fixados pelos órgãos estatais incumbidos do controle oficial de preços. O decreto autoriza a dispensa de certame no caso de as propostas anteriores consignarem preçosmanifestamente superiores ao mercado, mas o mesmo decreto presidencial exige, em seu item 2.2, que





a dispensa de licitação seja precedida de EXPOSIÇÃO DE MOTIVOS em que estejamdetalhadamente esclarecidos, entre outros, a justificativa do preço de contratação e sua adequação aomercado e à estimativa de custo da Petrobras. Tal exposição de motivos não foi encontrada no Relatório da Comissão de Licitação, tampouco noRelatório da Comissão de Negociação. Também a assessoria jurídica da Petrobras foi silente acercadessa obrigatoriedade, limitando-se à manifestação pela adequabilidade do enquadramento normativoda dispensa e alertando ao fato de que "é imprescindível que o objeto do contrato mantenha-seinalterado e que não haja alterações substanciais nas condições para execução do objeto contratual",como se lê no DIP JUR JSERV 5464, de 5/8/2009. Já houve determinação à Petrobras para que aprimorasse seus procedimentos de contratação, nosentido de que, para contratações diretas, fossem seguidas as imposições contidas no item 2.5 do Dec.n.º 2745/98, sobretudo no tocante à obrigatoriedade de prévia justificativa para os preços contratados(ver, por exemplo, o Acórdão 2094/2010-P). Registra-se o fato de a comissão de negociação ter-se postado, em todos os seus encontros, comintegrantes da Petrobras em número inferior ao do consórcio que veio a ser contratado, comodemonstram as atas de reunião. Apesar de não ser irregular a Petrobras fazer-se representar em número inferior ao contratado, tal fatodenota, no mínimo, descaso na negociação de um contrato que veio a ser firmado por quase 650milhões de reais. Para efeito, na reunião de encerramento dos trabalhos de campo desta fiscalização, participaram ogerente geral do empreendimento, todos os cinco gerentes setoriais, além de dois advogados e uminterlocutor vindos do Rio de Janeiro, além de diversos outros técnicos convidados. Na reunião denegociação de 29/07/2009, em que a comissão acatou solicitação do consórcio proponente para dilaçãodo prazo de execução de 576 para 696 dias, a Petrobras só contava com 2 funcionários enquanto afutura contratada tinha 4 representantes. Também chama atenção o desrespeito ao princípio da segregação de funções, uma vez ter sido amesma pessoa a coordenar a comissão de licitação, a comissão de negociação direta e, em momentoposterior, ter sido designada gerente do contrato. À época da fiscalização, o gerente da obra, queaprova as medições dos serviços prestados, que dão origem aos pagamentos, era a mesma pessoa quenegociou os preços de contratação, em uma contratação direta, repita-se, de quase 650 milhões dereais. De igual forma chama atenção os questionamentos levados às rodadas de negociações, que selimitaram aos itens seguros e garantias, desalinhamentos de valores entre a planilha de bens e a deserviços, sem reflexo no valor total, além de dilação de prazo. Isso tudo leva à indagação de que o





propósito da Petrobras com a negociação seria tão somente ajustar o valor da proposta em sua margemde aceitabilidade de preços, de modo a viabilizar a contratação. Com a negociação, obteve-se redução de preço de R$ 39.182.613,69, o que, de fato, é significativo. Noentanto, era de R$ 127.062.725,97 a diferença existente entre a proposta do licitante e a estimativa daPetrobras. Assim, contratou-se a obra, sem considerar o valor da verba referente ao ressarcimento porchuvas, pelo valor de R$ 639.950.831,20 (17,6% acima da estimativa).3.5.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (IG-C) - Contrato 0800.0055153.09.2, 4/1/2010, (DUTOS) Serviços e fornecimentos necessários àimplantação dos dutos de recebimento e expedição de produtos da RNEST, compreendendo análise deconsistência do projeto básico, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento deequipamentos, construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação,condicionamento, testes, apoio à pré-operação e operação assistida, na Refinaria do Nordeste - Abreu eLima - RNEST, no município de Ipojuca/PE., Conduto - Companhia Nacional de Dutos.

3.5.4 - Causas da ocorrência do achado: Negligência - após licitação frustrada, não ter sido relicitado o objeto, opção mais coerente com ohistórico da RNEST.3.5.5 - Efeitos/Conseqüências do achado: Prejuízos gerados por aquisição ou contratação sem escolha da proposta mais vantajosa (efeitopotencial)3.5.6 - Critérios: Acórdão 2094/2010, Tribunal de Contas da União, PlenárioConstituição Federal, art. 37, caputDecreto 2745/1998, art. 0º, item 1.2; art. 1º, item 2.1letra e; art. 1º, item 2.5Lei 11768/2008, art. 1093.5.7 - Evidências: EV3.11A - Dutos - Instrumento Contratual PARTE 1.EV3.11B - Dutos - Instrumento Contratual PARTE 2.EV4.2 - Dutos - Anexo IIA - Planilha Preco Servicos.EV4.3 - Dutos - Anexo IIB - Planilha Preco Bens.ITENS NÃO DIGITALIZÁVEIS - Ata da Reunião de Negociação - 26-3-2009, referente ao contrato de dutos - - EV5.3 - Ata da Reunião de Negociação - 27-3-2009, referente ao contrato de dutos - - EV5.4 - Ata da Reunião de Negociação - 31-3-2009, referente ao contrato de dutos - - EV5.5 - Ata da Reunião de Negociação - 23-6-2009, referente ao contrato de dutos - - EV5.6 - Ata da Reunião de Negociação - 9-7-2009, referente ao contrato de dutos - - EV5.7.- Ata da Reunião de Negociação - 24-7-2009, referente ao contrato de dutos - - EV5.8 - Ata da Reunião de Negociação - 29-7-2009, referente ao contrato de dutos - - EV5.9 - DIP de homologação e instauração de processo de negociação, referente ao contrato de dutos





DE4746 - EV5.10 - DIP JURÍDICO/JSERV- 4342/09 - Nova minuta padrão de EPC - EV5.11.- DIP JURÍDICO/JSERV- 5464/09 - Análise da minuta do Relatório da Comissão de NegociaçãoDireta, referente ao contrato de dutos - EV5.12 - Solicitação para autorização de instauração de contratação, referente ao contrato de dutos - EV5.14 - Relatório da Comissão de Licitação, referente ao contrato de dutos - EV5.15- Relatório da Comissão de Negociação, referente ao contrato de dutos - EV5.16.3.5.8 - Conclusão da equipe:Diante do exposto, conclui-se que não restou demonstrada a regularidade da contratação direta doConsórcio Conduto-Egesa para execução dos Dutos, especialmente porque: - o objeto não foi relicitado, o que seria uma opção mais coerente com o histórico de contratações naimplantação da RNEST; - o contrato apresenta sobrepreço conforme demonstrado no achado 3.1. Assim, propõe-se realizar oitiva da Petrobras e da RNEST, para que se manifestem acerca da nãorelicitação do objeto, conforme descrito neste achado. 3.6 - Descumprimento de determinação exarada pelo TCU.3.6.1 - Tipificação do achado:Classificação - grave com recomendação de continuidade (IG-C)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - A presenteirregularidade enquadra-se no artigo 94, § 1º, inciso IV da Lei 12.017/2009 (LDO 2010), visto que afalta ou inadequação do EVTE pode induzir a decisão equivocada quanto à definição doempreendimento, sendo, pois, materialmente relevante (refere-se a um empreendimento que ultrapassaR$ 26 bilhões de investimentos), apresentando potencialidade de ocasionar prejuízos ao erário ou aterceiros.Porém, entende-se prudente a sua não paralisação no atual estágio do empreendimento, tendo em vistase tratar de uma irregularidade referente a todo o empreendimentono , que já se encontra em estadoadiantado de avanço, e sua paralização não influir no saneamento da irregularidade.3.6.2 - Situação encontrada:Constatou-se que a Petrobras descumpriu a determinação constante do item 9.3 do Acórdão nº3362/2010 - TCU - Plenário, de 08/12/2010, prolatado no âmbito do Processo TC n° 009.830/2010-3,que assinou prazo para que a Estatal entregasse o conjunto completo dos Estudos de ViabilidadeTécnica, Econômica e Ambiental (EVTE). O responsável, Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo, foi informado da referida determinação por meiodo ofício nº 826/2010-TCU/SECOB3, que esclareceu que o não atendimento, sem causa justificada, àdecisão do Tribunal sujeitaria o responsável à multa prevista no art. 58, inciso IV, da Lei nº8.443/1992.





Em atendimento à citada determinação, a Petrobras entregou documentos com informações e dadosgenéricos, que não substituem os documentos mencionados nos itens 9.3.1 a 9.3.12 do referidoacórdão. Dentre os documentos apresentados, encontram-se os mesmos documentos já indicados norelatório de fiscalização 2010 como não sendo suficientes para demonstrar a viabilidade doempreendimento. Reproduz-se abaixo o teor da determinação constante do referido item descumprido do Acórdão nº3362/2010-P: "9.3. Com fundamento no artigo 42, § 1º da Lei nº 8.443/92, c/c ao artigo 245, inciso II, do RegimentoInterno, assinar prazo de 15 dias para que a Petrobras entregue cópias, em meio digital, do conjuntocompleto dos Estudos de Viabilidade Técnica, Econômica e Ambiental referente ao empreendimentoRefinaria Abreu e Lima (PE), conforme prevê o Manual de Análise Empresarial de Projetos deInvestimento da Petrobras (2006), o Manual de Apresentação de Estudos de Viabilidade de Projetos deGrande Vulto, documento aprovado pela Comissão de Monitoramento e Avaliação do Plano Plurianual2008-2011 (CMA), bem como o normativo interno da Petrobras - PG-12-SL/ECP-001, com asrespectivas aprovações das autoridades ou responsáveis competentes, acompanhado de:9.3.1. pacote de suporte à decisão em todos os níveis (FEL-1, FEL-2 e FEL-3), adotados pelaPetrobras, ou Laudos de Avaliação econômico-financeira ou, ainda, documentos que contenham asinformações sobre o EVTE;9.3.2. planilhas eletrônicas desenvolvidos para avaliação econômico-financeira do empreendimento,em meio magnético, com fórmulas discriminadas, sem a exigência de senhas de acesso ou qualquerforma de bloqueio aos cálculos, e, quando for o caso, descrição do inter-relacionamento das planilhasapresentadas, de acordo com o método de Fluxo de Caixa Descontado (FCD);9.3.3. estudo de demanda ou volume de venda desenvolvido a partir das características doempreendimento, incluindo todas as receitas operacionais ou outras que venham a compor o total dereceitas, e, ainda, especificando a área de influência do projeto;9.3.4. custos e despesas estimados para a prestação dos serviços ou para a produção;9.3.5. projeção das receitas, dos custos e das despesas operacionais devidamente fundamentada empremissas econômicas e financeiras;9.3.6. premissas econômicas e financeiras (ex: preço do produto ou do insumo, taxa de câmbio, taxade inflação, taxa de crescimento do PIB, etc.) utilizadas para projeção dos componentes do fluxo decaixa fundamentadas em fontes oficiais ou, caso adote fontes não oficiais, apresentar justificativas paratal medida;9.3.7. investimentos a serem realizados, com data de referência e discriminado com quantitativos epreços utilizados na orçamentação;9.3.8. parâmetros a serem utilizados na definição da taxa de desconto ou da taxa mínima deatratividade, acompanhados dos respectivos cálculos, critérios de definição e justificativas,consistentes com a metodologia do WACC;9.3.9. data-base e horizonte de projeção, conforme estabilização do fluxo de caixa;





9.3.10. cálculo e valor da perpetuidade, quando for o caso;9.3.11. análise de sensibilidade das principais premissas que influenciam o fluxo de caixa;9.3.12. parâmetros técnicos operacionais visando otimizar a capacidade de produção e de ociosidade,para o mercado interno e o externo, que possibilite verificar as alternativas de investimentos,comprovando-as sob o ponto de vista econômico-financeiro." Em resposta à determinação em tela, a Petrobras, por meio do ofício GAPRE-48/11, de 20 de fevereirode 2011, reproduzido parcialmente abaixo, encaminhou Compact Disc (CD-ROM) com informaçõesgerais sobre EVTE da Refinaria: " [...] encaminhamos Compact Disc (CD-ROM), contendo arquivos (.PDF) com informações GERAISDA EVTE da Refinaria [...]" (destaques acrescidos) Os arquivos enviados no CD, em número de quatro, foram os seguintes: 1- METODOLOGIA CÁLCULO TMA CAPM E JUSTIFICATIVAS PARA UTILIZAÇÃ.pdf 2- Metodologia para premissas corporativas.pdf 3- PREMISSAS EVTE Refinaria Abreu e Lima.pdf 4- Refinaria Abreu e Lima_Informações Gerais_EVTE.pdf Ressalta-se que, confirmando informação do ofício da Petrobras, somente informações gerais sãoencontradas nos arquivos enviados. Todos os arquivos se encontram em formato " pdf", além dissopraticamente nada da relação constante da determinação (itens 9.3.1 a 9.3.12) está contemplado nosarquivos constantes do CD. Nos arquivos (em pdf) de números 1 e 2, explana-se, genericamente, sobre modelos adotados,definições e metodologias de cálculos de índices. Não há no conteúdo desses arquivos quaisquercálculos ou seus resultados. Os arquivos de nº 3 e nº 4 foram exatamente os já apresentados na fiscalização ocorrida em 2010(Fiscobras 2010), quando se concluiu que nenhum dos dois documentos apresentados, separadamenteou em conjunto, contemplava o que seria definido como EVTE-A. Reproduzem-se abaixo trechos dorelatório da fiscalização referente ao Fiscobras 2010, que tratam da inadequabilidade dos documentosde números 3 e 4 citados acima: "Assim sendo, os documentos apresentados pela Petrobras, respondendo o questionamento do item 1.1do o f í c io de r equ i s i ção n º 01 -271 /2010 são : ( i ) MEMORIAL DESCRITIVOABASTECIMENTO/PROGRAMA DE INVESTIMENTO/RNEST INFORMAÇÕES SOBRE AREFINARIA ABREU E LIMA e (ii) Premissas e Resultado da Análise Econômico-Financeira daRefinaria Abreu e Lima (RNE), que serão analisados a seguir. N a a n á l i s e d o p r i m e i r o d o c u m e n t o e n v i a d o ( M E M O R I A L D E S C R I T I V O





ABASTECIMENTO/PROGRAMA DE INVESTIMENTO/RNE INFORMAÇÕES SOBRE AREFINARIA ABREU E LIMA), constatou-se, preliminarmente, que esse documento apresentou-secomo uma descrição sucinta do empreendimento, contemplando apenas informações de EVTE-A, masnão os estudos propriamente ditos. No sumário executivo, que teria como um das finalidades adescrição dos objetivos físicos a serem alcançados pela obra ou serviço, observa-se a limitação derelacionar, sucintamente, metas bem amplas. Na descrição do empreendimento, no documentoapresentado, cita-se a declaração de Escopo, MD-5290.00-2000-911-PBL-001 Rev. A, validada em 09de setembro de 2009, data posterior ao início do empreendimento. Portanto, não é parte do Estudo deViabilidade, que é preparado na fase de pré- investimento, e só assim seria apto a balizar as decisõesprévias da administração. A análise fundamental do projeto é incompleta, pois não esmiúça a causa ou condição que motiva aexistência do projeto, tampouco atende à recomendação de estar acompanhada de mapas dainfraestrutura econômica e social da área de influência do projeto. [...]Em suma, o documentoapresentado representa apenas um resumo de algumas informações, e não propriamente um Estudo deViabilidade (EVTE-A). Passando à análise do 2º documento enviado, intitulado "Premissas e Resultado da AnáliseEconômico-Financeira da Refinaria Abreu e Lima (RNE)", verificou-se tratar de um documentocomposto de seis páginas, incluso capa." Diante do exposto, a equipe entende que a Petrobras não cumpriu a determinação expressa no item 9.3do acórdão. Em que pese haver entregado, em resposta à determinação, alguns documentos, estes nãosubstituem os documentos mencionados nos itens 9.3.1 a 9.3.12 do referido acórdão. Importante salientar que na presente fiscalização, como melhor detalhado em anexo 3, ao final desterelatório, também não foram apresentados estudos de viabilidade relativos ao Termo de Adiantamentode Tarifa e Compensação Futura e Critérios de Investimentos e Outras Avenças, Contrato nº0800.0000011.09-4. Não foi apresentada qualquer avaliação econômica que justificasse o investimento de R$99.608.494,75 na execução das obras de construção da tubovia, engordamento do molhe e reforçoexterno de molhe em troca da exclusividade de uso da tubovia, assim como do investimento de R$65.833.511,86 na execução das obras de prolongamento do molhe em troca da preferência de uso donovo píer petroleiro (PGL-03) e da prioridade de atracação. Ademais, embora esteja realizando investimentos altíssimos no Porto de Suape, a PETROBRAS, domesmo modo, não apresentou, em momento algum, estudos de viabilidade que contemplassem a opçãode arrendamento da área do PGL-03, com o custeio integral de todas as obras portuárias em andamentono Porto de Suape, que ora estão sendo financiadas pela PETROBRAS, com ou sem ressarcimento.Aparentemente, esta seria uma alternativa altamente viável.





Frisa-se que o EVTE é de fundamental importância para a análise de um empreendimento e, emespecial, para essa obra. É por meio do EVTE que se podem avaliar os benefícios sociais e econômicosdecorrentes dos investimentos, além da identificação dos impactos ambientais, sociais e econômicosdecorrentes. O EVTE é um conjunto de avaliações capaz de apurar se os benefícios estimados superam os custoscom os projetos e execução das obras previstas, computando-se os valores ao longo do período entre oinício da realização dos investimentos e o final da vida útil considerada. A partir do fluxo de caixa,calculam-se indicadores de viabilidade, tais como: Taxa Interna de Retorno (TIR), Valor PresenteLíquido (VPL) e relação entre o Benefício e o Custo (B/C), bem como se apresenta análise desensibilidade, na qual são trabalhados cenários distintos por meio da majoração dos custos estimadossimultaneamente com a minoração dos benefícios esperados. Assim, sem poder contar com o EVTE, os trabalhos de análise da equipe de auditoria ficaramcomprometidos.3.6.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (IG-C) - Execução orçamentária.

3.6.4 - Causas da ocorrência do achado: Inobservância a determinação do TCU3.6.5 - Efeitos/Conseqüências do achado: - Comprometimento dos trabalhos de auditoria;- impossibilidade de controle;- possibilidade de induzir a decisão equivocada quanto à definição do objeto, devido à falta ouinadequação do EVTE. (efeito potencial)3.6.6 - Critérios: Lei 8443/1992, art. 42, § 2º; art. 58, inciso IVResolução 155/2002, Tribunal de Contas da União, art. 245, § 2º; art. 268, inciso IV3.6.7 - Evidências: Ofício nº 826-2010 - TC 009.830-2010-3.ITENS NÃO DIGITALIZÁVEIS - Ofício GAPRE - 48/11 - Petrobras - Encaminha CD com informações gerais EVTE - EV6.1 - Metodologia Cálculo TMA CAPM e Justificativas para Utilização - EV6.3 - Metodologia para premissas corporativas - EV6.4 - PREMISSAS EVTE Refinaria Abreu e Lima - EV6.5 - Refinaria Abreu e Lima - Informações Gerais_EVTE - EV6.6.3.6.8 - Conclusão da equipe:Diante de todo o exposto, conclui-se que:





a) houve descumprimento, por parte da Petrobras, da determinação constante do item 9.3 do Acórdãonº 3362/2010 - TCU- Plenário, de 08/12/2010, prolatado no âmbito do Processo TC n° 009.830/2010-3, que assinou prazo para que a Estatal entregasse o conjunto completo dos Estudos de ViabilidadeTécnica, Econômica e Ambiental - EVTE; b) sem poder contar com o EVTE, os trabalhos de análise da equipe de auditoria ficaramcomprometidos; c) além de reiterar a determinação assinando prazo para entrega do EVTE, deve-se aplicar multa,prevista no inciso IV do art. 58 da Lei 8.443/92, c/c o inciso VII do art. 268 do Regimento Interno doTCU, ao responsável, em razão de descumprimento de determinação exarada pelo TCU. d) deve-se representar ao Presidente do Congresso Nacional, nos termos do §2º do art. 245 do RITCU,para que sejam adotadas as medidas cabíveis em relação ao descumprimento da determinação. 3.7 - Indício de evasão fiscal.3.7.1 - Tipificação do achado:Classificação - outras irregularidades (OI)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - Não se aplica3.7.2 - Situação encontrada:Os recursos repassados pela RNEST para SUAPE, com ressarcimento, contabilizados como"Adiantamentos de Tarifas Portuárias" (Ativo Realizável a Longo Prazo) pela RNEST, apresentamtodas as características de uma operação de crédito, como será demonstrado a seguir. A forma com quefoi processada tal operação pode provocar evasão fiscal ao, artificialmente, minorar o recolhimentodos tributos incidentes sobre o lucro e faturamento (IRPJ, ISS, PIS, COFINS). No Termo de Adiantamento, os recursos a serem compensados atingia o montante deR$310.267.506,67 e a quantidade total de movimentação de carga estipulada foi de 422.147.180toneladas, a ser paga/faturada da seguinte forma:a) 50% (211.073.590 toneladas) paga pela tarifa portuária vigente à época de cada operação;b) 50% restante (211.073.590 toneladas) faturada pela tarifa portuária vigente na época da assinaturado contrato, no valor de R$ 3,98/toneladas, caracterizando a compensação do adiantamento realizadopela RNEST;c) o prazo previsto para compensação das tarifas pagas em adiantamento é de 25 anos;d) a compensação será considerada integralmente realizada quando o total de carga for atingido,independentemente da previsão de prazo feita a priori. Na análise de viabilidade econômico-financeira realizada pela PETROBRAS, o adiantamento foitratado como uma operação financeira típica, utilizando-se uma taxa de juros de 8,65% a.a. (valoresreais, já descontada a inflação) e pagamentos realizados por SUAPE mediante os valores das tarifas





portuárias das cargas a serem movimentadas futuramente pela RNEST, pelo prazo de 25 anos. Uma vez que a operação realizada se reveste de características de empréstimo entre empresas, o Termode Adiantamento deveria conter todas as suas características, tal como contemplado no estudo deviabilidade empreendido pela PETROBRAS, discriminando a taxa de juros adotada, forma deliberação de recursos, a forma de amortização; prazo da operação, etc.. Reforçando as características de empréstimo do adiantamento concedido, merece destaque trecho doparecer da área financeira da PETROBRAS no DIP FINANÇAS 194/2008, de 13/08/2008:"3. A área de FINANÇAS, em articulação com o PLAFIN, concluiu que o contrato em questão podeser entendido como uma operação de crédito e definiu que a taxa de desconto para valorar o fluxo decaixa dessa operação deveria ser de 10,5% reais, referente à taxa Selic nominal (13%) acrescida despread de 2,0% relativa ao risco de crédito do Estado de Pernambuco e decrescida da taxa de inflaçãode longo prazo (4,5%).4. Considerando que, dado o prazo da operação de 25 anos, o valor da tarifa atual cobrada por SUAPEe mantida fixa ao longo do período, a taxa de retorno da operação resultante está em 8,65 % reais,portanto abaixo da recomendada. Recomendamos que a RNEST, no momento da submissão de taisdocumentos à Diretoria Executiva da PETROBRAS, apresente as devidas justificativas, informando equantificando claramente condições contratuais que possam vir a compensar a PETROBRAS dasperdas decorrentes da utilização de uma taxa inferior à recomendada, visto que as condições danegociação com o Estado de Pernambuco não são passíveis de negociação adicionais." No Aditivo nº 03, os recursos a serem compensados foram majorados para R$ 463.855.204,49, e aquantidade total da carga a ser movimentada foi estipulada em 485.469.257 toneladas, a serempagas/faturadas da seguinte forma:a) 169.921.499 toneladas pagas pela tarifa portuária vigente à época de cada operação;b) 315.547.758 toneladas faturadas pelo valor da tarifa acordada no valor R$ 1,47/tonelada, deferidanos termos da Portaria de SUAPE nº 014/2009, caracterizando a compensação do adiantamentorealizado pela RNEST.c) o prazo previsto para compensação das tarifas pagas em adiantamento foi mantida em 25 anos;d) a compensação será considerada integralmente realizada quando o total de carga for atingido,independentemente da previsão de prazo feita a priori, conforme acordado anteriormente. No termo original, a tarifa para o faturamento da parcela de movimentação de carga (R$ 3,98/t)correspondente à compensação do adiantamento seria mantida congelada, pelo seu valor atual, aolongo de 25 anos, o que pode vir a ser caracterizado como evasão dos tributos incidentes sobre ofaturamento, tais como o PIS, COFINS e ISS, assim como os incidentes sobre o lucro, caso do IRPJ. O setor tributário da PETROBRAS manifestou-se acerca do congelamento da tarifa para efeito decompensação dos adiantamentos (DIP TRIBUTARIO/PTR/AB-GE 120/2008, de 13/08/2008), nosseguintes termos:





"Cabe ressaltar que poderá haver questionamento pelos fiscos federal e municipal acerca damanutenção do valor absoluto da tarifa ao longo do prazo contratual." Verifica-se, no aditivo nº 3 ao Termo de Adiantamento, que a situação irregular se agrava,configurando, em tese, um pacto de simulação (CC, 167, § 1º, I c/c CTN, 116, parágrafo único), umavez que a cláusula estipula dois valores diferentes para a tarifa que remunera um único serviço(movimentação de cargas para a RNEST). Parece evidente a burla ao fisco na operação denominadaadiantamento de tarifas, conforme mostrado abaixo:a) Para a movimentação de carga não atrelada ao adiantamento, foi adotada a tarifa vigente à época decada operação, hoje estimada em R$ 3,98/tonelada.b) Já para a movimentação de cargas destinada ao abatimento da dívida contraída por SUAPE com aRNEST, em virtude dos valores por ela adiantados (na realidade, emprestados), foi adotada, mediantea concessão de descontos nos valores que compõem a tarifa normal, nos termos da Portaria nº014/2009 SUAPE, a tarifa de R$ 1,47/tonelada, congelada por 25 anos. O desconto concedidocorresponde a 63% do valor da tarifa normal.c) O valor da tarifa com desconto corresponde, exatamente, ao resultado da divisão do valor doempréstimo concedido a título de adiantamento (R$ 463.855.204,49) pelo valor da quantidade de cargacorrespondente ao ressarcimento (315.547.758 toneladas).d) Este valor reduzido evita que a RNEST apresente lucro contábil na operação de adiantamento(empréstimo concedido com taxa de juros real de 8,65% a.a) e, ao mesmo tempo, propicia que SUAPEdiminua a base de cálculo de tributos incidentes sobre o seu faturamento e lucro (ISS, PIS, COFINS,IRPJ).3.7.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (OI) - Contrato 8500.0000011.09-4, 18/8/2008, Termo de Adiantamento de Tarifa e CompensaçãoFutura e Critérios de Investimentos e Outras Avenças. Estabelece as condições em que serãooperacionalizados os investimentos por SUAPE no Proto de Suape, com recursos do adiantamento detarifa a ser promovido pela PETROBRAS em favor de SUAPE; define a sistemática de compensaçãodesse adiantamento; e estabelece as responsabilidades de cada uma das partes, Pernambuco Governodo Estado.

3.7.4 - Causas da ocorrência do achado: Negligência - O Termo de Adiantamento de Tarifa pode ter sido firmado sem o devido cuidado com asobrigações tributárias.3.7.5 - Efeitos/Conseqüências do achado: Risco de lesão ao fisco. (efeito potencial)3.7.6 - Critérios: Decreto 6306/2007, art. 2º, inciso I, alínea cLei 5172/1966, art. 116, § únicoLei 9779/1999, art. 13Lei 10406/2002, art. 167, § 1º, inciso I





Lei 10637/2002, art. 1º, § 2ºLei 10833/2003, art. 1º, § 2º3.7.7 - Evidências: EV1.1 - TERMO DE ADIANTAMENTO PB E SUAPE.EV1.2 - Termo Compromisso e Aditivos.EV1.3 - ADITIVO 03 TERMO DE ADIANTAMENTO.ITENS NÃO DIGITALIZÁVEIS - DIP TRIBUTARIO/PTR/AB-GE 120/2008 - Análise tributária do modelo de ressarcimentos daPetrobras no Porto de Suape-PE - EV7.1 - DIP FINANCAS 194/2008 - Parecer de Finanças do contrato de Investimentos em Suape - EV7.2.3.7.8 - Conclusão da equipe:Diante do exposto, conclui-se que:a)Os recursos transferidos pela PETROBRAS para SUAPE a título de adiantamento de tarifascorresponderia, na realidade, a uma operação de empréstimo, com juros reais de 8,65% a.a., pelo prazode 25 anos, paga com o valor da tarifa de movimentação de carga da RNEST no Porto de Suape;b)A tarifa da movimentação de carga da RNEST adotada para a amortização da dívida contraída naoperação de adiantamento de tarifas (empréstimo) foi artificialmente reduzida, eliminando o lucro realda PETROBRAS e diminuindo o valor dos tributos incidentes sobre o faturamento e lucro real deSUAPE (ISS, PIS, COFINS, IRPJ). Portanto, vale ressaltar que a natureza da operação ganha contornos mais visíveis de uma operaçãofinanceira quando se leva em consideração que, no início das tratativas a respeito das obras no porto deSuape, não se cogitava dessa operação - a estatal pernambucana realizaria a obra com recursos póprios.Só depois de esgotadas suas tratativas de financiamento no mercado ou junto a bancos oficiais, é queSuape recorreu a esse empréstimo junto à Petrobras (ver anexo 3). Assim, propõe-se dar ciência à Secretaria de Receita Federal e à Prefeitura de Ipojuca, no Estado dePernambuco, acerca dos indícios de evasão fiscal relatados neste achado. 3.8 - Critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto real pretendido.3.8.1 - Tipificação do achado:Classificação - outras irregularidades (OI)Justificativa de enquadramento (ou não) no conceito de irregularidade grave da LDO - Não se aplica3.8.2 - Situação encontrada:Durante a fiscalização do empreendimento, constatou-se a existência de outros contratos, além dosapontados no Fiscobras 2009, com previsão de pagamento para ressarcimento de custos devido aparalisações por chuvas e descargas atmosféricas, com cláusulas que se encontram em desacordo comos critérios estabelecidos pelo Acórdão nº 271/2011 -TCU-Plenário. HISTÓRICO





No processo 009.758/2009-3, referente o Fiscobras 2009, foram apontadas irregularidades no AnexoXV - "Procedimento para avaliação e pagamento por ocorrência de chuvas, descargas atmosféricas esuas consequências", que prevê o pagamento da verba indenizatória para ressarcimento desses custos.As irregularidades apontadas se referiram à forma de apropriação do tempo parado e aos custosunitários considerados no cálculo da hora parada para cada um dos insumos (mão de obra direta, mãode obra indireta associada à direta e equipamentos). Os objetos nos quais foram apontadas essas irregularidades foram: Contratos 0800.0045921.08-2(CAFOR), 0800.0049742.02-2 (Edificações), 0800.0049716.09-2 (Tanques Lote I), 0800.0049738.09-2 (Tanques Lote II), 0800.0049741.09-2 (ETA), 0800.0053457.09.2 (UCR), 0800.0053456.09-2(UDA), 0800.0055148.09-2 (UHDT/UGH) e 0800.0057000.10-2 (Tubovias). Conforme razões de justificativas do Sr. Glauco Colepicolo Legatti, responsável apontado em 2009para o achado, não haverá pagamentos dos valores medidos até que o Tribunal decida a respeito doassunto, tais pagamentos somente serão efetuados com base nos custos efetivamente incorridos. Diantedesses esclarecimentos, o TCU entendeu que não há débito e que seria descabida a aplicação de multaaos responsáveis. Na mesma oportunidade, o Tribunal determinou à Petrobras que corrigisse o anexo XV e que a Secob-3 monitorasse, em processo específico, o cumprimento dessa medida. Adicionalmente, considerando oacatamento das razões de justificativa do responsável, determinou que se reclassificasse airregularidade (Acórdão nº 271/2011-TCU-Plenário):"9.2 determinar à Petróleo Brasileiro S/A (Petrobras) que se utilize da análise efetuada nos presentesautos, bem como, no que for aplicável, no Acórdão 3.077/2010 Plenário, para corrigir o Anexo XV Procedimento para avaliação e pagamento por ocorrência de chuvas, descargas atmosféricas e suasconsequências dos Contratos 0800.0045921.08-2 (CAFOR), 0800.0049742.02-2 (Edificações),0800.0049716.09-2 (Tanques Lote I), 0800.0049738.09-2 (Tanques Lote II), 0800.0049741.09-2(ETA), 0800.0053457.09.2 (UCR), 0800.0053456.09-2 (UDA), 0800.0055148.09- 2 (UHDT/UGH) e0800.0057000.10-2 (Tubovias) e, no prazo de 45 (quarenta e cinco) dias a contar da ciência destadeliberação, efetue adequação na forma de apropriação do tempo parado e nos custos unitáriosempregados pela hora parada para cada um dos insumos (mão de obra direta, mão de obra indiretaassociada à direta e equipamentos), encaminhando ao TCU, nesse mesmo prazo, a comprovação doatendimento dessa determinação;9.3 determinar à Secob-3 que proceda às alterações devidas no sistema pertinente, relativas àreclassificação da irregularidade Critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto realpretendido apontada no Relatório de Auditoria 105/2009, referente ao Contrato 0800.0049741-09-2(ETA) e ao Convite 0634314.09-8 (UDA), considerando o acatamento das razões de justificativa doresponsável;9.4 determinar, ainda, à Secob-3 que monitore, em processo específico, o cumprimento pela Petrobrasdas medidas indicadas no subitem 9.2 supra;"





Em cumprimento ao disposto no item 9.4 acima transcrito, foi aberto o TC- 008.941/2011-4, referenteao processo de monitoramento. OUTROS CONTRATOS COM IRREGULARIDADE Na presente fiscalização, verificou-se que, além dos contratos apontados no Ac 271/2011-TCU-P,também nos contratos nº 0800.0055153.09.2 - Dutos, nº 0800.0053453.09.2 - ETDI, nº8500.0000080.10.2 - Interligações Elétricas, 0800.0056431.10.2 - Caldeiras, nº 8500.0000058.09.2 -Infra-estrutura civil, nº 8500.0000070.10.2 - Fornos UCR e nº 8500.0000072.10.2 - Reformadorestubulares, há previsão de ressarcimento de custos devido a paralisações por chuvas e descargasatmosféricas, conforme anexo XV, nos moldes dos demais considerados irregulares no Fiscobras 2009. Imperioso ressaltar que a Petrobras, em que pese apropriar os valores decorrentes do anexo XVconstante desses novos contratos, não os está pagando, assim como nos contratos mencionadosanteriormente. Solicitados a informarem sobre implementação da determinação contida no item 9.2 do Ac. 271/2011-P, a Petrobras respondeu que foi formado grupo de trabalho para esse fim (ofícioINTERLOCUTOR/TCU-002/2011): "A determinação do TCU sobre o anexo de chuvas está sendo analisada por grupo de trabalho formadoespecificamente para analisar o assunto de forma coorporativa para todos os empreendimentos desistema PETROBRAS.Ademais, no caso específico da RNEST não está sendo efetuado qualquer pagamento em virtude dacláusula de chuvas enquanto o GT instituído pela PETROBRAS sobre o tema não apresentar as suasconclusões"3.8.3 - Objetos nos quais o achado foi constatado: (OI) - Contrato 0800.0053453.09.2, 24/9/2009, (ETDI) Serviços e fornecimentos necessários àimplantação da Estação de Tratamento de Despejos Industriais (U90) e das Torres de Resfriamento(TR52001, TR53001 e TR54001), compreendendo serviços de elaboração de projeto básico (somentepara ETDI), detalhamento de projeto, construção civil, montagem eletromecânica, fornecimento demateriais, fornecimento parcial de equipamentos, preservação, condicionamento, testes, pré-operação,partida, operação assistida, assistência técnica e treinamentos na Refinaria do Nordeste - Abreu e LimaS.A - RNEST, no município de Ipojuca/PE., Egesa Engenharia S/A.

