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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
AVM FACULDADE INTEGRADA
O NOVO MARCO REGULATÓRIO DO PETRÓLEO E AS
PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS
Por: Leandro José Silva Cazeiro Castro
Orientador
Prof. William Lima Rocha
Rio de Janeiro
2012
UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
2
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
AVM FACULDADE INTEGRADA
O NOVO MARCO REGULATÓRIO DO PETRÓLEO E AS
PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS
Apresentação de monografia à AVM Faculdade
Integrada como requisito parcial para obtenção do
grau de especialista em Direito da Energia, Petróleo
e Gás.
Por: Leandro José Silva Cazeiro Castro
3
AGRADECIMENTOS
Agradeço aos meus amigos da
espiritualidade; aos meus pais, Yone e
Ricardo; minhas tias Norma e Carmem
e aos meus amigos da ASJUR-
SEDEIS, em especial ao Dr. William,
Drª. Selma e Dr. Anderson. Sem todos
vocês nada disso seria possível. Muito
obrigado.
4
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho aos meus amigos
espirituais; meus pais, Yone e Ricardo;
minhas tias Norma e Carmem e aos meus
amigos da ASJUR-SEDEIS, em especial
para o Dr. William, Drª Selma e Dr.
Anderson. Todos verdadeiros anjos em
minha vida.
5
RESUMO
O presente estudo volta sua atenção para o novo Marco regulatório do
petróleo e gás no Brasil.
Com a descoberta da camada Pré-sal e seu gigantesco potencial para
geração de riquezas, a União achou por bem alterar a forma contratual
estabelecida há 11 anos (Concessão) para regular a as atividades de petróleo
e gás.
O novo regime de Partilha buscou proteger as jazidas nacionais dos
investidores internacionais. Com isto, a forma de arrecadação das riquezas do
petróleo foi profundamente modificada.
Não obstante, além da alteração da forma de arrecadação os Entes não
produtores entenderam que tal riqueza deveria ser mais distribuída entre a
Federação, ignorando diversos fatores históricos e técnicos.
Em conclusão disto, Estados Produtores tiveram sua renda mensal
severamente prejudicada, possibilitando a ocorrência de “quebra” das contas
estaduais.
Em vista disto que o presente trabalho busca apresentar fatores que
deverão ser levados em consideração para a promoção desta distribuição da
renda petrolífera nacional.
6
METODOLOGIA
Os métodos utilizados no presente trabalho, foram por meio de busca
de informações em livros, arquivos publicados, dados oficiais divulgados pelo
Governo e pela imprensa.
Em vista disto obrigatório se faz o agradecimento a Secretaria de
Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços pelo
fornecimento de dados, informações e doutrinas que contribuíram
demasiadamente para a conclusão do presente trabalho.
7
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO 09
CAPÍTULO I - A Origem 10
1.1 – Coronel Drake 10 1.2 – Standart Oil 12 1.3 – Os motores à combustão e Período de Guerras 13 1.4 – Pós Guerra e a OPEP 14 1.5 – As variações de preços do petróleo ao longo da história 17
CAPÍTULO II – História no Brasil 20
CAPÍTULO III - Regimes de Exploração (clássicos) 30
3.1 – Partilha 30 3.1.1 – Características Gerais 31 3.1.2 – Peculiaridades da Partilha
Brasileira 33 3.2 – Concessão 36
3.3 – Prestação de Serviços ou Contratos de Riscos 37
3.4 – Joint Venture 38 3.5 – Licenças e Lease 40 3.6 – Cessão Onerosa 41 CAPÍTULO IV – Participações Governamentais 43
4.1 – Natureza Jurídica 43 4.2 – Espécies 44 4.2.1 – Na Concessão 44 4.2.2 – Na Partilha 45 CAPÍTULO V – Fatores a serem considerados
na distribuição das participações governamentais 47
6.1 – Ausência de concentração de riquezas 47 6.2 – Inversão de regra do ICMS 49 6.3 – Fundo de Participação (FPE) 51 6.4 – Impactos nos estados produtores 53 6.5 – Ausência de isonomia 54 6.6 – Aumento indireto proporcional de receita
dos Não-produtores 56
8
CONCLUSÃO 57
BIBLIOGRAFIA CITADA 58
9
INTRODUÇÃO
Com a descoberta de gigantescas reservas de petróleo na
plataforma continental, na camada do Pré-sal, houve a alteração do Marco
Regulatório do petróleo. Em função do elevado valor do “ouro negro” e pela
localização das reservas, todos os estados da Federação passaram a cogitar a
hipótese de serem beneficiários de tal riqueza, criando um intenso conflito
federativo por iniciarem uma modificação na distribuição das participações
governamentais.
Assim, com a introdução do novo marco regulatório na exploração
de petróleo e gás natural, o Pré-sal e o tão polêmico regime de Partilha
passam a ser os protagonistas do direito do petróleo brasileiro, deixando o
regime de concessão como forma secundária para balizar as relações entre o
Estado e as empresas exploradoras do “ouro negro”.
Ocorre que, com a introdução deste novo regime, as
participações governamentais sofrem significativas modificações (supressão da
Participação especial, redução das alíquotas de royalties para entes
produtores, dentre outras) e criam gigantescos impactos negativos nos
Estados e municípios produtores.
Neste ponto que o presente trabalha se debruça, uma vez que
uma das principais alegações para a modificação nas participações
governamentais omite informações e dados essenciais, criando um injusto
estigma para os estados da região sudeste como aqueles que detêm a
concentração da riqueza oriunda do petróleo.
CAPÍTULO I
10
A ORIGEM
.
O verdadeiro intuito do presente capítulo não busca um detalhamento
de nível acadêmico ou jurídico da história do petróleo, visa apenas possibilitar
ao leitor o entendimento e evolução desta gigantesca e milionária da indústria
petrolífera no mundo e, principalmente, no Brasil.
Composto por moléculas de carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos) o
petróleo, dentre as teorias existentes, é originado de restos orgânicos de seres
vivos que foram depositados ao longo de milhares de anos em camadas do
solo. Sua formação consiste, segundo geólogos, em um conjunto de processos
físico-químicos que resultam no tão famoso “ouro negro”.
Não há uma definição exata de quando o petróleo passou a ser
utilizado pelo ser humano, porém, durante a Antiguidade o petróleo possuía
diversos nomes e era utilizado de inúmeras formas. “Entre os Incas, recebeu a
alcunha de ‘goma da terra’, pelo seu aspecto denso. Pergaminhos egípcios,
datados de dezenas de séculos antes de Cristo, contêm ilustrações das
margens do Nilo, nas quais o povo do Egito é representado utilizando betume
para conservar os corpos dos faraós e protegê-los contra as investidas de
espíritos malignos”1. Outras importantes informações “são encontradas até
mesmo na bíblia: quando dá a Noé a ordem de constituir uma arca, Deus
manda que ele a calafete com betume por dentro e por fora; também o cesto
que protegeu Moisés do Nilo foi calafetado com betume e pez”2.
1.1 – Coronel Drake
Atravessando a história, passando pela Idade Média e Moderna, o
petróleo sempre esteve presente, de inúmeras formas, utilizado de diversos
modos (além do demonstrado no parágrafo anterior, há dados históricos que
permitem dizer que o petróleo tenha sido utilizado como produto para
1 QUINTAS, Humberto – QUITANS, Luiz Cézar P. A história do petróleo:no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro. Editora Freitas Bastos, 2009, p. 08. 2 NEIVA, Jucy. Conheça o petróleo. 6ª Edição. Rio de Janeiro: Expressão e Cultura.
11
pavimentação de ruas em Bagdá, de remédio para curar reumatismo nos
Estados Unidos, denominado em 1849 como “Kier Rock Oil” até ser utilizado
como óleo para iluminação).
Neste foco, apesar de séculos de presença na história, o ponto que é
descrito como o desencadeador do inestimável valor do petróleo ocorreu na
Pensilvânia, com o Coronel Edwin Drake.
Segundo historiadores, os primeiros poços de petróleo foram
perfurados na China, em Szechuan, em 347 a.C.. Se utilizando de brocas
artesanais, presas e varas, os chineses extraíam o hidrocarboneto para
evaporar a salmora e produzir sal, porém, o poço perfurado por Drake foi o
mais famoso e o que viabilizou a exploração de petróleo até os dias de hoje.
Nascido em Nova Iorque, Edwin Drake, após passar por diversos
ofícios, se tornou maquinista e, após se aposentar, investiu suas economias na
empresa de um amigo em Connecticut (Seneca Oil Company) que foi
constituída para extrair petróleo de exsudações3 na Pensilvânia.
Atuando como explorador de petróleo na Companhia, Drake, após
inúmeras tentativas de perfuração (chegando ao ponto da sua obstinação em
achar petróleo ser chamada de “loucura de Drake”), inovou a forma de
exploração utilizando equipamentos de perfuração de salinas, porém, as
paredes do poço desmoronavam e todo o trabalho era arruinado.
A partir disto, o Coronel Drake aplicou um método, utilizado até os dias
de hoje, que consistiu em revestir as paredes internas do poço com tubos de
ferro que acompanhavam a perfuração e mantinham o poço aberto enquanto
aumentava a profundidade.
Com este êxito, o poço, com profundidade de 20 metros, produzia
pouco (média de 25 barris por dia), todavia, o mais importante foi a
possibilidade de perfurar o solo com tal tática para encontrar petróleo.
3 Para melhor compreensão do termo, “Exsudação” consiste em um fenômeno natural pelo qual substâncias “transbordam”, chegando até a superfície, como suor. Tendo em vista as condições de temperatura e pressão para o nascimento do petróleo, o hidrocarboneto é empurrado para a superfície do solo que, quando não existem rochas armadilhas (trapas) para
12
Vale acrescentar que, devido à precariedade de infraestrutura para
armazenar o petróleo extraído, o produto, improvisadamente, era estocado em
barris de uísque disponíveis na proximidade. Daí surgiu a medida-padrão
adotada até os dias de hoje chamada barris de petróleo (159 litros).
Ao fim de sua vida, o Coronel Drake conseguiu reconhecimento e
enriquecimento com tal atividade, porém, em função de não ter patenteado sua
técnica de perfuração, sucumbiu à volatilidade do mercado do petróleo e
faleceu na pobreza, sendo inclusive enterrado em cova rasa.
1.2 - Stardart Oil
A partir do novo método implantado pelo Coronel Drake, bem como
pelo avanço nas técnicas de refino (demonstrando que aquele hidrocarboneto
extraído do solo, por meio de seu aquecimento, poderia ser dividido em
diversos outros valiosos produtos), o mundo passa a explorar o petróleo e o
transporte desta valiosa carga passa a ser um item essencial neste mercado,
em função disto, nasce e desponta a figura da Standart Oil e seu proprietário
Jonh Rockfeller.
Fundada em 1870, a Standart Oil consistia em uma companhia
verticalizada que além de refinar, também produzia, transportava e
comercializava petróleo.
Com uma gestão de táticas concorrenciais predatórias, a citada
empresa assumiu o posto de gigante do mercado, passando a ter uma extensa
cadeia de afiliadas ou coligadas.
Tais táticas para evitar a concorrência variavam entre monopólio de
preços até o emblemático caso em que Rockfeller ordenou que atravessassem
trens nas linhas de sua propriedade para evitar a passagem de óleo das rivais
para o outro lado.
Devido ao poder adquirido pela Standart Oil, o Governo Norte
americano passou a ficar preocupado com o resultado dessa expansão e “em
1991, a Suprema Corte condena a Standart Oil por violar as leis antitruste e
aprisioná-lo no subsolo, transbordam, ou seja, em síntese, a exsudação ocorre quando “o solo
13
por constituir um monopólio injustificável, obrigando a empresa a se dividir em
trinta e quatro companhias independentes, com diretorias e administradores
distintos.”4.
Aposentado à época da decisão do Governo dos Estados Unidos, John
Rockfeller se tornou acionista majoritário, detendo um quarto das ações das
empresas divididas. Com a valorização dos papéis, Rockfeller se tornou um
dos homens mais ricos da história, chegando à época a acumular uma riqueza,
proporcional à três vezes ao que o milionário Bill Gates possui atualmente.
Vale, por fim, dizer que a divisão da Standart Oil proporcionou a difusão
de seu conhecimento e tecnologia por todo o mundo, formando diversas novas
companhias de grande porte, dando origem às tão conhecidas sete irmãs.
1.3 – Os motores à combustão e Período de Guerras
Com a invenção e democratização da lâmpada elétrica por Thomas
Edson, o petróleo perde a importância como fonte de iluminação pública e
passa a desempenhar uma nova função quando surge a invenção do motor à
combustão.
“A indústria do petróleo não seria mais a mesma se não tivesse havido a
invenção dos motores e do automóvel, que tinham como combustível principal
o seu derivado, mudando irremediavelmente os hábitos e costumes da
sociedade, em especial da urbana. Foi com essa ‘máquina’, que veio substituir
a tração animal, que a humanidade pode presenciar um dos maiores impulsos
que a indústria petrolífera implantada necessitava para sua sedimentação e
manutenção por mais de um século”5.
Nesta esteira, a produção em escala do automóvel proporcionada por
Henry Ford, eleva exponencialmente a demanda por derivados do petróleo
(gasolina e diesel).
Não obstante, a criação de motores à combustão passa a ter utilidade
para os fins militares, alterando completamente a forma de batalha adotada
transpira petróleo”. 4 QUINTAS, Humberto – QUITANS, Luiz Cézar P. A história do petróleo: no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro. Editora Freitas Bastos, 2009, p. 40. 5 COSTA, Maria D’Assunção. Comentários à lei do petróleo: Lei federal nº 9.478, de 6-8-1997. 2ª Ed. – São Paulo: Editora Atlas, 2009, p. 14.
14
nos campos, concedendo dinamicidade e maior poder de destruição a quem
possuísse maior controle sobre o “ouro negro”.
Neste sentido, a ilustre Maria D´Assunção, citando Ilmar Penna
Marinho Jr. , destaca: “O petróleo – e toda a indústria dele dependente – já era
considerado o mais importante produto, mas as duas Grandes Guerras
realçaram sobremaneira a influência dos derivados do petróleo como
estratégia decisiva para as vitórias tanto no mar, como na terra e no ar. Neste
sentido, Ilmar Penna Marinho Jr. descreve as palavras de Lorde Curson,
membro do Gabinete Britânico de Guerra, em 1918: ‘Os aliados foram
conduzidos à vitória sobre as ondas do petróleo’ e completa: Com eles (os
derivados do petróleo), as tropas adquiriram mobilidade, os blindados
executariam movimentos profundos à retaguarda dos exércitos, os aviões
ganhariam maior autonomia de voo e as marinhas de guerra, maior raio de
ação”.6
A partir disto, o petróleo passou a ser visto como a célula propulsora
do desenvolvimento econômico, fazendo despertar inúmeros movimentos
nacionalistas e a criação da OPEP.
1.4 – Pós Guerra e a OPEP
Após a Segunda Grande Guerra, o petróleo deixou de ser apenas um
“mero combustível”, passando a representar poder tanto para adquirir,
arbitrariamente, algo de outro país, bem como se defender de eventual ataque
inimigo.
Neste ponto, a presença das Sete Irmãs7 no cenário mundial exercia
forte influência nos preços do petróleo, uma vez que detinha mais de 90% do
mercado mundial das jazidas mundiais, inclusive as do Oriente Médio (que
possuíam uma inestimável reserva de petróleo e seu território).
6 COSTA, Maria D’Assunção. Comentários à lei do petróleo: Lei federal nº 9.478, de 6-8-1997. 2ª Ed. – São Paulo: Editora Atlas, 2009, p. 15. 7 Título criado por Enrique Mattei, as 7 Irmãs consistiam em companhias de petróleo internacionais (IOC) que possuíam elevado poder no mercado petrolífero da época, que são: Standart Oil of New Jersey (atual ExxonMobil); Royal Dutch Shell; British Anglo-Persian Oil Company (atual BP); Standart Oil of New York (atual ExxonMobil); Texaco (atual Chevron); Stardart Oil of California (atual Chevron) e Gulf Oil (atual Chevon).
15
Tendo em vista a concentração das reservas nas mãos de poucos
personagens no cenário mundial, bem como a valorização do produto
“petróleo”, a insatisfação dos países produtores cresceu e foram iniciados
movimentos de nacionalistas a fim de garantir maior fatia do petróleo e dos
lucros obtidos a partir desta substância para o país. Em função disto, foram
criadas empresas petrolíferas nacionais (National Oil Companies - NOCs), bem
como aumento das participações governamentais e nacionalização de jazidas
e empresas.
Neste foco, pode-se citar como exemplos: o México (em 1938 o
Governo mexicano criou a empresa mexicana Petróleo Mexicano – Pemex); a
Venezuela (em 1943 foram feitas revisões nos contratos com as International
Oil Companies – IOCs e em 1948 implantou o contrato fifty-fifty, pelo qual o
Estado e as IOCs partilhariam, em caso de êxito, 50% do petróleo cada um); o
Irã, em 1951, nacionalizou a empresa Anglo-Iranian por meio da Lei de
Nacionalização (atitude esta que gerou insatisfação da Inglaterra que
estabeleceu embargos contra o Irã), dentre outros.
Ilustrando esta fase da história, a autora Daniela Couto Martins
destaca que “a criação de empresas petrolíferas nacionais, à época, era um
fenômeno global, pois os países, novamente influenciados pela guerra
(Segunda grande Guerra), concebiam o controle do petróleo como instrumento
de segurança nacional.”8
Nesta tentativa de preservar suas reservas, bem como de valorizar a
posição dos países produtores no cenário mundial, principalmente dos países
do Oriente Médio, foi criada, em 1960, em Bagdá, a Organização dos Países
Exportadores de Petróleo – OPEP.
Inicialmente composta por Irã, Iraque, Kuait, Arábia Saudita e
Venezuela, somaram-se à Organização Quatar (1961), Indonésia (1962 -
2009), Líbia (1962), Emirados Árabes (1967), Argélia (1969), Nigéria (1971),
Equador (1973 a 1992) e Gabão (1975 a 1994), a OPEP, detendo as
8 MARTINS, Daniela Couto. A regulação da indústria do petróleo segundo o modelo constitucional brasileiro. Belo Horizonte: Fórum, 2006. p. 18.
16
gigantescas reservas do Oriente Médio e com a dependência mundial
progressiva do petróleo, inverte o jogo de poderes com as IOCs, passando a
ditar regras no mercado petrolífero.
Neste sentido, “ao menor sinal de que as empresas de petróleo não
aceitariam as pesadas condições que impunha, a Organização dos Países
Exportadores de Petróleo ameaçava expulsá-las, aumentar as tarifas ou cortar
a produção. Com esta estratégia, os países da OPEP invalidariam a regra do
fifty-fifty, aumentando as suas margens de arrecadação para além da metade
da renda”9.
Devido ao cerceamento ditado pela OPEP, as empresas produtoras de
petróleo voltam seus olhos para a produção de petróleo no mar (Offshore). Os
custos de operação no mar eram altíssimos, bem como a tecnologia à época
tornava o desafio ainda maior. Todavia, devido às elevadas taxas da OPEP,
seus métodos e a prosperidade que a exploração offshore viria a oferecer,
motivou a exploração em águas profundas (atualmente consideradas rasas).
Segundo os festejados autores Humberto Quintas e Luiz César P.
Quintans, as “descobertas na Inglaterra aumentavam a importância do Mar do
Norte. Apenas a porção britânica da região já produzia, em 1975, mais óleo do
que a Argélia, a Líbia e a Nigéria juntas. A Indústria movia-se ao mar,
diminuindo em parte o ímpeto da OPEP” 10
Devido a tais acontecimentos, a balança, razoavelmente, se equilibra,
isto é, a OPEP continua exercendo uma forte influência sobre o mercado
petrolífero, contudo, com as descobertas de novas reservas pelo mundo sua
força é mitigada e o cenário mundial deixa de ter um poder absoluto de um dos
lados.
1.5 – As variações de preços do petróleo ao longo da história
Devido ao grande poder que o petróleo concedeu (e até hoje concede),
bem como a dependência mundial pela citada commoditie, os participantes
9 QUINTAS, Humberto – QUITANS, Luiz Cézar P. A história do petróleo: no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro. Editora Freitas Bastos, 2009, p. 51.
17
deste universo buscam incessantemente, no mínimo, manter o suprimento do
produto, abrindo mão, inclusive, de meios diplomáticos para atingir seus
objetivos. Assim foi em toda a história do petróleo.
Com diversos interesses em jogo o petróleo se torna um produto de
grande instabilidade econômica, sendo seu preço variado de acordo com as
forças de cada participante do jogo. A título exemplificativo, a geografia do
Estreito de Ormuz, uma das principais rotas de navios cargueiros, garante aos
países ali próximos um poderoso controle sobre a região, possibilitando,
inclusive, o controle de quem é permitido passar por ali. Em diversas ocasiões,
surgiram ameaças versando sobre afundar os navios que passassem por ali
com petróleo. Tal tática afeta diretamente no valor do barril de petróleo.
Além do exemplo acima citado, a balança de poder varia
constantemente, seja por uma nova área descoberta, seja por uma tecnologia
nova ou por variação nas condições financeira de países.
Neste foco, a título ilustrativo, vale acostar ao presente trabalho dois
gráficos que permitem uma melhor visualização do disposto neste subcapítulo:
Figura1
10 Ibdem. p. 52.
18
Fonte: <http://1.bp.blogspot.com/_nsjtt_FplXY/STnIEDINw5I/AAAAAAAAAOM/Dz_pORqN8c/s 400/Historico_petroleo.jpg>.
Fonte: <http://antonioluizcosta.sites.uol.com.br/grafico_petroleo.gif>
Por fim, surgem dúvidas para os especialistas a respeito do futuro
deste mercado: Quanto mais de petróleo ainda há no mundo? Qual será a
próxima tecnologia a ser inventada? Existem novas jazidas a serem
descobertas? Não há como prever, uma vez que cada resposta é tão frágil e
dependente de outra para ser confirmada. Como se pode observar nos
19
recentes acontecimentos da descoberta e possibilidade de exploração da
camada do Pré-Sal.
Antes, águas profundas não passavam de algumas centenas de
metros, nos dias de hoje, fala-se em quilômetros de profundidade, como se
observa na figura abaixo:
Fonte:< http://www.sindifastfood.org.br/site/images/stories/pre-sal-brasil.jpg>
O exemplo suscitado acima é a evolução da perfuração brasileira
apenas, mas é o suficiente para demonstrar o quanto se evoluiu nesta
indústria. Deste modo, a única certeza que se pode extrair da história é o fato
do petróleo ser finito e de que enquanto existir tal substância no mundo e
enquanto este mercado for altamente rentável, sempre haverá evolução e nova
adaptação.
CAPÍTULO II
PETRÓLEO NO BRASIL
20
.