(OI) - Contrato 0800.0055153.09.2, 4/1/2010, (DUTOS) Serviços e fornecimentos necessários àimplantação dos dutos de recebimento e expedição de produtos da RNEST, compreendendo análise deconsistência do projeto básico, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento deequipamentos, construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação,condicionamento, testes, apoio à pré-operação e operação assistida, na Refinaria do Nordeste - Abreu eLima - RNEST, no município de Ipojuca/PE., Conduto - Companhia Nacional de Dutos.





(OI) - Contrato 0800.0056431.10.2, 10/2/2010, Execução, pela CONTRATADA, sob o regime depreços unitários com parcelas a preços globais e parcelas a preços unitários, dos serviços de montagemdas Caldeiras GV-50001 A/B da Casa de Força (U-50), compreendendo serviços de fornecimento demateriais, montagem eletromecânica, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida,operação assistida e assistência técnica na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima (RNEST)., ConsórcioSes/Montcalm.

(OI) - Contrato 8500.0000080.10-2, 10/9/2010, Execução dos serviços de infra-estrutura civil einterligações elétricas nas areas OFF-SITE, compreendendo análise de consistência do projeto,fornecimento de materiais,execução de obras civis nas áreas OFF-SITE das redes de drenagem pluvial, contaminada eoleosa e interligações de redes elétricas, de instrumentação, detelecomunicações, de iluminação viária, de detecção de fogo e gás, de segurança patrimonial emalha de aterramento., Galvão Engenharia S/A.

(OI) - Contrato 8500.0000070.10-2, 5/10/2010, Execução, sob o regime de preços unitários comparcelas a preços globais e parcelas a preços unitários, dos serviços de montagem dos Fornos F-21001A/B/C e F-22001 A/B/C das Unidades de Coqueamento Retardado, U-21 e U-22, compreendendoserviços de fornecimento de materiais, montagem eletromecânica, preservação, condicionamento,testes, pré-operação, partida, operação assistida, assistência técnica e treinamentos na Refinaria Abreue Lima S.A. RNEST., Jaraguá Indústrias Mecânicas S/A.

(OI) - Contrato 8500.0000072.10-2, 30/11/2010, Execução, sob o regime de preço global, dosserviços de montagem dos REFORMADORES TUBULARES (R-35004/R-36004) das Unidades deGeração de Hidrogênio UGH, U-35 e U-36, compreendendo serviços de fornecimento de materiais,montagem eletromecânica, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida, operaçãoassistida e assistência técnica na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima (RNEST)., Jaraguá IndústriasMecânicas S/A.

(OI) - Contrato 8500.0000058.09-2, 6/1/2010, Execução dos serviços e fornecimentos necessários àcontratação dos serviços de infra-estrutura civil, compreendendo sistema de drenagem pluvial limpo,pontilhões de concreto, arruamento e pavimentação, áreas de armazenagens, portarias e fornecimentode serviços de terraplenagem e obras afins, em conformidade com as especificações contidas no AnexoI, que define o escopo contratual., Consórcio Construcap/Progen.

3.8.4 - Causas da ocorrência do achado: Inexistência ou insuficiência de gestão de riscos3.8.5 - Efeitos/Conseqüências do achado:





Prejuízos gerados por pagamentos indevidos (efeito potencial)3.8.6 - Critérios: Acórdão 3077/2010, Tribunal de Contas da União, PlenárioAcórdão 271/2011, Tribunal de Contas da União, PlenárioLei 11768/2008, art. 96, § 1º, inciso IV, alínea aNorma Técnica - DNIT - Manual do Sicro2. Volume I - Metodologias e Conceitos3.8.7 - Evidências: EV1.14 - TarifasTerminais_rev22.EV3.11A - Dutos - Instrumento Contratual PARTE 1.EV3.11B - Dutos - Instrumento Contratual PARTE 2.EV8.2 - Caldeiras - Anexo XVI - Procedimento para Avaliação e Pagamento por Ocorrência deChuva.EV8.3 - Contrato Caldeiras 0056431-10-2.EV8.4 - Dutos - Anexo XV - Procedimento Pagamento Chuva.EV8.6 - ETDI - Anexo XV - Procedimento Pagamento Ocorrencia Chuva.EV8.7 - ETDI - Instrumento Contratual nº 0800.0053453.09-2.EV8.8 - Infraestrutura Civil - Anexo XV - Pagamento por Ocorrência de Chuvas.EV8.9 - Infraestrutura Civil - Contrato 8500.0000058.09.2 - Construcap-Progen.pdf.EV8.10 - Jaragua - Fornos UCR - Anexo XV - Procedimento Avaliação Pagamento Chuvas.EV8.13 - Off-site - 18_Procedimento Avaliacao Ocorrencia Chuva.EV8.11 - Jaragua - Reformadores UGH - Anexo XV - Proced para Avaliação e Pagto por Ocorrênciade Chuva.EV8.12 - Jaragua - Reformadores UGH - Instrumento Contratual.ITEM NÃO DIGITALIZÁVEL- Ofício Petrobras INTERLOCUTOR TCU-002-2011.3.8.8 - Conclusão da equipe:A equipe constatou que, nos anexos de chuva (anexo XV) dos contratos: nº 0800.0055153.09.2 -Dutos, nº 0800.0053453.09.2 - ETDI, nº 8500.0000080.10.2 - Interligações Elétricas,0800.0056431.10.2 - Caldeiras, nº 8500.0000058.09.2 - Infra-estrutura civil, nº 8500.0000070.10.2 -Fornos UCR e nº 8500.0000072.10.2 - Reformadores tubulares, existem as mesmas irregularidadesapontadas em outros contratos no Fiscobras 2009. Dessa forma, propõe-se promover oitiva da Petrobras e das empresaas contratadas, para que, se assimdesejarem, se pronunciem acerca da constatação de que há nos contratos indicados as mesmasirregularidades apontadas no item 9.2 do Acórdão 271/2011 (inadequação do cálculo do valor devido atítulo de indenização por paralisações devidas a ocorrência de chuvas, descargas atmosféricas e suasconsequências). 4 - ACHADOS DE OUTRAS FISCALIZAÇÕES





4.1 - Achados pendentes de solução4.1.1 - (IG-R confirmado) Sobrepreço - Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente aomercado (serviços, insumos e encargos). (TC 008.472/2008-3)Objeto: Contrato 0800.0033808.07.2, 9/8/2007, Projeto e execução de terraplenagem e serviçoscomplementares de drenagens, arruamento e pavimentação, Consórcio Refinaria Abreu e Lima(Norberto Odebretch/Galvão/ Camargo Correia/Queiroz Galvão).Este achado está sendo tratado no processo 008.472/2008-3 e foi considerado confirmado conformeAC-3.044-53/2008-PL.

IG-R confirmada pelo item 9.13 do AC 3044/2008-P.4.1.2 - (IG-R confirmado) Superfaturamento - Superfaturamento decorrente de preçosexcessivos frente ao mercado (serviços, insumos e encargos). (TC 008.472/2008-3)Objeto: Contrato 0800.0033808.07.2, 9/8/2007, Projeto e execução de terraplenagem e serviçoscomplementares de drenagens, arruamento e pavimentação, Consórcio Refinaria Abreu e Lima(Norberto Odebretch/Galvão/ Camargo Correia/Queiroz Galvão).Este achado está sendo tratado no processo 008.472/2008-3 e foi considerado confirmado conformeAC-3.044-53/2008-PL.

IG-R confirmada pelo item 9.13 do AC 3044/2008-P.4.1.3 - (IG-P confirmado) Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado. (TC009.830/2010-3)Objeto: Contrato 0800.0055148.09-2, 9/2/2010, Unidades de Hidrotratamento de Diesel (U-31 e U-32), de Hidrotratamento de Nafta (U-33 e U-34) e de Geração de Hidrogênio UGH (U-35 e U-36),incluindo fornecimento de materiais, fornecimento parcial de equipamentos, construção civil,montagem eletromecânica, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida, assistência àoperação, assistência técnica e treinamentos na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima S.A - RNEST,Consórcio Rnest-Conest (Empresas Odebrecht e O.A.S.).Este achado está sendo tratado no processo 004.040/2011-2 e foi considerado confirmado conformeAC-3.362-49/2010-PL.

IG-P confirmada conforme item 9.4 do AC 3362/2010.4.1.4 - (IG-P confirmado) Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado. (TC009.830/2010-3)Objeto: Contrato 0800.0053456.09-2, 28/1/2010, Serviços e fornecimentos necessários à implantaçãodas Unidades de Destilação Atmosférica - UDA (U-11 e U-12), da Refinaria Abreu e Lima S.A -RNEST, compreendendo os serviços de construção civil, montagem eletromecânica, fornecimento demateriais, fornecimento parcial de equipamentos, preservação, condicionamento, testes, pré-operação,partida, assistência técnica à operação, assistência técnica e treinamentos na Refinaria Abreu e LimaS.A - RNEST, Consórcio Rnest-Conest (Empresas Odebrecht e O.A.S.).Este achado está sendo tratado no processo 003.586/2011-1 e foi considerado confirmado conformeAC-3.362-49/2010-PL.

IG-P confirmada conforme item 9.4 do AC 3362/2010.





4.1.5 - (IG-P confirmado) Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado. (TC009.830/2010-3)Objeto: Contrato 0800.0057000.10-2, 16/4/2010, Serviços e fornecimentos necessários à implantaçãodas tubovias de interligações da RNEST compreendendo os serviços de análise de consistência doprojeto básico, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento parcial deequipamentos, construção civil, montagem eletromecânica, preservação, casa de bombas,condicionamento, testes, pré-operação, partida, assistência à operação, assistência técnica etreinamentos na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima - RNEST, Consórcio C II - Ipojuca Interligações(Constituído Pela Empresas Queiroz Galvão e Iesa).Este achado está sendo tratado no processo 004.038/2011-8 e foi considerado confirmado conformeAC-3.362-49/2010-PL.

IG-P confirmada conforme item 9.4 do AC 3362/2010.4.1.6 - (IG-P confirmado) Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado. (TC009.830/2010-3)Objeto: Contrato 0800.0053457.09.2, 5/2/2010, Unidades de Coqueamento Retardado (U-21 e U-22)suas subestações e Casas de Controle, suas Seções de Tratamento Cáustico Regenerativo (U-26 e U-27), incluindo fornecimento de materiais, fornecimento parcial de equipamentos, construção civil,montagem eletromecânica, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida, assistência àoperação, assistência técnica e treinamentos na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima - RNEST,Consórcio Camargo Corrêa - Cnec.Este achado está sendo tratado no processo 004.025/2011-3 e foi considerado confirmado conformeAC-3.362-49/2010-PL.

IG-P confirmada conforme item 9.4 do AC 3362/2010.

5 - CONCLUSÃO As seguintes constatações foram identificadas neste trabalho: Questão 1 Descumprimento de determinação exarada pelo TCU. (item 3.6)Questão 4 Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado. (item 3.1) Foram identificados, ainda, os seguintes achados sem vinculação com questões de auditoria: Adoção de metodologia e/ou de parâmetros econômicos inadequados para a definição da viabilidadeeconômico-financeira do empreendimento. (item 3.2)Adiantamento de pagamentos. (item 3.3)Projeto básico deficiente ou desatualizado. (item 3.4)Contratação direta antieconômica. (item 3.5)Indício de evasão fiscal. (item 3.7)Critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto real pretendido. (item 3.8) Entre os benefícios estimados desta fiscalização, destacam-se como economia potencial: (i) R$123.981.036,29, correspondente a possível redução no valor do contrato de dutos, que equivale a um





sobrepreço de 24,03% (Achado 3.1); e (ii) R$ 91.500.000,00, decorrente de possível redução do valorda tarifa portuária considerado no cálculo de equilíbrio econômico do Termo de Adiantamento deTarifas (Achado 3.2). Tem-se ainda, como benefício potencial, o não pagamento dos valores indevidos previstos de verba dechuvas referente aos contratos assinados, que, nos moldes em que se encontram, poderiam resultar emdanos ao erário (Achado 3.8). Adicionalmente, registra-se como benefício o fornecimento de subsídios para a atuação do CongressoNacional.

6 - ENCAMINHAMENTO Proposta da equipeAnte todo o exposto, somos pelo encaminhamento dos autos ao Gabinete do Exmo. Sr. Ministro-Relator Augusto Sherman, com as seguintes propostas: 7.1 aplicar a multa prevista no inciso IV do art. 58 da Lei 8.443/92, c/c o inciso VII do art. 268 doRegimento Interno do TCU, ao Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidenteda Petrobras, em razão de descumprimento de determinação exarada pelo TCU, constante do item 9.3do Acórdão nº 3362/2010 - TCU - Plenário, de 08/12/2010, prolatado no âmbito do Processo TC n°009.830/2010-3; (3.6) 7.2 representar ao Presidente do Congresso Nacional, nos termos do §2º do art. 245 do RITCU, paraque sejam adotadas as medidas cabíveis em relação ao descumprimento da determinação exarada peloTCU, constante do item 9.3 do Acórdão nº 3362/2010 - TCU - Plenário, de 08/12/2010, prolatado noâmbito do Processo TC n° 009.830/2010-3, pelo Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo, CPF042.750.395-72, Presidente da Petrobras, consistente na sonegação de documento a este Tribunal; (3.6) 7.3 determinar ao Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros- Suape, com fulcro noart. 43, inciso I, da Lei 8.443/92, que apresente, no prazo de 30 (trinta) dias, os registros das hipotecasoferecidas em garantia dos valores repassados sem ressarcimento, acompanhadas das ratificações dasavaliações dos respectivos imóveis, conforme previsto no item 2.2.4.1 do Termo de Adiantamento deTarifas (contrato nº 8500.0000011.09-4); (3.3) 7.4 com fundamento no artigo 42, § 1º da Lei nº 8.443/92, c/c ao artigo 245, inciso II, do RegimentoInterno, sem prejuízo das sanções cabíveis, reiterar determinação constante do item 9.3 do Acórdão nº3362/2010 - TCU, e, assim, assinar prazo de 15 dias para que a Petrobras entregue cópias, em meio





digital, do conjunto completo dos Estudos de Viabilidade Técnica, Econômica e Ambiental referenteao empreendimento Refinaria Abreu e Lima (PE), conforme prevê o Manual de Análise Empresarialde Projetos de Investimento da Petrobras (2006), o Manual de Apresentação de Estudos de Viabilidadede Projetos de Grande Vulto, documento aprovado pela Comissão de Monitoramento e Avaliação doPlano Plurianual 2008-2011 (CMA), bem como o normativo interno da Petrobras - PG-12-SL/ECP-001, com as respectivas aprovações das autoridades ou responsáveis competentes, acompanhado de:(3.6) a) pacote de suporte à decisão em todos os níveis (FEL-1, FEL-2 e FEL-3), adotados pela Petrobras,ou Laudos de Avaliação econômico-financeira ou, ainda, documentos que contenham as informaçõessobre o EVTE; b) planilhas eletrônicas desenvolvidas para avaliação econômico-financeira do empreendimento, emmeio magnético, com fórmulas discriminadas, sem a exigência de senhas de acesso ou qualquer formade bloqueio aos cálculos, e, quando for o caso, descrição do inter-relacionamento das planilhasapresentadas, de acordo com o método de Fluxo de Caixa Descontado (FCD); c) estudo de demanda ou volume de venda desenvolvido a partir das características doempreendimento, incluindo todas as receitas operacionais ou outras que venham a compor o total dereceitas, e, ainda, especificando a área de influência do projeto; d) custos e despesas estimados para a prestação dos serviços ou para a produção; e) projeção das receitas, dos custos e das despesas operacionais devidamente fundamentada empremissas econômicas e financeiras; f) premissas econômicas e financeiras (ex: preço do produto ou do insumo, taxa de câmbio, taxa deinflação, taxa de crescimento do PIB, etc.) utilizadas para projeção dos componentes do fluxo de caixafundamentadas em fontes oficiais ou, caso adote fontes não oficiais, apresentar justificativas para talmedida; g) investimentos a serem realizados, com data de referência e discriminados com quantitativos epreços utilizados na orçamentação; h) parâmetros a serem utilizados na definição da taxa de desconto ou da taxa mínima de atratividade,acompanhados dos respectivos cálculos, critérios de definição e justificativas, consistentes com ametodologia do WACC; i) data-base e horizonte de projeção, conforme estabilização do fluxo de caixa; j) cálculo e valor da perpetuidade, quando for o caso;





k) análise de sensibilidade das principais premissas que influenciam o fluxo de caixa; l) parâmetros técnicos operacionais visando otimizar a capacidade de produção e de ociosidade, para omercado interno e o externo, que possibilite verificar as alternativas de investimentos, comprovando-assob o ponto de vista econômico-financeiro; 7.5 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A, da Refinaria Abreu e Lima S.A. e doConsórcio Conduto-Egesa, CNPJ 11.207.104/0001-98, com fundamento no art. 5º, inciso LV, daConstituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se manifestem, se assimdesejarem, acerca do indício de sobrepreço de R$ 123.981.036,29 (24,03%) identificado no contrato nº0800.0055153.09.2 DUTOS, firmado com o Consórcio Conduto-Egesa no valor total de R$649.950.831,20; (3.1) 7.6 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A, da Refinaria Abreu e Lima S.A., doGoverno do Estado de Pernambuco, do Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros-Suape, da Agência Nacional de Transportes Aquaviários-Antaq e da Secretaria Especial de Portos daPresidência da República-SEP/PR, com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, ena Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca do valorexcessivo de tarifa portuária considerado no equilíbrio econômico do Termo de Adiantamento deTarifa (contrato nº 8500.0000011.09-4), tendo em vista que: (3.2) a) o valor da tarifa não leva em consideração os ganhos de eficiência na operação portuária a seremobtidos pelas novas instalações a serem implantadas pela Petrobras no PGL-03, e, de acordo com a Leide Portos, os ganhos de eficiência dos portos devem ser compartilhados com os usuários; b) o valor da tarifa não leva em consideração que quem custeou as obras do PGL 3 foi a Petrobras e,por essa razão, seria razoável que a Petrobras pagasse uma tarifa portuária menor que os usuários quenão aplicaram qualquer recurso; c) o valor da tabela 3 do Porto de Suape, cobrado pelo uso da infraestrutura terrestre, é um preçopúblico e não pode ter por base de cálculo uma variável que não guarda correlação com o grau deutilização do serviço - assim como no Porto de Santos, essa taxa deveria ser cobrada por hora e nãopor tonelada; 7.7 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A, da Refinaria Abreu e Lima S.A., doGoverno do Estado de Pernambuco e do Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros-Suape, com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 doSTF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca do não ressarcimento por Suape dos valoresque lhe foram antecipados indevidamente (recursos liberados por conta da publicação dos editais daslicitações de Dragagem e Derrocamento do Canal de Acesso Externo e Reforço dos Cabeços, em





10/12/2010, nos valores de R$ 40.000.000,00 e R$ 8.676.000,00) no âmbito do Termo deAdiantamento de Tarifa (contrato nº 8500.0000011.09-4), informando, se for o caso, sobre a realizaçãode novo aditivo para reaver os rendimentos auferidos por Suape, sem justa causa, desde a data de sualiberação até a data de sua efetiva aplicação (3.3); 7.8 promover oitiva do Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros- Suape e daSecretaria Especial de Portos da Presidência da República-SEP/PR, com fundamento no art. 5º, incisoLV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se manifestem, se assimdesejarem, acerca da possibilidade de duplicidade de repasses tendo em vista que tanto o Termo deAdiantamento de Tarifa (contrato nº 8500.0000011.09-4) como o convênio 588.697, firmado entreSuape e a Secretaria dos Portos, destinaram recursos para obras de dragagem no Porto de Suape; (3.2) 7.9 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A e da Refinaria Abreu e Lima S.A., comfundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, paraque se manifestem, se assim desejarem, acerca dos seguintes indícios de irregularidades: a) com relação ao contrato nº 0800.0055153.09.2 DUTOS:a.1) contrato celebrado com projeto básico deficiente e com falhas na definição do objeto, contrariandoo art 3º da resolução 360/91 - Confea e o item 1.3 do Decreto nº 2.745/98; (3.4)a.2) não ter sido relicitado, com regras e definições mais claras para o mercado, o objeto referente aoContrato de DUTOS, com o objetivo de se obter proposta mais vantajosa para a Estatal, tendo em vistaque o histórico recente de contratações da RNEST assim sugere; (3.5) b) com relação ao contrato nº 8500.0000011.09-4 - Termo de Adiantamento de Tarifa, quando Suape,que inicialmente tinha se comprometido a executar as obras com recursos próprios, ao informar quenão poderia cumprir sua parte no acordo, por não ter conseguido levantar os recursos necessários paraas obras, foi premiada com financiamento de R$ 464 milhões à taxa pouco interessante de 8,65% a.a.e recebimento de R$ 365 milhões a título gratuito, apesar de a Petrobras ter conhecimento de que (veranexo 3):b.1) com a obra realizada pela Petrobras, o Porto de Suape terá sua capacidade operacional aumentadamuitas vezes;b.2) com a construção da refinaria pela Petrobras, o Porto de Suape garantiu que seu volume demovimentação de carga (receita) vai, no mínimo, quintuplicar;b.3) com a obra realizada pela Petrobras, a eficiência no (des)carregamento de granéis líquidos vaiaumentar enormemente, pois os dutos e bombas instalados pela Petrobras permitirão que as operaçõesocorram em tempos muito menores;b.4) com a movimentação de carga da refinaria no porto, a Petrobras deve garantir à estatal Suape umareceita bruta de R$ 2,4 bilhões nos próximos 25 anos;b.5) o negócio é lucrativo para o Porto de Suape ao ponto de essa estatal assumir dívidas que deveriamser do Estado de Pernambuco (os R$ 145 milhões e os 40 milhões destinados às obras das rodoviasExpress Way e PE-60, respectivamente);





7.10 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A e das empresas contratadas, comfundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, paraque se manifestem, se assim desejarem, acerca da constatação de que há nos contratos indicadosabaixo as mesmas irregularidades apontadas no item 9.2 do Acórdão 271/2011 (inadequação docálculo do valor devido a título de indenização por paralisações devidas a ocorrência de chuvas,descargas atmosféricas e suas consequências): (3.8) a) contrato nº 0800.0055153.09.2 - Dutos, Consórcio Conduto/Egesa, CNPJ 11.207.104/0001-98; b) contrato nº 0800.0053453.09.2 - ETDI, Consórcio Egesa/Tkk, sob sua empresa líder, EgesaEngenharia S.A., CNPJ 17.186.461/0001-01; c) contrato nº 8500.0000080.10.2- Interligações Elétricas, Galvão Engenharia S/A, CNPJ01.340.937/0001-79; d) contrato 0800.0056431.10.2 - Caldeiras, Consórcio Ses/Montcalm, CNPJ 11.406.160/0001-51; e) contrato nº 8500.0000058.09.2 Infraestrutura civil, Consórcio Construcap/Progen, CNPJ11.040.123/0001-72; f) contrato nº 8500.0000070.10.2 - Fornos UCR e nº 8500.0000072.10.2 - Reformadores tubulares,Jaraguá Indústrias Mecânicas S/A, CNPJ 60.395.126/0001-34; 7.11 atribuir a classificação de documento sigiloso aos itens não digitalizáveis contidos nas peças nº 40e 41, do Processo TC 007.318/2011-1, a fim de resguardar a confidencialidade das informações eatender ao disposto no § 3º, do art. 2º, da Portaria TCU nº 124/2010; 7.12 considerar, para efeito de franqueamento de vista e cópia dos autos, que: a) a Petróleo Brasileiro S.A pode ter acesso irrestrito aos documentos constantes dos itens nãodigitalizáveis constantes das peças n.º 40 e 41, do Processo TC 007.318/2011-1, bem como a quaisqueroutras evidências utilizadas neste relatório; b) ao Consórcio Conduto-Egesa, , CNPJ:11.207.104/0001-98, poderá ser dado acesso aos documentosinseridos na peça n.º 40, do Processo TC 007.318/2011-1 e às evidências não sigilosas constante dorelatório; c) a todos os consórcios e empresas que tiverem interesse processual no feito, poderá ser dado acessoàs evidências não sigilosas utilizadas no relatório;





7.13 encaminhar cópia do Contrato nº 8500.0000011.09-4 - Termo de Adiantamento de Tarifas,acompanhado de seus aditivos, à Secretaria de Receita Federal e à Prefeitura de Ipojuca, no Estado dePernambuco, tendo em vista indícios de evasão fiscal consubstanciados na utilização, na referidaoperação, de uma tarifa, para a movimentação de carga da RNEST destinada à amortização da dívidacontraída na operação de adiantamento de tarifas (empréstimo), com valor artificialmente reduzido (R$1, 47/tonelada) frente à tarifa normal (R$ 3,98/tonelada), eliminando o lucro real da PETROBRAS ediminuindo o valor dos tributos incidentes sobre o faturamento e lucro real de SUAPE (ISS, PIS,COFINS, IRPJ), nos termos do artigo 167, § 1º, I, do Código Civil Brasileiro (Lei nº 10406, de10/01/2002); (3.7) 7.14 dar ciência do Acórdão que vier a ser proferido, bem como do Relatório e Voto que ofundamentam, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, ao Departamento de PolíciaFederal, ao Ministério Público da União, à Secretaria da Receita Federal, à Prefeitura de Ipojuca, noEstado de Pernambuco, e ao Ministério das Minas e Energia, pasta à qual se vincula a Petrobras; 7.15 comunicar à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do CongressoNacional que foram detectados, na presente fiscalização, indícios de irregularidades que se enquadramno disposto no inciso IV do § 1º do art. 94 da Lei nº 12.017/2009 (LDO/2010) para o contrato nº0800.0055153.09.2 - DUTOS, relativo à obra de Construção da Refinaria Abreu e Lima em Recife, noEstado de Pernambuco, e que seu saneamento depende de repactuação contratual tendo sido estimadoo total de potencial dano ao erário de R$ 123.981.036,29 (cento e vinte e três mil novecentos e oitentae um mil, trinta e seis reais, vinte e nove centavos). À consideração superior.





7 - ACHADOS RECLASSIFICADOS APÓS A CONCLUSÃO DA FISCALIZAÇÃO 7.1 - Achados desta fiscalização7.1.1 - (IG-P confirmado) Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado.Objeto: Contrato 0800.0055153.09.2, 4/1/2010, (DUTOS) Serviços e fornecimentos necessários àimplantação dos dutos de recebimento e expedição de produtos da RNEST, compreendendo análise deconsistência do projeto básico, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento deequipamentos, construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação,condicionamento, testes, apoio à pré-operação e operação assistida, na Refinaria do Nordeste - Abreu eLima - RNEST, no município de Ipojuca/PE., Conduto - Companhia Nacional de Dutos.Este achado foi tratado no processo 007.318/2011-1 e foi considerado confirmado por meio dodespacho do Exmº Sr. Ministro Relator Weder de Oliveira, em 21/9/2011.

Confirmação de IG-P por meio do item 10 do despacho do Ministro-Relator (achado 3.1 - Sobrepreço

decorrente de preços excessivos frente ao mercado).





8 - ANEXO8.1 - Dados cadastraisObra bloqueada na LOA deste ano: Não 8.1.1 - Projeto básicoInformações gerais

Projeto(s) Básico(s) abrange(m) toda obra? Não

Foram observadas divergências significativas entre o projeto básico/executivo e aconstrução, gerando prejuízo técnico ou financeiro ao empreendimento?

Não

Exige licença ambiental? Sim

Possui licença ambiental? Sim

Está sujeita ao EIA(Estudo de Impacto Ambiental)? Sim

As medidas mitigadoras estabelecidas pelo EIA estão sendo implementadastempestivamente?

Sim

Observações:8.1.2 - Execução física e financeiraExecução física

Data da vistoria: 6/5/2011 Percentual executado: 34

Data do início da obra: 4/10/2007 Data prevista para conclusão: 9/5/2013

Situação na data da vistoria: Em andamento.