Pequena perante a história geral, a história do Brasil com o petróleo já
possui mais de um século e retrata que, mesmo tendo começado tardiamente
a participar do universo petrolífero, o Brasil apresentou franca evolução neste
mercado.
Devido à falta de integração com a América do Norte e com a Europa, o
Brasil largou atrasado na corrida ao petróleo. Nos interiores do país, as
exsudações eram tratadas como crendices populares, tais como “fumos” que
brotavam da terra, água negra que pegava fogo, bem como atribuíam tal
acontecimento ao diabo em função do forte cheiro de enxofre que brotava da
substância. Nas capitais, em meados de 1858 (um ano antes da perfuração do
poço do Coronel Drake), o petróleo era apenas utilizado para iluminação.
Àquela época, a concessão para exploração do petróleo era solicitada
diretamente à autoridade imperial, que por meio de decreto,
discricionariamente negava ou autorizava ao particular a promover a atividade
exploratória. Vale dizer que, à época, tal atividade era feita apenas em locais
com exsudação, não havendo o que falar sobre perfuração de solo.
Fatos curiosos da época, levantados pelos i. autores, Humberto Quintas
e Luiz Cézar P Quitans11, foram a possibilidade dos próprios requerentes
definirem quais os minerais que seriam explorados, poderes ao requerente de
desapropriar terrenos particulares, bem como isenção de tributos para
importação de máquinas e equipamentos para lavra das substâncias
declaradas (embrião do REPETRO12).
11 QUINTAS, Humberto – QUITANS, Luiz Cézar P. A história do petróleo: no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro. Editora Freitas Bastos, 2009, p. 59 12 Segundo o site www.regimerepetro.com.br, acessado em 15/01/2012, o REPETRO consiste em “um regime aduaneiro especial, que permite a importação de equipamentos específicos, para serem utilizados diretamente nas atividades de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural, sem a incidência dos tributos federais – II, IPI, PIS e COFINS, além do adicional de frete para renovação da marinha mercante – AFRMM. Estes tributos permanecem com sua exigibilidade suspensa pelo período de utilização no regime, tendo sua extinção prevista no caso de re-exportação dos equipamentos admitidos no regime.”
21
Outro fator que merece atenção teve início em 1891 com a promulgação
da primeira Constituição republicana do país. Nela, o Estado não interferiria na
propriedade dos recursos minerais depositados no subsolo, sendo estes, em
regra, pertencentes ao proprietário da terra (salvo nos casos em que a lei
dispusesse o contrário). No entanto, a produção brasileira não havia
despontado.
Com estudos geológicos superficiais o Brasil não apresentava evolução
na exploração de petróleo. As conceções não evoluíam em função dos
resultados frustrados dos exploradores. Todavia, em 1882, surge uma
esperança de futuro na área petrolífera brasileira com a descoberta do famoso
campo de Bofete (município baiano).
Com uma profundidade de 488 metros e produzindo míseros dois barris
de petróleo, o campo de Bofete se tornou emblemático por mostrar aos
brasileiros que valeria investir no potencial petrolífero brasileiro. Em função
disto, em 1907, foi criado o Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil –
SGMB.
Com a criação do SGMB o setor petrolífero no Brasil passou a ser mais
organizado e foram feitos estudos com mapeamento geológico de regiões do
Brasil, principalmente nos Estados do Amazonas, Pará, Alagoas, Bahia, São
Paulo, Santa Catarina, Paraná e Rio Grande do Sul durante as décadas de 10
a 30.
Todavia, apesar da maior dedicação ao setor, os estudos não
apresentavam alto cunho técnico e, a partir disto, rumores davam conta de que
o potencial petrolífero brasileiro não era abundante.
Promulgada pelo primeiro governo de Getúlio Vargas, a Constituição de
1934 “previu que a pesquisa e a lavra de recursos minerais teriam que
obedecer as regras a serem instituídas por lei e determinou que a propriedade
do subsolo passaria a ser um bem da União. Ainda em 1934, o SGMB foi
reformado, passando a se chamar Departamento Nacional de Produção
22
Mineral (DNPM), entidade ativa até os dias atuais, ligada ao Ministério de
Minas e Energia.”13.
Vale aqui mencionar o Decreto-lei nº 395/38, que foi considerada uma
das primeiras legislações a tratar especificamente sobre petróleo no Brasil. O
citado Diploma legal, em sua ementa, “Declara de utilidade pública e regula a
importação, transporte, distribuição e comércio de petróleo bruto e seus
derivados, no território nacional, e bem assim a indústria da refinação de
petróleo importado ou produzido no país, e dá outras providências”
Não obstante, previsto no art. 4º do citado Decreto-lei, foi criado o
Conselho Nacional de Petróleo – CNP (“pai” do atual Conselho Nacional de
Política Energética – CNPE). O citado Conselho exerceu papel fundamental na
história, pois serviu como embrião para o desenvolvimento da regulação no
setor de energia, vez que, com sua criação, as jazidas do país passaram para
a esfera federal, sendo controladas e fiscalizadas pelo CNP.
Nesta época, segundo o i. autor Paulo P. Valois “durante o primeiro
governo de Vargas, a indústria petrolífera tornou-se estratégica para o
desenvolvimento do país devido à dependência que esse energético
representava para a sociedade da época em virtude do início da urbanização,
industrialização e da dependência do petróleo que esses fatos ocasionavam,
além dos efeitos da II Grande Guerra sobre as finanças brasileiras”14.
Em função da demanda e da dependência do Brasil por petróleo, o
Estado se mobilizou para nacionalizar o citado produto. Neste sentido, a
Constituição de 1937, em seu artigo 143, destacou:
“Art. 143 - As minas e demais riquezas do subsolo, bem como as quedas d'água constituem propriedade distinta da propriedade do solo para o efeito de exploração ou aproveitamento industrial. O aproveitamento industrial das minas e das jazidas minerais, das águas e da energia hidráulica, ainda
13 QUINTAS, Humberto – QUITANS, Luiz Cézar P. A história do petróleo: no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro. Editora Freitas Bastos, 2009, p. 62. 14 PIRES, Paulo Valois. A evolução do monopólio estatal do petróleo. Rio de Janeiro: Lumen Juris, 2000. p. 49.
23
que de propriedade privada, depende de autorização federal.
§ 1º - A autorização só poderá ser concedida a brasileiros, ou empresas constituídas por acionistas brasileiros, reservada ao proprietário preferência na exploração, ou participação nos lucros.
(...)”.
Conforme se extrai do dispositivo acima citado, destaca a ratificação na
retomada de propriedade sobre as reservas naturais do país pela União, bem
como demonstra uma proteção ao interesse público, uma vez que mesmo
havendo concessões para pessoas jurídicas, tais empresas deveriam ser
constituídas por brasileiros.
Na década de 40, mesmo com a frustração trazida pela falta de
produtividade dos poços de Bofete (1882), Lobato (1938) e demais poços
perfurados no país, surge o Campo de Candeias (1941), localizado na Bacia
do Recôncavo na Bahia. Tal poço foi considerado o primeiro poço
economicamente viável e permitiu a manutenção de pesquisas pelo CNP,
assim como viabilizou a perfuração de outros poços na região que somados
passaram a produzir 2,5 mil barris de petróleo por dia.
Com o otimismo trazido por tais descobertas, o país começa a criar o
sentimento nacionalista sobre o petróleo, sendo lançada à época a campanha
do “petróleo é nosso”. “Campanha defendida por Monteiro Lobato, foram
lançadas diversas obras pelo autor, tais como: “Geografia da Dona Benta”, O
escândalo do petróleo” e “O poço do Visconde”. A iniciativa de Monteiro Lobato
contribuiu para o movimento nacionalista bem como incentivar os jovens da
época a defender a causa.
Marco de extrema relevância na história brasileira do petróleo teve início
em 1953, com a publicação da Lei nº 2004/53. No referido diploma surgiu um
gigante brasileiro dos dias de hoje. Nasceu a Petróleo Brasileiro S.A. –
Petrobras, assim como o monopólio estatal.
Em vista disto, vale esclarecer que o monopólio estatal se restringia à
“(i) a exploração e a produção de petróleo e outros hidrocarbonetos; (ii) o refino
24
do petróleo – produzido no Brasil ou importado; (iii) o transporte marítimo de
petróleo ou derivados; e (iv) o transporte de petróleo ou derivados através de
dutos.”15. Não estavam abarcadas à época as atividades de importação e
exportação, que foram incorporadas posteriormente por Decreto.
Com isto, a produção brasileira passou a ficar nas mãos da CNP e da
Petrobras e apesar do avanço tecnológico proporcionado por estudos da citada
empresa, a produção de petróleo não acompanhava a demanda nacional. Em
função disto, na década de 60, os rumos mundiais de exploração foram
deslocados para o mar, para a produção Offshore. Em vista disto, em 1966, foi
construída a plataforma de perfuração Petrobras I, capaz de perfurar operar
em águas rasas (lâminas d’água de trinta metros aproximadamente).
Reforçando o espírito nacionalista, a Constituição de 1967 destaca, em
seu art. 162, que a pesquisa e a lavra de petróleo são monopólio da União,
enfatizando, neste contexto, os princípios da ONU de que a é de propriedade
das nações as riquezas do subsolo. Todavia, agravado pela crise do petróleo
na década de 70 (1973) e a dependência brasileira do hidrocarboneto
estrangeiro, nasce a ideia de realização dos chamados “contratos de risco”16.
A década de 80 apresentou o aperfeiçoamento da tecnologia na
indústria brasileira de petróleo, fazendo com que fosse possível explorar
petróleo em águas profundas e ultra profundas. Com isto, foram descobertos
os campos de Marimbá, Barracuda, Caratinga e os gigantes Albacora e Marlin.
Neste foco, a Constituição de 1988, ampliou o aspecto monopolista do
Estado sobre o tema petróleo brasileiro. Com sua promulgação, os contratos
de riscos foram extintos (exceto aqueles estavam em vigor à época da
promulgação, por força do art. 45, § único dos Atos e Disposições
Constitucionais Transitórias, da Constituição de 1988). Nesta linha, traçou,
ainda, em seu art. 175, princípios básicos do regime de concessão.
15 QUINTAS, Humberto – QUITANS, Luiz Cézar P. A história do petróleo: no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro. Editora Freitas Bastos, 2009, p. 67. 16 Consistiram em contratos de prestação de serviço celebrados entre a Petrobras e demais empresas privadas do ramo petrolífero que detinham tecnologia para promover os estudos e trabalhos exploratórios. Vale dizer que o monopólio era mantido, uma vez que tais empresas
25
Tanto controle Estatal sobre a indústria petrolífera trouxe reflexos
negativos para o referido mercado, conforme destaca o i. autor Luís Fernando
Barroso: “A falta de coordenação entre as diversas comissões, e a abrangência
desmensurada com que cada uma cuidou de seu tema, foram responsáveis
por uma das maiores vicissitudes da Constituição de 1988; as superposições e
o detalhismo minucioso, prolixo, casuístico, inteiramente impróprio para um
documento dessa natureza. De outra parte, geraram um texto com inúmeras
esquizofrenias ideológicas e densamente corporativo”17. A complexidade do
texto constitucional sobre o tema engessava o dinamismo necessário para
acompanhar a indústria petrolífera.
Antes de adentrar na década de 90, vale mencionar a Lei 7.990/89 que
“Institui, para os Estados, Distrito Federal e Municípios, compensação
financeira pelo resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos
hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais em seus
respectivos territórios, plataformas continental, mar territorial ou zona
econômica exclusiva, e dá outras providências. (Art. 21, XIX da CF)”. Com o
citado Diploma legal, o país passa a ter um código dispondo especificamente
sobre as participações governamentais, sendo adotado o critério estabelecido
até 1998, com a edição da Lei Geral de Petróleo.
Com o franco desenvolvimento deste mercado, a década de 90 foi uma
das que apresentou significativas transformações na história do petróleo
brasileira.
Neste foco, em 1995 destaca-se a Emenda Constitucional nº 9
introduziu no cenário nacional uma redução do Estado na iniciativa privada,
passando ter o papel de regulador e fiscalizador da atividade delegada. Assim
foi com a exploração de petróleo, “a Emenda mencionada acima permitiu à
União contratar empresas estatais ou privadas para exercer as atividades
econômicas da indústria do petróleo e exigiu a aprovação de uma lei
infraconstitucional que deveria garantir o fornecimento de derivados de
não alcançavam as etapas de produção, todavia, recebiam em contrapartida participação nos resultados. 17 BARROSO, Luís Roberto. O Direito Constitucional e a Efetividade de Suas Normas: Limites e Possibilidades da Constituição Brasileira. 5ª. Edição, ampl. e atual. Rio de Janeiro: Renovar, 2001, p. 42.
26
petróleo em todo o território nacional, especificar as condições das
contratações com as empresas e dispor sobre a estrutura e atribuições do
órgão regulador. Essa garantia de fornecimento fez parte do art. 238 da
Constituição Federal (...)”18.
Complementando o papel de regulador e fiscalizador, é publicada a Lei
9.478/97, popularmente conhecida como a Lei Geral do Petróleo.
O referido Diploma legal implementou o regime de Concessão para a
exploração de petróleo, definiu conceitos da indústria, criou a Agência Nacional
de Petróleo, Gás e Biocombustíveis – ANP, criou o Conselho Nacional de
Política Energética – CNPE (sucessor do CNP), regulamentou aspectos da
Petrobras, aperfeiçoou e definiu as participações governamentais, bem como
determinou uma vasta gama de regulamentação e procedimentos para o setor.
Com a abertura do setor upstream, o setor petrolífero brasileiro dá início
ao desenvolvimento, possibilitando, inclusive a autossuficiência do país,
alcançada em 2006.
Com a organização e o aperfeiçoamento de novas técnicas,
possibilitando o descobrimento de novas jazidas de petróleo, o país apresenta
uma expressiva taxa de crescimento de produção de hidrocarbonetos,
desmistificando o pessimismo uma vez latente na população brasileira.
Para facilitar a compreensão do exposto, torna-se oportuno destacar o
seguinte gráfico:
18 COSTA, Maria D’Assunção. Comentários à lei do petróleo: Lei federal nº 9.478, de 6-8-1997. 2ª Ed. – São Paulo: Editora Atlas, 2009, p. 51.
27
Fonte: Disponível em: http://www.scielo.br/img/revistas/rdgv/v5n2/15g01.gif.
Com a disposição do Estado em balizar o setor petrolífero, este
apresentou acentuada taxa de crescimento, fortalecimento e ganhou
credibilidade dos investidores internacionais.
Apostando no mercado petrolífero, o setor de pesquisa e
desenvolvimento de novas tecnologias buscava sempre evoluir a fim de
ampliar e otimizar a produção de petróleo. Em função disto, em 2005/2006,
cogitou-se a possibilidade de haver grandes reservas de petróleo na camada
denominada Pré-sal19 (destaca-se que a citada camada está localizada à
aproximadamente 7000 metros de profundidade).
19 O termo pré-sal refere-se a um conjunto de rochas localizadas nas porções marinhas de grande parte do litoral brasileiro, com potencial para a geração e acúmulo de petróleo. Convencionou-se chamar de pré-sal porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal, que em certas áreas da costa atinge espessuras de até 2.000m. O termo pré é utilizado porque, ao longo do tempo, essas rochas foram sendo depositadas antes da camada de sal. A profundidade total dessas rochas, que é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil metros. (disponível em: http://www.petrobras.com.br//minisite/presal/perguntas-respostas/index.asp).
28
Todavia, chegar à profundidade da citada camada demandaria novas
técnicas e recursos, exigiria vultosos investimentos e assunção de exacerbado
risco para garantir sucesso na pioneira empreitada.
Em vista disto, com o aumento do preço do barril de petróleo e o
desenvolvimento de novas técnicas e equipamentos, a Petrobras, em 2008,
obteve resultados positivos sobre a existência de petróleo de boa qualidade
(leve) na camada Pré-sal. Vale aqui destacar que tal coleta experimental foi
efetuada pela plataforma P-34 no campo de Jubarte, na Bacia de Campos20.
Com a confirmação da Petrobras de que possuía meios para explorar o
Pré-sal, o preço do barril de petróleo à época que garantiria um ótimo retorno
financeiro e o potencial que a citada camada demonstrava ter fizeram com que
o Pré-sal se tornasse a salvação do país.
A forte repercussão mundial das novas jazidas incentivou a União a
promover um novo marco regulatório a fim de proteger as reservas contra a
sede dos investidores de todo o mundo.
Com isto o Executivo Federal, com o intuito de alterar a forma de
contratação com as empresas do setor petrolífero, encaminhou quatro projetos
de Lei ao Congresso Nacional, que são: (i) PL nº 5.938/2009 (“Dispõe sobre a
exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção, em áreas do
Pré-Sal e em áreas estratégicas (...)) ”; (ii) PL nº 5.939/2009, (“autoriza o Poder
Executivo a criar a empresa pública denominada Empresa Brasileira de
Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – PETRO-SAL”); (iii) PL nº
5.940/2009 (“cria o Fundo Social – FS com a finalidade de congregar recursos
decorrentes da exploração do petróleo e constituir fonte regular de recursos
para a realização de projetos e programas nas áreas de combate à pobreza e
de desenvolvimento da educação, da cultura, da ciência e tecnologia e da
sustentabilidade ambiental”); e (iv) PL nº 5.941/2009 (que visa a capitalização
20 Cabe destacar que a eleição do campo Jubarte foi feita a partir de leituras sísmicas que demonstraram que a camada de sal presente naquela região era de 200 metros aproximadamente. Largura esta considerada pequena em relação aos demais campos brasileiros averiguados.
29
da Petrobras para enfrentar o novo universo do Pré-sal, autorizando a União a
ceder-lhe “o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da
Constituição”).
Após os trâmites do processo legislativo, os PLs 5.939/09 e 5.941/09,
foram sancionados e estão em vigor (Leis 12.304 – Criação da Empresa
Brasileira de Petróleo e Gás Natural S.A. - PETRO-SAL e 12.276/10 – Cessão
Onerosa, respectivamente).
O PL 5.940/2010 se tornou na Lei 12.351 (Lei da Partilha) e teve seus
dispositivos referentes a distribuição das participações governamentais
vetados pelo ex-Presidente Luís Inácio Lula da Silva
O PL 5938/2009, foi alterado por um substitutivo no Senado e se
transformou, ao fim de todas as discussões, no PL 2565/2011, foco do
presente trabalho, em função do seu conteúdo não demonstrar respeito às
normas e princípios constitucionais.
Por fim, faz-se necessário demonstrar, antes da explanação acerca da
polêmica gerada pelo desdobramento da distribuição das participações
governamentais no novo marco regulatório, os tipos de regime classicamente
conhecidos atualmente.
CAPÍTULO III
REGIMES DE EXPLORAÇÃO (CLÁSSICOS)
30
O presente capítulo visa apresentar as formas de contratação feitas pelo
Estado para balizar as suas relações com a empresa exploradora de petróleo,
tanto as IOCs quanto as Nos.
Deste modo, serão brevemente apresentadas neste capítulo as formas
clássicas de regimes de exploração mais adotados pelo mundo, com exceção
do regime de Partilha que será melhor esmiuçado tendo em vista o objeto do
presente trabalho.
3.1 – Partilha
Recentemente adotado no Brasil pela Lei 12.351/2010, o regime de
Partilha de produção (“PSA” ou “PSC”, na sigla em inglês) teve origem na
década de 60, motivado pelo sentimento nacionalista do pós 2ª Guerra
Mundial. Os países detentores de petróleo buscaram uma nova maneira de
valorizar seu papel no mercado petrolífero, assim como tentaram assegurar ao
máximo a propriedade dos seus minerais.
Vale aqui dizer que o citado regime é adotado com predominância na
Ásia e na África, conforme se pode observar na seguinte figura:
Fonte: http://blogprojetonacional.com.br/wp-content/uploads/2011/09/concess.jpg
Acerca do gráfico acima demonstrado, cumpre elucidar a posição do
Brasil quanto à forma de contrato adotada. In casu, o Brasil, após o
31
nascimento do regime de Partilha e de Cessão Onerosa, passa a ocupar a
posição de países que adotam o regime misto.
3.1.1 – Características Gerais
Consoante às características da Partilha, a mais impactante, ou que
denota maior diferença entre os demais adotados, situa-se na propriedade do
hidrocarboneto. Neste ponto, o citado regime determina que o petróleo retirado
é de propriedade do Estado concedente, sendo estipulado em contrato o
percentual que será repartido ao final da produção.
Parte da doutrina entende que o PSA é considerado um contrato de
prestação de serviços, uma vez que a propriedade do hidrocarboneto
permanece com o país concedente, isto é, a petroleira é contratada para
prestar o serviço de exploração, sendo remunerada apenas em caso de êxito,
onde o petróleo é dividido de acordo com o estabelecido em cláusula
contratual. Já outra parte entende que seria uma associação entre o Estado e
a empresa, ambos enveredando um esforço comum para obter petróleo,
havendo no final uma repartição dos lucros obtidos.
Em tempo, cabe esclarecer a classificação feita pela Partilha do óleo
extraído. O citado regime faz uma distinção do óleo extraído em cost oil e profit
oil (designados respectivamente pela Lei 12.351/2010 como “custo em óleo” e
“excedente em óleo”21). Tal distinção é essencial para este tipo de regime em
função da forma de remuneração da empresa exploradora de petróleo.
Ao assumir a atividade exploratória em países que adotam a Partilha, a
empresa assume totalmente os riscos da operação, podendo a empreitada ser
frustrada por poços que não são economicamente viáveis, tendo esta que
21 Conforme determinado pelo artigo 2º da Lei 12.351/2010, o custo em óleo consiste em: “parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, exigível unicamente em caso de descoberta comercial, correspondente aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações, sujeita a limites, prazos e condições estabelecidos em contrato. Já o excedente em óleo é considerado como: “parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos a ser repartida entre a União e o contratado, segundo critérios definidos em contrato, resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties devidos e, quando exigível, à participação de que trata o art. 43”.
32
arcar sozinha com todos os custos expendidos. Contudo, caso encontre o
hidrocarboneto pretendido, a empresa poderá recuperar seus gastos de
investimento (gastos previstos em contrato) com o cost oil. A partir desta
separação, o óleo que sobrar (profit oil) será repartido entre o Poder
concedente e a empresa, em percentagem prevista em contrato.
Deste modo, a remuneração do Estado consiste em, basicamente, em
todo o óleo, menos a parcela da empresa, bônus de assinatura, impostos e
participações governamentais (quando houver). Para a empresa, seria a soma
do cost oil com o profit oil cabível.