Descrição da execução realizada até a data da vistoria: A obra se encontra em estágio próximo aode pico de funcionários, sendo que os principais contratos se encontravam com os seguintespercentuais de execução, em julho de 2011:Terraplenagem - 100,0%Feed - 64,34%CAFOR - 61,74%Edificações - 36,07%Tanques I - 78,21%Tanques II - 40,25%ETA - 54,72%ETDI - 27,22%Infraestrutura Civil e Interligações - 18,91%Dutos - 32,55%UDA - 37,48%UCR - 17,54%HDT/UGH - 22,04%Caldeiras da Casa de Força - 18,66%Tubovias - 6,10%Termo de Adiantamento de Tarifa - 57,96% Cumpre informar sobre o contrato de dutos, um dos objetos dessa fiscalização. A obra se encontravaem andamento nas duas frentes de trabalho, mas com atraso em relação à previsão. Emnovembro/2010 houve um replanejamento sem alteração na previsão de conclusão final dos serviços. Em resposta a questionamentos realizados pela equipe de auditoria aos gestores, a RNEST informouque os atrasos ocorreram, na maior parte, pelo não recebimento dos tubos da linha de ácido sulfúrico.Esses tubos são diferenciados em relação aos demais, por serem produzidos em aço inoxidável.Informaram, ainda, que outra parcela significativa do atraso físico se justifica pelo não recebimentode itens de bens tagueados. Uma vez tendo-os recebido, haverá um significativo incremento na curvade execução física, elevando-a a níveis bastantes próximos dos previstos. Também contribui para os atrasos a indefinição do método de transposição de interferências, para osdutos de 46 polegadas de diâmetro, específicos para óleo cru. Por estarem em processo final dedefinição da tecnologia a ser utilizada para vencer as interferências com os requisitos de qualidade esegurança necessários, e por estarem os tubos já soldados em blocos e desfilados ao longo da via,informam que não haverá impactos no prazo final da execução dos serviços.

Observações:





Segundo informado pela Petrobras, para o cálculo da estimativa de realização física, é consolidado oavanço físico de cada fase (I,II,III,IV e V), que por sua vez, consolida os avanços de diversos níveis.Para a fase IV, por exemplo, a consolidação é feita pelo avanço físico registrado em cada contrato emultiplicado pelo seu peso específico dentro do empreendimento.O percentual financeiro da obra realizado até o mês de abril de 2011 é de 20,4% em relação aoinvestimento aprovado pela DE da Petrobras (PSDF FEL III) Execução financeira/orçamentáriaPrimeira dotação: 01/2008 Valor estimado para conclusão: R$ 24.471.891.050,78DesembolsoFuncional programática: 25.753.0288.1P65.0026/2011 - Implantação da Refinaria Abreu e Lima, emRecife (PE)

Origem Ano Valor orçado Valor liquidado Créditosautorizados

Moeda

União 2011 9.035.945.000,00 531.708.530,00 0,00 Real

União 2010 6.122.788.000,00 680.549.741,00 5.138.841.597,00 Real

União 2009 1.456.128.364,00 814.341.026,00 1.469.733.774,00 Real

União 2008 814.362.495,00 522.663.815,00 389.775.447,00 Real

Observações: A dotação inicial especificada refere-se à implantação de todo o empreendimento da Refinaria doNordeste. Os dados informados acima relativos a 2011 foram apresentados pela Petrobras em 29 deabril de 2011, por meio do ofício INTERLOCUTOR/TCU-003/2011. 8.1.3 - Contratos principais

Nº contrato: 0800.0033808.07.2

Objeto do contrato: Projeto e execução de terraplenagem e serviços complementares de drenagens,arruamento e pavimentação

Data da assinatura: 31/7/2007 Mod. licitação: convite

SIASG: -- Código interno do SIASG:

CNPJ contratada: 08.966.717/0001-02 Razão social: Consórcio Refinaria Abreu e Lima(Norberto Odebretch/Galvão/ CamargoCorreia/Queiroz Galvão)

CNPJ contratante: 33.000.167/0001-01 Razão social: Petróleo Brasileiro S.A. - MME

Situação inicial Situação atual





Vigência: 9/8/2007 a 29/1/2009 Vigência: a

Valor: R$ 429.207.776,71 Valor: R$ 429.207.776,71

Data-base: 22/6/2007 Data-base: 22/6/2007

Volume do serviço: Volume do serviço:

Custo unitário: Custo unitário:

Nº/Data aditivo atual:

Situação do contrato: Em andamento.

Alterações do objeto: Observações:

Nº contrato: 0800.0049716.09-2

Objeto do contrato: Serviços necessários a implantação dos Tanques de Armazenamento - Lote I -RNEST


SIASG: -95177- Código interno do SIASG:

CNPJ contratada: Razão social: Consórcio Techint Confab Umsa




Valor: R$ 527.500.000,00 Valor: R$ 527.500.000,00







Nº contrato: 0800.0049738.09-2





Objeto do contrato: Serviços necessários a implantação dos Tanques de Armazenamento - Lote II -RNEST



CNPJ contratada: Razão social: Consórcio Tome Alusa Galvão




Valor: R$ 730.750.000,00 Valor: R$ 730.750.000,00







Nº contrato: 08000049741092

Objeto do contrato: Fornecimento de materiais e equipamentos e a execução, sob o regime de preçoglobal, pela CONTRATADA, dos serviços de elaboração de projeto básico, detalhamento de projeto,construção civil, montagem eletromecânica, preservação, condicionamento, testes, pré-operação,partida, operação assistida, assistência técnica e treinamentos para a implantação da Estação deTratamento de Água ETA (U-51), para a Refinaria do Nordeste Abreu e Lima RNEST



CNPJ contratada: Razão social: Consórcio Enfil - Veola - Rnest

Consorciadas:

CNPJ: 96.591.128/0001-46 Razão social: Veolia Water Systems Brasil Ltda.

CNPJ: 00.286.550/0001-19 Razão social: Enfil S.A. Controle Ambiental








Valor: R$ 774.000.000,00 Valor: R$ 774.000.000,00







Nº contrato: 0800.0049742.09-2

Objeto do contrato: Serviços e Fornecimentos necessários à elaboração do projeto executivo econstrução civil com fornecimento de materiais e equipamentos das Edificações, incluindoUrbanização, da Área Administrativa da Refinaria do Nordeste Abreu e Lima S.A - RNEST, nomunicípio de Ipojuca/PE.



CNPJ contratada: Razão social: Consórcio Rnest O. C. Edificações(Engevix/Eit)




Valor: R$ 591.324.228,09 Valor: R$ 591.324.228,09


Volume do serviço: 64.709,00 m2 Volume do serviço: 64.709,00

Custo unitário: 9.138,20 R$/m2 Custo unitário: 9.138,20 R$/








Nº contrato: 0800.0053453.09.2

Objeto do contrato: (ETDI) Serviços e fornecimentos necessários à implantação da Estação deTratamento de Despejos Industriais (U90) e das Torres de Resfriamento (TR52001, TR53001 eTR54001), compreendendo serviços de elaboração de projeto básico (somente para ETDI),detalhamento de projeto, construção civil, montagem eletromecânica, fornecimento de materiais,fornecimento parcial de equipamentos, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida,operação assistida, assistência técnica e treinamentos na Refinaria do Nordeste - Abreu e Lima S.A -RNEST, no município de Ipojuca/PE.



CNPJ contratada: 17.186.461/0001-01 Razão social: Egesa Engenharia S/A.




Valor: R$ 724.596.689,66 Valor: R$ 724.596.689,66

Data-base: Data-base:





Alterações do objeto: Observações:Contrato que deveria ter sido firmado entre a Petrobras e o Consórcio Engesa-TKK, mas foi celebradoentre a Egesa e a TKK, como contratadas solidárias. Na cláusula de preço, há a distribuição do valortotal entre essas empresas, nos seguites valores individuais: R$ 579.677.351,72 para a Egesa e R$144.919.337,94 para a TKK.

Nº contrato: 0800.0053456.09-2

Objeto do contrato: Serviços e fornecimentos necessários à implantação das Unidades de DestilaçãoAtmosférica - UDA (U-11 e U-12), da Refinaria Abreu e Lima S.A - RNEST, compreendendo osserviços de construção civil, montagem eletromecânica, fornecimento de materiais, fornecimentoparcial de equipamentos, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida, assistênciatécnica à operação, assistência técnica e treinamentos na Refinaria Abreu e Lima S.A - RNEST







CNPJ contratada: 11.045.775/0001-08 Razão social: Consórcio Rnest-Conest (EmpresasOdebrecht e O.A.S.)

Consorciadas:

CNPJ: 14.310.577/0001-04 Razão social: Construtora O.A.S. Ltda.

CNPJ: 09.334.075/0001-83 Razão social: Odebrecht Plantas Industriais e ParticipaçõesS.A.




Valor: R$ 1.485.103.583,21 Valor: R$ 1.485.103.583,21







Nº contrato: 0800.0053457.09.2

Objeto do contrato: Unidades de Coqueamento Retardado (U-21 e U-22) suas subestações e Casasde Controle, suas Seções de Tratamento Cáustico Regenerativo (U-26 e U-27), incluindofornecimento de materiais, fornecimento parcial de equipamentos, construção civil, montagemeletromecânica, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida, assistência à operação,assistência técnica e treinamentos na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima - RNEST



CNPJ contratada: 10.517.133/0001-93 Razão social: Consórcio Camargo Corrêa - Cnec

Consorciadas:

CNPJ: 61.522.512/0001-02 Razão social: Construções e Comércio Camargo CorrêaS.A.

CNPJ: 61.564.639/0001-94 Razão social: Cnec Engenharia SA








Valor: R$ 3.411.000.000,00 Valor: R$ 3.411.000.000,00







Nº contrato: 0800.0055148.09-2

Objeto do contrato: Unidades de Hidrotratamento de Diesel (U-31 e U-32), de Hidrotratamento deNafta (U-33 e U-34) e de Geração de Hidrogênio UGH (U-35 e U-36), incluindo fornecimento demateriais, fornecimento parcial de equipamentos, construção civil, montagem eletromecânica,preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida, assistência à operação, assistênciatécnica e treinamentos na Refinaria do Nordeste Abreu e Lima S.A - RNEST



CNPJ contratada: 11.045.775/0001-08 Razão social: Consórcio Rnest-Conest (EmpresasOdebrecht e O.A.S.)

Consorciadas:

CNPJ: 14.310.577/0001-04 Razão social: Construtora O.A.S. Ltda.

CNPJ: 09.334.075/0001-83 Razão social: Odebrecht Plantas Industriais e ParticipaçõesS.A.




Valor: R$ 3.190.646.503,15 Valor: R$ 3.190.646.503,15











Nº contrato: 0800.0055153.09.2

Objeto do contrato: (DUTOS) Serviços e fornecimentos necessários à implantação dos dutos derecebimento e expedição de produtos da RNEST, compreendendo análise de consistência do projetobásico, projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento de equipamentos,construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação, condicionamento,testes, apoio à pré-operação e operação assistida, na Refinaria do Nordeste - Abreu e Lima - RNEST,no município de Ipojuca/PE.



CNPJ contratada: 30.509.814/0001-17 Razão social: Conduto - Companhia Nacional deDutos




Valor: R$ 649.950.831,20 Valor: R$ 649.950.831,20







Nº contrato: 0800.0057000.10-2





Objeto do contrato: Serviços e fornecimentos necessários à implantação das tubovias deinterligações da RNEST compreendendo os serviços de análise de consistência do projeto básico,projeto de detalhamento, fornecimento de materiais, fornecimento parcial de equipamentos,construção civil, montagem eletromecânica, preservação, casa de bombas, condicionamento, testes,pré-operação, partida, assistência à operação, assistência técnica e treinamentos na Refinaria doNordeste Abreu e Lima - RNEST



CNPJ contratada: 11.387.267/0001-08 Razão social: Consórcio C II - Ipojuca Interligações(Constituído Pela Empresas Queiroz Galvão e Iesa)

Consorciadas:

CNPJ: 33.412.792/0001-60 Razão social: Construtora Queiroz Galvão S.A.

CNPJ: 07.248.576/0001-11 Razão social: Iesa Óleo e Gás SA




Valor: R$ 2.694.950.143,93 Valor: R$ 2.694.950.143,93







Nº contrato: 8500.0000011.09-4

Objeto do contrato: Termo de Adiantamento de Tarifa e Compensação Futura e Critérios deInvestimentos e Outras Avenças. Estabelece as condições em que serão operacionalizados osinvestimentos por SUAPE no Proto de Suape, com recursos do adiantamento de tarifa a serpromovido pela PETROBRAS em favor de SUAPE; define a sistemática de compensação desseadiantamento; e estabelece as responsabilidades de cada uma das partes

Data da assinatura: 18/8/2008 Mod. licitação:






CNPJ contratada: 10.571.982/0001-25 Razão social: Pernambuco Governo do Estado




Valor: R$ 475.709.513,28 Valor: R$ 829.277.211,10




Nº/Data aditivo atual: 03 1/12/2010


Alterações do objeto: Observações:1) No 1º Termo Aditivo, celebrado em 27/04/2009, a PETROBRAS procedeu à cessão total destecontrato para a Refinaria Abreu e Lima S. A. - CNPJ 09.474.270/0001-09.2) Este contrato, denominado de Termo de Adiantamento de Tarifa e Compensação Futura e Critériosde Investimento e Outras Avenças, teve como contratado, além do Estado de Pernambuco, a empresapública SUAPE INDUSTRIAL PORTUÁRIO GOVERNADOR ERALDO GUEIROS, CNPJ11.448.933/0001-62.3) Este contrato contempla duas modalidades de repasse de recursos: a) recursos a serem compensadosfuturamente por meio de tarifas portuárias, com valor inicial de R$ 310.267.506,67 e atual de R$463.855.204,49; b) recursos a serem repassados sem ressarcimento futuro, no valor inicial de R$165.442.006,61 e atual de R$ 365.442.006,61.4) Os repasses contemplados neste contrato se destinam à realização de investimentos em obras aserem/em execução/executadas por SUAPE, de interesse da PETROBRAS/RNEST para aoperacionalização da REFINARIA. 8.1.4 - Contratos secundários

Nº contrato: RPQS-4501495403

Objeto do contrato: Elaboração de Projeto Básico de Terraplenagem e Drenagem - Refinaria doNordeste em SUAPE-PE

CNPJ contratada: 34.037.705/0001-03 Razão social: Prodec Consultoria para Decisão S/CLtda







Data-base: Valor atual: R$ 44.178,79

Situação atual: Concluído. Vigência atual: a

Observações: 8.1.5 - Editais

Nº do edital: 0629064.09-8

Objeto: Serviços necessários à implantação das tubovias de interligações da Refinaria do Nordeste.

UASG: Modalidade de licitação: Convite

Data da publicação: 19/3/2009 Tipo de licitação:

Data da abertura da documentação: 29/4/2009 Valor estimado: R$ 2.949.078.102,30

Data da adjudicação:

Quantidade de propostas classificadas: 3

Observações: 1) A licitação anterior foi cancelada, pois as propostas foram superiores ao orçamento estimativo daPetrobras.2) O critério de classificação das propostas é por preço global.3) No tópico Quantidade de propostas classificadas, colocou-se o número de propostas, pois aspropostas ainda não haviam sido classificadas.4) No tópico Valor estimado, colocou-se o valor referente à primeira licitação (BID), pois não foidisponibilizado à equipe o valor estimado para o REBID.

Nº do edital: 0634314098

Objeto: UDA - Unidade de Destilação Atmosférica - U-11 e U -12



Data da abertura da documentação: Valor estimado: R$ 1.297.508.070,00



Observações: O valor contratado se mostrou 16,89% acima da Estimativa PETROBRAS

Nº do edital: 0629131.09-8





Objeto: Execução das Unidades de Coqueamento Retardado UCR (U-21 e U-22) e Unidades deTratamento Cáustico Regenerativo (U-26 E U-27), para a Refinaria do Nordeste Abreu e Lima RNEST.







Nº do edital: 0634316.09-8

Objeto: Serviços de implantação das Unidade de Hidrotratamento de Diesel (U-31 e U-32), deHidrotratamento de Nafta (U-33 e U-34) e de Geração de Hidrogênio - UGH (U-35 e U-36) para aRefinaria Abreu e Lima.












Objeto: UCR - Unidade de Coqueamento Retardado - U-21 e U-22






Observações: A proposta classificada apresentou um preço 16,93% superior a estimativa da PETROBRAS


Objeto: Tubovias e Interligações





Quantidade de propostas classificadas:

Observações: A proposta vencendora se mostrou quase 19% acima da estimativa PETROBRAS

Nº do edital: 0634314.09-8

Objeto: Serviços necessários à implantação das Unidades de Destilação Atmosférica (U-11 e U-12),para a Refinaria do Nordeste Abreu e Lima S.A. RNEST.






Observações: 1) A licitação anterior foi cancelada, pois as propostas foram superiores ao orçamento estimativo daPetrobras.2) O critério de classificação das propostas é por preço global.3) No tópico Quantidade de propostas classificadas, colocou-se o número de propostas, pois as





propostas ainda não haviam sido classificadas.4) No tópico Valor estimado, colocou-se o valor referente à primeira licitação (BID), pois não foidisponibilizado à equipe o valor estimado para o REBID.


Objeto: Unidade de Hidrotratamento de Diesel (U-31 e U-32), de Hidrotratamento de Nafta (U-33 eU-34) e de Geração de Hidrogênio UGH (U-35 e U-36)






Observações: A proposta vencedora se apresentou quase 19% acima da Estimativa PETROBRAS 8.1.6 - Histórico de fiscalizações A classe da irregularidade listada é referente àquela vigente em 30 de novembro do ano dafiscalização.

2008 2009 2010

Obra já fiscalizada pelo TCU (no âmbito doFiscobras)?

Sim Sim Sim

Foram observados indícios de irregularidades graves? IG-R IG-P IG-P

Processos correlatos (inclusive de interesse) 8472/2008-3, 9758/2009-3, 29549/2009-0,19742/2009-7, 29544/2009-4, 29545/2009-1,29546/2009-9, 29548/2009-3, 9830/2010-3,7318/2011-1, 6810/2011-0, 4025/2011-3,3586/2011-1, 8941/2011-4, 4040/2011-2,4038/2011-8

8.2 - Deliberações do TCUProcesso de interesse (Deliberações até a data de início da auditoria)Processo: 008.472/2008-3 Deliberação: Despacho do Min. Valmir Campelo Data: 18/8/2008





Processo: 008.472/2008-3 Deliberação: AC-3.044-/2008-PL Data: 10/12/2008

Processo: 008.472/2008-3 Deliberação: Despacho do Min. Valmir Campelo Data: 10/2/2009

Processo: 008.472/2008-3 Deliberação: AC-642-/2009-PL Data: 8/4/2009


Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: Despacho do Min. Benjamin Zymler Data: 13/7/2009






















Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-271-/2011-PL Data: 9/2/2011

Processo de interesse (Deliberações após a data de início da auditoria)Processo: 007.318/2011-1 Deliberação: Despacho do Min. Ubiratan Aguiar Data: 18/4/2011Determinação de Realização de Fiscalização: UNIDADES INCUMBIDAS: Secretaria de Fiscalizaçãode Obras 3: Autorizo a extensão da fiscalização nº 279/2011 ¿ Fiscobras/2011, aos órgãos/entidadescitados no item 5 da peça 3, nos termos propostos pela Secob-3.

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 1.11. deferir opedido de prorrogação de prazo, por mais 60 (sessenta) dias, a contar da notificação desta deliberação,solicitado pelos consórcios Queiroz Galvão/Iesa, Camargo Corrêa/CNEC e Odebrecht/OAS, e pelasempresas 'Camargo Correa' e 'Iesa Óleo e Gás', unificando-se os prazos para apresentação de suasmanifestações; NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 1.8.concedervista e cópia ao consórcio Camargo Corrêa/CNEC, incluindo-se o pedido do Sr. Giuseppe GiamundoNeto, advogado regularmente constituído pela empresa Camargo Corrêa, nos seguintes termos:1.8.1. vista e cópia dos dois volumes relativos ao processo principal;1.8.2. vista e cópia das folhas 1224/1238, do Anexo 6;1.8.3.cópia do arquivo, em formato "Excel", referente à planilha elaborada pela unidade técnica para aapuração do sobrepreço no contrato 0800.0053457.09- 2 (UCR);NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 1.7. concedervista e cópia ao consórcio Queiroz Galvão/Iesa, incluindo-se o pedido da Sra. Fernanda FerreiraCortes, advogada regularmente constituída pela empresa Iesa Óleo e Gás, nos seguintes termos:1.7.1. vista e cópia dos dois volumes relativos ao processo principal;1.7.2. vista e cópia das folhas 1257/1280, do Anexo 6;1.7.3.cópia do arquivo, em formato "Excel", referente à planilha elaborada pela unidade técnica para aapuração do sobrepreço no contrato 0800.0057000.10- 2 (Tubovias);NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0





Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Prorrogação de Prazo de Deliberação a responsável: Prorrogar por 60 dias (a partir da ciência) o prazoda deliberação Audiência de Responsáveldo Responsável Sérgio dos Santos Arantes do item9.1.7 da deliberação constante na apreciação de 8/12/2010 do documento do Colegiado: AC-3.362-49/2010-PL

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Prorrogação de Prazo de Deliberação a responsável: Prorrogar por 60 dias (a partir da ciência) o prazoda deliberação Audiência de Responsáveldo Responsável RICARDO LUIZ FERREIRA PINTOT A V O R A M A I A do item 9.1.6 da deliberação constante na apreciação de 8/12/2010 do documento doColegiado: AC-3.362-49/2010-PL

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Prorrogação de Prazo de Deliberação a responsável: Prorrogar por 60 dias (a partir da ciência) o prazoda deliberação Audiência de Responsáveldo Responsável Omar Antônio Kristoschek Filho doitem 9.1.5 da deliberação constante na apreciação de 8/12/2010 do documento do Colegiado: AC-3.362-49/2010-PL

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Prorrogação de Prazo de Deliberação a responsável: Prorrogar por 60 dias (a partir da ciência) o prazoda deliberação Audiência de Responsáveldo Responsável Luis Carlos Queiroz de Oliveira do item9.1.4 da deliberação constante na apreciação de 8/12/2010 do documento do Colegiado: AC-3.362-49/2010-PL

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Prorrogação de Prazo de Deliberação a responsável: Prorrogar por 60 dias (a partir da ciência) o prazoda deliberação Audiência de Responsáveldo Responsável Marcos José Pessoa de Resende do item9.1.3 da deliberação constante na apreciação de 8/12/2010 do documento do Colegiado: AC-3.362-49/2010-PL

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Prorrogação de Prazo de Deliberação a responsável: Prorrogar por 60 dias (a partir da ciência) o prazoda del iberação Audiência de Responsáveldo Responsável Ivo Tasso Bahia Baer do item





9.1.2 da deliberação constante na apreciação de 8/12/2010 do documento do Colegiado: AC-3.362-49/2010-PL

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Prorrogação de Prazo de Deliberação a responsável: Prorrogar por 60 dias (a partir da ciência) o prazoda deliberação Audiência de Responsáveldo Responsável Flavio Fernando Casa Nova da Motta doitem 9.1.1 da deliberação constante na apreciação de 8/12/2010 do documento do Colegiado: AC-3.362-49/2010-PL

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 1.13. concedercópia integral dos autos, ao Departamento de Polícia Federal - Superintendência Regional emPernambuco, em atendimento ao Ofício nº 0740/2011 - IPL 0075/2011-4 - SR/DPF/PE. NÚMERO DEDIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 1.12. deferir opedido de prorrogação de prazo, por mais 60 (sessenta) dias, a contar da notificação desta deliberação,solicitado pelos responsáveis Flávio Fernando Casa Nova da Motta, Ivo Tasso Bahia Baer, MarcosJosé Pessoa de Resende, Luis Carlos Queiroz de Oliveira, Omar Antônio Kristoschek Filho, RicardoLuiz Ferreira Pinto Távora Maia e Sérgio dos Santos Arantes, inquiridos em audiência pordeterminação do item 9.1. do Acórdão nº 3.362/2010-TCU-Plenário, autorizando a juntada de cópia dapresente deliberação aos processos TC-003.586/2011-1, TC-004.025/2011-3, TC-004.038/2011-8 eTC-004.040/2011-2; NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 1.9. concedervista e cópia ao consórcio Odebrecht/OAS, nos seguintes termos:1.9.1. vista e cópia dos dois volumes relativos ao processo principal;1.9.2. vista e cópia das folhas 1217/1223 e 1239/1256, do Anexo 6;1.9.3. cópia do arquivo, em formato "Excel", referente à planilha elaborada pela unidade técnica para aapuração do sobrepreço no contrato 0800.0055148.09- 2 (UHDT/UGH);NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.319-19/2011-PL Data: 25/5/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 1.10. concedervista e cópia dos autos à Petrobrás - Petróleo Brasileiro S.A.; NÚMERO DE DIAS PARAATENDIMENTO: 0





Processo: 008.472/2008-3 Deliberação: Despacho do Min. Valmir Campelo Data: 5/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: Em exame nospresentes autos dois incidentes processuais.O primeiro trata-se de pedido de cópia formulado pela Petrobras S.A. (fls. 140/141 do Anexo 11). Osegundo, de juntada de novos elementos em atendimento o subitem 9.1.3 do Acórdão nº 642/2009-Plenário (fls. 2272/2274), concernentes a termo aditivo ao Contrato nº 0800.0033808.07.2(terraplenagem).Tendo em conta que processos relacionados à Petrobras S.A. são integrados por diversas peçasresguardadas por sigilo comercial e, por esse motivo, o gerenciamento do fornecimento de cópia dosautos é processado diretamente na unidade técnica responsável pela instrução dos autos; e,considerando a eventualidade do novo termo aditivo impactar as propostas de encaminhamento demérito já lançadas pela Secob-3, decido:a) determinar à Secob-3 que examine o pedido de cópia e, caso não haja nenhum impedimentorelacionado a eventual sigilo, providencie o atendimento;b) analise o possível impacto do termo aditivo (mídia eletrônica à fl. 2274) nas propostas deencaminhamento até então formuladas, submetendo ao relator as sugestões pertinentes.

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.2. reconhecerobscuridade no Acórdão nº 1.319/2011 - Plenário, que passa a vigorar com a seguinte redação(inalterada a redação do primeiro considerando, dos itens 1.7.1, 1.7.2, 1.8.1, 1.8.2, 1.9.1, 1.9.2 e dosdemais itens da parte dispositiva não explicitamente mencionados a seguir; alterada a redação dos itens1.7.3, 1.8.3 e 1.9.3; e incluídos os itens 1.7.4, 1.8.4 e 1.9.4):"Considerando (...)Considerando que as estimativas de custos/referências de precificação da Petrobras (resguardadas porsigilo neste processo), quando incorporadas apenas parcialmente pela Secob-3 às planilhas de cálculodo sobrepreço (sob a forma de quantidades, produtividades etc.), não representam repasse deinformações privilegiadas ou de conhecimento sigiloso e estratégico da estatal a terceiros (atuaiscontratados e que eventualmente serão, novamente, futuros licitantes nos certames a serempromovidos pela Petrobras);Considerando que a dinâmica do planejamento de licitações da Petrobras, com relação aempreendimentos em distintas regiões do País, para distintas finalidades, de portes diferenciados entresi, em momentos macroeconômicos diversos no tempo, não permite que se conclua que o meroconhecimento de uma estimativa de determinado item (ou mesmo de diversos itens, com relação à mãode obra, aos equipamentos, entre outros inúmeros fatores de custo) de uma obra específica possarepresentar, para futuros certames licitatórios, a chave para que uma licitante preveja o preço estimadopela estatal para a execução de outras obras e serviços de engenharia a serem contratados;(...)1.9. conceder vista e cópia ao consórcio Odebrecht/OAS, nos seguintes termos:





1.9.1. (...);1.9.2. (...);1.9.3. cópia do arquivo, em formato .pdf, referente à planilha elaborada pela unidade técnica para aapuração do sobrepreço no contrato 0800.0055148.09- 2 (UHDT/UGH);1.9.4. vista e cópia das folhas 7/121 do Anexo 9;(...)"NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.2. reconhecerobscuridade no Acórdão nº 1.319/2011 - Plenário, que passa a vigorar com a seguinte redação(inalterada a redação do primeiro considerando, dos itens 1.7.1, 1.7.2, 1.8.1, 1.8.2, 1.9.1, 1.9.2 e dosdemais itens da parte dispositiva não explicitamente mencionados a seguir; alterada a redação dos itens1.7.3, 1.8.3 e 1.9.3; e incluídos os itens 1.7.4, 1.8.4 e 1.9.4):"Considerando (...)Considerando que as estimativas de custos/referências de precificação da Petrobras (resguardadas porsigilo neste processo), quando incorporadas apenas parcialmente pela Secob-3 às planilhas de cálculodo sobrepreço (sob a forma de quantidades, produtividades etc.), não representam repasse deinformações privilegiadas ou de conhecimento sigiloso e estratégico da estatal a terceiros (atuaiscontratados e que eventualmente serão, novamente, futuros licitantes nos certames a serempromovidos pela Petrobras);Considerando que a dinâmica do planejamento de licitações da Petrobras, com relação aempreendimentos em distintas regiões do País, para distintas finalidades, de portes diferenciados entresi, em momentos macroeconômicos diversos no tempo, não permite que se conclua que o meroconhecimento de uma estimativa de determinado item (ou mesmo de diversos itens, com relação à mãode obra, aos equipamentos, entre outros inúmeros fatores de custo) de uma obra específica possarepresentar, para futuros certames licitatórios, a chave para que uma licitante preveja o preço estimadopela estatal para a execução de outras obras e serviços de engenharia a serem contratados;(...)1.8.conceder vista e cópia ao consórcio Camargo Corrêa/CNEC, incluindo-se o pedido do Sr.Giuseppe Giamundo Neto, advogado regularmente constituído pela empresa Camargo Corrêa, nosseguintes termos:1.8.1. (...);1.8.2. (...);1.8.3.cópia do arquivo, em formato .pdf, referente à planilha elaborada pela unidade técnica para aapuração do sobrepreço no contrato 0800.0053457.09- 2 (UCR);1.8.4. vista e cópia das folhas 7/121 do Anexo 9;(...)"NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0





Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.2. reconhecerobscuridade no Acórdão nº 1.319/2011 - Plenário, que passa a vigorar com a seguinte redação(inalterada a redação do primeiro considerando, dos itens 1.7.1, 1.7.2, 1.8.1, 1.8.2, 1.9.1, 1.9.2 e dosdemais itens da parte dispositiva não explicitamente mencionados a seguir; alterada a redação dos itens1.7.3, 1.8.3 e 1.9.3; e incluídos os itens 1.7.4, 1.8.4 e 1.9.4):"Considerando (...)Considerando que as estimativas de custos/referências de precificação da Petrobras (resguardadas porsigilo neste processo), quando incorporadas apenas parcialmente pela Secob-3 às planilhas de cálculodo sobrepreço (sob a forma de quantidades, produtividades etc.), não representam repasse deinformações privilegiadas ou de conhecimento sigiloso e estratégico da estatal a terceiros (atuaiscontratados e que eventualmente serão, novamente, futuros licitantes nos certames a serempromovidos pela Petrobras);Considerando que a dinâmica do planejamento de licitações da Petrobras, com relação aempreendimentos em distintas regiões do País, para distintas finalidades, de portes diferenciados entresi, em momentos macroeconômicos diversos no tempo, não permite que se conclua que o meroconhecimento de uma estimativa de determinado item (ou mesmo de diversos itens, com relação à mãode obra, aos equipamentos, entre outros inúmeros fatores de custo) de uma obra específica possarepresentar, para futuros certames licitatórios, a chave para que uma licitante preveja o preço estimadopela estatal para a execução de outras obras e serviços de engenharia a serem contratados;(...)1.7. conceder vista e cópia ao consórcio Queiroz Galvão/Iesa, incluindo-se o pedido da Sra. FernandaFerreira Cortes, advogada regularmente constituída pela empresa Iesa Óleo e Gás, nos seguintestermos:1.7.1. (...);1.7.2. (...);1.7.3.cópia do arquivo, em formato .pdf, referente à planilha elaborada pela unidade técnica para aapuração do sobrepreço no contrato 0800.0057000.10- 2 (Tubovias);1.7.4. vista e cópia das folhas 7/121 do Anexo 9;(...)"NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.1. com fulcronos arts. 31, 32, inciso II, e 34 da Lei nº 8.443/92, c/c os arts. 277, inciso III, e 287 do RegimentoInterno/TCU, conhecer dos embargos de declaração opostos pela Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)contra o Acórdão nº 1.319/2011 - Plenário para, no mérito, acolhê-los parcialmente, com efeitosmodificativos; NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0





Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.4. juntarcópia da presente deliberação aos TCs 003.586/2011-1, 004.025/2011-3, 004.038/2011-8 e004.040/2011-2, autuados por força do item 9.6 do Acórdão nº 3.362/2010 - Plenário, nos quais estãosendo analisadas as audiências determinadas por meio do item 9.1 desse acórdão; NÚMERO DE DIASPARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.5. sobrestaros TCs 003.586/2011-1, 004.025/2011-3, 004.038/2011-8 e 004.040/2011-2 até que se confirme, ounão, neste processo, o sobrepreço apontado pelo TCU por meio do Acórdão nº 3.362/2010 - Plenário;NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: PETRÓLEOBRASILEIRO S.A. - MME: 9.6. dar ciência deste acórdão, acompanhado do relatório e do voto que ofundamentam, à embargante, aos interessados, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos eFiscalização do Congresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, aoDepartamento de Polícia Federal - Superintendência Regional em Pernambuco, ao Ministério Públicoda União e ao Ministério de Minas e Energia. PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: CONGRESSONACIONAL: 9.6. dar ciência deste acórdão, acompanhado do relatório e do voto que o fundamentam,à embargante, aos interessados, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização doCongresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, ao Departamento dePolícia Federal - Superintendência Regional em Pernambuco, ao Ministério Público da União e aoMinistério de Minas e Energia. PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: CONGRESSONACIONAL - Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização: 9.6. dar ciência desteacórdão, acompanhado do relatório e do voto que o fundamentam, à embargante, aos interessados, àComissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional, à Comissãode Minas e Energia da Câmara dos Deputados, ao Departamento de Polícia Federal - SuperintendênciaRegional em Pernambuco, ao Ministério Público da União e ao Ministério de Minas e Energia.PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********





Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: CÂMARA DOSDEPUTADOS (VINCULADOR) - Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados: 9.6. darciência deste acórdão, acompanhado do relatório e do voto que o fundamentam, à embargante, aosinteressados, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do CongressoNacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, ao Departamento de PolíciaFederal - Superintendência Regional em Pernambuco, ao Ministério Público da União e ao Ministériode Minas e Energia. PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: DPF - SUPERINT.REGIONAL/PE - MJ: 9.6. dar ciência deste acórdão, acompanhado do relatório e do voto que ofundamentam, à embargante, aos interessados, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos eFiscalização do Congresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, aoDepartamento de Polícia Federal - Superintendência Regional em Pernambuco, ao Ministério Públicoda União e ao Ministério de Minas e Energia. PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.3. conceder oprazo de 30 (trinta) dias, a contar da ciência da presente deliberação, para que as empresas econsórcios mencionados no item 9.2 do Acórdão nº 3.362/2010 - Plenário se manifestem nestes autos,caso julguem conveniente, acerca do indício de irregularidade "sobrepreço decorrente de preçosexcessivos frente ao mercado", apontado na referida deliberação (valores conforme item 9.4 domencionado acórdão), considerando a possibilidade de terem direitos subjetivos atingidos caso esteTribunal determine à Petrobras, oportunamente, que repactue os respectivos contratos; NÚMERO DEDIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: MINISTÉRIO DEMINAS E ENERGIA (VINCULADOR): 9.6. dar ciência deste acórdão, acompanhado do relatório edo voto que o fundamentam, à embargante, aos interessados, à Comissão Mista de Planos, OrçamentosPúblicos e Fiscalização do Congresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dosDeputados, ao Departamento de Polícia Federal - Superintendência Regional em Pernambuco, aoMinistério Público da União e ao Ministério de Minas e Energia. PRAZO PARA CUMPRIMENTO:*********

Processo: 009.830/2010-3 Deliberação: AC-1.784-27/2011-PL Data: 6/7/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: MINISTÉRIOPÚBLICO DA UNIÃO (VINCULADOR): 9.6. dar ciência deste acórdão, acompanhado do relatório edo voto que o fundamentam, à embargante, aos interessados, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos





Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dosDeputados, ao Departamento de Polícia Federal - Superintendência Regional em Pernambuco, aoMinistério Público da União e ao Ministério de Minas e Energia. PRAZO PARA CUMPRIMENTO:*********

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.5. deferir ospedidos de vistas e de cópias formulados nos autos (fls. 83, 87/88 e 97/98 do Anexo 1, fl. 9 do Anexo15, fl. 30 do Anexo 17 e fl. 10 do Anexo 18), à exceção das cópias de peças classificadas comosigilosas, devendo, para tanto, o Consórcio RNEST-CONEST regularizar sua representaçãoprocessual; NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação de Realização de Fiscalização: UNIDADES INCUMBIDAS: Secretaria de Fiscalizaçãode Obras 3: 9.6. determinar à Secob-3 que avalie, na instrução sobre o mérito do processo, se asalterações realizadas pela Petrobras no "Anexo de Chuvas" (fls. 175/178 do Anexo 14) incorporaramas análises feitas neste processo sobre a irregularidade indicada no subitem 9.3 retro;

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: PETRÓLEOBRASILEIRO S.A. - MME: .7. encaminhar cópia desta deliberação, bem como do relatório e do votoque a fundamentam, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do CongressoNacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, ao Ministério de Minas eEnergia e à Petróleo Brasileiro S/A. PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: MINISTÉRIO DEMINAS E ENERGIA (VINCULADOR): 9.7. encaminhar cópia desta deliberação, bem como dorelatório e do voto que a fundamentam, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos eFiscalização do Congresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, aoMinistério de Minas e Energia e à Petróleo Brasileiro S/A. PRAZO PARA CUMPRIMENTO:*********

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: CÂMARA DOSDEPUTADOS (VINCULADOR) - Comissão de Minas e Energia : 9.7. encaminhar cópia destadeliberação, bem como do relatório e do voto que a fundamentam, à Comissão Mista de Planos,Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia daCâmara dos Deputados, ao Ministério de Minas e Energia e à Petróleo Brasileiro S/A. PRAZO PARACUMPRIMENTO: *********





Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: CONGRESSONACIONAL - Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização: 9.7. encaminhar cópiadesta deliberação, bem como do relatório e do voto que a fundamentam, à Comissão Mista de Planos,Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional, à Comissão de Minas e Energia daCâmara dos Deputados, ao Ministério de Minas e Energia e à Petróleo Brasileiro S/A. PRAZO PARACUMPRIMENTO: *********

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação a Órgão/Entidade: Cientificação a Órgão/Entidade AO ÓRGÃO: PETRÓLEOBRASILEIRO S.A. - MME: 9.4. determinar a oitiva da Petrobras e das seguintes empresas/consórcios,para que, se desejarem, apresentem, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência destadeliberação, manifestação acerca do mérito das análises efetuadas nos autos a respeito do achado deauditoria concernente à adoção de critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto realpretendido ("verba de chuvas"), bem como acerca da medida cautelar objeto do item 9.3 supra: AlusaEngenharia Ltda. (Contrato nº 0800.0045921.08-2 - CAFOR); Consórcio Rnest O. C. Edificações(Contrato nº 0800.0049742.09-2 - Edificações); Consórcio Techint Confab Umsa (Contrato nº0800.0049716.09-2 - Tanques Lote I); Consórcio Tome Alusa Galvão (Contrato nº 0800.0049738.09-2- Tanques Lote II); Consórcio Enfil-Veolia - Rnest (Contrato nº 0800.0049741.09-2 - ETA); ConsórcioCamargo Corrêa - Cnec (Contrato nº 0800.0053457.09-2 - UCR); Consórcio Rnest-Conest (Contratosnºs 0800.0053456.09-2 - UDA e 0800.0055148.09-2 - UHDT/UGH); e Consórcio CII - IpojucaInterligações (Contrato nº 0800.0057000.10-2 - Tubovias); PRAZO PARA CUMPRIMENTO: 15DIAS.

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Determinação a Órgão/Entidade: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MME: 9.3. determinar,cautelarmente, nos termos do art. 276 do Regimento Interno do TCU, à Petróleo Brasileiro S/A(Petrobras) que somente realize pagamentos a título de verba indenizatória de chuvas, descargasatmosféricas e suas consequências, nos Contratos 0800.0045921.08-2 (CAFOR), 0800.0049742.09-2(Edificações), 0800.0049716.09-2 (Tanques - Lote I), 0800.0049738.09-2 (Tanques - Lote II),0800.0049741.09-2 (ETA), 0800.0053457.09-2 (UCR), 0800.0053456.09-2 (UDA), 0800.0055148.09-2 (UHDT/UGH) e 0800.0057000.10-2 (Tubovias), com base nos critérios propostos nas análisesconstantes no relatório e no voto que fundamentaram o Acórdão nº 271/2011 - Plenário e, no quecouber, no Acórdão nº 3.077/2010 - Plenário, adequando a forma de apropriação do tempo parado e oscustos unitários empregados pela hora parada para cada um dos insumos (mão de obra direta, mão deobra indireta associada à direta e equipamentos); PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011





Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: 9.2. emconsequência, considerar prejudicada a apreciação dos embargos de declaração opostos nos autos, bemcomo do pedido de certidão formulado pelo Consórcio Ipojuca Interligações (CII) acerca da suspensãoda determinação contida no subitem 9.2 do Acórdão nº 271/2011 - Plenário; NÚMERO DE DIASPARA ATENDIMENTO: 0

Processo: 009.758/2009-3 Deliberação: AC-2.270-35/2011-PL Data: 24/8/2011Tornar Deliberação Sem Efeito: Tornar sem efeito Deliberação(ões) anterior(es)

Processo: 007.318/2011-1 Deliberação: Despacho do Min. Weder de Oliveira Data: 20/9/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: Determinar àSecob-3 que tome as providências necessárias à criação deprocesso apartado, nos termos da seção III acima, e, a seguir, encaminhe os autos ao meu gabinete paracontinuidade do exame das oitivas propostas pertinentes aos achados 3.1 (sobrepreço decorrentedepreços excessivos frente ao mercado), 3.4 (projeto básico deficiente ou desatualizado),3.5(contrataçãodireta antieconômica) e 3.8 (critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto realpretendido).

Processo: 007.318/2011-1 Deliberação: Despacho do Min. Weder de Oliveira Data: 21/10/2011Diligência a Órgão/Entidade: Refinaria Abreu e Lima S.A.: Nos termos da seção II, itens 6 a 10, dodespacho (peça 130) de 21/9/2011, determino aoitiva da Refinaria Abreu e Lima (Rnest) para que, no prazo de 15 (quinze) dias, manifeste-se arespeito dos indícios de sobrepreço identificados nos subitens abaixo, constantes do item 3.1 dorelatório de auditoria (peça 103), relacionados a preços excessivos comparativamente aos de mercado,no âmbito do contrato nº 0800.0055153.09-2 - Dutos: PRAZO PARA ATENDIMENTO: 15 DIAS.

Processo: 007.318/2011-1 Deliberação: Despacho do Min. Weder de Oliveira Data: 21/10/2011Determinação de Providências Internas ao TCU: Secretaria de Fiscalização de Obras 3: Determino,ainda, que seja o Consórcio Conduto-Egesa chamado para, se desejar,manifestar-se, no prazo de 15 (quinze), sobre os indícios de sobrepreço acima descritos.



Anexo 1

Análise dos Esclarecimentos Preliminares referentes

ao achado 3.1 "Sobrepreço decorrente de preços

excessivos frente ao mercado"

Página 108



8.3 - Anexo 1 - Análise dos Esclarecimentos Preliminares referentes ao achado 3.1



Esclarecimentos da Petrobras

A Petrobras e a RNEST apresentaram, em 25/7/2011, esclarecimentos preliminares acerca do

presente achado.

Em síntese, as estatais alegaram que:

1. Os dutos são fundamentais para o funcionamento da refinaria:

“Como exemplo da importância dessa obra para o funcionamento da Refinaria, podemos citar

os dutos que transportam o petróleo recebido via navio até os tanques de armazenamento

situados no interior da refinaria, matéria prima sem a qual a Unidade não pode iniciar a sua

operação.”

“A partir do que foi dito, resta claro que as obras previstas no contrato de dutos analisado pela

equipe de auditoria no relatório preliminar são indispensáveis para o regular funcionamento do

empreendimento.”

2. Não é correto excluir a faixa de aceitabilidade de 20%, simplesmente comparando o

valor contratado com a estimativa da Petrobras, pois:

a. A Lei do Petróleo permite que a Petrobras tenha um regulamento próprio para

aquisição de bens e serviços, não se aplicando a Lei de Licitações em seus

negócios:

“Preliminarmente, afirma-se a constitucionalidade do artigo 67 da Lei 9.478/97,

em razão de se coadunar perfeitamente ao disposto no artigo 173, II e III da

Constituição da República.”

“Dessa forma, deve-se destacar que a Lei 8.666/93 não é aplicável à

PETROBRAS, que é regida no aspecto da licitação pelo disposto no citado

artigo 67 da lei 9.478/98.”

“Argui-se, ainda, a inconstitucionalidade da aplicação da Lei 8.666/93 em

relação à PETROBRAS, com fundamento no mesmo artigo 173, § 1o, II e III da

CRFB/1988.”

b. A equipe, indevidamente, utilizou como critério de auditoria o art. 40, inciso X,

da Lei de Licitações:

“A Equipe de Fiscalização, por via transversa, pretende a aplicação do artigo 40,

X da Lei 8.666/1993, ao fixar valor máximo para a aceitabilidade das propostas

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com base no preço estimado originalmente, conforme pode-se perceber do

seguinte trecho do relatório:

Desse modo, a equipe fixou o critério de auditoria segundo o qual o

preço máximo que poderia ser contratado na licitação deveria ser o da

estimativa da Petrobras, sem prejuízo das correções que eventualmente se

fizessem necessárias nessa estimativa."

“Ou seja, de forma oblíqua, a Equipe técnica, contrariando as diversas decisões

do STF, tenta aplicar a Lei 8.666/1993 para regular o processo licitatório da

PETROBRAS.”

c. O Decreto que regula a aquisição de bens e serviços pela Petrobras não exige

que se estabeleça preço máximo global, mas, sim, critérios objetivos nos editais:

“Por outro lado, o Decreto 2745/98 não se refere a critério de aceitabilidade de

preço máximo global, mas, sim, a critérios objetivos para fins de julgamento das

propostas, conforme transcrito abaixo:

5.3.1 Na elaboração do edital deverão ser levados em conta, além das condições

e exigências técnicas e econômico-financeiras requeridas para a participação, os

seguintes princípios básicos de licitação:

c) fixação de critérios objetivos para o julgamento da habilitação dos

interessados e para avaliação e classificação das propostas.”

d. A equipe do TCU que fiscalizou a Reduc recentemente admitiu a faixa de

aceitabilidade, com alguns ajustes:

“Por outro lado, o tema também foi analisado no relatório preliminar da REDUC

(FISCOBRAS 2011 - Fiscalização 282/2011) onde foi aceito um "intervalo

esperado de precisão1" com adaptações julgadas pertinentes pela equipe de

auditoria e, mais importante ainda, foi afirmado que o tema está sendo analisado

em processo instaurado para este fim, ainda não julgado.” (em nota de rodapé, a

Petrobras afirma que passará a utilizar a expressão “intervalo esperado de

precisão” em lugar de faixa de aceitabilidade)

e. A equipe de auditoria não poderia utilizar o critério de auditoria porque o TCU

determinou a constituição de processo específico para tratar do tema da faixa de

aceitabilidade:

“Dessa forma, se preliminarmente o próprio Tribunal já decidiu que haverá um

processo específico para tratar do tema, e se em relação aos outros processos o

TCU ainda considera a faixa para fins de verificação da economicidade da

contratação, ainda que de forma mitigada, não há razão para neste processo

específico a equipe técnica desconsiderar o intervalo esperado de precisão para

fins da análise da economicidade da contratação e da estimativa de custos

elaborados pela Companhia.

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Com a devida vênia à equipe técnica, esta postura isolada prejudica bastante a

uniformidade dos trabalhos de auditoria em relação ao sistema PETROBRAS e,

principalmente, prejudica a ampla defesa tendo em vista que este tema é

extremamente complexo do ponto de vista técnico, tanto que o próprio TCU

determinou a abertura de um TC específico para a análise pormenorizada do

tema.”

f. Se afastado esse critério de auditoria, o sobrepreço deixa de ter materialidade, e

a IGP não subsiste:

“No entanto, a equipe técnica antecipa de forma precipitada as conclusões do

processo especifico, tendo em vista que a discussão detalhada que deverá haver

no processo especifico acima mencionado, acaba tendo que ser analisada por via

transversa neste processo específico, tendo em vista que o intervalo de precisão

foi desconsiderado e, mais grave ainda, tal desconsideração foi determinante

para o apontamento do IGP.”

“No entanto, a questão central para a configuração do suposto sobrepreço é a

não aceitação do intervalo esperado de precisão que corresponde a

aproximadamente 20% do percentual alegado pela equipe técnica. Sendo assim,

esta resposta preliminar frente a exigüidade do prazo de 5 (cinco) dias

concentrará seus esforços na demonstração assentada em argumentos técnicos

acerca da viabilidade do intervalo de precisão esperado para as estimativas, pois

caso este argumento seja aceito não haveria materialidade em relação ao suposto

sobrepreço para fins de configuração de IGP (aproximadamente 5,6% sem ajusta

dos valores do TCU).”

g. Em decisão recente, o TCU admitiu expressamente a utilização da faixa de

aceitabilidade:

“Em termos mais precisos, é fundamental citar a recentíssima decisão do

Plenário do TCU que admite expressamente a utilização do intervalo esperado

de precisão e a faculdade (não existe obrigatoriedade) de se estabelecer um

critério de aceitabilidade de preço máximo global, conforme transcrito a seguir:

ACÓRDÃO 1849/2011 - VOTO DO MINSITRO RELATOR

23. Tal fato só se pode atribuir, salvo a hipótese de conluio entre os licitantes,

aos atributos intrínsecos ao empreendimento, de considerável complexidade,

altamente intensivo em projetos, cuja elaboração faz parte do objeto contratual,

e incorporador de novas tecnologias. Sublinhe-se que as propostas oferecidas na

licitação são bastante discrepantes entre si, refletindo possivelmente o risco

inerente ao projeto, decorrente das características citadas. Dadas essas condições

Página 111





excepcionais e o resultado da licitação, penso que se pode admitir a contratação

por valor acima do orçamento básico, considerando-se, ademais, que a Lei

8.666/1993 apenas faculta à administração a fixação de preço global máximo

(art. 40. inciso X). (GRIFOS NOSSOS)”

h. O critério de auditoria contraria resolução do Confea:

“A mesma resolução prevê sua aplicabilidade para as contratações perpetradas

pelas sociedades de economia mista:

Art. 6o - As normas e conceituações constantes desta Resolução deverão ser

aplicadas na contratação das obras e serviços da administração direta e indireta,

das empresas de economia mista e fundações dos Governos Federal, Estadual e

Municipal, assim como das obras e serviços realizados mediante a utilização de

empréstimos ou incentivos fiscais aplicados por banco ou agência financeira

oficiais e os executados para fins de cumprimento de concessão de serviços

públicos de qualquer esfera governamental.

Por fim, o próprio CONFEA prevê de forma expressa um intervalo de precisão

em relação ao custo global das obras com base no projeto básico elaborado,

conforme transcrição abaixo:

Art. 3o - As principais características de um Projeto Básico são:

f) definir as quantidades e os custos de serviços e fornecimentos com precisão

compatível com o tipo e porte da obra, de tal forma a ensejar a determinação do

custo global da obra com precisão de mais ou menos 15% (quinze por cento);”

i. A utilização da faixa de aceitabilidade é largamente utilizada

internacionalmente:

“A prática recomendada RP 17R-97, por sua vez, define elementos importantes

para uma correta compreensão da aplicação da "faixa de variabilidade", como

explicado a seguir:

a) Level of Project Definition: estabelece o nível de definição do

empreendimento. Inclui, em especial, o avanço do projeto de engenharia. De

maneira correlata, o nível de definição do empreendimento define a extensão e

os tipos de informações de entrada disponíveis que poderão ser utilizados nas

estimativas de custos.

b) Expected Accuracy Range: o Intervalo Esperado de Precisão é a

indicação do grau ou do percentual que o resultado final de uma estimativa de

custos ou orçamento poderá variar. Esta precisão deverá estar sempre expressa

em uma variação percentual admitida tendo em perspectiva as especificidades

próprias do processo. Importante salientar, também, que cada segmento

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industrial possui as suas próprias características particulares e que as suas

estimativas deverão estar de acordo com tais características, não podendo existir

generalizações através de reduções incompatíveis com o segmento industrial

analisado.”

“Portanto, a utilização de um intervalo esperado de precisão é largamente

utilizada internacionalmente, sendo considerada uma boa prática de engenharia

que embasa procedimento de elaboração de estimativa de custos e de

contratação para a implementação de unidades industriais complexas e

diferenciadas.”

j. A equipe de auditoria interpretou de forma equivocada a norma internacional

AACE NR 18R-97 - os 20% da faixa de aceitabilidade não têm nada a ver com

reserva de recursos para conclusão do empreendimento:

“No presente processo a Companhia se deparou, mais uma vez, com uma

interpretação da Unidade Técnica do TCU acerca do real conceito sobre o

intervalo de precisão de estimativas que não se coaduna com as práticas

internacionais e não está de acordo com a fundamentação teórica que suporta o

padrão internacional que estabelece o referido intervalo de precisão.”

“Para uma análise concreta do tema, segue a transcrição do relatório preliminar:

O limite superior é justificado com base na norma internacional AACE NR 18R-

97, que foi incorporada aos procedimentos da Petrobras (PG-12 -SL/ECP-001,

Rev.G) de um modo peculiar. De acordo com a norma internacional, uma vez

estimado um projeto em nível Classe 2, o administrador deve reservar um

orçamento até 20% maior para executar o empreendimento, pois, há 90% de

certeza que esse valor será suficiente para executar todo o empreendimento. A

norma da AACE também afirma que a obra pode sair até 15% mais barata que o

estimado. Daí o limite inferior estabelecido pela Petrobras"(grifo nosso).

Em primeira análise, não se depreende de quaisquer das normas internacionais

que "de acordo com a norma internacional, uma vez estimado um projeto em

nível Classe 2, o administrador deve reservar um orçamento até 20% maior para

executar o empreendimento". Esta afirmação não se encontra em qualquer

parágrafo do documento AACEI18R-97 e não reflete a prática recomendada.

Apresenta-se a seguir o que diz a prática recomendada AACE 18R-97 sobre o

assunto. Será reproduzido o trecho em inglês (para evitar possíveis erros de

interpretação) e uma tradução livre em português:

"Expected Accuracy Range: typical variation in low and high ranges after the

application of contingency (...). Typically, this results in a 90% confidence that

the actual cost will fall within the bounds of the low and high ranges".

"Intervalo esperado de precisão: variação típica nas faixas superiores e inferiores

[do custo estimado] depois da aplicação das contingências (...). Tipicamente,

isto resulta em 90% de confiança que os custos reais estarão entre os limites

inferior e superior destas faixas".

Página 113





Então, observa-se que não é correto afirmar à luz das normas internacionais

sobre o tema que o administrador deverá reservar 20% do orçamento, pois esta

afirmação carece totalmente de respaldo técnico ou base nas referidas normas.

Em realidade, a AACE afirma que, ao se optar por uma estimativa Classe 2, será

obtida uma estimativa de custos capaz de conter, em seu intervalo de -15% a

+20%, o custo real do empreendimento ao qual se destina o contrato.

Portanto, o percentual de 20% nada tem a ver com reserva para conclusão do

empreendimento, ou seja, o percentual de 20% indica apenas o limite superior

do intervalo de custos de empreendimentos similares executados no mundo.”

k. As propostas apresentadas dentro da faixa de aceitabilidade são aceitas pelas

demais empresas de petróleo do mundo, pois seus valores são justos e estão de

acordo com a prática desse mercado:

“Em termos práticos, o intervalo esperado de precisão indica que um

empreendimento que tenha propostas para a sua implementação até este limite

terá seu preço compatível com o contratado por todas as demais empresas de

petróleo do mundo.

Vale afirmar, assim, que caso a Companhia queira ser competitiva, como as

melhores empresas de petróleo do mundo, a Companhia deverá aceitar a

proposta porque ela será justa e estará de acordo com o praticado no mercado de

construção de unidades similares às analisadas pela Unidade Técnica.”

“Portanto, as práticas internacionais de contratação de grande porte e estimativa

de custos para a implantação de unidades industriais afirmam tão somente que é

esperado um desvio para a contratação de unidades industriais complexas ao

redor do mundo que possui grande probabilidade (90%) de se situar na margem

de desvio esperado (-20% + 30%) fato este que não inviabiliza que em uma

menor proporção estatística (10%) existam preços justos que desviem dessa

margem.”

l. A equipe de auditoria confundiu contingência com faixa de aceitabilidade:

“Para analisar a hipótese apresentada pela Unidade Técnica é importante

transcrever outro trecho da AACE 18R-97, que esta na nota da tabela

apresentada no referido documento e que apresenta os intervalos de precisão de

cada uma das classes de estimativa:

The +/- value represents typical percentage variation of actual costs from the

cost estimate after application of contingency (...) for given scope.

O valor +/- representa a variação percentual típica do custo real em relação ao

custo estimado depois da aplicação da contingência para dado escopo.

Página 114





Portanto, observa-se que Unidade Técnica, em seu Relatório parcialmente

transcrito aqui, confunde "intervalo esperado de precisão da estimativa" com

"contingência". De acordo com a prática internacional, estimam-se os custos,

incluem-se as contingências e, em seguida, aplica-se o percentual

correspondente ao intervalo de precisão para se determinar o intervalo de custos

praticados por 90% do mercado construtor de empreendimentos. Assim, não é

correto afirmar que adotar os referidos 20% corresponderia a eliminar os riscos,

pelo simples fato que, conforme demonstrado acima aplica-se tal percentual

sobre o custo estimado depois da aplicação da contingência.

"A contingência é um fator a ser considerado em todas as estimativas como um

percentual capaz de fazer frente às diversas possibilidades que podem ocorrer

durante a implementação do empreendimento e não guardam relação de

necessariedade com a precisão das estimativas."

m. A faixa de aceitabilidade não tem qualquer relação com possíveis riscos ou com

aditivos:

“Ademais, a contingência é um fator alocado na estimativa que impacta

diretamente o valor final estimado pela Contratante como o preço justo

paradigma para a implementação do empreendimento, porém esta afirmação não

significa que apenas um preço é justo e que deve ser o patamar máximo, mas,

sim que com base na estimativa inicial irão existir, dentro da faixa, um conjunto

de preços ofertados que podem ser considerados justos e, portanto, de acordo

com as referências e preços "de mercado".

O intervalo de precisão não tem relação com possíveis riscos assumidos pelo

construtor bem como não se destina a calcular qualquer reserva para cobrir

futuros aditivos contratuais conforme sugerido pela Unidade Técnica. Além

disso, deve-se observar que, de acordo com a prática em análise, os percentuais -

15% e +20% deverão ser aplicados depois de considerada a contingência para

dado escopo.”

O intervalo de precisão não se destina a compensar custos adicionais decorrentes

de futuros aditivos. Pelo contrário, o intervalo de precisão só se aplica para a

estimativa de um "dado escopo" ("given scope"), isto é, ao escopo original do

empreendimento.

Em consequência, reduzir as contingências ou riscos (pela consideração de

percentual de risco no BDI, pela consideração de taxa de improdutividade de

mão de obra, pela existência das cláusulas contratuais citadas pela Unidade

Técnica no item 11.1.2 do Relatório Preliminar, pela contratação de seguros ou

por qualquer outra forma) em nada afeta o nível de precisão das estimativas as

quais, dependem, fundamentalmente, do grau de maturidade do

empreendimento.

Página 115





A PETROBRAS já se pronunciou sobre questões relativas ao intervalo de

precisão de estimativas em sua defesa apresentada no processo TC

009.830/2010, TC 009.834/2010. Com base no trabalho apresentado naquelas

oportunidades e no acima exposto, registre-se:

(...)

d. isto é, a redução de riscos apenas diminui a parcela de contingência que deve

ser incluída em toda estimativa de custos;

e. ainda de acordo com a metodologia aplicada pela PETROBRAS, o Intervalo

de Precisão Esperado deve ser aplicado à estimativa de custos após a inclusão

das contingências; em resumo, o efeito da existência de „redutores de riscos‟ em

nada interfere na intervalo de precisão da estimativa de custos sendo capaz,

somente, de reduzir o valor total da estimativa de custos sobre a qual se

aplicarão os percentuais que definem o intervalo de precisão.”

3. As referências de preço utilizadas pela equipe de auditoria merecem reparos:

a. Os preços de referência para equipamentos deveriam ser os do Sicro e não os do

Sinapi:

“Por exemplo, em função das características próprias das obras de duto, o

parâmetro para a análise de equipamentos deveria ser o SICRO, no entanto a

equipe técnica optou pela composição das referências com base no SINAPI.”

b. A equipe buscou o preço errado para salário de engenheiro, utilizando o valor de

trainee:

“Outro exemplo de grande relevância é a questão da referência para mão-de-

obra indireta, onde a equipe técnica estabeleceu como o parâmetro justo e

consequentemente como o preço de mercado para salários de engenheiros a

referência aplicável a "trainees".”

c. A análise da equipe é prematura, pois as obras estão no início – futuramente,

serão necessários trabalhos noturnos, inclusive horas extras noturnas:

“Por fim, a análise da equipe técnica se baseou exclusivamente em um período

inicial da obra, ou seja, a amostragem feita pelo TCU é de um período em que as

obras de montagem industrial (áreas de scrapers, tubovias aéreas, instalações nos

píeres) ainda não foram iniciadas.

Contudo, esta análise precisa necessariamente levar em consideração todo o

período, pois durante a execução da obra existirá trabalho noturno, fato que

Página 116





impactará diretamente na hora paga ao trabalhador em virtude da ocorrência de

trabalho noturno e também da possibilidade de horas extras realizadas no

período da noite, fatos que devem necessariamente ser levados em consideração

para a elaboração da estimativa de custos.”

4. Ao final, a Petrobras solicitou novo prazo para explicação adicional, caso os

esclarecimentos preliminares não fossem suficientes para dirimir de vez as dúvidas.

Página 117





Análise dos Esclarecimentos

A seguir são apresentadas análises de cada um dos argumentos apresentados pela Petrobras e

pela RNEST em seus esclarecimentos preliminares.

ARGUMENTO 1: Os dutos são fundamentais para o funcionamento da refinaria:

ANÁLISE

Os dutos que trazem petróleo do porto e levam produtos aos navios são tão importantes quanto

os tanques que armazenam a matéria prima e os produtos. Se as obras dos dutos não podem ser

paralisadas, o mesmo raciocínio deveria ser aplicado aos tanques. Levando adiante esse

raciocínio, também não poderiam ser paralisadas as unidades que destilam o petróleo, as que

geram energia para a refinaria, os prédios de onde os supervisores comandam toda operação

etc. Ou seja, em se admitindo tal argumento, as regras de fiscalização fixadas pela LDO teriam

pouca eficácia em empreendimentos da Petrobras.

Em 2010, o TCU classificou como IGP irregularidades encontradas em obras igualmente

importantes da RNEST: UHDT/UGH; tubovias; UCR e UDA.

ARGUMENTO 2: Não é correto excluir a faixa de aceitabilidade de 20%, simplesmente

comparando o valor contratado com a estimativa da Petrobras.

A análise desse argumento será apresentada de forma fragmentada, tal como os esclarecimentos

foram resumidos no item anterior (em 12 subitens).