Neste sentido, preleciona a i. autora Marilda Rosado de Sá Ribeiro que
no regime de Partilha: “a estatal do país hospedeiro tem participação na
administração e a empresa privada, geralmente uma International Oil Company
– IOC, assume o risco da parte técnica e financeira da operação em uma
determinada área sob contrato; a produção pertence ao país hospedeiro; após
a recuperação dos custos, a produção é rateada entre a estatal e a IOC, de
acordo com percentual predeterminado; a renda da IOC é sujeita a tributação;
os equipamentos e instalações são propriedade do país hospedeiro”22
Ponto de grande relevância abordado pela festejada autora situa-se na
propriedade dos equipamentos após o período de exploração concedido pelo
Poder concedente. Neste caso, os equipamentos passam a ser de propriedade
do país.
Em vista disto, cumpre fazer uma crítica a respeito desta regra. A
exploração de petróleo, principalmente offshore, traz consigo inúmeros riscos e
impactos ambientais de curto, médio e longo prazo. Em média, a autorização
concedida às empresas exploradoras de petróleo tem duração de 20 a 30
anos, isto é, tais equipamentos serão utilizados em todo seu potencial por mais
de duas décadas, para ao fim do processo se tornarem propriedade do país
hospedeiro. Há que se ponderar que parte deste material pode ter uma vida útil
superior ao período concedido, porém, os desgastes sofridos pelo maquinário
22 RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo: As Joint Ventures na indústria do petróleo. 2ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2003, p. 163-164.
33
fazem crer que o Estado poderá se tornará um grade depósito de sucatas, ou
futuras sucatas, assim como, a remoção da aparelhagem poderá ser de
responsabilidade do novo proprietário, ou seja, do Poder concedente.
Vale elucidar que, conforme antes mencionado, o contrato de Partilha
permite uma melhor fiscalização do Poder concedente sobre a atividade
exploratória, uma vez que o petróleo extraído é de propriedade do Estado e,
por assim ser, necessita de uma fiscalização ostensiva sobre a atividade para
evitar eventuais desvios ou erros na hora de partilhar os lucros do
hidrocarboneto extraído.
Por fim, o regime de Partilha, assim como os demais, são Standards de
regulação da relação do Estado com as empresas petrolíferas, podendo haver
diversas peculiaridades em cada país, por óbvio, em função da unicidade de
costumes e legislações presentes em cada território.
3.1.2 – Peculiaridades da Partilha Brasileira
No Brasil, com a descoberta do Pré-sal no litoral e todo o seu potencial,
o Governo brasileiro buscou obter maior controle sobre suas reservas, uma vez
que os olhos do mundo se voltaram para essa descoberta brasileira, bem
como visou uma maior lucratividade com a atividade no país.
Vale acrescentar que o Pré-sal se apresentou como um “El dourado” do
petróleo, tendo em vista que só se tem plena certeza da existência do
hidrocarboneto após a perfuração e extração da rocha reservatório, bem como,
a média de êxito é de 1 para cada 10 poços furados, tal camada apresentou
um risco baixíssimo comparado ao risco que as reservas ordinárias brasileiras
ofereciam.
Em função das grandes chances de êxito, da abundância e qualidade de
petróleo no Pré-sal, o Governo brasileiro decidiu implementar uma nova era na
história do petróleo, implantando um novo regime para terras do pré-sal e
34
demais áreas estratégicas, conforme preceitua o artigo primeiro da Lei da
Partilha 23.
Com o novo marco regulatório de petróleo e gás implantado no Brasil, a
Partilha foi introduzida no cenário nacional pela Lei 12.351/2010, que, além de
criar o citado regime, criou o Fundo Social, modificou elementos para a
classificação do vencedor na licitação dentre outros aspectos.
Uma das principais peculiaridades presentes na Partilha brasileira está
no fato da participação obrigatória em todos os blocos leiloados da NOC
Brasileira, a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras.
Segundo destaca o art. 10, III, “c” c/c art. 20, todos da Lei 12.351, a
Petrobras deve, obrigatoriamente, participar de todos os blocos que serão
leiloados enquanto for regime de Partilha.
No caso em tela, a participação da NOC brasileira deverá ser de, no
mínimo, 30% (trinta por cento), podendo a Petrobras aumentar tal participação
por meio de proposta ofertada durante a rodada de licitações.
Não obstante, poderá a Petrobras ser contratada diretamente para
promover estudos exploratórios para avaliação de áreas (art. 7º da Lei
12.351/2010).
Acerca deste ponto, percebe-se, claramente, a intenção do Governo
brasileiro em possuir maior controle sobre suas reservas, bem como assegurar
uma maior participação nas riquezas proporcionadas pelas futuras atividades
no Pré-sal.
Todavia, cabe ponderar que tal passo, apesar de garantir um controle
maior da União, reduz a atratividade para eventuais investidores, bem como
atribui um pesado ônus à NOC brasileira, uma vez que a empresa será
solidária tanto nos casos de êxito, quanto nas hipóteses frustradas e ainda
mais, possui responsabilidade solidária em casos de acidentes ambientais e
demais prejuízos que a presente atividade possa gerar.
23 “Art. 1o Esta Lei dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas, cria o Fundo Social
35
Vale acrescentar que, em julho do ano passado, a Petrobras anunciou
seu Plano de Negócios 2011-2015 para arcar, dentre outros projetos, com os
custos do Pré-sal. Neste período, a NOC informou que o citado plano contaria
com investimentos totais de US$ 224,7 bilhões (R$ 389 bilhões), contemplando
um total de 688 projetos24.
Outro ponto da Partilha brasileira que chama atenção é a presença de
cobrança de royalties pela União.
Neste sentido, o estudo “(...) a grande diferença deste regime em
relação ao da Concessão, no que concerne às participações governamentais,
é que, regra geral, não há o pagamento de royalties.”25
Como dito anteriormente, os regimes clássicos são a base, a essência
para um governo estabelecer a relação com as empresas, podendo o Governo
local acrescentar ou suprimir mecanismos que melhor se adéquam às
peculiaridades do país. No caso brasileiro, há a possibilidade da cobrança de
royalties em função do Pré-sal ser extremamente atrativo, permanecendo
economicamente viável mesmo com cobranças extras.
Deste modo, devido ao baixo risco em achar petróleo no Pré-sal, bem
como a rentabilidade proporcionada pela citada área, mesmo com a cobrança
de royalties, cumulado com os impostos tradicionais e o bônus de assinatura,
não retiram a atratividade da exploração de petróleo na costa brasileira.
Para finalizar este tópico, vale citar a criação de um Fundo Social como
uma das principais peculiaridades do regime brasileiro.
Previsto no caput do 47 o Fundo social tem o objetivo de “O FS
constitui-se num instrumento essencial para maximizar os benefícios para o
País das receitas oriundas das atividades petrolíferas na área do pré-sal e em
áreas estratégicas, em função da natureza distinta destas em relação às
- FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos, e altera a Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997.” 24 Informações disponíveis em: http://www.petrobras.com.br/pt/noticias/conheca-nosso-plano-de-negocios-2011-2015/, acessado em 15/01/2012.
36
demais receitas governamentais. As principais diferenças dizem respeito: i) à
finitude de sua fonte de incidência, que se refere à exploração de um recurso
não renovável; ii) à sua volatilidade, uma vez que as receitas petrolíferas
dependem decisivamente dos preços de mercado do petróleo, seus derivados,
e do gás natural; e iii) ao fato de implicar o ingresso ao País de grandes
volumes de moeda estrangeira.”26.
O Fundo Social possui uma característica de uma poupança para o
país, assegurando que os recursos sejam utilizados de maneira consciente,
buscando evitar a tão temida Doença holandesa e garantir que os frutos
obtidos pela exploração do Pré-sal sejam usufruídos pelas próximas gerações.
3.2 – Concessão
Utilizado em outros países desenvolvidos como Estados Unidos,
Noruega e Canadá, o regime de Concessão para exploração de petróleo e gás,
no Brasil, foi criado pela Lei 9.478/97 e passou a ser utilizado para a
contratação de empresas para a exploração de petróleo e gás pela União.
Nesta forma contratual, o concessionário, sinteticamente, arremata um
bloco27, designado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
– ANP para desenvolver as atividades de perfuração e desenvolvimento. Para
isto, a empresa oferta, dentre outros quesitos solicitados (Programa
Exploratório Mínimo e Conteúdo Local), a participação governamental
denominada “bônus de assinatura”.
Após vencer o leilão do bloco, a empresa obtém o direito de desenvolver
suas atividades na área arrematada e, em função disto, tendo êxito em achar
25 Relatório sobre regimes jurídico-regulatórios e contratuais de E&P de petróleo realizado por Bain & Company e Tozzini Freire Advogados, disponível no site: http://www.tozzinifreire.com.br /portugues/Noticias/Relatorio_I_CD.pdf, acessado em 15/02/2012. 26 Trecho extraído da justificativa do Projeto de Lei 5.940/2009. Proposta original de criação do Fundo Social. 27 Conforme demonstra o art. 6º, XIII da Lei 9.478/97, Bloco consiste em “parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural”.
37
petróleo, passa a pagar sobre a produção outras participações
governamentais, quais sejam: royalties e as participações especiais. Não
obstante, cumpre citar também, como participação governamental, o
pagamento por ocupação ou por retenção da área.
A relação estabelecida entre o Poder cedente e o Cessionário possui
muito mais complexidade do que o demonstrado nos parágrafos anteriores,
porém, a intenção é focar nas participações governamentais, ponto nodal do
presente trabalho.
Neste modelo, tais participações constituem a principal forma de
remuneração da União, Estados e Municípios, sendo a primeira remunerada
por ser a proprietária do bem extraído e os demais por receberem os impactos
provocados pela atividade petrolífera (no caso os entes produtores).
Destaca-se, por fim, que a propriedade do hidrocarboneto é transferida
para a empresa exploradora a partir do ponto de medição, isto é, a empresa
recebe o óleo como forma de remuneração do serviço prestado, pagando ao
Poder concedente as participações governamentais e demais taxas e impostos
que incidem sobre a operação.
3.3 – Prestação de Serviços ou Contrato de Risco
O presente contrato consiste em estabelecer a simples relação do Poder
concedente com a NOC, onde esta possui total exclusividade na exploração e
produção de petróleo de todo o país, podendo a empresa nacional terceirizar
seus serviços para demais IOCs. O contrato de Prestação de Serviços é a
única forma de uma IOC participar da exploração de petróleo daquele país.
Pouco adotado no mundo petrolífero, esta forma de balizamento de
relações entre o país e a empresa exploradora de petróleo é pouco utilizada no
mundo, sendo comum no Irã, México e outros países do Oriente Médio.
Geralmente o contrato de prestação de serviços é utilizado quando o país
apresenta bastante resistência para investimentos estrangeiros.
38
A forma de remuneração da empresa é feito em moeda nacional ou
então com parte do óleo, cabendo toda a propriedade do óleo ao país.
Ressalte-se que em alguns casos é possível a empresa comprar a produção.
Vale dizer que o pagamento é feito periodicamente desde o início das
operações ou, quando houver cláusula de risco, do ponto inicial da descoberta
do petróleo (neste a empresa suporta todo o prejuízo em caso de exploração
frustrada).
A i. autora Marilda Rosado destaca que tal forma de abalizamento da
relação adotada no Brasil como Contratos de Risco, senão vejamos: “essa
modalidade contratual existiu no Brasil entre 1976 e 1988, quando do contexto
externo altamente desfavorável provocados pelos Choques de Petróleo,
ocasião em que o monopólio instituído pela Lei nº 2004/53 sofreu tênue
mitigação por meio dos Contratos de Risco, implementados no Brasil.”28
Por fim, acerca da propriedade dos bens utilizados, cabe esclarecer que
estes pertencem à NOC, podendo ser previsto em cláusula contratual a
reversão dos bens para o País hospedeiro.