ARGUMENTO 2a: A Lei do Petróleo permite que a Petrobras tenha um regulamento próprio

para aquisição de bens e serviços, não se aplicando a Lei de Licitações em seus negócios:

ANÁLISE

A equipe de auditoria não se manifestou contra o fato de a Petrobras ter um regulamento

próprio. O critério utilizado na auditoria foi construído a partir da mesma norma internacional

que a Petrobras utiliza em sua defesa.

ARGUMENTO 2b: A equipe, indevidamente, utilizou como critério de auditoria o art. 40,

inciso X, da Lei de Licitações:

ANÁLISE

Página 118





A equipe de auditoria não utilizou a Lei de Licitações como critério de avaliação dos preços

contratados pela Petrobras. Não há qualquer menção direta ou indireta a essa lei no achado de

auditoria. O critério utilizado na auditoria foi construído a partir da mesma norma internacional

que a Petrobras utiliza em sua defesa.

ARGUMENTO 2c: O Decreto que regula a aquisição de bens e serviços pela Petrobras não

exige que se estabeleça preço máximo global, mas, sim, critérios objetivos nos editais:

ANÁLISE

A equipe não afirmou em qualquer momento que o Decreto 2.745/98 não deveria ser aplicado.

Ocorre, no entanto, que os critérios objetivos estabelecidos nos certames não podem gerar

prejuízo à empresa.

O procedimento de se atribuir automaticamente uma margem de aceitabilidade (independente

das cláusulas previstas na minuta do contrato) equivale a tabelar um sobrepreço admissível.

A ideia de que o Decreto autoriza tal prática não pode prosperar, pois não há nem pode haver

lei ou ato normativo que se sobreponha ao Princípio da Economicidade.

Nesse sentido, vale transcrever trecho do voto do Exmo Ministro Raimundo Carreiro, que

conduziu o Acórdão 1.894/2011-P:

“14. (...) Manifesto a minha concordância com esse pensamento: este Tribunal pode,

eventualmente, admitir preços de determinados itens acima dos referenciais de preços oficiais

em situações comprovadamente justificadas; jamais estabeleceu um limite "tolerável" de

sobrepreço global em um determinado empreendimento.”

ARGUMENTO 2d: A equipe do TCU que fiscalizou a Reduc recentemente admitiu a faixa de

aceitabilidade, com alguns ajustes.

ANÁLISE

Em face da independência dos auditores, é possível que em casos complexos haja divergência

entre relatórios de fiscalização, assim como é possível que decisões conflitantes do TCU ou de

quaisquer órgãos judicantes tenham que ser enfrentadas em incidentes de uniformização.

Mas esse não é o caso.

No caso da Reduc, a equipe de auditoria só expurgou a faixa de aceitabilidade dos bens

tagueados e daqueles de quantidade determinada, admitindo-a para os demais serviços, porque

entendeu que o contrato só admitia aditivos de quantidade para esses itens. O contrato era de

Página 119





empreitada por preço global e, se fosse necessário realizar outros serviços não descritos no

edital, a contratada deveria arcar com tais custos.

No caso em tela, o contrato de dutos é de empreitada por preço unitário, e, conforme explicado

no relatório, a Petrobras se comprometeu contratualmente a arcar com toda e qualquer despesa

adicional.

Ou seja, o critério de auditoria é o mesmo. O caso concreto é que é diferente.

ARGUMENTO 2e: A equipe de auditoria não poderia utilizar o critério de auditoria porque o

TCU determinou a constituição de processo específico para tratar do tema da faixa de

aceitabilidade.

ANÁLISE

O fato de haver processo para tratar de uma questão teórica não faz litispendência. Pode,

eventualmente, justificar a suspensão da execução de uma decisão, mas não retira o poder geral

de cautela do órgão judicante, nem interrompe ou suspende o curso normal de um processo se

não houver decisão interlocutória nesse sentido ou lei que assim determine.

O processo a que se refere a Petrobras tratará da questão de forma ampla, prevendo o máximo

de casos hipotéticos quanto possível. Não pode o TCU quedar-se inerte enquanto esse processo

não se resolve.

Vale ressaltar que o único amparo normativo que a Petrobras traz em seu favor é o item do

Decreto que estabelece a necessidade de critérios objetivos, sem mencionar preço máximo.

Entre ser silente em relação ao preço máximo e admitir contratação por preço 20% superior ao

estimado há uma grande distância.

Logo, não é razoável afirmar que a equipe deveria deixar de apurar o sobrepreço porque existe

um processo que, futuramente, estabelecerá contornos mais definidos para a questão.

ARGUMENTO 2f: Se afastado esse critério de auditoria, o sobrepreço deixa de ter

materialidade, e a IGP não subsiste.

ANÁLISE

Na verdade, mesmo afastando a faixa de aceitabilidade apenas dos bens tagueados, de

quantidade determinada e constantes da planilha de preços unitários, como o TCU vem fazendo

na fiscalização de contratos de empreitada por preço global (ver, por exemplo, fiscalizações de

2010 na RNEST), restaria sobrepreço de R$ 78.061.644,14, que corresponde a 12,2% do

contrato e não modifica a classificação do achado.

Página 120





ARGUMENTO 2g: Em decisão recente, o TCU admitiu expressamente a utilização da faixa de

aceitabilidade.

ANÁLISE

Primeiro, há que se sublinhar que o TCU não admitiu expressamente a utilização da faixa de

aceitabilidade. A parte dispositiva do Acórdão não cuida dessa questão.

Segundo, o Ministro Relator, na verdade, estranhou a prática da Petrobras, como se vê na linha

imediatamente anterior ao trecho transcrito pela empresa:

“Na verdade, o que me parece de mais notório no processo de negociação foi a aceitação pela

Petrobras de proposta global superior em quase 20% à nova estimativa feita pela

administração.”

Lendo todo o Acórdão, constata-se que não houve discussão mais profunda sobre a

aplicabilidade da faixa e que o contrato analisado era em regime de empreitada por preço

global.

No mais, verifica-se que o caso descrito no Acórdão 1.849/2011-P tem algumas semelhanças

com o caso dos dutos da RNEST. Infelizmente, no entanto, essas semelhanças estão nas

deficiências do processo de aquisição: propostas muito díspares e elevadas; desclassificação de

todas propostas; abertura de processo de negociação; contratação por valor muito acima do

estimado.

ARGUMENTO 2h: O critério de auditoria contraria resolução do Confea.

ANÁLISE

O fato de a Petrobras trazer esse argumento causa estranheza por militar contra a regra da

Petrobras e em favor do critério de auditoria utilizado.

Primeiro, a Petrobras defende a aplicabilidade da Resolução 361/91, transcrevendo o art. 6º

dessa norma. Em seguida, menciona o art. 3º, alínea “f”, que estabelece regra mais rigorosa

para a acurácia das estimativas de custos: em vez de 20%, a precisão do projeto deve ser de até

15%.

Ademais, lendo a alínea “f” do art. 3º, vê-se que a norma nacional estabelece que o custo

“global” da obra deve-se limitar ao que estimou o engenheiro de custos no projeto básico mais

15%:

“Art. 3º - As principais características de um projeto básico são:

(...)

Página 121





f) definir as quantidades e os custos de serviços e fornecimentos com precisão compatível com

o tipo e porte da obra de tal forma a ensejar a determinação do custo GLOBAL da obra com

precisão de mais ou menos 15% (quinze por cento);” (destacamos)

Ou seja, de acordo com o Confea, sendo o projeto básico e a estimativa adequadas, e em se

contratando pelo preço estimado, os aditivos eventualmente necessários não devem ultrapassar

15%.

A Petrobras entra em contradição com sua tese central ao afirmar, com base na Resolução, que

“o projeto básico deve definir as quantidades e os custos de serviços de tal forma a ensejar a

determinação do custo GLOBAL da obra com precisão de + 15% até -15%”.

Por custo global da obra deve-se entender o custo inicial do contrato principal mais os aditivos

e os contratos secundários que eventualmente se fizerem necessários. Se não for assim, não é

global.

“Ademais, também conforme acima mencionado o art. 3º da referida resolução é definido o

projeto básico segundo a ótica do CONFEA e, sobretudo, este artigo ainda estabelece que o

projeto básico deve definir as quantidades e os custos de serviços e fornecimentos com precisão

compatível com o tipo e porte da obra, de tal forma a ensejar a determinação do custo

GLOBAL da obra com precisão de + 15% até -15%.” (pp. 12-13, destacamos)

ARGUMENTO 2i: A utilização da faixa de aceitabilidade é largamente utilizada

internacionalmente.

ANÁLISE

O que a entidade internacional (AACE) reconhece e, aliás, recomenda é que se considere na

utilização das estimativas de custos que existe 90% de probabilidade de que o custo real da

obra se situará na faixa de -15% a +20% do valor estimado:

“Intervalo esperado de precisão: variação típica nas faixas superiores e inferiores [do custo

estimado] depois da aplicação das contingências (...). Tipicamente, isto resulta em 90% de

confiança que os custos REAIS estarão entre os limites inferior e superior destas faixas.”

(tradução da Petrobras, destaque nosso)

ARGUMENTO 2j: A equipe de auditoria interpretou de forma equivocada a norma

internacional AACE NR 18R-97 - os 20% da faixa de aceitabilidade não têm nada a ver com

reserva de recursos para conclusão do empreendimento.

ANÁLISE

Como qualquer norma de engenharia de custos que define margem de precisão de estimativa ou

avaliação, a norma mencionada pela Petrobras, também utilizada pela equipe para fundamentar

Página 122





o critério de auditoria, foi editada com o fito de esclarecer em que medida é verdadeiro o preço

estipulado pelo engenheiro de custos. No caso em tela, a norma afirma um nível de confiança

de 90% para a faixa estipulada de -15% a +20%.

Exemplificando, um administrador poderia demandar contra um engenheiro de custos por tê-lo

induzido a investir pensando que os custos da obra seriam, por exemplo, de R$ 100mil, mas

que, ao final, custou-lhe R$ 120mil. Felizmente, no entanto, a norma protege o engenheiro de

custos, deixando claro que a faixa de -15% a +20% engloba 90% dos custos finais prováveis da

obra. Ou seja, a estimativa do engenheiro está no limite previsto pela norma internacional, e

não se pode argüir imperícia do profissional.

Só se o custo final ultrapassasse a faixa prevista em norma é que o engenheiro poderia ter

obrigação de ressarcir os prejuízos de quem contratou seus serviços. Para evitar a obrigação de

reparar o dano, o engenheiro deve demonstrar a ocorrência de caso fortuito ou, como último

esforço, poderia o engenheiro alegar que, de acordo com a norma, em 10% dos casos a

estimativa está errada mesmo tendo o profissional sido diligente em seu trabalho.

Em hipótese alguma a norma admite que o engenheiro estime um empreendimento em R$

100mil, e a obra tenha custo final de R$ 150 mil (50% a mais) em 90% dos casos, como a

Petrobras busca convencer.

Quanto à reserva de recursos para conclusão do empreendimento, de fato a norma de custos não

menciona esse assunto. Aliás, nem deveria, pois essa preocupação deve ser de quem vai

contratar a obra. Quem determina que o dono da obra deve reservar um orçamento até 20%

superior ao valor estimado são as regras da boa administração, pois, se faltarem recursos ao fim

da obra, o prejuízo é grande. Considerando os graus de precisão previstos na norma da AACE,

reservando 20% de recursos extras, é pequena a probabilidade de o orçamento acabar antes da

obra:

"É importante não confundir Contingência com Grau de Precisão.

Foi visto o modo como são calculados estes dois elementos. A Contingência é uma conta que

faz parte do valor calculado da estimativa, isto é, do valor que será objeto de controle do

projeto. Já o grau de precisão apenas fornece informações para a COMPOSIÇÃO DAS

RESERVAS ESTRATÉGICAS que a empresa investidora, proprietária do empreendimento

terá que fazer." (Spranger, M., Conforto, S. "Estimativas de Custos de Investimentos para

Empreendimentos industriais". Rio de Janeiro: Taba, 2ed., p. 283)

ARGUMENTO 2k: As propostas apresentadas dentro da faixa de aceitabilidade são aceitas

pelas demais empresas de petróleo do mundo, pois seus valores são justos e estão de acordo

com a prática desse mercado:

ANÁLISE

A Petrobras não trouxe nenhum exemplo de obra realizada por empresa de renome que tenha

sido estimada num valor e realizada por valor 50% superior. É pouco provável que encontre

Página 123





caso em que isso tenha acontecido em condições normais e sem erro do estimador. Ainda que

encontre, não se pode admitir como regra que tal fato aconteça, ou seja, 25% de aditivos em

contratações com valores 20% superiores à estimativa não pode ser a regra. Mesmo na área do

petróleo, poucos estudos de viabilidade admitem essa variação no custo de investimentos.

Vale ressaltar que auditoria recente do TCU revelou por meio de estudo estatístico que, na

Petrobras, o aumento de valor dos contratos após o início das obras é a regra. A exceção (5%) é

o contrato manter o valor original. Em média, os contratos elevam-se 19%; e um quinto sofre

aditivos que superam os 25% previstos no Decreto:

“Os resultados dos exames realizados podem ser sintetizados da seguinte forma:

(...)

d) quase a totalidade dos contratos foi objeto de aditivos de valor (95%) e de prazo (também

95%), sendo o valor médio aditivado de 19% no valor e de 80% no prazo;

e) 21% dos contratos sofreram acréscimos de valor acima do limite de 25% (máximo

estabelecido no Decreto n° 2.745/1998) e 60% dos contratos foram aditivados com acréscimos

de valor superior a 10% (referência máxima para falhas de projeto estabelecida pela LDO 2011

- art. 127, §6°, inciso III);” (TC 18.898/2010-6)

ARGUMENTO 2l: A equipe de auditoria confundiu contingência com faixa de aceitabilidade.

ANÁLISE

A equipe não confundiu contingência com faixa de aceitabilidade. Como se pode ver na

descrição do achado, a equipe admitiu enormes percentuais de contingência e, só depois de

analisar as cláusulas do contrato, aplicou o critério de afastar a faixa de aceitabilidade.

ARGUMENTO 2m: A faixa de aceitabilidade não tem qualquer relação com possíveis riscos

ou com aditivos.

ANÁLISE

Esse argumento está no cerne do erro de interpretação que a Petrobras vem cometendo. Como

se vê nas normas nacionais e internacionais, a margem de erro definida (Confea: -15% a +15%;

AACE: -15% a +20%) diz respeito à diferença entre o valor estimado e o custo GLOBAL da

obra. Na norma internacional, o termo utilizado é custo REAL da obra ou resultado FINAL:

“Art. 3º - As principais características de um Projeto Básico são:

f) definir as quantidades e os custos de serviços e fornecimentos com precisão compatível com

o tipo e porte da obra, de tal forma a ensejar a determinação do custo global da obra com

precisão de mais ou menos 15% (quinze por cento);” (Res. Confea 361/91)

“Expected Accuracy Range: o Intervalo Esperado de Precisão é a indicação do grau ou do

percentual que o resultado FINAL de uma estimativa de custos ou orçamento poderá variar.”

(RP 17R-97, tradução da Petrobras)

Página 124





“O valor +/- representa a variação percentual típica do custo REAL em relação ao custo

estimado depois da aplicação da contingência para dado escopo.” (RP 18R-97)

Não há norma que afirme que o valor inicial do contrato pode ser 20% superior ao valor

estimado e que seria razoável desembolsar, posteriormente, mais 25% para terminar a obra.

Vale lembrar que o histórico de contratações da Petrobras mostra que mais de 95% de seus

contratos sofrem aditivos que elevam o valor inicialmente contratado. A referida auditoria no

sistema de custos concluiu, também, que os valores finais dos contratos da Petrobras são, em

MÉDIA, 35% superiores às estimativas (Dados levantados no âmbito do TC 18.898/2010-6 -

auditoria no sistema de custos). Parece claro que esse índice não atende às práticas

recomendadas pela AACE.

Seria normal que cerca de 5% dos contratos extrapolassem o limite de 20% que define o

intervalo de 90% de confiança na estimativa, mas a MÉDIA dos custos reais de todos os

contratos analisados jamais poderia ser 35% maior que as estimativas.

ARGUMENTO 3: As referências de preço utilizadas pela equipe de auditoria merecem reparos:

A análise desse argumento será apresentada de forma fragmentada, tal como os esclarecimentos

foram resumidos no item anterior (em 3 subitens).

ARGUMENTO 3a: Os preços de referência para equipamentos deveriam ser os do Sicro e não

os do Sinapi:

ANÁLISE

O critério de auditoria descrito no achado é o seguinte:

“II.2.1 – Critérios de correção da estimativa da Petrobras

II.2.1.1 - Equipamentos de construção e montagem, inclusive veículos

(a) Sobrepreço encontrado: R$ 12.877.097,42.

(b) Critério(s): (1) se o equipamento é destinado a obras de construção civil ou terraplenagem

em áreas urbanas, Sinapi; (2) se o equipamento é destinado a obras de terraplenagem em áreas

sem restrição de acesso, Sicro; (3) se o equipamento é destinado a obras de montagem

industrial, Abemi.”

ARGUMENTO 3b: A equipe buscou o preço errado para salário de engenheiro, utilizando o

valor de trainee:

ANÁLISE

Página 125





Revendo a planilha, a equipe constatou que de fato a fórmula que calcula a média de salário de

engenheiro de planejamento e de engenheiro de suprimento leva em consideração o salário de

um trainee. Ocorre, no entanto, que o salário desse trainee é igual ao do engenheiro que consta

da mesma folha de pagamento.

Visando à correção, a equipe refez a planilha e adotou como valores de referência para o salário

de engenheiro de planejamento e de engenheiro de suprimento (não localizados nas folhas de

pagamento de 2010 até o mês agosto), por conservadorismo, os valores apurados,

respectivamente, para o cargo de coordenador de planejamento e para o de coordenador de

suprimento (cargos com maiores salários). Vale registrar que não foram encontradas outras

falhas nas demais categorias.

Após os acertos acima descritos, o sobrepreço diminuiu 0,08%, caindo de R$ 124.299.029,23

(24,11% do valor do contrato), para R$ 123.981.036,29 (24,03% do valor do contrato).

ARGUMENTO 3c: A análise da equipe é prematura, pois as obras estão no início –

futuramente, serão necessários trabalhos noturnos, inclusive horas extras noturnas:

ANÁLISE

A equipe não glosou horas noturnas.

ARGUMENTO 4: Ao final, a Petrobras solicita novo prazo para explicação adicional, caso os

esclarecimentos preliminares não sejam suficientes para dirimir de vez as dúvidas.

Se acatada a proposta da equipe, a Petrobras poderá prestar esclarecimentos adicionais em sua

oitiva.

Página 126





ANEXO 2

ANÁLISE JUSTIFICATIVAS

TARIFA SUAPE

Página 127



8.4 - ANEXO 2 - Análise justificativas Tarifa Suape



I – PORTOS PÚBLICOS COM REPRESENTATIVIDADE NA MOVIMENTAÇÃO DE GRANÉIS

LÍQUIDOS

1) Com relação ao alegado valor baixo da tarifa de Suape e ao fato de ela estar congelada desde 2000,

verifica-se que a amostra de tarifas apresentada pela Petrobras contempla poucos portos públicos com

movimento significativo de granéis líquidos, de forma que as conclusões apresentadas têm pouca

significância. Nessa amostra, dos 15 portos relacionados, apenas 7 deles apresentam movimento

significativo de granéis líquidos, acima de 90.000 toneladas/mês.

2) Essa amostra de portos com movimento significativo de granéis líquidos, composta por sete portos,

com dados extraídos de tabelas da ANTAQ (evidências EV1.5 a EV1.9), apresentada na Planilha –

Portos Públicos – Movimento de Granéis Líquidos, aponta uma realidade diferente da mostrada

pela Petrobras. Nessa planilha, verifica-se que apenas dois portos apresentam, atualmente,

movimentação superior à de Suape (Santos e Itaqui) e pelo menos dois praticam tarifa inferior à de

Suape (Santos e Maceió).

II – MOVIMENTAÇÃO DE GRANÉIS LÍQUIDOS NO PORTO DE SUAPE

3) No caso específico do porto de Suape, sua movimentação atual de 386.609,80 toneladas/mês será

substancialmente acrescida com a entrada em funcionamento da Refinaria, cujo movimento estimado

pela Petrobras é de 485.469.257,00 toneladas no prazo de 25 anos, equivalentes a 19.418.770,28

toneladas/ano e 1.618.230,86 toneladas/mês.

II.1 – DESCONSIDERAÇÃO DA REDUÇÃO DA MOVIMENTAÇÃO DE DIESEL PROVENIENTE

DE OUTRAS LOCALIDADES

4) No modelo de avaliação econômico-financeiro utilizado pela equipe de auditoria para a análise do

adiantamento de tarifa, elaborado considerando o processamento de 200.000 bpd, foi prevista uma

movimentação mensal de diesel no porto de 532.113,40 toneladas/mês e uma produção diária de

22.400 m3, equivalente a 569.856,00 toneladas/mês, o que nos permite estimar que 37.742,60

toneladas/mês seriam destinadas para o consumo local substituindo diesel proveniente de outras

localidades via porto de Suape, diminuindo a quantidade hoje movimentada.

5) No entanto, a estrada em funcionamento de outras indústrias, a exemplo da Citepe, que movimentará

até 20.000 toneladas/mês de MEG no PGL-01, poderá compensar a redução de movimentação de

carga mencionada no item anterior, razão pela qual não a consideraremos nesta análise.

II.2 – MOVIMENTAÇÃO DE CARGAS DA REFINARIA

6) A movimentação de carga após a entrada em funcionamento da Refinaria deverá atingir o montante

de 2.004.840,66 toneladas/mês, das quais 386.609,80 toneladas/mês já estão sendo movimentadas

atualmente e 1.618.230,86 toneladas/mês deverão ser acrescidas pela movimentação da Refinaria

(ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de Suape, ao final do item 3.2.2 do relatório).

Página 128





7) Do montante de carga movimentada pela Refinaria (1.618.230,86 toneladas/mês), 65% (1.051.850,06

toneladas/mês) serão destinados à amortização do empréstimo concedido pela Petrobras a título de

adiantamento de tarifa, e 35% (566.380,80 toneladas/mês) serão livremente faturados por Suape, pela

tarifa vigente na época.

II.3 – MOVIMENTAÇÃO DE CARGAS COMPROMETIDAS COM EMPRÉSTIMO DE

RESPONSABILIDADE DO GOVERNO DE PERNAMBUCO

8) É importante ressaltar que parte do empréstimo concedido pela Petrobras se destina à execução de

obras que, em tese, são de responsabilidade do Governo de Pernambuco e não de Suape, caso das

rodovias Express Way (R$ 144.710.412,87) e PE-60 (R$ 39.861.498,40). Para suportar estas parcelas

da operação foram comprometidas 328.149,07 toneladas/mês e 90.390,96 toneladas/mês,

respectivamente, totalizando 418.540,04 toneladas/mês de movimentação de carga da Refinaria (ver

Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de Suape, ao final do item 3.2.2 do relatório).

III – RECEITAS DE SUAPE COM MOVIMENTAÇÃO DE GRANÉIS LÍQUIDOS

III.1 – RECEITA ATUAL

9) Se considerarmos o movimento atual do porto de Suape e a tarifa média de R$ 3,98/tonelada, a

receita mensal atual com granéis líquidos pode ser estimada em R$ 1.539.944,16, da qual R$

1.006.422,63 refere-se à aplicação das Tabelas 1 e 2 e R$ 533.521,52 da Tabela 3 (ver Planilha 2 -

Análise da Tarifa Portuária de Suape, ao final do item 3.2.2 do relatório).

III.2 – RECEITA ACRESCIDA PELAS CARGAS DA REFINARIA

10) Mantendo-se a tarifa portuária atualmente praticada, a receita mensal de Suape para setor de granéis

líquidos aumentaria de R$ 1.539.944,16 para R$ 7.985.681,30 após a entrada em funcionamento da

Refinaria, uma elevação de 419% (ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de Suape).

11) Entretanto, parte da receita seria destinada à amortização do empréstimo concedido pela Petrobras, de

forma que a parcela disponível para Suape utilizar em custeio e/ou investimento seria de R$

3.795.952,16, o que corresponde a um aumento de 146% com relação à receita hoje aferida por

Suape (R$ 1.539.944,16) (ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de Suape).

12) Acrescentando-se a esta última a parcela de movimentação de carga da Refinaria contingenciada para

o pagamento do empréstimo que deveria ter sido contraído pelo Governo do Pernambuco e não por

Suape (R$ 1.667.128,68), a receita mensal disponível seria de R$ 5.463.080,84, o que corresponde a

um acréscimo de 255% com relação à receita atual (ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de

Suape).

III.3 – NÃO APLICAÇÃO DA TABELA 3 DE SUAPE

Página 129





13) Desconsiderando-se a aplicação da Tabela 3 de Suape, referente à utilização da infraestrutura

terrestre, as receitas referidas nos itens imediatamente anteriores seriam de R$ 2.480.825,13 e R$

3.570.368,56, respectivamente, o que ainda corresponde a acréscimos de 61% e 132% com relação

à receita atual (ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de Suape).

IV – COMPARATIVO DA MOVIMENTAÇÃO DE GRANÉIS LÍQUIDOS DE SUAPE COM SANTOS

– TERMINAL DE ALAMOA

14) É importante registrar que a movimentação bruta de granéis líquidos de Suape após a entrada em

funcionamento da Refinaria (2.004.840,66 toneladas/mês) deverá ser mais do que o dobro da

movimentação atual do porto de Santos (961.958,20 toneladas/mês) e que a parcela não

comprometida com o empréstimo da Petrobras corresponde, na prática, ao movimento atual deste

porto. Além disso, acrescentando-se a esta última a movimentação comprometida com empréstimos

de responsabilidade do Governo de Pernambuco, o movimento de Suape será 43% superior ao atual

do porto de Santos (ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de Suape).

15) Dessa forma, considera-se que, para efeito da definição do modelo a ser proposto para as tarifas

portuárias a serem cobradas pela movimentação de granéis líquidos em Suape, após a entrada em

funcionamento da Refinaria, o porto de Santos pode ser considerado um paradigma, no mínimo,

conservador.

V – COMPARATIVO DAS TARIFAS PORTUÁRIAS DE SUAPE E DE SANTOS – GRANÉIS

LÍQUIDOS

V.1 – TARIFAS PRATICADAS NO PORTO DE SANTOS – TERMINAL DE ALAMOA

16) No porto de Santos, Terminal de Alamoa, a estrutura tarifária para granéis líquidos é a seguinte:

a) Tabela I – Utilização da Infraestrutura Portuária – remunera a utilização das infraestruturas de

acesso aquaviário, de acostagem e da faixa de cais, e é composta por duas parcelas:

- em função do movimento realizado pela embarcação (por tonelada): R$ 2,57

- por metro linear de cais ocupado por embarcação atracada e por período de 6 horas ou fração:

R$7,24 no Terminal de Alamoa;

b) Tabela II – Utilização da Infraestrutura Terrestre – remunera a utilização da infraestrutura

terrestre, mantida pela Administração do Porto, que os requisitantes e / ou arrendatários encontram

para acesso e execução de suas operações no porto: no caso específico de movimentação de

granéis líquidos no Terminal de Alamoa é composta de apenas uma parcela (item 1.3 – b.1) e o

seu valor é de R$ 11.048,26 por período de 6 horas e por berço de atracação.

V.2 – INFRAESTRUTURA MARÍTIMA – EQUIVALÊNCIA DE TARIFAS

Página 130





17) A Tabela I do porto de Santos corresponde às Tabelas 1 e 2 do porto de Suape, pois remunera o porto

pela disponibilização do canal de acesso e do píer. No que se refere aos valores cobrados dos

operadores, a semelhança também é grande, como se vê nos exemplos abaixo:

a) para um navio Suezmax (Petroleiro) de 150.000 TPB, a diferença entre as tarifas é de apenas

1,38%:

- Santos: 2,57*150.000 + 7,24*275*(30/6) = 395.455,00

- Suape : 2,59*150.000 + 0,19*275*30 = 390.067,50

b) para um navio Aframax (Produtos Claros) de 90.000 TPB, a diferença é de apenas 2,38%:

- Santos: 2,57*90.000 + 7,24*250*(30/6) = 240.350,00

- Suape : 2,59*90.000+ 0,19*250*30 = 234.525,00

c) para um navio Handsize (Produtos Claros) de 48.000 TPB, a diferença é de apenas 2,94%

- Santos: 2,57*48.000 + 7,24*190*(24/6) = 128.862,40

- Suape : 2,59*48.000 + 0,19*190*24 = 125.186,40

V.3 – INFRAESTRUTURA TERRESTRE – AUMENTO DE EFICIÊNCIA DO PFL-03 –

INADEQUAÇÃO DA TARIFA DE SUAPE – ADOÇÃO DA TARIFA DE SANTOS/ALAMOA

18) No entanto, quando se compara as tarifas relativas à utilização da infraestrutura terrestre, verifica-se

uma grande discrepância entre os valores cobrados pelo porto de Santos e de Suape. Essa diferença se

explica pelas fórmulas de cálculo dessa tarifa num e noutro porto. Enquanto a tarifa do porto de

Santos é calculada com base no tempo de operação da embarcação, o de Suape o faz com base na

tonelagem movimentada.

19) Enquanto a cobrança pela infraestrutura marítima pressupõe a efetiva utilização destas instalações, a

cobrança pela infraestrutura terrestre parte da premissa de que ela está colocada à disposição dos

possíveis usuários, e não de sua efetiva utilização. Neste contexto, a variável adequada para a base de

cobrança dessa tarifa é o tempo de operação das embarcações, haja vista que é neste período que os

serviços colocados à disposição poderão ser utilizados.

20) A Petrobras na qualidade de futuro operador dos novos terminais PGL-03 A/B equipou os píeres com

braços de carregamento e com dutos de grande capacidade de escoamento, que podem atingir 9.000

m3/h e 6.000m

3/h para o petróleo e para o diesel, respectivamente.

21) Como a tarifa acordada pelo uso da infraestrutura terrestre em Suape desconsidera a eficiência dessas

instalações, seus valores são significativamente superiores aos do porto de Santos, conforme

mostrado abaixo:

a) para um navio Suezmax (Petroleiro) de 150.000 TPB, a diferença entre as tarifas é elevadíssima,

atingindo 275%:

- Santos: 11.048,26*(30/6) = 55.241,30

- Suape : 1,38*150.000 = 207.000,00

Página 131





b) para um navio Aframax (Produtos Claros) de 90.000 TPB, a diferença porém reduz-se a menos da

metade do caso anterior, para 125%, mas continua elevada:

- Santos: 11.048,26*(30/6) = 55.241,30

- Suape : 1,38*90.000 = 124.200,00

c) para um navio Handsize (Produtos Claros) de 48.000 TPB, a diferença reduz-se para 50%, sem

deixar de ser significativa:

- Santos: 11.048,26*(24/6) = 44.193,04

- Suape : 1,38*48.000 = 66.240,00

22) Fica evidente, portanto, que o supostamente benéfico congelamento de tarifas (alegado pela

Petrobras) não leva em consideração a nova situação que advirá com a entrada em funcionamento da

Refinaria e a consequente mudança de escala na movimentação de granéis líquidos, assim como não

considera os ganhos de eficiência que serão propiciados pelas futuras instalações do PGL-03 e pela

dutovia implantadas pela Petrobras.

V.4 – NECESSIDADE DE ADAPTAÇÃO DA TARIFA PARA INFRAESTRUTURA MARÍTIMA –

AUMENTO DE EFICIÊNCIA DO PGL-03

23) A tarifa acordada com Suape para a utilização da infraestrutura marítima não leva em conta os

ganhos de eficiência oferecidos pelas futuras instalações no novo terminal PGL-03 e pela dutovia

implantadas pela Petrobras, haja vista que a parcela relativa à quantidade de carga movimentada

responde por mais de 96% do valor cobrado, ao passo que a relativa ao comprimento da embarcação

e tempo de operação responde por menos de 4%.

24) Da mesma forma, a simples aplicação do modelo tarifária do porto de Santos para remunerar a

infraestrutura marítima em Suape seria incapaz de solucionar esta questão, haja vista que elas são

muito semelhantes. Importa ressaltar que, nem o porto de Suape, atualmente, nem o de Santos, são

terminais petroleiros, assim como não operam com navios de grande porte e nem com a estrutura que

será disponibilizada futuramente pela Petrobras no PGL-03, razão pela qual não enfrentam, no

momento, este problema. Apenas para termos uma ideia do tamanho dos navios que operam em

Santos, a profundidade atual de Alamoa é de 11,0 m.

25) Dessa forma, resta evidente, portanto, que a metodologia utilizada por Suape para remunerar a

infraestrutura marítima no PGL-03 deveria ser também revista, levando em conta a eficiência

imposta pelas futuras instalações deste terminal, em implantação pela Petrobras.

VI – NECESSIDADE DA PARTICIPAÇÃO DA ANTAQ NO PROCESSO DE REDEFINIÇÃO DAS

TARIFAS PARA GRANÉIS LÍQUIDOS DO PGL-03 EM SUAPE

26) Como se sabe, os serviços portuários são serviços públicos concedidos, e as tarifas praticadas devem

se pautar pela modicidade de seus valores. O órgão regulador das atividades portuárias é a ANTAQ,

cujas atribuições estão descritas no Decreto nº 4.122/2002, entre as quais destacamos algumas que

dizem respeito à fixação de tarifas:.

Página 132





“Art. 2o A ANTAQ tem por finalidade:

I - implementar, em sua esfera de atuação, as políticas formuladas pelo Ministério dos Transportes e pelo Conselho

Nacional de Integração de Políticas de Transporte - CONIT, segundo os princípios e as diretrizes estabelecidos na Lei nº

10.233, de 2001; e

II - regular, supervisionar e fiscalizar as atividades de prestação de serviços de transporte aquaviário e de exploração da

infra-estrutura portuária e aquaviária, exercidas por terceiros, com vistas a:

a) garantir a movimentação de pessoas e bens, em cumprimento a padrões de eficiência, segurança, conforto,

regularidade, pontualidade E MODICIDADE NOS FRETES E TARIFAS;

b) HARMONIZAR OS INTERESSES dos usuários com os das empresas concessionárias, permissionárias,

autorizadas e arrendatárias, e de entidades delegadas, preservado o interesse público; e

c) ARBITRAR CONFLITOS DE INTERESSES e impedir situações que configurem competição imperfeita ou infração

contra a ordem econômica.

Art. 3º À ANTAQ compete, em sua esfera de atuação, adotar as medidas necessárias ao atendimento do interesse público

e ao desenvolvimento das atividades portuária e de transporte aquaviário e, em especial:

...

II - promover estudos aplicados às DEFINIÇÕES DE TARIFAS, preços e fretes, em confronto com os custos e os

benefícios econômicos transferidos aos usuários pelos investimentos realizados;

...

VIII - aprovar as propostas DE REVISÃO E REAJUSTE DE TARIFAS encaminhadas pelas Administrações Portuárias,

após comunicação ao Ministério da Fazenda com antecedência mínima de quinze dias;

...

XLII - dirimir administrativamente CONFLITOS DE INTERESSES entre o Poder Concedente e os prestadores de

serviços de transporte e arbitrar disputas que surgirem entre os referidos prestadores de serviços e entre estes e os

usuários;”.

...

27) Tendo em vista as suas atribuições, considera-se que a ANTAQ deverá ter participação importante na

possível redefinição do modelo tarifário de Suape.

VII – REMUNERAÇÃO DE SUAPE PELA MOVIMENTAÇÃO DE GRANÉIS LÍQUIDOS DA

REFINARIA NO PGL-03 – TARIFA DE SUAPE PARA INFRAESTRUTURA MARÍTIMA E TARIFA

DE SANTOS/ALAMOA PARA INFRAESTRUTURA TERRESTRE

28) Adotando-se, apenas para as cargas movimentadas no PGL-03, a metodologia do porto de Santos

para remunerar a infraestrutura terrestre (Tabela II de Santos) e a do porto de Suape para a

infraestrutura marítima (Tabelas 1 e 2 de Suape), e considerando o mix de navios necessários para a

movimentação da carga decorrente do processamento de 230.000 bpd, o valor médio da tarifa

passaria a ser de R$ 3,15/tonelada (ver Planilha 3 - Determinação da Tarifa Portuária Média –

Modelo Híbrido, ao final do item 3.2.2 do relatório).

29) Para se obter VPL = 0 ao fim do período de 25 anos, considerando a aplicação da tarifa portuária

híbrida, no valor de R$ 3,15/tonelada, e mantendo tanto a movimentação estimada para as cargas da

Refinaria em 485.469.257 toneladas como a taxa de juros em 8,65%, seria necessário contingenciar

81,7% da movimentação de carga da Refinaria para pagamento do empréstimo.

Página 133





30) Com essa nova configuração, aplicando a tarifa atualmente em vigor para as cargas do PGL-01 e

PGL-02 (R$ 3,98/tonelada) e a tarifa híbrida para as cargas movimentadas no PGL-03 (R$

3,15/tonelada), a receita mensal de Suape passaria a ser de R$ 6.644.815,22, um substancial aumento

de 331% com relação à receita atual (ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de Suape).

31) Nesta mesma linha, a parcela de receita não comprometida com o empréstimo contraído junto à

Petrobras passaria a ser de R$ 2.474.135,56, que corresponde a um aumento de 61% com relação à

receita atual (R$ 1.539.944,16), que acrescida da parcela referente ao empréstimo de

responsabilidade do Governo de Pernambuco, R$ 1.659.548,73, atinge o montante de R$

4.133.684,29, que representa um aumento de 168% (ver Planilha 2 - Análise da Tarifa Portuária de

Suape).

32) Especificamente para a infraestrutura terrestre, o valor mensal faturado por Suape após a entrada em

funcionamento da Refinaria seria de R$ 696.811,05 para a parcela não comprometida com o

empréstimo e de R$ 290.076,45 para a parcela relativa ao empréstimo de responsabilidade do

Governo de Pernambuco, totalizando R$ 986.887,50, o que corresponde a aumentos de 31% e 85%,

respectivamente, com relação ao valor atualmente cobrado (R$ 533.521,52) (ver Planilha - Análise

da Tarifa Portuária de Suape). É importante ressaltar que a entrada em operação da Refinaria

não demanda que a infraestrutura terrestre oferecida por Suape não sofra qualquer

modificação.

VIII – TARIFAS PORTUÁRIAS DE SUAPE – REDUÇÃO DE VALOR PARA CONTEMPLAR

ADITIVO Nº 03 A0 TERMO DE ADIANTAMENTO DE TARIFAS – MANOBRA CONTÁBIL

33) Por fim, devemos ressaltar que Suape, por intermédio da Portaria nº 014/2009, reduziu o valor da

tarifa portuária de R$ 3,98/tonelada para R$ 1,47/tonelada para o descarregamento de Petróleo

destinado à Refinaria no PGL-03, nos termos da Cláusula Quinta, item 5.1.1.2 do Aditivo nº 03 ao

Termo de Adiantamento de Tarifa assinado com a Petrobras.

34) A redução foi concedida mediante desconto de R$ 1,63 na Tabela 1 e de R$ 0,87 na Tabela 3, cujos

valores passaram de R$ 2,59 e R$ 1,38 para R$ 0,96 e R$ 0,51, respectivamente.

35) É importante destacar que estas reduções têm caráter meramente contábil e objetivam evitar lucro na

operação de “Adiantamento de Tarifas” concedida pela Petrobras, assim como o de reduzir a base

para os tributos incidentes sobre o faturamento de Suape. Esta manobra está sendo tratada em outro

achado, denominado “INDÍCIO DE EVASÃO FISCAL”.

36) Observe-se que tais reduções não alcançam as cargas de Petróleo e Derivados destinados ou

provenientes da Refinaria, movimentadas no PGL3, e que não compõem a parcela destinada ao

abatimento da dívida contraída junto à Petrobras.

IX – CONCLUSÃO E PROPOSTA

Página 134





37) Desta forma, considera-se que as justificativas da Petrobras – Petróleo Brasileiro S/A e da Refinaria

Abreu e Lima S.A. não elidem a irregularidade tratada neste achado, consistente no estabelecimento

de uma tarifa portuária excessiva para a movimentação de cargas da Refinaria pelo PGL-03, razão

pela qual propõe-se que, com relação ao Termo de Adiantamento de Tarifa e Compensação Futura e

Critérios de Investimentos e Outras Avenças, celebrado com o Estado de Pernambuco e Suape –

Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros:

42.1) Sejam realizadas oitivas da Petrobras – Petróleo Brasileiro S/A, da Refinaria Abreu e Lima S.A., do

Governo do Estado de Pernambuco, de Suape – Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo

Gueiros e da ANTAQ – Agência Nacional de Transportes Aquaviários, para que se pronunciem

acerca da regularidade do valor da tarifa portuária de Suape a ser cobrada pela movimentação futura

de carga da Refinaria Abreu e Lima S.A. no PGL-03, sem considerar os ganhos de eficiência na

operação portuária a serem obtidos pelas novas instalações a serem implantadas pela Petrobras no

PGL-03 e considerando que:

42.1.1) O valor estabelecido para a tarifa portuária para a movimentação de carga da Refinaria

(carregamento e descarregamento) no PGL-03, no item 5.1.1.2 do Termo de Adiantamento de

Tarifa e Compensação Futura e Critérios de Investimentos e Outras Avenças, foi de R$

3,98/tonelada, em conformidade com a Portaria Suape nº 57/2000, homologada pela Deliberação

CAP/SUAPE nº 05/2000, e é composto pelas seguintes parcelas:

a) TABELA 1: Utilização da Infraestrutura Marítima (taxas devidas pelo Armador ou Agente – as

taxas desta tabela remuneram as facilidades e serviços referentes à sinalização, proteção e acesso

aquaviário) = R$ 2,59 / tonelada;

b) TABELA 2: Utilização das Instalações de Atracação (Taxas devidas pelo Armador ou Agente - as

taxas desta tabela remuneram as facilidades e serviços referentes à utilização das instalações de

acostagem para realizar operações de carregamento ou descarga de mercadorias, receber

abastecimento e suprimento diversos, oferecer apoio logístico a embarcação ou movimentar

passageiros, bem como a utilização de pessoal em terra, seja em horário normal ou extraordinário)

= R$ 0,19 x LOA (m) x OPERAÇÂO (hora) = R$ 0,01/tonelada

Onde:

LOA: comprimento total da embarcação, em metros;

OPERAÇÃO: tempo em que a embarcação permanece atracada nas operações de carga ou

descarga, em horas;

c) TABELA 3: Utilização Da Infraestrutura Terrestre (Taxas devidas pelo Operador Portuário ou

Dono de Mercadoria – as taxas desta tabela remuneram as facilidades referentes à utilização das

instalações terrestres para a movimentação de mercadorias) = R$ 1,38/tonelada;

d) TARIFA PORTUÁRIA = 2,59+0,01+1,38 = R$ 3,98/tonelada

42.1.2) A tarifa da Tabela 3 tem como base de cobrança a quantidade de carga movimentada, em

toneladas, e se destina a remunerar a infraestrutura das instalações terrestres, colocadas à disposição

das operações portuárias, tais como: inspetorias operacionais e controle/conferência, acessos

terrestres e vias de circulação interna, áreas de estacionamentos, armazéns e pátios de trânsito,

linhas férreas e linhas de guindastes, instalações e distribuição elétrica necessária aos diversos

equipamentos e à iluminação externa segurança, redes de sinalização, comunicação, esgoto, água e

combate a incêndio.

42.1.3) Tendo em vista que a tarifa da Tabela 3 trata de cobrança pela infraestrutura terrestre colocada à

disposição e não pela utilização efetiva, a base lógica para determinar o seu valor deveria ser o

tempo de uso potencial dessas instalações (tempo de operação das embarcações) e não a tonelagem

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de carga movimentada, haja vista que o tempo de operação de uma embarcação depende não apenas

da quantidade movimentada, mas também da eficiência das instalações (vazão dos dutos, dos braços

de carregamento, etc.). A metodologia adotada por Suape não contempla o ganho de eficiência

decorrente das instalações que serão implantadas pela Petrobras no PGL-03.

42.1.4) A metodologia para a determinação do valor da tarifa portuária adotada pelo Porto de Santos –

Terminal de Alamoa, para granéis líquidos, conduz a valores muito semelhantes aos de Suape, no

que se refere à parcela da utilização da infraestrutura marítima, e a valores absolutamente

discrepantes, no caso da utilização da infraestrutura terrestre.

42.1.5) A base de cálculo para a determinação do valor da tarifa para a infraestrutura terrestre no Porto de

Santos é o tempo de operação das embarcações e não a movimentação de carga. Considerando os

navios e as cargas que serão movimentadas no PGL-03 pela Refinaria, obtêm-se os seguintes

valores para a tarifa relativa à utilização da infraestrutura terrestre:

a) para um navio Suezmax (Petroleiro) de 150.000 TPB a diferença entre as tarifas é elevadíssima,

atingindo 275%:

- Santos: 11.048,26*(30/6) = R$ 55.241,30

- Suape : 1,38*150.000 = R$ 207.000,00

b) para um navio Aframax (Produtos Claros) de 90.000 TPB a diferença permanece elevada, porém

reduz-se a menos da metade do caso anterior, para 125%:

- Santos: 11.048,26*(30/6) = R$ 55.241,30

- Suape : 1,38*90.000 = R$ 124.200,00

c) para um navio Handsize (Produtos Claros) de 48.000 TPB a diferença reduz-se significativamente

para 50%:

- Santos: 11.048,26*(24/6) = R$ 44.193,04

- Suape : 1,38*48.000 = R$ 66.240,00

42.1.6) Tanto o Porto de Suape, atualmente, como o Porto de Santos, não são terminais Petroleiros de

grande porte, razão pela qual adotam como principal variável (95% do valor) para a determinação

do valor da tarifa pela utilização efetiva da infraestrutura marítima o montante de carga

movimentada, em toneladas, desconsiderando, assim, a eficiência das instalações, tais como a que

serão implantadas pela Petrobras no PGL-03. Dessa forma, considerando os navios e as cargas que

serão movimentadas no PGL-03 pela Refinaria, obtêm-se os seguintes valores para a tarifa relativa

à utilização da infraestrutura marítima:

a) para um navio Suezmax (Petroleiro) de 150.000 TPB a diferença entre as tarifas é de apenas 1,38%:

- Santos: 2,57*150.000 + 7,24*275*(30/6) = 395.455,00

- Suape : 2,59*150.000 + 0,19*275*30 = 390.067,50

b) para um navio Aframax (Produtos Claros) de 90.000 TPB a diferença é de apenas 2,38%:

- Santos: 2,57*90.000 + 7,24*250*(30/6) = 240.350,00

- Suape : 2,59*90.000+ 0,19*250*30 = 234.525,00

c) para um navio Handsize (Produtos Claros) de 48.000 TPB a diferença é de apenas 2,94%:

- Santos: 2,57*48.000 + 7,24*190*(24/6) = 128.862,40

- Suape : 2,59*48.000 + 0,19*190*24 = 125.186,40

42.1.7) A redução da tarifa portuária de R$ 3,98/tonelada para R$ 1,47/tonelada para o descarregamento

de Petróleo destinado à Refinaria no PGL-03, mediante a concessão de descontos de R$ 1,63 na

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Tabela 1 e de R$ 0,87 na Tabela 3, cujos valores passaram de R$ 2,59 e R$ 1,38 para R$ 0,96 e R$

051, respectivamente, nos termos da Portaria Suape nº 014/2009, teve por objetivo evitar lucro na

operação de “Adiantamento de Tarifas” concedido pela Petrobras, assim como o de reduzir a base

para incidência de tributos no faturamento de Suape.

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Anexo 3

HISTÓRICO E ANÁLISE GERAL DO TERMO DE ADIANTAMENTO DE TARIFAS

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8.5 - Anexo 3 - HISTÓRICO E ANÁLISE GERAL DO TERMO DE ADIANTAMENTO DETARIFAS



Para possibilitar a adequada operação da RNEST, a Petrobras entendeu ser necessário investir em infra

estrutura no Complexo de Suape. Nesse sentido, firmou acordos com Suape e Estado de Pernambuco.

Inicialmente, foi firmado o Memorando de Entendimentos, seguido pelo Termo de Compromisso

(contendo dois aditivos) e pelo Termo de Adiantamento de Tarifas e Compensação Futura e Critérios

de Investimentos e Outras Avenças (contendo três aditivos). A seguir, será apresentado, em ordem

cronológica, breve resumo desses documentos.

MEMORANDO DE ENTENDIMENTOS

Em 10/11/2005 foi firmado o Memorando de Entendimentos entre Petrobras, Estado de Pernambuco e

Suape, onde ficou estabelecido que o Estado de Pernambuco tinha o “maior interesse” na implantação

da Refinaria em seu território devido à criação de empregos diretos, indiretos, além do efeito da

geração de renda ao longo do tempo. Destaca-se que o empreendimento estava inicialmente previsto

para representar investimento de dois bilhões e meio de dólares americanos.

Nesse memorando, foram definidas as atividades essenciais para a implantação do empreendimento e

os respectivos responsáveis. Assim, ficou acertado que caberia ao Estado de Pernambuco e/ou à Suape,

dentre outras, as seguintes atividades:

"(...)

c) até janeiro de 2006 assegurar o efetivo acesso às instalações do Porto de SUAPE, para

recebimento, expedição e escoamento do petróleo e derivados decorrentes da instalação do

PROJETO, celebrando Termo de Compromisso que contemple, inclusive, a realização das dragagens

necessárias à operação permanente de navios de petróleo com capacidade de até 150 (cento e

cinquenta) mil toneladas e calado de 17,5 metros a partir de dezembro de 2010;

(...)

d) até janeiro de 2006 assegurar, no Porto de SUAPE, a efetiva possibilidade de interligação entre os

dutos, disponibilizando o espaço para as linhas de recebimento e saída de petróleo e derivados, sobre

o píer existente, até o ponto de recebimento dos mesmos;

(...)

f) até junho de 2009 estudar em conjunto com a PETROBRAS a disponibilização, no Porto de SUAPE,

de um Píer exclusivo apto para recebimento e operação de navios de petróleo com capacidade de até

150 (cento e cinquenta) mil toneladas, sendo que o projeto deverá estar pronto em dezembro de 2007;

g) até junho de 2009 estudar em conjunto com a PETROBRAS a disponibilização, no Porto de

SUAPE, de um Píer exclusivo apto para recebimento e operação de navios de derivados de petróleo

com capacidade de até 90 (noventa) mil toneladas, sendo que o projeto deverá estar pronto em

dezembro de 2007;

h) até dezembro de 2007 providenciar a retirada do acesso hoje existente entre a Estrada PE 60 e o

Porto de SUAPE, tendo em vista que não poderá haver qualquer estrada ou passagem na área onde

será construído o PROJETO, responsabilizando-se, caso necessário, pela construção de uma nova

estrada que contorne os limites da área reservada para a Refinaria;"

Ainda segundo o documento mencionado, seriam incumbências da Petrobras: i) definir os documentos

a serem apresentados aos órgãos de defesa da concorrência que compõem o SBDC – Sistema

Brasileiro de Defesa da Concorrência; ii) providenciar todos os elementos necessários a serem

apresentados à ANP – Agência Nacional do Petróleo; iii) providenciar os estudos necessários para a

obtenção das licenças e autorizações ambientais para a implantação e operação do Projeto; e iv)

implementar programa local para a qualificação de mão de obra e de fornecedores de materiais e

serviços.

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O memorando delimitou ainda as responsabilidades dos patícipes para o estabelecimento dos

incentivos fiscais a serem concedidos para o Projeto. Ao Estado de Pernambuco e à Petrobras caberia

formar grupo de trabalho para estudo da questão de concessão de incentivos fiscais de ICMS ao

PROJETO, especificamente, isenção, financiamento e crédito presumido de ICMS. À Suape caberia

interagir com o Município de Ipojuca no sentido de obter redução da alíquota de ISS sobre os serviços

a serem contratados para a implantação do Projeto e isenção de IPTU pelo prazo de 25 anos.

Foi estabelecido, com relação aos responsáveis pelo custeio das ações, que: “Os PARTÍCIPES arcarão

com seus respectivos custos e despesas na execução deste MEMORANDO DE ENTENDIMENTOS”.

(item 3.1)

TERMO DE COMPROMISSO

Em 28/2/2007, foi celebrado entre a Petrobras, Estado de Pernambuco e Suape o Termo de

Compromisso previsto no Memorando de Entendimentos, com o objetivo de regulamentar as

condições referentes à infra estrutura necessária à implantação do Projeto e definir os compromissos de

cada um dos partícipes. A vigência estabelecida foi de seis anos a contar da assinatura, podendo ser

prorrogado mediante termo aditivo (item 3.1).

Em relação aos responsáveis pelo custeio das ações, o Termo de Compromisso reiterou o que havia

sido estabelecido pelo Memorando de Entendimentos: “Os PARTÍCIPES arcarão, cada um, com as

respectivas despesas necessárias para a execução dos compromissos assumidos no presente TERMO.”

(item 4.1).

O Termo de Compromisso estabeleceu, dentre outras, as seguintes atividades a cargo do Estado de

Pernambuco e Suape:

“ 2.1.1 Disponibilizar e assegurar, durante a fase de construção e durante toda a vida operacional da

Refinaria um terreno livre e desembaraçado, sem qualquer ônus para a PETROBRAS, para

abertura de uma faixa para escoamento de petróleos e produtos líquidos através de dutos,

possibilitando a interligação entre a área onde se situará a Refinaria com áreas do Porto de SUAPE,

que deverá ser objeto de servidão de passagem. A largura da faixa é de 45 metros no trecho

subterrâneo e de 30 metros no trecho aéreo.

2.1.2 Elaborar, até dezembro de 2007, estudo conjunto com a PETROBRAS, com ônus para esta,

visando à viabilização das dragagens necessárias à operação permanente de navios de petróleo com

capacidade de até 150 (cento e cinquenta) mil toneladas e calado igual ou superior a 18,0 metros e a

construção até dezembro de 2010, de um píer, equipado com dois berços, para navios com capacidade

de até 150 mil toneladas para uso exclusivo da Refinaria, sendo que qualquer alternativa deverá ser

aprovada e licenciada pelo órgão ambiental competente e pela ANTAQ – Agência Nacional de

Transportes Aquaviários.

2.1.3 Desativar o acesso hoje existente entre a Estrada PE-60 e o Porto de SUAPE, denominada

“Estrada da Pedreira”, situada internamente no terreno da futura refinaria, responsabilizando-se, se

for o caso, pela construção de uma nova estrada de acesso." (grifo nosso)

O documento atribuiu à Petrobras, dentre outras, as seguintes atividades: construir e operar uma

Refinaria em Suape; providenciar o registro da sociedade; negociar parcerias para a implantação do

Projeto; apresentar o Projeto à SUAPE, aos órgãos de defesa da concorrência e à ANP – Agência

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis; atuar junto ao Fórum Regional de Pernambuco

do PROMINP, visando à implementação de programas locais para a qualificação da mão de obra a ser

utilizada na construção e operação da Refinaria.

1º ADITIVO AO TERMO DE COMPROMISSO

Em 18/8/2008 foi firmado o Aditivo n. 1 ao Termo de Compromisso, o qual permitiu celebrar o Termo

de Adiantamento de Tarifa e Compensação Futura e Critérios de Investimentos e Outras Avenças.

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O aditivo, dentre outras alterações, eliminou a responsabilidade do Estado de Pernambuco e Suape

pela realização da dragagem e construção do píer petroleiro PGL-03, até dezembro de 2010 (item 1.1.1

do aditivo). Conforme será visto a seguir, o financiamento, com ou sem ressarcimento, para a

realização dessas obras passou a ser atribuição da Petrobras/RNEST.

TERMO DE ADIANTAMENTO DE TARIFA E COMPENSAÇÃO FUTURA E CRITÉRIOS

DE INVESTIMENTOS E OUTRAS AVENÇAS

Na mesma data em que foi assinado o 1º Termo Aditivo ao Termo de Compromisso (18/8/2008) foi

celebrado o Termo de Adiantamento de Tarifa e Compensação Futura e Critérios de Investimentos e

Outras Avenças, por meio do qual se possibilitou o adiantamento de valores pela Petrobras à Suape

com o intuito de possibilitar a partida da Refinaria em setembro de 2010 (item 1.1).

A partir da assinatura do Termo de Adiantamento, a Petrobras assumiu obrigações que antes eram de

responsabilidade do Estado de Pernambuco e Suape, devido à alegada ausência de condições

financeiras desses, o que gerou significativa alteração da viabilidade econômica e financeira inicial do

empreendimento.

O Termo de Adiantamento previu duas modalidades de investimento da Petrobras em Suape que juntas

totalizam o montante de R$ 475.709.513,28, conforme discriminação a seguir:

R$ 310.267.506,67 em recursos a serem repassados a título de adiantamento de tarifas portuárias (que

deverão ser ressarcidos futuramente), de acordo com os critérios estabelecidos no Anexo 2 e com os

marcos constantes nas Tabelas 2 e 3. Para isso, o Estado e Suape deveriam executar as seguintes obras

(alíneas "a" até "h", subitem 2.1.1):

a) dragagem da bacia de evolução (até julho de 2010), construção do píer petroleiro (até agosto de

2010), melhoramento da via de acesso ao PGL-03 (até agosto de 2010) e sinalização náutica do canal

de acesso e bacia de manobra (até agosto de 2010) – R$ 187.887.506,67;

b) variante de acesso a Suape – Express Way (até setembro de 2010) – R$ 122.380.000,00;

Os custos previstos para os “Serviços Preliminares” (R$ 21.791.430,00 – mobilização de pessoal e

equipamentos, mobilização e desmobilização de canteiro de obras, manutenção de canteiro e

detalhamento dos projetos executivos e monitoramento ambiental), “Diversos” (R$ 17.628.201,00 –

relocação da rede aérea, acessos provisórios, recuperação de pavimento, arraste de molhe e molhe

provisório) e “Fiscalização/gerenciamento das obras do PGL-03” (R$ 10.291.150,00 – mobilização de

pessoal e equipamentos para realizar a fiscalização e o gerenciamento da execução das obras no porto

de Suape) estão distribuídos entre os custos das obras mencionadas.

Ao mesmo tempo, o ESTADO e SUAPE se comprometeram com as seguintes obrigações, algumas já

previstas anteriormente:

a) garantir o fornecimento de água para a REFINARIA, na vazão de 2.000 m3/h, a partir de

agosto/2010, sendo que a tarifa será paga pela PETROBRAS à concessionária local – subitem

2.2.1 (já previsto no subitem 1.2.1, alínea “j”, do Memorando de Entendimentos);

b) solucionar as pendências existentes junto ao Registro de Imóveis de Ipojuca para possibilitar o

registro dos 2 terrenos doados à PETROBRAS para a construção da REFINARIA – subitem

2.2.2 (solução de obrigações previstas anteriormente no subitem 1.2.1, alínea “a” do

Memorando de Entendimento e subitem 2.1.5 do Termo de Compromisso);

c) instituir hipoteca ou penhor sobre bens não afetados cujo valor de avaliação seja

equivalente a 50% do montante de recursos repassados com ressarcimento (R$

155.133.753,34 = 50% de R$ 310.267.506,67) – subitem 2.2.4;

d) emissão de 13 notas promissórias por SUAPE, em benefício da PETROBRAS, totalizando o

montante objeto de compensação (R$ 310.267.506,67) – subitem 2.2.5;

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e) viabilizar a utilização do píer petroleiro PGL-02 do Porto de SUAPE, no caso das obras do PGL-

03 não ficarem prontas no prazo acordado – subitem 2.2.6;

f) conceder, pelo prazo de duração do Termo de Adiantamento (28 anos), exclusividade no acesso

à tubovia que ligará a REFINARIA ao novo píer petroleiro PGL-03, o uso preferencial desse

novo píer petroleiro PGL-03, e a prioridade na atracação à PETROBRAS ou a empresa por ela

indicada, independentemente da programação antecipada – subitem 2.2.9 (neste caso, a

Petrobras perdeu a exclusividade prevista no subitem 1.2.1, alíneas “f” e “g” do

Memorando de Entendimentos).

A compensação futura dos recursos repassados como adiantamento de tarifas foi prevista para ser

realizada por meio da movimentação de 422.147.180 toneladas de carga de uso da RNEST, sendo

50% pago com base na tarifa portuária vigente na data da operação e 50% faturado com base em uma

tarifa congelada, (R$ 3,98/tonelada) caracterizando a compensação do adiantamento realizado

(subitem 5.1.1). O prazo previsto para compensação das tarifas pagas em adiantamento foi de 25 anos,

todavia, a compensação será considerada integralmente realizada quando o total de carga for atingido,

independentemente da previsão de prazo.

R$ 165.442.006,61 em recursos repassados a título de aquisição de direitos de exclusividade e de

preferência, de acordo com os critérios do Anexo 2 e com os marcos estabelecidos na Tabela 1, sem

ressarcimento. Esse recurso criou a obrigação para Estado e Suape de executar as obras de construção

da tubovia, engordamento do molhe para criação da faixa de servidão para tubulações, reforço externo

de molhe e prolongamento do molhe principal até dezembro de 2009. A exclusividade e preferência

asseguradas no acordo referem-se a:

a) pelo prazo de duração do Termo de Adiantamento (28 anos), de exclusividade no acesso à tubovia

que ligará a Refinaria ao novo píer petroleiro PGL-03, o uso preferencial desse novo píer, e a

prioridade na atracação à Petrobras ou a empresa por ela indicada, independentemente de programação

antecipada (item 2.2.9 do Termo de Adiantamento de Tarifa); e

b) após a conclusão das obras do canal, do direito de prioridade de utilização do canal marítimo de

acesso ao porto externo, para os navios que farão a movimentação de insumos e produtos da Refinaria

(2.1.13 do Termo de Compromisso).

Não foi apresentada qualquer avaliação econômica e financeira que justifique o investimento de

R$99.608.494,75 na execução das obras de construção da tubovia, engordamento do molhe e reforço

externo de molhe em troca da exclusividade de uso da tubovia, tampouco do investimento de R$

65.833.511,86 na execução das obras de prolongamento do molhe em troca da preferência de uso do

novo píer petroleiro (PGL-03) e da prioridade de atracação.

Nesse documento, algumas obrigações já firmadas pelo Estado e Suape foram reiteradas e outras

foram acrescidas e/ou alteradas. Nesse sentido, cumpre destacar duas delas que têm especial relevância

no desenvolvimento do empreendimento:

Item 2.2.9: retirou da Petrobras a exclusividade na utilização do píer PGL-03, passando a ter

preferência de uso;

Item 5.2.2: caso o valor total dos recursos (R$ 475.709.513,28) fosse inferior ao das obras a serem

executadas, a Petrobras poderia aumentá-lo em até 15% e que o Estado e Suape arcariam com os

valores que excedessem tal limite.

Foram previstas, ainda, penalidades para o caso de inexecução ou atraso de mais de sessenta dias na

execução das obras relativas ao adiantamento de tarifas, consistentes em:

a) o Estado e Suape se obrigam a ceder imediatamente os Contratos de obra à Petrobras que terá o

direito de assumir a obra visando a sua finalização a tempo de possibilitar a partida da Refinaria (item

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10.1), sendo que todo o investimento feito a partir de então pela PETROBRAS será objeto de

compensação (subitem 10.1.1);

b) Suape deverá tolerar o trânsito de 4.800 toneladas de cargas da Petrobras ou empresa por ela

indicada, sem pagamento de tarifa portuária, por dia de atraso (item 10.3);

c) o Estado e Suape deverão viabilizar a utilização do píer PGL-02 no caso das obras do PGL-03

não ficarem prontas no prazo acordado.

Para o caso das obras relativas aos recursos sem ressarcimento se aplica, unicamente, a penalidade da

alínea “b” retro.

Observa-se, ainda, que as penalidades previstas para o caso de não realização ou de atraso nas obras, é

pífia, em especial para o caso das obras a serem realizadas com recursos liberados sem compensação.

1º ADITIVO AO TERMO DE ADIANTAMENTO DE TARIFA

Em 27/4/2009 foi celebrado o Aditivo n. 1 ao Termo de Adiantamento de Tarifa, que teve por objeto a

cessão total da Petrobras para a Refinaria Abreu e Lima S.A. – RNEST e a modificação do valor da

tarifa referente ao faturamento da parcela de compensação do adiantamento, que passou de R$

3,98/tonelada para R$ 1,47/tonelada, sem qualquer acréscimo ou supressão de obrigação.