.
3.4 – Joint Venture
A priori, cabe esclarecer que a Joint Venture não é considerado, em si,
um regime de outorga, tal como a concessão ou a partilha. No caso em tela, tal
forma de abalizamento contratual é utilizado na ausência de um regime
específico (regra geral). Sua presença neste capítulo é justificável em função
de demonstrar uma das formas de relação estabelecida entre o país
hospedeiro e as empresas exploradoras de petróleo, formando uma sociedade
distinta com propósito específico (SPE).
Esta modalidade, diferente das demais, permite que o Estado
hospedeiro, por meio de sua NOC, faça parte de todo o processo exploratório,
participando dos lucros e assumindo os riscos da empreitada.
28RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Novos rumos do Direito do Petróleo. Rio de Janeiro: Renovar, 2009, p. 160.
39
Cumpre explicitar que a presente relação marca presença na
Venezuela, bem como fez parte da história petrolífera nigeriana nas décadas
de 70 e 90.
Conforme preceitua a festejada autora Marilda Rosado: “Modalidade de
associação reexportada pelas IOCs de suas associações internas, para
permitir também à estatal do país hospedeiro a participação nos riscos e nos
resultados da operação petrolífera; convergência de interesses dos sócios; a
participação do sócio estatal impõe à joint venture certas condições de fundo,
notadamente sobre o regime da propriedade e do controle, caso a caso, sobre
participação da estatal na administração e decisões, treinamento de mão-de-
obra local, transferência de tecnologia e outros (...)”29.
O ponto marcante deste regime está no fato da convergência de
interesses entre os partícipes, permitindo que o Estado, por meio de sua NOC,
assuma os riscos da exploração. Em troca, o compartilhamento de
informações e tecnologias.
A respeito da propriedade do hidrocarboneto, enquanto permanecendo
no solo, são de propriedade do Estado, após sua extração, é repartido entre
ambos conforme previsão contratual.
Vale dizer que, como forma de retribuição à permissão do país
hospedeiro em explorar suas jazidas, há a presença de government take na
citada relação.
Por fim, acerca da propriedade dos equipamentos ao fim da exploração,
vale transcrever o disposto no estudo promovido pelo “Como o regime de Joint
Venture é refletido na constituição de uma sociedade com personalidade
jurídica própria, os ativos e instalações utilizados nas operações serão
adquiridos diretamente pela SPE, sendo de sua propriedade, ou,
alternativamente, poderão servir como contribuição de capital social pelos
sócios. Além disso, como o período de duração da SPE é delimitado (vinculado
ao prazo do projeto de E&P), quando do término do prazo do contrato social há
29RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo: As Joint Ventures na indústria do petróleo. 2ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2003, p. 163.
40
a necessidade de liquidação da sociedade e distribuição de seus ativos aos
sócios (ou a sua utilização para pagamentos das dívidas sociais)”30.
3.5 – Licenças e Lease Forma contratual pouco mencionada na doutrina, a Licença é adotada
no Mar do Norte como uma opção que permite um forte controle nas atividades
exploratórias.
Segundo Marilda Rosado, tal forma contratual “tem detalhadas
disposições na lei de petróleo do país hospedeiro que suprem as disposições
mais simplificadas do contrato firmado, através de sua estatal ou do órgão
ministerial de supervisão, tem forte ingerência sobre o mecanismo decisório,
prazos, especificação dos programas mínimos e obrigações financeiras das
IOCs e até, em alguns casos, dos parceiros com os quais estas deverão se
associar em cada operação; a regulamentação ambiental e as normas de
segurança no trabalho passaram a assumir peso significativo nos custos da
operação e até nas especificações sobre a concepção dos equipamentos e
abandono das instalações.”31
No que tange ao Lease, tal regime está presente especificamente nos
Estados Unidos. Sua estrutura é similar à licença, diferenciando-se no fato do
dono da terra ser também proprietário dos direitos de exploração dos recursos
minerais do subsolo, segundo prevê a legislação norte americana.
3.6 – Cessão Onerosa
30 Relatório sobre regimes jurídico-regulatórios e contratuais de E&P de petróleo realizado por Bain & Company e Tozzini Freire Advogados, p. 396-397, disponível no site: http://www.tozzinifreire. com.br/portugues/Noticias/Relatorio_I_CD.pdf , acessado em 16/02/2012. 31 RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo: As Joint Ventures na indústria do petróleo. 2ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2003, p. 164.
41
Parte da doutrina não a considera como um regime de exploração,
tratando-se apenas de uma operação contábil promovida pelo Brasil para
capitalizar sua NOC, qual seja, a Petrobras. A verdade é que foi criada
legislação específica que cede onerosamente uma considerável quantia de
petróleo para a empresa petrolífera nacional, em função disto, a Cessão
Onerosa será tratada neste trabalho como um regime de exploração, ainda
que extraordinário.
A Lei 12.276, de 30 de junho de 2010, fez parte da iniciativa do Governo
brasileiro em alterar o marco regulatório do petróleo e do gás. O citado
Diploma legal autoriza a União a ceder onerosamente, dispensado de licitação,
à sua NOC, até 5 bilhões de barris em campos localizados no Pré-sal pré-
definidos em contrato. Tal feito se deu por meio de uma operação financeira
“neutra” onde a União, com títulos da dívida pública, aumentou sua
participação na empresa e, posteriormente, cedeu áreas do Pré-sal32, tendo
como contrapartida o resgaste dos citados títulos.
Vale aqui mencionar que tal operação ocorreu em função da
necessidade de capitalização da NOC, em função da Petrobras estar atingindo
seu nível máximo de endividamento, (a empresa já estava com nível de 34%,
onde o limite era de 35%), bem como para possibilitar a empresa a enfrentar
os novos desafios do Pré-sal que estavam sendo impostos pelo novo marco
regulatório.
Acerca do regime, cumpre aqui destacar o papel das participações
governamentais neste regime e a polêmica envolvida. Conforme preceitua o
artigo 5º da Lei 12.276/2010, foram previstos apenas royalties como forma de
government take, não elucidando se tal parcela seria exclusiva ou se seria
cumulativa às previstas nas demais leis que regulamentam a atividade
petrolífera brasileira. Em função disto surgiu a seguinte questão: tendo em
vista a omissão da citada lei, as participações especiais são devidas na
Cessão Onerosa?
32 As áreas acordadas foram os campos de: Florim, Franco, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul deTupi, Nordeste de Tupi e uma contingente Peroba
42
Considerando que, praticamente, 80% dos campos pré-selecionados
eram localizados nos limites territoriais do Rio de Janeiro, o Governo
Fluminense, após declaração da Petrobras informando que não eram devidas
as Participações Especiais, bem como declaração do Presidente da Estatal, à
época, informando que tais participações já haviam sido pagas durante a
operação contábil, ingressou com Ação Direta de Inconstitucionalidade (nº
4492), requerendo interpretação conforme a Constituição para que as
Participações Especiais fossem devidas ao Estado.
Atualmente, a citada ação está pendente de julgamento, tendo a
Câmara dos Deputados, o Senado Federal e a União se manifestado em
sentido negativo à presença de outras parcelas de remuneração do governo
senão os royalties.
Vale dizer que o contato celebrado entre a União e a Petrobras tem
prazo de vigência de 40 (quarenta) anos, prorrogáveis por mais 5 (cinco) anos.
Destarte, após uma breve explanação acerca dos regimes mais
utilizados pelo mundo (clássicos), faz-se necessária uma sintética identificação
e explanação sobre as participações governamentais.
CAPÍTULO IV
PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS
.
4.1- Natureza Jurídica
Antes de adentrar ao mérito do presente trabalho, vale mencionar
43
brevemente a natureza jurídica deste tipo de receita.
Conforme julgado no Supremo Tribunal Federal, as participações
governamentais são consideradas receitas originárias, senão vejamos:
“Embora os recursos naturais da plataforma continental e os recursos minerais sejam bens da União (CF, art. 20, V e IX), a participação ou compensação aos Estados, Distrito Federal e Municípios no resultado da exploração de petróleo, xisto betuminoso e gás natural são receitas originárias destes últimos entes federativos (CF, art. 20, § 1º). (...) É inaplicável, ao caso, o disposto no art. 71, VI da Carta Magna que se refere, especificamente, ao repasse efetuado pela União - mediante convênio, acordo ou ajuste - de recursos originariamente federais.”33
Em vista disto, tais receitas devem ser encaminhadas diretamente a
quem tiver direito de recebê-las, não havendo qualquer intermediário ou
intervenção nesta fonte.
Vale dizer que tais receitas ficam submetidas à fiscalização dos
Tribunais de Contas Estaduais, não havendo qualquer interferência do Tribunal
de Contas da União.
4.2- Espécies
4.2.1 – Na Concessão
Segundo preceitua a Lei 9.478, de 6 de agosto de 1997, são previstas
quatro tipos de participações governamentais, quais sejam: (i) Bônus de
assinatura; (ii) Royalties; (iii) Participação Especial e (iv) Pagamento pela
ocupação e retenção da área.
33 STF, MS 24.312/DF, Rel. Min.Ellen Gracie, DJ 19.12.2003.
44
O Bônus de assinatura representa um dos quesitos para classificação
do vencedor da licitação (demais itens são o Programa Exploratório Mínimo –
PEM e o Conteúdo Local), consistindo em um valor ofertado pela empresa
para arrematar o bloco leiloado, conforme preceitua o art. 46 da referida Lei34.
No tocante aos Royalties, previstos no art. 47 da Lei Geral de Petróleo
Brasileira, tal participação governamental consiste em “Compensação
financeira devida pelos concessionários, paga mensalmente, com relação a
cada campo, a partir do mês em que ocorrer a respectiva data de início da
produção, sendo distribuída entre estados, municípios, Comando da Marinha
do Brasil, Ministério da Ciência e Tecnologia e um Fundo Especial,
administrado pelo Ministério da Fazenda”35.
Ainda sobre a referida participação governamental, sua distribuição é
feita de acordo com o local onde é feita a exploração (onshore ou offshore),
bem como leva em consideração o risco exploratório do local para fixação de
alíquotas.
Sobre as Participações Especiais, com previsão no art. 50 da Lei
9.478/97 e regulado pelo Decreto 2.705/98, estas são consideradas
extraordinárias, sendo devidas em casos onde a produção de petróleo alcança
grandes volumes de produção ou de rentabilidade. Seu pagamento incide na
produção do poço e é exigida trimestralmente. Suas alíquotas são variáveis
(entre 10% e 40%) e progressivas e de acordo com a localização da lavra, o
número de anos de produção, e o respectivo volume de produção trimestral
fiscalizada.
Cumpre salientar que a Participação Especial representa a maior
parcela obtida por um Estado produtor, superando a arrecadação de royalties,
bem como foi criada para balancear a relação entre o País hospedeiro e a
empresa exploradora de petróleo, uma vez que não se sabe o quanto será
34 “Art. 46. O bônus de assinatura terá seu valor mínimo estabelecido no edital e corresponderá ao pagamento ofertado na proposta para obtenção da concessão, devendo ser pago no ato da assinatura do contrato.” 35 Definição extraída do Glossário da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, disponível no site http://www.anp.gov.br/?id=582#r, acesso em 16/02/12.
45
produzido no momento de assinatura do contrato, assim, caso as expectativas
sejam superadas as PEs permitem ao Estado arrecadar mais e evitar um lucro
exacerbado do particular.