Importante ressaltar que a nova tarifa acordada entre a RNEST e Suape não significa qualquer

alteração nos termos econômicos e financeiros da operação de crédito denominada “Adiantamento de

Tarifa”, mas apenas faz com que o valor total do fluxo de pagamentos de Suape para a RNEST seja

idêntico ao valor total liberado com ressarcimento para Suape, evitando-se, assim, que a RNEST

apresente qualquer lucro na operação, além de propiciar a redução da base de cálculo dos tributos

incidentes sobre o faturamento de Suape.

2º ADITIVO AO TERMO DE ADIANTAMENTO DE TARIFA

Em 1/3/2010 foi celebrado o Aditivo n. 2 ao Termo de Adiantamento de Tarifa, que teve por objeto a

alteração da Tabela 3 do Anexo 2, subdividindo as obras de construção da Variante de Acesso a Suape

- Express Way - em duas etapas: 01 – Duplicação do Tronco Distribuidor Rodoviário Norte (TDR –

Norte) e 02 – Implantação do Contorno do Cabo de Santo Agostinho, sem qualquer acréscimo ou

supressão de obrigação.

2º ADITIVO AO TERMO DE COMPROMISSO

Em 1/12/2010 foi celebrado o Aditivo n. 2 ao Termo de Compromisso, com vistas a incluir novos

compromissos para cada partícipe.

Dentre os compromissos estabelecidos para o Estado e Suape, importa relatar os seguintes, destacando

que alguns deles já estavam previstos no Memorando de Entendimentos:

a) conceder crédito presumido de ICMS de 8%, apurado mensalmente sobre o total das saídas

internas e interestaduais de coque e nafta de petróleo;

b) conceder 100% de diferimento de ICMS do petróleo importado, desde que o desembaraço

aduaneiro seja feito em portos no Estado de Pernambuco;

c) construir o canal marítimo de acesso ao porto de Suape, para compatibilizar as profundidades

do canal com os calados dos navios petroleiros (Suezmax de 170.000 toneladas de porte bruto e calado

de 17,0 m), de modo a permitir a remoção das atuais restrições àquelas operações de descarga de

petróleo no porto;

d) Suape concederá, após a conclusão das obras do canal, o direito de prioridade de utilização do

canal marítimo de acesso ao porto externo, para os navios que farão a movimentação de insumos e

produtos da Refinaria;

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e) executar as obras de reforço dos cabeços dos arrecifes;

f) duplicar a Rodovia PE-60, no trecho entre o Acesso Principal de Suape e entroncamento do

Novo Acesso à ZIP, e a Rodovia do Novo Acesso à ZIP;

g) Suape irá ceder, sem ônus financeiro, a areia necessária à execução de serviços associados de

terraplenagem da faixa para instalação de dutos para escoamento de petróleos e produtos líquidos, em

um volume estimado em 500.000 m3 ± 20%, não cabendo à SUAPE os custos pelo manuseio e

transporte.

A Petrobras assumiu o compromisso de articular com a RNEST a inclusão, no Termo de Adiantamento

de Tarifa, da forma e do valor que será investido pela RNEST para arcar com os custos referentes às

obras mencionadas nas alíneas "c", "e" e "f", acima.

No preâmbulo do aditivo constou informação de que Suape não possuía fontes próprias para

investimento na expansão do porto, de forma que suas fontes se originam principalmente do Governo

Federal e/ou Estadual. Constou, também, que o Estado de Pernambuco foi obrigado a realocar recursos

orçamentários para atendimento às cidades atingidas por inundações.

Dessa forma, os motivos alegados para que Petrobras tomasse para si os compromissos que

anteriormente haviam sido assumidos pelo Estado de Pernambuco e Suape foi, uma vez mais, a

indisponibilidade de recursos das demais partes do acordo.

3º ADITIVO AO TERMO DE ADIANTAMENTO DE TARIFAS

Também no dia 1/12/2010 foi celebrado o Aditivo n. 3 ao Termo de Adiantamento de Tarifas com o

objetivo de adequá-lo aos novos valores e prazos das obras previstas anteriormente e às novas obras a

serem financiadas pela Petrobras e executadas por Suape, em conformidade com o Aditivo n. 2 ao

Termo de Compromisso, o que elevou o valor total do Termo de Adiantamento de Tarifas para R$

829.297.211,10, distribuídos da seguinte forma:

R$ 463.855.204,49 em recursos a serem repassados a título de adiantamento de tarifas portuárias (que

deverão ser ressarcidos futuramente), de acordo com os critérios estabelecidos no Anexo 2 e com os

marcos estabelecidos na Tabelas 2, 3, 4 e 5. Para isso, o Estado e Suape deveriam executar as seguintes

obras:

a) dragagem da bacia de evolução, construção do píer petroleiro, melhoramento da via de acesso ao

PGL-03 e sinalização náutica – R$ 214.283.293,21;

b) variante de acesso a Suape – Express Way – R$ 144.710.412,87;

c) obras de reforço dos cabeços da abertura de acesso ao Porto Interno de Suape – R$ 65.000.000;

d) obras de duplicação da PE-60 (trecho entre o Acesso Principal de Suape e o Novo Acesso à ZIP) e

duplicação do Novo Acesso à ZIP – R$ 39.861.498,40.

Diante das alterações que culminaram em maior volume financeiro a ser adiantado (e futuramente

compensado) pela Petrobras à Suape, alterou-se a movimentação inicialmente prevista, passando a

485.469.257 toneladas de carga de uso da RNEST (acréscimo de 15%), sendo 35% pago com base na

tarifa portuária vigente na data da operação e o restante (65%) faturado com base em uma tarifa

congelada (R$ 1,47/tonelada), caracterizando a compensação do adiantamento. O prazo previsto para

compensação das tarifas pagas em adiantamento foi mantido em 25 anos.

R$ 365.442.006,61 em recursos repassados a título de aquisição de direitos de exclusividade e de

preferência, de acordo com os critérios do Anexo 2 e com os marcos estabelecidos na Tabela 1 e 6,

sem ressarcimento. Esse recurso criou a obrigação para o Estado e Suape de executar as obras de

construção da tubovia, engordamento do molhe para criação da faixa de servidão para tubulações,

reforço externo de molhe, prolongamento do molhe principal e dragagem e aprofundamento do Canal

Marítimo de Acesso ao Porto Externo de Suape.

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Consoante mencionado anteriormente, não foram apresentados documentos relativos à avaliação

econômica desse investimento, com exceção da dragagem do canal de acesso, em que foi realizado

estudo econômico comparando os custos de utilização de navios Suezmax (só possível com dragagem

do canal) e Aframax, o que indicou uma diferença de R$ 492.728.967,15 entre o VPL dos custos de

cada uma das hipóteses, com Taxa de Desconto de 8,65%, demonstrando a economicidade do

investimento de R$ 200.000.000,00 na dragagem do canal.

ANÁLISE

Mediante a alegação, por parte do Estado de Pernambuco e Suape, de falta de recursos financeiros, a

Petrobras foi pressionada a assumir diversas obrigações inicialmente previstas para as demais partes do

acordo, etc.), o que resultou em alterações significativas na viabilidade econômica do

empreendimento. Tal prática permite inferir que o Estado e Suape não agiram de boa fé ao assinar

acordos contendo compromissos sem dispor dos recursos necessários para implementá-los ou sem ter a

capacidade de obtê-los.

A previsão de aplicação de recursos diretamente em obras portuárias somam o montante de

R$644.725.295,82, dos quais R$ 365.442.002,61 sem ressarcimento.

Quanto aos valores adiantados com a previsão de ressarcimento mediante congelamento de tarifa, a

Petrobras realizou análise de viabilidade econômico-financeira, no qual se constatou que a

movimentação de 422.147.180 toneladas de carga ao longo de 25 anos (a movimentação foi alterada

posteriormente, devido a aditivo, para 485.469.257), conduziria a um VPL nulo com taxa de juros de

8,65% a.a.

Para a análise mencionada, foram consideradas as tabelas de referência do Porto de Suape (Tabelas 1 a

3), sendo que a parcela da Tabela 3 (R$ 1,38/tonelada) contempla a utilização da infraestrutura

terrestre disponibilizada por Suape para a movimentação da carga. Destaca-se que praticamente toda a

infraestrutura para a movimentação de carga pelo PGL-03 foi/está sendo financiada ou construída pela

própria Petrobras/RNEST, razão pela qual a parcela da Tabela 3 não deveria ser paga para a

movimentação de cargas da Refinaria pelo mencionado terminal.

Quanto aos valores repassados a título de exclusividade e de preferência na utilização de estruturas do

Porto de Suape (sem ressarcimento), destaca-se que somente na parcela relativa à execução de obras de

dragagem e aprofundamento do canal marítimo de acesso ao porto houve análise de viabilidade do

investimento. Nesse ponto, cumpre destacar que o termo inicialmente pactuado previa a exclusividade

de utilização do píer, substituída posteriormente para preferência.

Em que pese o investimento na dragagem do canal de acesso ter se mostrado vantajoso, quando

comparado com a alternativa de não dragar, tal análise deve ser relativizada, haja vista que a dragagem

do canal de acesso era um compromisso do Estado de Pernambuco e Suape já estabelecido

anteriormente, tanto no Memorando de Entendimentos firmado em 2005 (item 1.2.1 “c”) como no

Termo de Compromisso firmado em 2007 (item 2.1.2). Na melhor das hipóteses, a Petrobras deveria

exigir que os recursos aplicados na dragagem fossem também ressarcidos.

Embora esteja realizando investimentos altíssimos no Porto de Suape, a Petrobras não apresentou, em

momento algum, estudos de viabilidade que contemplassem a opção de arrendamento da área do PGL-

03, com o custeio integral de todas as obras portuárias em andamento no Porto de Suape, que ora estão

sendo financiadas pela Petrobras, com ou sem ressarcimento. Aparentemente, esta é uma alternativa

viável e deveria ter sido considerada.

Registre-se que a forma como esses recursos foram liberados (tanto os que prevêem ressarcimento,

quanto os que não prevêem) caracteriza o adiantamento de pagamentos, entretanto, nos casos onde não

foi previsto ressarcimento nenhum dos acordos previu a apresentação de garantias por Suape.

Página 145





A constatação de que foram concedidos adiantamentos de recursos sem a exigência de garantias se

agrava, haja vista que um dos aditivos inclui a previsão de liberação de recursos sem compensação

para o evento “Publicação do Edital” (R$ 40.000.000,00).

Acontece que o edital da Concorrência Internacional n. 22/2010 – Suape, relativo à dragagem e

derrocagem do canal de acesso externo, foi publicado no Diário Oficial de Pernambuco de 30/11/2010

e a RNEST desembolsou, em 10/12/2010, o valor de R$ 40.000.000,00, conforme previsto na Tabela 6

do Anexo 2, sem que para isso Suape oferecesse qualquer tipo de garantia para o valor recebido.

No dia 4/2/2011, foi publicado, no DOU o Aviso de Revogação da Concorrência Internacional n.

22/2010 – Suape. Em 17/2/2011, foi publicado, no DOU o Aviso de Licitação relativo à Concorrência

Internacional n. 2/2011 – Suape, com o mesmo objeto da anterior. No DOU de 11/4/2011, foi

publicado o Aviso de Suspensão desta ultima licitação.

Registre-se que, passados 6 meses do adiantamento de pagamento, ou seja, no dia17/6/2011, é que

houve a republicação do edital de concorrência internacional da dragagem no Diário Oficial de

Pernambuco. É importante ressaltar que esta obra, com prazo de execução previsto para 720 dias, é de

fundamental importância para que a RNEST seja abastecida com navios do tipo Suezmax, de 170.000

TPB, o que, além de trazer ganhos econômicos para a sua operação, foi a razão apresentada para que

os recursos para a execução dessa obra fossem liberados sem ressarcimento para Suape.

No tocante às penalidades previstas para o caso de inexecução ou de atraso nas obras, observa-se que

devido à baixa materialidade e relevância das penas, em especial para o caso das obras a serem

realizadas com recursos liberados sem compensação, entende-se que não há o efeito de coibição

esperado.

Ainda, importante frisar que os incentivos fiscais concedidos pelo Estado de Pernambuco dependem de

aprovação legislativa e, por isso mesmo, não podem ser considerados, ainda, como efetivos. Além

disso, a concessão do crédito presumido para o ICMS sem a aprovação do CONFAZ o sujeita ao risco

de questionamento sobre a sua constitucionalidade e de glosa por parte dos estados destinatários da

nafta e coque, nos termos do parecer do tributário da PETROBRAS (DIP TRIBUTÁRIO 366/2010),

abaixo PARCIALMENTE reproduzido, de forma que ele não pode ser considerado como um incentivo

efetivo.

“A Lei Complementar 24/75, em consonância com o disposto na alínea “g”, XII,art. 155, da Constituição Federal

de 1988, determina que a concessão de crédito presumido, assim como quaisquer outros incentivos relativos

ao ICMS, deve ser realizada nos termos de convênios celebrados e ratificados pelos Estados e o Distrito Federal.

O crédito presumido negociado com o Estado de Pernambuco não será submetido ao Conselho Nacional

Fazendário (CONFAZ), órgão responsável pela aprovação dos convênios relacionados com o ICMS. Embora

diversos outros Estados concedam incentivos sem a aprovação do CONFAZ, ressaltamos o risco de futuro

questionamento quanto à constitucionalidade do benefício, bem como o risco de glosa do crédito de ICMS dos

adquirentes, por parte dos estados destinatários da nafta e do coque.

Alguns estados, como São Paulo e Rio de Janeiro, tem adotado a prática de não aceitar que o

adquirente se credite do ICMS destacado na nota fiscal de venda de mercadorias oriundas de estados

que concedem incentivos fiscais sem a aprovação do CONFAZ. Na prática, essa glosa de crédito pelo

estado destinatário poderá ocasionar um pedido de desconto no preço da nafta e do coque pelo

adquirente na proporção do crédito de ICMS não aproveitado.”.

CONCLUSÃO

Conclui-se, portanto, que:

a) O Estado de Pernambuco e Suape não cumpriram os seus compromissos inicialmente

assumidos e se utilizaram, sistematicamente, da alegação de falta de recursos para não cumpri-los,

fazendo com que a Petrobras assumisse diversos encargos dos demais partícipes, sem, praticamente,

Página 146





nenhuma contrapartida, o que demonstra que o Estado de Pernambuco e Suape não agiram de boa fé

ao assumirem compromissos sem dispor dos recursos necessários para implementá-los ou sem ter a

capacidade de obtê-los.

b) Os incentivos fiscais concedidos pelo Estado de Pernambuco (crédito presumido e diferimento

de ICMS) não são, ainda, efetivos, visto que dependem de aprovação legislativa. Além do mais, o

crédito presumido não será submetido ao Confaz o que pode retirar toda a sua eficácia, mesmo que

tenha obtido aprovação legislativa, haja vista que pode ser contestado e, até mesmo glosado pelos

estados destinatários das mercadorias beneficiadas por este incentivo.

c) A operação de crédito entre a Petrobras/RNEST e Suape denominada de “Adiantamento de

Tarifas”, que no estudo de viabilidade empreendido pela Petrobras considerou uma taxa de juros real

de 8,65% a.a., por 25 anos, com 3 anos de carência, não teve as suas características transcritas para o

Termo de Adiantamento de Tarifa, indicando indícios de evasão fiscal, consistente na minoração de

recolhimento dos tributos incidentes sobre o lucro e faturamento (IRPJ, ISS,PIS, COFINS).

d) A tarifa portuária a ser paga pela Petrobras/RNEST para a movimentação de cargas da

Refinaria pelo PGL-03 é excessiva, haja vista que contempla uma parcela referente à utilização da

infraestrutura terrestre do Porto de Suape que foi integralmente construída e/ou custeada pela RNEST.

e) Foram concedidos adiantamentos, da parcela de recursos sem compensação, para Suape sem

que fosse apresentado qualquer tipo de garantias, em especial o montante de R$ 40.000.000,00

transferidos em 10/12/2010 em virtude da publicação do edital da Concorrência Internacional n.

22/2010 – Suape, relativa à dragagem e derrocagem do canal de acesso externo.

f) A Petrobras não realizou os estudos necessários para demonstrar que os seus investimentos em

Suape, sem ressarcimento, são adequados e se constituem na melhor alternativa econômica, pois não

considerou a hipótese de arrendamento da área do PGL-03 e custeio integral das obras que ora

financia, com ou sem ressarcimento.

Convém ressaltar que as constatações das alíneas “c”, “d” e “e” estão sendo tratadas em achados

específicos.

Página 147






Gabinete do Ministro-Substituto Weder de Oliveira

MINS-WDO Fls.

TC 007.318/2011-1

Natureza: Relatório de Auditoria (Fiscobras 2011)

Entidade: Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)

Sumário: Indícios de sobrepreço no contrato nº 0800.0055153.09-2.

Classificação como irregularidade grave com paralisação (IG-P).

Criação de apartado para tratar das irregularidades não relacionadas

ao escopo de auditoria do Fiscobras 2011. Não acolhimento da

proposta de audiência por descumprimento de determinação.

Despacho

Trata-se de auditoria realizada pela Secob-3 nas obras de construção da Refinaria Abreu e

Lima em Ipojuca/PE. Conforme o relatório de auditoria, o escopo foi assim definido:

“Integrou o escopo deste trabalho a coleta de elementos comprobatórios do cumprimento

de determinações exaradas nos Acórdãos 3044/2009-P, 642/2009-P, 271/2011-P, 3362/2010-P,

além de análises no procedimento de contratação e execução contratual do Contrato n.º

0800.0055153.09-2 - Dutos, por ter sido selecionado em função de critérios de materialidade,

relevância e criticidade, em prévio levantamento de auditoria.”

2. A equipe adicionou ao escopo da auditoria o exame do contrato n.º 0800.0000011.09-4,

referente ao termo de adiantamento de tarifas celebrado entre a RNEST e SUAPE.

3. Para esta auditoria foram propostas as seguintes questões:

“1 - A administração está tomando providências com vistas a regularizar a situação da

obra?

2 - O orçamento da obra encontra-se devidamente detalhado (planilha de quantitativos e

preços unitários) e acompanhado das composições de todos os custos unitários de seus serviços?

3 - Os quantitativos definidos no orçamento da obra são condizentes com os quantitativos

apresentados no projeto básico / executivo?

4 - Os preços dos serviços definidos no orçamento da obra são compatíveis com os valores

de mercado?”

4. As técnicas de auditoria empregadas para responder as questões formuladas produziram

achados assim descritos, sinteticamente:

“3.1 Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado;

3.2 Adoção de metodologia e/ou parâmetros econômicos inadequados para a definição da

viabilidade econômico-financeiras do empreendimento;

3.3 Adiantamento de pagamentos;

3.4 Projeto básico deficiente ou desatualizado;

3.5 Contratação direta antieconômica;

Para verificar as assinaturas, acesse www.tcu.gov.br/autenticidade, informando o código 47289909.

Página 148



8.6 - Decisão Monocrática - Confirmação de IG-P (item 10)





3.6 Descumprimento de determinação exarada pelo TCU;

3.7 Indício de evasão fiscal;

3.8 Critério de medição inadequado ou compatível com o objeto real pretendido.”

5. Com base nesses achados, a equipe de auditoria propõe:

“7.1 aplicar a multa prevista no inciso IV do art. 58 da Lei 8.443/92, c/c o inciso VII do

art. 268 do Regimento Interno do TCU, ao Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo, CPF

042.750.395-72, Presidente da Petrobras, em razão de descumprimento de determinação exarada

pelo TCU, constante do item 9.3 do Acórdão nº 3362/2010 - TCU - Plenário, de 08/12/2010,

prolatado no âmbito do Processo TC n° 009.830/2010-3; (3.6)

7.2 representar ao Presidente do Congresso Nacional, nos termos do §2º do art. 245 do

RITCU, para que sejam adotadas as medidas cabíveis em relação ao descumprimento da

determinação exarada pelo TCU, constante do item 9.3 do Acórdão nº 3362/2010 - TCU -

Plenário, de 08/12/2010, prolatado no âmbito do Processo TC n° 009.830/2010-3, pelo Sr. José

Sérgio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidente da Petrobras, consistente na

sonegação de documento a este Tribunal; (3.6)

7.3 determinar ao Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros- Suape, com

fulcro no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/92, que apresente, no prazo de 30 (trinta) dias, os

registros das hipotecas oferecidas em garantia dos valores repassados sem ressarcimento,

acompanhadas das ratificações das avaliações dos respectivos imóveis, conforme previsto no

item 2.2.4.1 do Termo de Adiantamento de Tarifas (contrato nº 8500.0000011.09-4); (3.3)

7.4 com fundamento no artigo 42, § 1º da Lei nº 8.443/92, c/c ao artigo 245, inciso II, do

Regimento Interno, sem prejuízo das sanções cabíveis, reiterar determinação constante do item

9.3 do Acórdão nº 3362/2010 - TCU, e, assim, assinar prazo de 15 dias para que a Petrobras

entregue cópias, em meio digital, do conjunto completo dos Estudos de Viabilidade Técnica,

Econômica e Ambiental referente ao empreendimento Refinaria Abreu e Lima (PE), conforme

prevê o Manual de Análise Empresarial de Projetos de Investimento da Petrobras (2006), o

Manual de Apresentação de Estudos de Viabilidade de Projetos de Grande Vulto, documento

aprovado pela Comissão de Monitoramento e Avaliação do Plano Plurianual 2008-2011 (CMA),

bem como o normativo interno da Petrobras - PG-12-SL/ECP-001, com as respectivas

aprovações das autoridades ou responsáveis competentes, acompanhado de: (3.6)

a) pacote de suporte à decisão em todos os níveis (FEL-1, FEL-2 e FEL-3), adotados pela

Petrobras, ou Laudos de Avaliação econômico-financeira ou, ainda, documentos que contenham

as informações sobre o EVTE;

b) planilhas eletrônicas desenvolvidas para avaliação econômico-financeira do

empreendimento, em meio magnético, com fórmulas discriminadas, sem a exigência de senhas

de acesso ou qualquer forma de bloqueio aos cálculos, e, quando for o caso, descrição do inter-

relacionamento das planilhas apresentadas, de acordo com o método de Fluxo de Caixa

Descontado (FCD);

c) estudo de demanda ou volume de venda desenvolvido a partir das características do

empreendimento, incluindo todas as receitas operacionais ou outras que venham a compor o total

de receitas, e, ainda, especificando a área de influência do projeto;

d) custos e despesas estimados para a prestação dos serviços ou para a produção;

e) projeção das receitas, dos custos e das despesas operacionais devidamente

fundamentada em premissas econômicas e financeiras;


Página 149







f) premissas econômicas e financeiras (ex: preço do produto ou do insumo, taxa de

câmbio, taxa de inflação, taxa de crescimento do PIB, etc.) utilizadas para projeção dos

componentes do fluxo de caixa fundamentadas em fontes oficiais ou, caso adote fontes não

oficiais, apresentar justificativas para tal medida;

g) investimentos a serem realizados, com data de referência e discriminados com

quantitativos e preços utilizados na orçamentação;

h) parâmetros a serem utilizados na definição da taxa de desconto ou da taxa mínima de

atratividade, acompanhados dos respectivos cálculos, critérios de definição e justificativas,

consistentes com a metodologia do WACC;

i) data-base e horizonte de projeção, conforme estabilização do fluxo de caixa;

j) cálculo e valor da perpetuidade, quando for o caso;

k) análise de sensibilidade das principais premissas que influenciam o fluxo de caixa;

l) parâmetros técnicos operacionais visando otimizar a capacidade de produção e de

ociosidade, para o mercado interno e o externo, que possibilite verificar as alternativas de

investimentos, comprovando-as sob o ponto de vista econômico-financeiro;

7.5 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A, da Refinaria Abreu e Lima

S.A. e do Consórcio Conduto-Egesa, CNPJ 11.207.104/0001-98, com fundamento no art. 5º,

inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se

manifestem, se assim desejarem, acerca do indício de sobrepreço de R$ 123.981.036,29

(24,03%) identificado no contrato nº 0800.0055153.09.2 – DUTOS, firmado com o Consórcio

Conduto-Egesa no valor total de R$ 649.950.831,20; (3.1)


S.A., do Governo do Estado de Pernambuco, do Complexo Industrial Portuário Governador

Eraldo Gueiros- Suape, da Agência Nacional de Transportes Aquaviários-Antaq e da Secretaria

Especial de Portos da Presidência da República-SEP/PR, com fundamento no art. 5º, inciso LV,

da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se manifestem, se assim

desejarem, acerca do valor excessivo de tarifa portuária considerado no equilíbrio econômico do

Termo de Adiantamento de Tarifa (contrato nº 8500.0000011.09-4), tendo em vista que: (3.2)

a) o valor da tarifa não leva em consideração os ganhos de eficiência na operação

portuária a serem obtidos pelas novas instalações a serem implantadas pela Petrobras no PGL-

03, e, de acordo com a Lei de Portos, os ganhos de eficiência dos portos devem ser

compartilhados com os usuários;

b) o valor da tarifa não leva em consideração que quem custeou as obras do PGL 3 foi a

Petrobras e, por essa razão, seria razoável que a Petrobras pagasse uma tarifa portuária menor

que os usuários que não aplicaram qualquer recurso;

c) o valor da tabela 3 do Porto de Suape, cobrado pelo uso da infraestrutura terrestre, é um

preço público e não pode ter por base de cálculo uma variável que não guarda correlação com o

grau de utilização do serviço - assim como no Porto de Santos, essa taxa deveria ser cobrada por

hora e não por tonelada;


S.A., do Governo do Estado de Pernambuco e do Complexo Industrial Portuário Governador

Eraldo Gueiros- Suape, com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na

Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca do não

ressarcimento por Suape dos valores que lhe foram antecipados indevidamente (recursos


Página 150







liberados por conta da publicação dos editais das licitações de Dragagem e Derrocamento do

Canal de Acesso Externo e Reforço dos Cabeços, em 10/12/2010, nos valores de R$

40.000.000,00 e R$ 8.676.000,00) no âmbito do Termo de Adiantamento de Tarifa (contrato nº

8500.0000011.09-4), informando, se for o caso, sobre a realização de novo aditivo para reaver os

rendimentos auferidos por Suape, sem justa causa, desde a data de sua liberação até a data de sua

efetiva aplicação (3.3);

7.8 promover oitiva do Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros- Suape

e da Secretaria Especial de Portos da Presidência da República-SEP/PR, com fundamento no art.

5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se

manifestem, se assim desejarem, acerca da possibilidade de duplicidade de repasses tendo em

vista que tanto o Termo de Adiantamento de Tarifa (contrato nº 8500.0000011.09-4) como o

convênio 588.697, firmado entre Suape e a Secretaria dos Portos, destinaram recursos para obras

de dragagem no Porto de Suape; (3.2)

7.9 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A e da Refinaria Abreu e Lima

S.A., com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº

3 do STF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca dos seguintes indícios de

irregularidades:

a) com relação ao contrato nº 0800.0055153.09.2 - DUTOS:

a.1) contrato celebrado com projeto básico deficiente e com falhas na definição do objeto,

contrariando o art 3º da resolução 360/91 - Confea e o item 1.3 do Decreto nº 2.745/98; (3.4)

a.2) não ter sido relicitado, com regras e definições mais claras para o mercado, o objeto

referente ao Contrato de DUTOS, com o objetivo de se obter proposta mais vantajosa para a

Estatal, tendo em vista que o histórico recente de contratações da RNEST assim sugere; (3.5)

b) com relação ao contrato nº 8500.0000011.09-4 - Termo de Adiantamento de Tarifa,

quando Suape, que inicialmente tinha se comprometido a executar as obras com recursos

próprios, ao informar que não poderia cumprir sua parte no acordo, por não ter conseguido

levantar os recursos necessários para as obras, foi premiada com financiamento de R$ 464

milhões à taxa pouco interessante de 8,65% a.a. e recebimento de R$ 365 milhões a título

gratuito, apesar de a Petrobras ter conhecimento de que (ver anexo 3):

b.1) com a obra realizada pela Petrobras, o Porto de Suape terá sua capacidade

operacional aumentada muitas vezes;

b.2) com a construção da refinaria pela Petrobras, o Porto de Suape garantiu que seu

volume de movimentação de carga (receita) vai, no mínimo, quintuplicar;

b.3) com a obra realizada pela Petrobras, a eficiência no (des)carregamento de granéis

líquidos vai aumentar enormemente, pois os dutos e bombas instalados pela Petrobras permitirão

que as operações ocorram em tempos muito menores;

b.4) com a movimentação de carga da refinaria no porto, a Petrobras deve garantir à

estatal Suape uma receita bruta de R$ 2,4 bilhões nos próximos 25 anos;

b.5) o negócio é lucrativo para o Porto de Suape ao ponto de essa estatal assumir dívidas

que deveriam ser do estado de Pernambuco (os R$ 145 milhões e os 40 milhões destinados às

obras das rodovias Express Way e PE-60, respectivamente);

7.10 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A e das empresas contratadas,

com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do

STF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca da constatação de que há nos contratos


Página 151







indicados abaixo as mesmas irregularidades apontadas no item 9.2 do Acórdão 271/2011

(inadequação do cálculo do valor devido a título de indenização por paralisações devidas a

ocorrência de chuvas, descargas atmosféricas e suas consequências): (3.8)

a) contrato nº 0800.0055153.09.2 - Dutos, Consórcio Conduto/Egesa, CNPJ

11.207.104/0001-98;

b) contrato nº 0800.0053453.09.2 - ETDI, Consórcio Egesa/Tkk, sob sua empresa líder,

Egesa Engenharia S.A., CNPJ 17.186.461/0001-01;

c) contrato nº 8500.0000080.10.2- Interligações Elétricas, Galvão Engenharia S/A, CNPJ

01.340.937/0001-79;

d) contrato 0800.0056431.10.2 - Caldeiras, Consórcio Ses/Montcalm, CNPJ

11.406.160/0001-51;

e) contrato nº 8500.0000058.09.2 – Infraestrutura civil, Consórcio Construcap/Progen,

CNPJ 11.040.123/0001-72;

f) contrato nº 8500.0000070.10.2 - Fornos UCR e nº 8500.0000072.10.2 - Reformadores

tubulares, Jaraguá Indústrias Mecânicas S/A, CNPJ 60.395.126/0001-34;

7.11 atribuir a classificação de documento sigiloso aos itens não digitalizáveis contidos

nas peças nº 40 e 41, do Processo TC 007.318/2011-1, a fim de resguardar a confidencialidade

das informações e atender ao disposto no § 3º, do art. 2º, da Portaria TCU nº 124/2010;

7.12 considerar, para efeito de franqueamento de vista e cópia dos autos, que:

a) a Petróleo Brasileiro S.A pode ter acesso irrestrito aos documentos constantes dos itens

não digitalizáveis constantes das peças n.º 40 e 41, do Processo TC 007.318/2011-1, bem como a

quaisquer outras evidências utilizadas neste relatório;

b) ao Consórcio Conduto-Egesa, , CNPJ:11.207.104/0001-98, poderá ser dado acesso aos

documentos inseridos na peça n.º 40, do Processo TC 007.318/2011-1 e às evidências não

sigilosas constante do relatório;

c) a todos os consórcios e empresas que tiverem interesse processual no feito, poderá ser

dado acesso às evidências não sigilosas utilizadas no relatório;

7.13 encaminhar cópia do Contrato nº 8500.0000011.09-4 - Termo de Adiantamento de

Tarifas, acompanhado de seus aditivos, à Secretaria de Receita Federal e à Prefeitura de Ipojuca,

no estado de Pernambuco, tendo em vista indícios de evasão fiscal consubstanciados na

utilização, na referida operação, de uma tarifa, para a movimentação de carga da RNEST

destinada à amortização da dívida contraída na operação de adiantamento de tarifas

(empréstimo), com valor artificialmente reduzido (R$ 1, 47/tonelada) frente à tarifa normal (R$

3,98/tonelada), eliminando o lucro real da PETROBRAS e diminuindo o valor dos tributos

incidentes sobre o faturamento e lucro real de SUAPE (ISS, PIS, COFINS, IRPJ), nos termos do

artigo 167, § 1º, I, do Código Civil Brasileiro (Lei nº 10406, de 10/01/2002); (3.7)

7.14 dar ciência do Acórdão que vier a ser proferido, bem como do Relatório e Voto que o

fundamentam, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, ao Departamento de

Polícia Federal, ao Ministério Público da União, à Secretaria da Receita Federal, à Prefeitura de

Ipojuca, no estado de Pernambuco, e ao Ministério das Minas e Energia, pasta à qual se vincula a

Petrobras;

7.15 comunicar à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do

Congresso Nacional que foram detectados, na presente fiscalização, indícios de irregularidades

que se enquadram no disposto no inciso IV do § 1º do art. 94 da Lei nº 12.017/2009 (LDO/2010)


Página 152







para o contrato nº 0800.0055153.09.2 - DUTOS, relativo à obra de Construção da Refinaria

Abreu e Lima em Recife, no estado de Pernambuco, e que seu saneamento depende de

repactuação contratual tendo sido estimado o total de potencial dano ao erário de R$

123.981.036,29 (cento e vinte e três mil novecentos e oitenta e um mil, trinta e seis reais, vinte e

nove centavos).”