Por fim, o Pagamento pela ocupação ou retenção de área, conforme
definido pelo art. 28 do Decreto 2.705/98, consiste em um pagamento efetuado
pelo concessionário por ocupação ou retenção da área concedida. Seu intuito
é de evitar a ociosidade da empresa caso arremate um bloco, motivando-a a
exercer atividades na respectiva área. A mero título explicativo pode-se
concluir que se assemelha a um aluguel por estar ocupando ou retendo tal
área.
4.2.2 – Na Partilha
O regime de Partilha brasileiro reduziu drasticamente o número de
participações governamentais sendo devidas apenas o Bônus de Assinatura e
Royalties.
Previsto no art. 42 da Lei 12.351/2010, o Bônus de Assinatura, manteve
seu conceito inalterado, consistindo em um valor fixo ofertado pela empresa no
momento da arrematação e pago no momento da celebração do contrato de
Partilha.
No tocante aos royalties, estes permanecem com sua natureza
inalterada, todavia, sua distribuição e alíquotas foram alteradas de modo a
conceder uma parcela maior aos demais Entes da Federação, isto é, aqueles
não produtores de petróleo.
Atualmente, os royalties, na Partilha, não possuem distribuição definida
em função de veto presidencial, efetuado no final do ano de 2010, do artigo
que tratava sobre a repartição da participação em tela, sendo o tema objeto de
acaloradas discussões entre Entes Produtores e não produtores no Congresso
Nacional. Cumpre informar que o debate está materializado no Projeto de Lei
2565/2011, aprovado no Senado Federal e ainda em discussão na Câmara
dos Deputados.
Cumpre aqui observar que a supressão das Particpações Especiais é
expressa, conforme art. 44 da Lei de Partilha, dando lugar à figura do profit oil,
46
com a essencial diferença que tal parcela só será devida à União Federal, não
cabendo um centavo sequer aos Entes Produtores.
Em função desta substituição de forma de arrecadação de riquezas do
petróleo, os Entes produtores são extremamemente prejudicados, correndo o
risco de “quebrarem” em função da retirada de uma receita já incorporada ao
seu orçamento para arcar com as despesas proporcionadas pela implantação
da indústria do petróleo, bem como os Entes não produtores recebem um
indigno e desproporcional enriquecimento em suas receitas, sem possuir ônus
algum (leia-se ônus ambientais, sociais, econômicos e demais criados pela
instalação da indústria petrolífera) para passarem a receber tal quantia.
Deste modo, o capítulo seguinte visa demonstrar alguns dos principais
fatores que, esquecidos pelos Entes não produtores, devem ser levados em
consideração para uma repartição justa e honesta das riquezas extraídas do
petróleo.
CAPÍTULO V
FATORES A SEREM CONSIDERADOS NA DISTRIBUIÇÃO DAS
PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS
.
6.1 – Ausências de concentração de riquezas
Este é o principal foco da discussão, isto é, quem são os verdadeiros
proprietários das participações governamentais oriundos da atividade
petrolífera?
Tal questionamento não é discutido a fundo no cenário nacional, sendo
47
amplamente difundido que tais receitas são de todos os brasileiros, se
limitando a dizer que, pelo fato do petróleo ser bem da União, todos os
Estados e Municípios deveriam receber seu quinhão.
Nesta premissa de “o petróleo é para todos”, buscando vencer uma
concentração de riqueza nos estados do sudeste, não são divulgados diversos
dados que permitem demonstrar com clareza que as riquezas do país não
estão concentradas nas mãos dos estados do sudeste.
Neste ponto, vale transcrever dado de extrema relevância suscitado pelo
i. Senador Lindbergh Farias que destaca “(...) que, em 2009, a União
arrecadou, no Rio de Janeiro, R$ 115,5 bilhões e devolveu apenas R$ 14,5
bilhões (já incluídos os royalties). O Rio de Janeiro tem a menor razão
federativa do Brasil. Essa injustiça manifesta será ainda maior o caso seja
aprovado o Substitutivo do Senado ao PLS nº 448/2010, que retirará parcela
expressiva desses R$ 14, 5 bilhões.”36.
Vale aqui mencionar que a concentração de riquezas está nas mãos da
União Federal, uma vez que não promove a devida distribuição do que é
arrecado durante o ano, senão vejamos nos gráficos abaixo:
48
Fonte: disponível em http://www.joserobertoafonso.ecn.br/attachments/article/2101/1109-
CargaTribut%C3%83%C2%A1ria2010.pdf.
Fonte: disponível em http://www.joserobertoafonso.ecn.br/attachments/article/2101/1109-
CargaTribut%C3%83%C2%A1ria2010.pdf.
Em vista dos gráficos acima é possível verificar que a União arrecadou
67,9% de toda a carga tributária brasileira em 2010, quando feita a distribuição
entre os Entes da Federação, a União permaneceu com 57% do arrecadado.
Deste modo, torna-se notória a afirmativa que há uma concentração de
riquezas nos estados do sudeste, não apenas pelos dados acima informados,
mas pela soma dos demais casos, tais como: inversão de ICMS, regra de
repartição do Fundo de Participação dos Estados, dentre outros que serão
abordados a seguir.
6.2 – Inversão de regra do ICMS
A Constituição Federal, mais precisamente em seu art. 155, II,
determina a competência estadual para instituir o Imposto sobre Circulação de
36 FARIAS, Lindbergh, Royalties do petróleo: as regras do jogo – para discutir sabendo. Editora Agir, 2011, p. 83.
49
Mercadorias e Serviços – ICMS, bem como regras gerais para a vigência do
referido imposto.
Para a arrecadação do referido imposto, o Estado de origem da
operação é aquele que deve receber o ICMS, contudo, a Constituição Federal,
em seu art. 155, § 2º, X, alínea “b” cria uma exceção, senão vejamos:
“Art. 155. Compete aos Estados e ao Distrito Federal instituir
impostos sobre:
(...)
§ 2.º O imposto previsto no inciso II atenderá ao seguinte:
(...)
X - não incidirá:
(...)
b) sobre operações que destinem a outros Estados
petróleo, inclusive lubrificantes, combustíveis líquidos e
gasosos dele derivados, e energia elétrica;” (grifo nosso)
Conforme demonstrado, a regra de arrecadação do ICMS na origem não
ocorre quando a operação envolver os citados produtos, neste caso, a
arrecadação do ICMS é zerada, isto é, o Estado de origem não recolhe desse
imposto.
A ideia teve origem na Assembleia Constituinte em 1988, determinando
que a alíquota de ICMS (à época ICM) para os Estados que produziam
petróleo e os demais produtos ali descritos não receberiam o imposto em
função de já receberem royalties, bem como não onerar demais os estados
que importam tal produto, conforme se extrai da nota taquigráfica abaixo
descrita:
“O SR. NELSON JOBIM (PMDB- RS Sem revisão do orador) - Sr Presidente, é fundamental que sejam relembrados, nesta Casa, os entendimentos do primeiro turno Quando em reunião da Liderança do PMDB, presidida, então, pelo Senador Mário Covas, houve um entendimento e um acordo do qual esta Liderança não se afastará em hipótese alguma. Esse entendimento e esse acordo foi no sentido de que seria votada a aprovação do royalty e os Estados que pretendessem o ICM renunciariam a esse imposto. A Liderança do PMDB mantém esse acordo e apela àqueles participantes. Fundamentalmente ao Senador Mário Covas, aos Constituintes Renato Johnsson, Sérgio Spada e aos Constituintes do Pará que estiveram presentes à reunião, que atentem para o que ficou acordado
50
naquele momento: que aprovaríamos o royalty e não aprovaríamos o pagamento do ICM. (...) O SR. JOSÉ SERRA (PSDB - SP.) - Sr. Presidente, Srs. Constituintes, é muito importante que fiquem claras algumas coisas. Trata a emenda do nobre Constituinte Ronan TIto, que funde várias outras, sobre ICM nas transações interestaduais de energia elétrica e derivados de petróleo Hoje essa cobrança não acontece. Se a alíquota interestadual desses produtos for maior que zero, de acordo com o espírito da emenda do Constituinte Ronan Tito alguns estados ganharão à custa de outros. Mas se as alíquotas forem zero, esses Estados apenas deixarão de ganhar. Nada perderão, pois hoje nada cobram. Este é um ponto muito importante. Com a alíquota zero nada se está tirando de ninguém. Em segundo lugar, relativamente a recursos naturais, há um dispositivo nesta Carta, resultante de renegociação, dispondo sobre o pagamento de royalties por extração de petróleo, utilização de recursos hídricos e outros recursos naturais. Naquela ocasião ficou claro, mediante entendimentos, que seriam mantidas as alíquotas interestaduais zero. O que acontece? No Brasil, não mais de sete ou oito Estados têm refinarias de petróleo. Ora, caso seja aprovada a emenda, os Estados que tiverem essas refinarias - como, por exemplo, a Paraíba - ficarão em situação muito difícil, porque terão de pagar um ICM que hoje não pagam. Isso é um absurdo. É uma situação que fomentará, no Pais, gravíssimos conflitos dentro da Federação (...) Esta a razão pela qual deixamos a alíquota zero. É um problema de defesa da Federação e de proteção dos Estados em cujos territórios há refinarias. (...) É importante ficar claro. Estados que não têm refinarias ficarão numa situação muito difícil, e 05 que importam energia elétrica, além do royalty, terão de pagar ICM. ou seja, vão pagar duplamente Essa medida, portanto, é antifederação e literalmente vai ferir Estados pequenos em cujos territórios não há refinarias. Esta a razão pela qual mantivemos a alíquota zero. Isso é absolutamente fundamental, E invoco, repito, o testemunho dos líderes do PMDB e de outros partidos que participaram do acordo na ocasião.”.37
Conforme demonstrado acima, a Constituição de 1988 nasceu com a
ideia de retirar o ICMS dos estados produtores em função destes já receberem
royalties, bem como por onerar demais estados importadores de petróleo, ou
seja, a alíquota para petróleo e os demais produtos citados seria de 0%.
Porém, em 11 de dezembro de 2001, a Emenda Constitucional nº 33
promoveu a inversão da regra geral do ICMS, fazendo com que o citado
imposto deixasse de ter alíquota de 0% e passasse a ser recolhido no destino.
37Discurso dos Parlamentares Nelson Jobim e José Serra, proferido na Assembleia Nacional Constituinte, acessado em 28/08/1988, páginas 13409/13410, disponível no endereço eletrônico:www.camara.gov.br/internet/sitaqweb/resultadoPesquisaDiscursos.asp?txOrador=jose+serra&txPartido=&txUF=&dtInicio=01%2F01%2F1986&dtFim=01%2F01%2F1990&txTexto=&txSumario=petr%C3%B3leo&basePesq=plenario&CampoOrdenacao=dtSessao&PageSize=50&TipoOrdenacao=DESC&btnPesq=Pesquisar#, acessado em 05/01/2012
51
Conforme se vê abaixo:
“Art. 2º O art. 155 da Constituição Federal passa a vigorar com as seguintes alterações: (...) § 4º Na hipótese do inciso XII, h, observar-se-á o seguinte: (...) I - nas operações com os lubrificantes e combustíveis derivados de petróleo, o imposto caberá ao Estado onde ocorrer o consumo;”.
Em vista da alteração em nossa Carta Magna, torna-se nítida a
intenção do Legislador em promover maior distribuição de renda para demais
estados da Federação.
6.3 –Fundo de Participação (FPE)
Os fundos de Participações de Estados (FPE), conforme divulgado no
site do Tesouro Nacional38, consistem em “parcela das receitas federais
arrecadadas pela União repassada aos Estados, ao Distrito Federal e aos
Municípios. O rateio da receita proveniente da arrecadação de impostos entre
os entes federados representa um mecanismo fundamental para amenizar as
desigualdades regionais, na busca incessante de promover o equilíbrio
socioeconômico entre Estados e Municípios. Cabe ao Tesouro Nacional, em
cumprimento aos dispositivos constitucionais, efetuar as transferências desses
recursos aos entes federados, nos prazos legalmente estabelecidos. Dentre as
principais transferências da União para os Estados, o DF e os Municípios,
previstas na Constituição, destacam-se: o Fundo de Participação dos Estados
e do Distrito Federal (FPE); o Fundo de Participação dos Municípios (FPM)
(...)”.
Como bem frisado na explanação acima, a intenção é promover o
equilíbrio socioeconômico entre estados e municípios, para isto, à época em
que foram criados, tais fundos levaram em consideração critérios de
desenvolvimento da região, concedendo àqueles menos desenvolvidos uma
parcela maior dos recursos.
38 Informação disponível no site: http://www.stn.fazenda.gov.br/estados_municipios/transferencias_ constitucionais.asp, tendo como acesso o dia 10/02/2012.
52
Pelo critério empregado com base na atual redação do art. 2º da Lei
Complementar nº 62/89, os Recursos do FPE são distribuídos da seguinte
forma: a) 85% (oitenta e cinco por cento) às Unidades da Federação
integrantes das regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste; b) 15% às Unidades
da Federação integrantes das regiões Sul e Sudeste. Conforme tabela abaixo:
UF Part (%) FPE (R$mil) População FPE per capita (R$)
RR 2,5 980.043 395.725 2.477 AP 3,4 1.347.970 587.311 2.295 AC 3,4 1.351.525 655.385 2.062 TO 4,3 1.716.605 1.243.627 1.380 SE 4,2 1.641.623 1.939.426 846 RO 2,8 1.112.351 1.453.756 765 PI 4,3 1.707.244 3.032.421 563 RN 4,2 1.678.161 3.013.740 557 AL 4,2 1.643.519 3.037.103 541 PB 4,8 1.891.938 3.641.395 520 MA 7,2 2.851.675 6.118.995 466 CE 7,3 2.898.569 8.185.286 354 PA 6,1 2.414.651 7.065.573 342 AM 2,8 1.102.396 3.221.939 342 PE 6,9 2.726.043 8.485.386 321 MT 2,3 911.918 2.854.642 319 BA 9,4 3.712.136 14.080.654 264 MS 1,3 526.236 2.265.274 232 GO 2,8 1.123.216 5.647.035 199 ES 1,5 592.601 3.351.669 177 PR 2,9 1.139.058 10.284.503 111 DF 0,7 272.876 2.455.903 111 MG 4,5 1.759.638 19.273.506 91 RS 2,4 930.304 10.582.840 88 SC 1,2 483.286 5.866.252 82 RJ 1,5 603.544 15.420.375 39 SP 1,0 395.067 39.827.570 10 BR 100,0 39.514.196 183.987.291 215
Torna-se possível observar que os Estados do Sudeste, por serem
considerados como desenvolvidos, são os que menos recebem recursos do
FPE.
Acerca dos citados Fundos, o Supremo Tribunal Federal39, entendeu
que os critérios para a repartição estavam ultrapassados, tendo em vista terem
53
sido feitos há aproximadamente 20 anos, determinando a constitucionalidade
de tal divisão até 2012.
Acrescente-se que o Projeto de Lei 2.565/11 utiliza o critério do FPE
para promover divisão de royalties.
6.4 – Impactos nos Estados Produtores
A presença de petróleo provoca uma mudança profunda na região onde
as empresas se instalam para desenvolver a atividade petrolífera.
A região passa a receber um grande número de pessoas buscando
oportunidades e, em função disto, os serviços públicos devem ser
desenvolvidos, bem como a cidade deve ter controle de habitação a fim de
evitar favelização.
Outro impacto de grande repercussão ocorre quando há vazamento de
óleo durante o desenvolvimento da atividade.
Neste caso, importante ressaltar o vazamento ocorrido na Baía de
Guanabara em 2000, que, segundo estudo elaborado pela Secretaria de
Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Rio
de Janeiro, provocou danos irreparáveis, senão vejamos:
“A mancha de óleo se estendeu por uma faixa superior a 50 quilômetros quadrados, atingindo o manguezal da área de proteção ambiental (APA) de Guapimirim e várias praias banhadas pela Baía de Guanabara. E em poucas horas, manguezais e a fauna da região sucumbiram à contaminação e com isso os pescadores perderam o sustento. O vazamento provocou danos irreparáveis ao meio ambiente, com grandes reflexos na economia das famílias de pescadores e catadores de caranguejos. Até hoje os poucos pescadores que ainda pescam na Baía de Guanabara, verificam uma queda na produção superior a 70% na captura do pescado, sem falar que após o desastre ambiental de 2000, muitas espécies de peixes desapareceram, muitos pescadores trazem as redes de pesca sujas de óleo, que ficou depositado no fundo da
39 STF, ADI 875/DF, Rel. Min. Gilmar Mendes, DJ 24.02.2010.
54
Baía de Guanabara e até a data de hoje se verifica muito óleo bruto no interior dos manguezais.”40.
Deste modo, em vista dos pontos acima demonstrados, seria isonômico
dividir as participações governamentais de maneira igual? Sem distinções
entre entes produtores e não produtores?
6.5 – Ausência de isonomia
Como demonstrado acima, existem outros fatores que influenciam na
divisão de royalties. Falacioso é o argumento de concentração de riquezas no
Sudeste. Os dados acima mencionados apresentam uma distribuição mais
favorável para demais estados das riquezas do país. O FPE é distribuído de
maneira preferencial para os estados situados no norte e nordeste do país,
bem como, a regra de inversão do ICMS sobre o petróleo e demais produtos
concede a tais estados uma participação significativa nos resultados obtidos
pela exploração de petróleo.
Além destes fatores, cumpre dizer que a exploração petrolífera
demanda investimentos do poder público nas regiões onde as indústrias serão
instaladas, que caso não sejam efetuados ou mal administrados, provocarão
um verdadeiro caos na região. O aumento desordenado da população
superlotaria hospitais, escolas e demais serviços públicos.
Não obstante, os impactos ambientais gerados por tal atividade não
atingem em grau nenhum os estados não produtores. Nos casos da Baía de
Guanabara em 2000, o vazamento no Campo Frade, derramamento de óleo na
Bacia de Santos e o recente vazamento da Petrobras na Bacia de Campos não
afetaram em nada os estados não produtores.
Neste foco, torna-se pertinente demonstrar trecho extraído do Voto do
Ministro Sepúlveda Pertence no RE 228.800/DF, litteris:
“A compensação se vincula, a meu ver, não à exploração em si,
40 A Indústria do Petróleo e Gás e seus Impactos no Estado do Rio de Janeiro, relatório da Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços - SEDEIS, p. 18.
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mas aos problemas que gera. Com efeito, a exploração de
recursos minerais e de potenciais de energia elétrica é
atividade potencialmente geradora de um sem número de
problemas para os entes públicos, especialmente
ambientais (...), sociais e econômicos, advindos do
crescimento da população e da demanda por serviços
públicos. (...) Pois bem. Dos recursos despendidos com
esses e outros efeitos da exploração é que devem ser
compensadas as pessoas referidas no dispositivo” (grifo
nosso).
A história, a lógica e a razoabilidade demonstram que os royalties do
petróleo foram concentrados nos estados do sudeste em função destes
estarem produzindo tal produto e por serem eles que sofrem os impactos
(socioeconômico, ambiental, dentre outros) causados pela atividade petrolífera.
O petróleo pode ser de todos, mas os ônus decorrentes desta atividade não
são repartidos para todos.
6.6 – Aumento indireto proporcional de receita dos Não-produtores O presente subcapítulo faz-se presente apenas para ressaltar um dado
importante que não vem sendo muito abordado na mídia e nos debates
parlamentares.
Atualmente, como já demonstrado acima, a regra do ICMS de
arrecadação na origem é invertida no caso, dentre outros, do petróleo. Isto é,
os Entes não produtores recebem tal parcela quando o produto é transportado
para seus limites.
Em vista disto, aumentando a produção de petróleo com o Pré-sal, a
arrecadação de ICMS, obrigatoriamente aumentará e, por força da inversão
acima citada, os Entes não produtores são beneficiados por esta renda.
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Deste modo, com a repartição proposta de royalties atualmente em
discussão permite, não apenas um incremento de receita para os Entes não
produtores por parte da citada participação governamental, mas também
proporciona um vultoso aumento de arrecadação de ICMS. Isto é, enquanto os
Estados Produtores arcam com todos os ônus da indústria petrolífera, os não
produtores terão um duplo aumento, um pela distribuição “igualitária” dos
royalties e outro pelo aumento de arrecadação do ICMS com regra invertida.
CONCLUSÃO
Pelo exposto, torna-se possível afirmar que a nova distribuição
das participações governamentais está sendo motivada e divulgada de
maneira errada para a população. Não há isonomia nesta divisão, os entes que
participam desta discussão não possuem condições iguais e, em função disto,
não estão sendo tratados desigualmente de uma maneira equivalente à
diferença.
Ignorar a inversão da regra de ICMS na Constituição, a repartição
preferencial para o norte e nordeste do FPE, os impactos socioeconômicos e
ambientais, dentre os demais fatores exemplificados que cada ente sofre é
cometer um grave ato de injustiça. Não se pode impor puramente a vontade da
maioria sobre a minoria, ainda mais quando não há fundamento para isto.
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De fato, deve ser feita uma distribuição sobre a riqueza extraída
da atividade petrolífera, porém, de maneira honesta e justa, levando em
consideração todos os fatores e dados que estão envolvidos na questão.
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BIBLIOGRAFIA CITADA
BARROSO, Luís Roberto. O Direito Constitucional e a Efetividade de Suas Normas: Limites e Possibilidades da Constituição Brasileira. 5ª. Edição, ampl. e atual. Rio de Janeiro: Renovar, 2001. COSTA, Maria D’Assunção. Comentários à lei do petróleo: Lei federal nº 9.478, de 6-8-1997. 2ª Ed. – São Paulo: Editora Atlas, 2009. FARIAS, Lindbergh, Royalties do petróleo: as regras do jogo – para discutir sabendo. Editora Agir, 2011. MARTINS, Daniela Couto. A regulação da indústria do petróleo segundo o modelo constitucional brasileiro. Belo Horizonte: Fórum, 2006. NEIVA, Jucy. Conheça o petróleo. 6ª Edição. Rio de Janeiro: Expressão e Cultura PIRES, Paulo Valois. A evolução do monopólio estatal do petróleo. Rio de Janeiro: Lumen Juris, 2000. QUINTAS, Humberto – QUITANS, Luiz Cézar P. A história do petróleo:no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro. Editora Freitas Bastos, 2009. Relatório sobre regimes jurídico-regulatórios e contratuais de E&P de petróleo realizado por Bain & Company e Tozzini Freire Advogados, disponível no site: http://www.tozzinifreire.com.br /portugues/Noticias/Relatorio_I_CD.pdf RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá.Direito do Petróleo: As Joint Ventures na indústra do petróleo. 2ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2003. RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Novos rumos do Direito do Petróleo. Rio de Janeiro: Renovar, 2009.