II

6. O montante do sobrepreço preliminarmente apurado (Achado 3.1 Sobrepreço decorrente de

preços excessivos frente ao mercado) foi demonstrado pela equipe de auditoria da seguinte forma:

a. Valor da Estimativa da Petrobras

(Orçamento-base do Projeto)

R$ 544.297.727,52

b. Ajustes da Equipe de Auditoria R$ (28.327.932,61)

c. Valor da Estimativa Ajustada (a – b) R$ 515.969.794,91

d. Valor do Contrato R$ 639.950.831,20

e. Sobrepreço (d – c) R$ 123.981.036,29

7. Os itens que respondem pelo sobrepreço são:

a. Equip. Montagem + Veículos R$ (12.877.097,42)

b. Mão de obra direta (MOD) R$ (400.886,21)

c. Mão de Obra Indireta (MOI) R$ (2.603.300,87)

d. Alimentação R$ (618.386,72)

e. Transporte R$ (1.938.373,52)

f. Mobilização/Desmobilização `R$ (901.396,82)

g. Ferramental R$ (24.053,17)

h. BDI Serviços R$ (5.213.959,67)

i. Bens + BDI (Amostra 2) R$ (4.290.478,21)

j. Diferença entre o valor contratado e a

estimativa (orçamento-base do projeto)

da Petrobras

R$ (95.653.103,68)

8. Esse sobrepreço representa 24,03% do valor da estimativa (orçamento-base do projeto) da

ajustada e sua parte substancial é constituída pela “diferença entre o valor contratado e o orçamento-

base do projeto”, diferença que a Petrobrás admite seja superior em até 20% do valor do orçamento-

base.

9. A aceitabilidade dessa margem nos casos de contratação por empreitada por preço global

está sendo discutida nesta Corte no âmbito do TC 006.810/2011-0. No presente caso, a contratação

deu-se por preços unitários, razão pela qual a referida margem de 20% não foi admitida pela equipe de

auditoria.


Página 153







10. Assim, considerando atual jurisprudência deste Tribunal, e os exames empreendidos e

descritos no relatório, acolho a proposta da equipe de auditoria de classificar o sobrepreço apurado até

o momento como IG-P.

III

11. O achado 3.2 (Adoção de metodologia e/ou parâmetros econômicos inadequados para a

definição da viabilidade econômico-financeiras do empreendimento) refere-se à discussão do termo de

adiantamento de tarifas celebrado entre a RNEST e SUAPE, o achado 3.3 (Adiantamento de

pagamentos), aos adiantamentos realizados pela Petrobras com a finalidade de financiar a construção

da infraestrutura portuária e o achado 3.7 (Indício de evasão fiscal) é relativo a indícios de

irregularidade tributária em razão da tarifa discutida no achado 3.2.

12. Conforme relatado pela unidade técnica, “os recursos afetados por essa irregularidade não

têm origem no orçamento de investimentos, não pertencendo, portanto, ao objeto a que se refere o

artigo 94 da LDO2011.”

13. Esses achados não têm pertinência com o escopo típico das ações de fiscalização de

execução de obras. Logo, não devem ser discutidos neste processo.

14. Assim, determino o desentranhamento de todas as peças do TC 007.318/2011-1 que se

relacionam com os achados 3.2, 3.3 e 3.7 para formação de processo apartado, com a natureza de

representação, nos termos do art. 37 da Resolução nº191/2006.

IV

15. Relativamente ao achado 3.6 (Descumprimento de determinação exarada pelo TCU),

observo que a determinação foi feita por esta Corte no Acórdão TCU nº 3362/2010 (TC 009.830/2010-

3):

“9.3. Com fundamento no artigo 42, § 1º da Lei nº 8.443/92, c/c ao artigo 245, inciso II,

do Regimento Interno, assinar prazo de 15 dias para que a Petrobras entregue cópias, em meio

digital, do conjunto completo dos Estudos de Viabilidade Técnica, Econômica e Ambiental

referente ao empreendimento Refinaria Abreu e Lima (PE), conforme prevê o Manual de

Análise Empresarial de Projetos de Investimento da Petrobras (2006), o Manual de Apresentação

de Estudos de Viabilidade de Projetos de Grande Vulto, documento aprovado pela Comissão de

Monitoramento e Avaliação do Plano Plurianual 2008-2011 (CMA), bem como o normativo

interno da Petrobras - PG-12-SL/ECP-001, com as respectivas aprovações das autoridades ou

responsáveis competentes, acompanhado de:

9.3.1. pacote de suporte à decisão em todos os níveis (FEL-1, FEL-2 e FEL-3), adotados

pela Petrobras, ou Laudos de Avaliação econômico-financeira ou, ainda, documentos que

contenham as informações sobre o EVTE;

9.3.2. planilhas eletrônicas desenvolvidos para avaliação econômico-financeira do




Descontado (FCD);


Página 154







9.3.3. estudo de demanda ou volume de venda desenvolvido a partir das características do



9.3.4. custos e despesas estimados para a prestação dos serviços ou para a produção;

9.3.5. projeção das receitas, dos custos e das despesas operacionais devidamente


9.3.6. premissas econômicas e financeiras (ex: preço do produto ou do insumo, taxa de




9.3.7. investimentos a serem realizados, com data de referência e discriminado com


9.3.8. parâmetros a serem utilizados na definição da taxa de desconto ou da taxa mínima

de atratividade, acompanhados dos respectivos cálculos, critérios de definição e justificativas,


9.3.9. data-base e horizonte de projeção, conforme estabilização do fluxo de caixa;

9.3.10. cálculo e valor da perpetuidade, quando for o caso;

9.3.11. análise de sensibilidade das principais premissas que influenciam o fluxo de caixa;

9.3.12. parâmetros técnicos operacionais visando otimizar a capacidade de produção e de


investimentos, comprovando-as sob o ponto de vista econômico-financeiro.”

16. O referido processo não foi por mim relatado e o art. 14 da Resolução TCU nº 175/2005

determina que o processo de monitoramento será distribuído ao ministro ou ministro-substituto que

originalmente relatou a deliberação a ser monitorada.

17. Dessa forma, o monitoramento do cumprimento da determinação deveria ter sido executado

no âmbito de processo constituído para esse fim específico e sob a presidência do ministro relator do

processo no qual foi exarada a decisão a ser monitorada, ou do que o venha a substituir na forma

regulamentar.

18. Assim, a proposta da unidade técnica de aplicação de multa por descumprimento de

determinação deve ser formulada em outro processo, e não neste.

19. Oportuno ressaltar que a requisição dos EVTEs tem suscitado questionamentos por parte da

Petrobrás, os quais estão sendo objeto de avaliações conjuntas entre a empresa e este Tribunal, como

foi decidido em recente reunião havida no dia 13 deste mês entre o presidente da Petrobras e o

presidente deste Tribunal.

V

20. Ante o exposto, determino à Secob-3 que tome as providências necessárias à criação de

processo apartado, nos termos da seção III acima, e, a seguir, encaminhe os autos ao meu gabinete para

continuidade do exame das oitivas propostas pertinentes aos achados 3.1 (sobrepreço decorrente de


Página 155







preços excessivos frente ao mercado), 3.4 (projeto básico deficiente ou desatualizado), 3.5(contratação

direta antieconômica) e 3.8 (critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto real

pretendido).

Restituam-se os autos à Secob-3.

Brasília, 2011.

WEDER DE OLIVEIRA

RELATOR


Página 156







MINS-WDO Fls.

TC 007.318/2011-1

Natureza: Relatório de Auditoria (Fiscobras 2011)

Entidade: Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)

Sumário: Indícios de sobrepreço no contrato nº 0800.0055153.09-2.

Classificação como irregularidade grave com paralisação (IG-P).

Criação de apartado para tratar das irregularidades não relacionadas

ao escopo de auditoria do Fiscobras 2011. Não acolhimento da

proposta de audiência por descumprimento de determinação.

Despacho

Trata-se de auditoria realizada pela Secob-3 nas obras de construção da Refinaria Abreu e

Lima em Ipojuca/PE. Conforme o relatório de auditoria, o escopo foi assim definido:

“Integrou o escopo deste trabalho a coleta de elementos comprobatórios do cumprimento

de determinações exaradas nos Acórdãos 3044/2009-P, 642/2009-P, 271/2011-P, 3362/2010-P,

além de análises no procedimento de contratação e execução contratual do Contrato n.º

0800.0055153.09-2 - Dutos, por ter sido selecionado em função de critérios de materialidade,

relevância e criticidade, em prévio levantamento de auditoria.”

2. A equipe adicionou ao escopo da auditoria o exame do contrato n.º 0800.0000011.09-4,

referente ao termo de adiantamento de tarifas celebrado entre a RNEST e SUAPE.

3. Para esta auditoria foram propostas as seguintes questões:

“1 - A administração está tomando providências com vistas a regularizar a situação da

obra?

2 - O orçamento da obra encontra-se devidamente detalhado (planilha de quantitativos e

preços unitários) e acompanhado das composições de todos os custos unitários de seus serviços?

3 - Os quantitativos definidos no orçamento da obra são condizentes com os quantitativos

apresentados no projeto básico / executivo?

4 - Os preços dos serviços definidos no orçamento da obra são compatíveis com os valores

de mercado?”

4. As técnicas de auditoria empregadas para responder as questões formuladas produziram

achados assim descritos, sinteticamente:

“3.1 Sobrepreço decorrente de preços excessivos frente ao mercado;

3.2 Adoção de metodologia e/ou parâmetros econômicos inadequados para a definição da

viabilidade econômico-financeiras do empreendimento;

3.3 Adiantamento de pagamentos;

3.4 Projeto básico deficiente ou desatualizado;

3.5 Contratação direta antieconômica;


Página 157



8.7 - Despacho do Ministro-Relator.





3.6 Descumprimento de determinação exarada pelo TCU;

3.7 Indício de evasão fiscal;

3.8 Critério de medição inadequado ou compatível com o objeto real pretendido.”

5. Com base nesses achados, a equipe de auditoria propõe:

“7.1 aplicar a multa prevista no inciso IV do art. 58 da Lei 8.443/92, c/c o inciso VII do

art. 268 do Regimento Interno do TCU, ao Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo, CPF

042.750.395-72, Presidente da Petrobras, em razão de descumprimento de determinação exarada

pelo TCU, constante do item 9.3 do Acórdão nº 3362/2010 - TCU - Plenário, de 08/12/2010,

prolatado no âmbito do Processo TC n° 009.830/2010-3; (3.6)

7.2 representar ao Presidente do Congresso Nacional, nos termos do §2º do art. 245 do

RITCU, para que sejam adotadas as medidas cabíveis em relação ao descumprimento da

determinação exarada pelo TCU, constante do item 9.3 do Acórdão nº 3362/2010 - TCU -

Plenário, de 08/12/2010, prolatado no âmbito do Processo TC n° 009.830/2010-3, pelo Sr. José

Sérgio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidente da Petrobras, consistente na

sonegação de documento a este Tribunal; (3.6)

7.3 determinar ao Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros- Suape, com

fulcro no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/92, que apresente, no prazo de 30 (trinta) dias, os

registros das hipotecas oferecidas em garantia dos valores repassados sem ressarcimento,

acompanhadas das ratificações das avaliações dos respectivos imóveis, conforme previsto no

item 2.2.4.1 do Termo de Adiantamento de Tarifas (contrato nº 8500.0000011.09-4); (3.3)

7.4 com fundamento no artigo 42, § 1º da Lei nº 8.443/92, c/c ao artigo 245, inciso II, do

Regimento Interno, sem prejuízo das sanções cabíveis, reiterar determinação constante do item

9.3 do Acórdão nº 3362/2010 - TCU, e, assim, assinar prazo de 15 dias para que a Petrobras

entregue cópias, em meio digital, do conjunto completo dos Estudos de Viabilidade Técnica,

Econômica e Ambiental referente ao empreendimento Refinaria Abreu e Lima (PE), conforme

prevê o Manual de Análise Empresarial de Projetos de Investimento da Petrobras (2006), o

Manual de Apresentação de Estudos de Viabilidade de Projetos de Grande Vulto, documento

aprovado pela Comissão de Monitoramento e Avaliação do Plano Plurianual 2008-2011 (CMA),

bem como o normativo interno da Petrobras - PG-12-SL/ECP-001, com as respectivas

aprovações das autoridades ou responsáveis competentes, acompanhado de: (3.6)

a) pacote de suporte à decisão em todos os níveis (FEL-1, FEL-2 e FEL-3), adotados pela

Petrobras, ou Laudos de Avaliação econômico-financeira ou, ainda, documentos que contenham

as informações sobre o EVTE;

b) planilhas eletrônicas desenvolvidas para avaliação econômico-financeira do




Descontado (FCD);

c) estudo de demanda ou volume de venda desenvolvido a partir das características do



d) custos e despesas estimados para a prestação dos serviços ou para a produção;

e) projeção das receitas, dos custos e das despesas operacionais devidamente



Página 158







f) premissas econômicas e financeiras (ex: preço do produto ou do insumo, taxa de




g) investimentos a serem realizados, com data de referência e discriminados com


h) parâmetros a serem utilizados na definição da taxa de desconto ou da taxa mínima de

atratividade, acompanhados dos respectivos cálculos, critérios de definição e justificativas,


i) data-base e horizonte de projeção, conforme estabilização do fluxo de caixa;

j) cálculo e valor da perpetuidade, quando for o caso;

k) análise de sensibilidade das principais premissas que influenciam o fluxo de caixa;

l) parâmetros técnicos operacionais visando otimizar a capacidade de produção e de


investimentos, comprovando-as sob o ponto de vista econômico-financeiro;


S.A. e do Consórcio Conduto-Egesa, CNPJ 11.207.104/0001-98, com fundamento no art. 5º,

inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se

manifestem, se assim desejarem, acerca do indício de sobrepreço de R$ 123.981.036,29

(24,03%) identificado no contrato nº 0800.0055153.09.2 – DUTOS, firmado com o Consórcio

Conduto-Egesa no valor total de R$ 649.950.831,20; (3.1)


S.A., do Governo do Estado de Pernambuco, do Complexo Industrial Portuário Governador

Eraldo Gueiros- Suape, da Agência Nacional de Transportes Aquaviários-Antaq e da Secretaria

Especial de Portos da Presidência da República-SEP/PR, com fundamento no art. 5º, inciso LV,

da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se manifestem, se assim

desejarem, acerca do valor excessivo de tarifa portuária considerado no equilíbrio econômico do

Termo de Adiantamento de Tarifa (contrato nº 8500.0000011.09-4), tendo em vista que: (3.2)

a) o valor da tarifa não leva em consideração os ganhos de eficiência na operação

portuária a serem obtidos pelas novas instalações a serem implantadas pela Petrobras no PGL-

03, e, de acordo com a Lei de Portos, os ganhos de eficiência dos portos devem ser

compartilhados com os usuários;

b) o valor da tarifa não leva em consideração que quem custeou as obras do PGL 3 foi a

Petrobras e, por essa razão, seria razoável que a Petrobras pagasse uma tarifa portuária menor

que os usuários que não aplicaram qualquer recurso;

c) o valor da tabela 3 do Porto de Suape, cobrado pelo uso da infraestrutura terrestre, é um

preço público e não pode ter por base de cálculo uma variável que não guarda correlação com o

grau de utilização do serviço - assim como no Porto de Santos, essa taxa deveria ser cobrada por

hora e não por tonelada;


S.A., do Governo do Estado de Pernambuco e do Complexo Industrial Portuário Governador

Eraldo Gueiros- Suape, com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na

Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca do não

ressarcimento por Suape dos valores que lhe foram antecipados indevidamente (recursos


Página 159







liberados por conta da publicação dos editais das licitações de Dragagem e Derrocamento do

Canal de Acesso Externo e Reforço dos Cabeços, em 10/12/2010, nos valores de R$

40.000.000,00 e R$ 8.676.000,00) no âmbito do Termo de Adiantamento de Tarifa (contrato nº

8500.0000011.09-4), informando, se for o caso, sobre a realização de novo aditivo para reaver os

rendimentos auferidos por Suape, sem justa causa, desde a data de sua liberação até a data de sua

efetiva aplicação (3.3);

7.8 promover oitiva do Complexo Industrial Portuário Governador Eraldo Gueiros- Suape

e da Secretaria Especial de Portos da Presidência da República-SEP/PR, com fundamento no art.

5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do STF, para que se

manifestem, se assim desejarem, acerca da possibilidade de duplicidade de repasses tendo em

vista que tanto o Termo de Adiantamento de Tarifa (contrato nº 8500.0000011.09-4) como o

convênio 588.697, firmado entre Suape e a Secretaria dos Portos, destinaram recursos para obras

de dragagem no Porto de Suape; (3.2)

7.9 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A e da Refinaria Abreu e Lima

S.A., com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº

3 do STF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca dos seguintes indícios de

irregularidades:

a) com relação ao contrato nº 0800.0055153.09.2 - DUTOS:

a.1) contrato celebrado com projeto básico deficiente e com falhas na definição do objeto,

contrariando o art 3º da resolução 360/91 - Confea e o item 1.3 do Decreto nº 2.745/98; (3.4)

a.2) não ter sido relicitado, com regras e definições mais claras para o mercado, o objeto

referente ao Contrato de DUTOS, com o objetivo de se obter proposta mais vantajosa para a

Estatal, tendo em vista que o histórico recente de contratações da RNEST assim sugere; (3.5)

b) com relação ao contrato nº 8500.0000011.09-4 - Termo de Adiantamento de Tarifa,

quando Suape, que inicialmente tinha se comprometido a executar as obras com recursos

próprios, ao informar que não poderia cumprir sua parte no acordo, por não ter conseguido

levantar os recursos necessários para as obras, foi premiada com financiamento de R$ 464

milhões à taxa pouco interessante de 8,65% a.a. e recebimento de R$ 365 milhões a título

gratuito, apesar de a Petrobras ter conhecimento de que (ver anexo 3):

b.1) com a obra realizada pela Petrobras, o Porto de Suape terá sua capacidade

operacional aumentada muitas vezes;

b.2) com a construção da refinaria pela Petrobras, o Porto de Suape garantiu que seu

volume de movimentação de carga (receita) vai, no mínimo, quintuplicar;

b.3) com a obra realizada pela Petrobras, a eficiência no (des)carregamento de granéis

líquidos vai aumentar enormemente, pois os dutos e bombas instalados pela Petrobras permitirão

que as operações ocorram em tempos muito menores;

b.4) com a movimentação de carga da refinaria no porto, a Petrobras deve garantir à

estatal Suape uma receita bruta de R$ 2,4 bilhões nos próximos 25 anos;

b.5) o negócio é lucrativo para o Porto de Suape ao ponto de essa estatal assumir dívidas

que deveriam ser do estado de Pernambuco (os R$ 145 milhões e os 40 milhões destinados às

obras das rodovias Express Way e PE-60, respectivamente);

7.10 promover oitiva da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A e das empresas contratadas,

com fundamento no art. 5º, inciso LV, da Constituição Federal, e na Súmula Vinculante nº 3 do

STF, para que se manifestem, se assim desejarem, acerca da constatação de que há nos contratos


Página 160







indicados abaixo as mesmas irregularidades apontadas no item 9.2 do Acórdão 271/2011

(inadequação do cálculo do valor devido a título de indenização por paralisações devidas a

ocorrência de chuvas, descargas atmosféricas e suas consequências): (3.8)

a) contrato nº 0800.0055153.09.2 - Dutos, Consórcio Conduto/Egesa, CNPJ

11.207.104/0001-98;

b) contrato nº 0800.0053453.09.2 - ETDI, Consórcio Egesa/Tkk, sob sua empresa líder,

Egesa Engenharia S.A., CNPJ 17.186.461/0001-01;

c) contrato nº 8500.0000080.10.2- Interligações Elétricas, Galvão Engenharia S/A, CNPJ

01.340.937/0001-79;

d) contrato 0800.0056431.10.2 - Caldeiras, Consórcio Ses/Montcalm, CNPJ

11.406.160/0001-51;

e) contrato nº 8500.0000058.09.2 – Infraestrutura civil, Consórcio Construcap/Progen,

CNPJ 11.040.123/0001-72;

f) contrato nº 8500.0000070.10.2 - Fornos UCR e nº 8500.0000072.10.2 - Reformadores

tubulares, Jaraguá Indústrias Mecânicas S/A, CNPJ 60.395.126/0001-34;

7.11 atribuir a classificação de documento sigiloso aos itens não digitalizáveis contidos

nas peças nº 40 e 41, do Processo TC 007.318/2011-1, a fim de resguardar a confidencialidade

das informações e atender ao disposto no § 3º, do art. 2º, da Portaria TCU nº 124/2010;

7.12 considerar, para efeito de franqueamento de vista e cópia dos autos, que:

a) a Petróleo Brasileiro S.A pode ter acesso irrestrito aos documentos constantes dos itens

não digitalizáveis constantes das peças n.º 40 e 41, do Processo TC 007.318/2011-1, bem como a

quaisquer outras evidências utilizadas neste relatório;

b) ao Consórcio Conduto-Egesa, , CNPJ:11.207.104/0001-98, poderá ser dado acesso aos

documentos inseridos na peça n.º 40, do Processo TC 007.318/2011-1 e às evidências não

sigilosas constante do relatório;

c) a todos os consórcios e empresas que tiverem interesse processual no feito, poderá ser

dado acesso às evidências não sigilosas utilizadas no relatório;

7.13 encaminhar cópia do Contrato nº 8500.0000011.09-4 - Termo de Adiantamento de

Tarifas, acompanhado de seus aditivos, à Secretaria de Receita Federal e à Prefeitura de Ipojuca,

no estado de Pernambuco, tendo em vista indícios de evasão fiscal consubstanciados na

utilização, na referida operação, de uma tarifa, para a movimentação de carga da RNEST

destinada à amortização da dívida contraída na operação de adiantamento de tarifas

(empréstimo), com valor artificialmente reduzido (R$ 1, 47/tonelada) frente à tarifa normal (R$

3,98/tonelada), eliminando o lucro real da PETROBRAS e diminuindo o valor dos tributos

incidentes sobre o faturamento e lucro real de SUAPE (ISS, PIS, COFINS, IRPJ), nos termos do

artigo 167, § 1º, I, do Código Civil Brasileiro (Lei nº 10406, de 10/01/2002); (3.7)

7.14 dar ciência do Acórdão que vier a ser proferido, bem como do Relatório e Voto que o

fundamentam, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, ao Departamento de

Polícia Federal, ao Ministério Público da União, à Secretaria da Receita Federal, à Prefeitura de

Ipojuca, no estado de Pernambuco, e ao Ministério das Minas e Energia, pasta à qual se vincula a

Petrobras;

7.15 comunicar à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do

Congresso Nacional que foram detectados, na presente fiscalização, indícios de irregularidades

que se enquadram no disposto no inciso IV do § 1º do art. 94 da Lei nº 12.017/2009 (LDO/2010)


Página 161







para o contrato nº 0800.0055153.09.2 - DUTOS, relativo à obra de Construção da Refinaria

Abreu e Lima em Recife, no estado de Pernambuco, e que seu saneamento depende de

repactuação contratual tendo sido estimado o total de potencial dano ao erário de R$

123.981.036,29 (cento e vinte e três mil novecentos e oitenta e um mil, trinta e seis reais, vinte e

nove centavos).”

II

6. O montante do sobrepreço preliminarmente apurado (Achado 3.1 Sobrepreço decorrente de

preços excessivos frente ao mercado) foi demonstrado pela equipe de auditoria da seguinte forma:

a. Valor da Estimativa da Petrobras

(Orçamento-base do Projeto)

R$ 544.297.727,52

b. Ajustes da Equipe de Auditoria R$ (28.327.932,61)

c. Valor da Estimativa Ajustada (a – b) R$ 515.969.794,91

d. Valor do Contrato R$ 639.950.831,20

e. Sobrepreço (d – c) R$ 123.981.036,29

7. Os itens que respondem pelo sobrepreço são:

a. Equip. Montagem + Veículos R$ (12.877.097,42)

b. Mão de obra direta (MOD) R$ (400.886,21)

c. Mão de Obra Indireta (MOI) R$ (2.603.300,87)

d. Alimentação R$ (618.386,72)

e. Transporte R$ (1.938.373,52)

f. Mobilização/Desmobilização `R$ (901.396,82)

g. Ferramental R$ (24.053,17)

h. BDI Serviços R$ (5.213.959,67)

i. Bens + BDI (Amostra 2) R$ (4.290.478,21)

j. Diferença entre o valor contratado e a

estimativa (orçamento-base do projeto)

da Petrobras

R$ (95.653.103,68)

8. Esse sobrepreço representa 24,03% do valor da estimativa (orçamento-base do projeto) da

ajustada e sua parte substancial é constituída pela “diferença entre o valor contratado e o orçamento-

base do projeto”, diferença que a Petrobrás admite seja superior em até 20% do valor do orçamento-

base.

9. A aceitabilidade dessa margem nos casos de contratação por empreitada por preço global

está sendo discutida nesta Corte no âmbito do TC 006.810/2011-0. No presente caso, a contratação

deu-se por preços unitários, razão pela qual a referida margem de 20% não foi admitida pela equipe de

auditoria.


Página 162







10. Assim, considerando atual jurisprudência deste Tribunal, e os exames empreendidos e

descritos no relatório, acolho a proposta da equipe de auditoria de classificar o sobrepreço apurado até

o momento como IG-P.

III

11. O achado 3.2 (Adoção de metodologia e/ou parâmetros econômicos inadequados para a

definição da viabilidade econômico-financeiras do empreendimento) refere-se à discussão do termo de

adiantamento de tarifas celebrado entre a RNEST e SUAPE, o achado 3.3 (Adiantamento de

pagamentos), aos adiantamentos realizados pela Petrobras com a finalidade de financiar a construção

da infraestrutura portuária e o achado 3.7 (Indício de evasão fiscal) é relativo a indícios de

irregularidade tributária em razão da tarifa discutida no achado 3.2.

12. Conforme relatado pela unidade técnica, “os recursos afetados por essa irregularidade não

têm origem no orçamento de investimentos, não pertencendo, portanto, ao objeto a que se refere o

artigo 94 da LDO2011.”

13. Esses achados não têm pertinência com o escopo típico das ações de fiscalização de

execução de obras. Logo, não devem ser discutidos neste processo.

14. Assim, determino o desentranhamento de todas as peças do TC 007.318/2011-1 que se

relacionam com os achados 3.2, 3.3 e 3.7 para formação de processo apartado, com a natureza de

representação, nos termos do art. 37 da Resolução nº191/2006.

IV

15. Relativamente ao achado 3.6 (Descumprimento de determinação exarada pelo TCU),

observo que a determinação foi feita por esta Corte no Acórdão TCU nº 3362/2010 (TC 009.830/2010-

3):

“9.3. Com fundamento no artigo 42, § 1º da Lei nº 8.443/92, c/c ao artigo 245, inciso II,

do Regimento Interno, assinar prazo de 15 dias para que a Petrobras entregue cópias, em meio

digital, do conjunto completo dos Estudos de Viabilidade Técnica, Econômica e Ambiental

referente ao empreendimento Refinaria Abreu e Lima (PE), conforme prevê o Manual de

Análise Empresarial de Projetos de Investimento da Petrobras (2006), o Manual de Apresentação

de Estudos de Viabilidade de Projetos de Grande Vulto, documento aprovado pela Comissão de

Monitoramento e Avaliação do Plano Plurianual 2008-2011 (CMA), bem como o normativo

interno da Petrobras - PG-12-SL/ECP-001, com as respectivas aprovações das autoridades ou

responsáveis competentes, acompanhado de:

9.3.1. pacote de suporte à decisão em todos os níveis (FEL-1, FEL-2 e FEL-3), adotados

pela Petrobras, ou Laudos de Avaliação econômico-financeira ou, ainda, documentos que

contenham as informações sobre o EVTE;

9.3.2. planilhas eletrônicas desenvolvidos para avaliação econômico-financeira do




Descontado (FCD);


Página 163







9.3.3. estudo de demanda ou volume de venda desenvolvido a partir das características do



9.3.4. custos e despesas estimados para a prestação dos serviços ou para a produção;

9.3.5. projeção das receitas, dos custos e das despesas operacionais devidamente


9.3.6. premissas econômicas e financeiras (ex: preço do produto ou do insumo, taxa de




9.3.7. investimentos a serem realizados, com data de referência e discriminado com


9.3.8. parâmetros a serem utilizados na definição da taxa de desconto ou da taxa mínima

de atratividade, acompanhados dos respectivos cálculos, critérios de definição e justificativas,


9.3.9. data-base e horizonte de projeção, conforme estabilização do fluxo de caixa;

9.3.10. cálculo e valor da perpetuidade, quando for o caso;

9.3.11. análise de sensibilidade das principais premissas que influenciam o fluxo de caixa;

9.3.12. parâmetros técnicos operacionais visando otimizar a capacidade de produção e de


investimentos, comprovando-as sob o ponto de vista econômico-financeiro.”

16. O referido processo não foi por mim relatado e o art. 14 da Resolução TCU nº 175/2005

determina que o processo de monitoramento será distribuído ao ministro ou ministro-substituto que

originalmente relatou a deliberação a ser monitorada.

17. Dessa forma, o monitoramento do cumprimento da determinação deveria ter sido executado

no âmbito de processo constituído para esse fim específico e sob a presidência do ministro relator do

processo no qual foi exarada a decisão a ser monitorada, ou do que o venha a substituir na forma

regulamentar.

18. Assim, a proposta da unidade técnica de aplicação de multa por descumprimento de

determinação deve ser formulada em outro processo, e não neste.

19. Oportuno ressaltar que a requisição dos EVTEs tem suscitado questionamentos por parte da

Petrobrás, os quais estão sendo objeto de avaliações conjuntas entre a empresa e este Tribunal, como

foi decidido em recente reunião havida no dia 13 deste mês entre o presidente da Petrobras e o

presidente deste Tribunal.

V

20. Ante o exposto, determino à Secob-3 que tome as providências necessárias à criação de

processo apartado, nos termos da seção III acima, e, a seguir, encaminhe os autos ao meu gabinete para

continuidade do exame das oitivas propostas pertinentes aos achados 3.1 (sobrepreço decorrente de


Página 164







preços excessivos frente ao mercado), 3.4 (projeto básico deficiente ou desatualizado), 3.5(contratação

direta antieconômica) e 3.8 (critério de medição inadequado ou incompatível com o objeto real

pretendido).

Restituam-se os autos à Secob-3.

Brasília, 2011.

WEDER DE OLIVEIRA

RELATOR


Página 165







8.8 - Anexo Fotográfico

Desfile de Tubos - Km 5





Frente de Serviço Paralisada - Km 2 + 100





Fotos Relatório\Vista Aérea - Scraper I





Vista Aérea da Área de Apoio Avançado Transpetro - Base dos Tanques de SLOP





Vista Aérea do Canteiro Central



relatÓrio de fiscalizaÇÃo - sintÉtico€¦ · união/2008-2011, ldo união 2009, 2010 e 2011,...

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