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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 004.920/2015-5

GRUPO II – CLASSE V – PLENÁRIOTC-004.920/2015-5Natureza: AuditoriaInteressado: Tribunal de Contas da UniãoUnidade: Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)

SUMÁRIO: AUDITORIA. ANÁLISE DOS ATOS RELACIONADOS AO FLUXO DECISÓRIO ATINENTE ÀS REFINARIAS PREMIUM, CUJO PROJETO FOI ENCERRADO NO INÍCIO DE 2015, TENDO SIDO O MOTIVO DA CONTABILIZAÇÃO, NO BALANÇO PATRIMONIAL DA PETROBRAS, REFERENTE AO TERCEIRO TRIMESTRE DE 2014, DE PREJUÍZO DA ORDEM DE R$ 2,8 BILHÕES. ANÁLISE DO CUMPRIMENTO DOS DEVERES LEGAIS IMPOSTOS A ADMINISTRADORES DE SOCIEDADES ANÔNIMAS NAS APROVAÇÕES PARA A CONTINUIDADE DAS ATIVIDADES. OITIVA DA COMPANHIA. POSSÍVEIS FALHAS NA ATUAÇÃO DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO. CRIAÇÃO DE PROCESSO APARTADO. COMUNICAÇÕES.

RELATÓRIO

Este processo trata de auditoria realizada na Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), cujo objeto foram atos de gestão relativos ao projeto das Refinarias Premium I e II, cujo encerramento antecipado levou a companhia a lançar, em seu Balanço Patrimonial do terceiro trimestre de 2014, prejuízo contábil da ordem de R$ 2,8 bilhões.

2. Transcrevo, a seguir, o relatório de fiscalização elaborado no âmbito da SeinfraPetróleo:“I. INTRODUÇÃOI.1. Objetivo da fiscalização 1. O objetivo desta fiscalização foi apurar as causas e eventuais responsabilidades

relacionadas ao prejuízo de R$ 2,8 bilhões, reconhecido pela Petrobras na publicação do seu Balanço Patrimonial do 3º Trimestre de 2014, em virtude do encerramento do projeto das Refinarias Premium I e II.

2. Nesse escopo, a premissa inicial foi verificar o detalhamento desse valor, de modo a identificar seus principais componentes e, ainda, avaliar a possível existência de outros prejuízos não contabilizados nos R$ 2,8 bilhões.

3. A partir daí, buscou-se identificar possíveis falhas no fluxo decisório que pudessem ter dado causa ao prejuízo contabilizado nesses projetos de investimento para, então, viabilizar a avaliação de eventual responsabilidade dos agentes envolvidos – inclusive em relação aos Conselhos de Administração e Fiscal da companhia (em atenção ao Memorando nº 28/2015 Segecex, decorrente de Comunicação em Plenário feita pelo Ministro-Substituto André Luís de Carvalho, de 18/3/2015).

4. Dentro desse escopo, fez-se necessário conhecer o fluxo decisório de projetos de investimento no âmbito da Petrobras, desde a concepção de um empreendimento até sua entrada em operação, a partir de levantamento de normativos internos definidores dos estudos técnicos indispensáveis ao processo de implantação do empreendimento (análise econômico-financeira, projetos de engenharia, análises de riscos etc.), bem assim os responsáveis envolvidos.

I.2. Visão Geral do Objeto

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5. Os projetos de investimento das Refinarias Premium I e II surgiram da ideia de processar petróleo pesado nacional, de valor agregado reduzido, para produzir derivados que atendessem especificações internacionais, visando atender as exigências e exportar os produtos para o mercado externo Premium (especialmente, Europa e Estados Unidos).

6. O termo Premium provém de características exigidas por esse mercado em relação ao teor de enxofre aceitável nos derivados de petróleo para atendimento de regras ambientais que limitam a emissão do poluente nesses países.

7. A primeira vez que o projeto de investimento apareceu no Plano de Negócios da Petrobras foi no planejamento do período 2007-2011, quando se previu a construção de somente uma refinaria com capacidade de processar 500 mil barris por dia (bpd) de petróleo Marlim Sul (16º API, considerado pesado e ácido).

8. Com a continuidade do projeto – esse histórico será narrado em detalhes no achado de auditoria –, foi definida a implantação de duas refinarias, uma no município de Bacabeira no Estado do Maranhão – MA (Premium I), outra no município de Caucaia no Estado do Ceará – CE (Premium II). Segundo a configuração estabelecida, a primeira teria dois trens com capacidade de processar 300 mil bpd cada (total de 600 mil bpd), e a segunda teria um trem com essa mesma característica (total de 300 mil bpd).

9. Nesse interregno, houve a descoberta dos campos do pré-sal e mudanças no mercado interno e externo, as quais motivaram a Petrobras a alterar premissas do projeto de investimento. Em 2015, o petróleo de carga previsto era de uma qualidade melhor (24º API resultante da mistura 50% Marlim – 19,6º API, com 50% Albacora – 28,3º API), e o mercado interno seria o alvo a ser atendido.

10. Nos quase 8 anos em que o projeto de investimento das Premium ficou em discussão na Petrobras, foram elaborados os Projetos Básico e Feed (sigla de Front End Engineering Design, equivalente ao projeto de pré-detalhamento) das duas refinarias. Quanto às obras, basicamente, foi executada a terraplenagem da Premium I e o cercamento do sítio da Premium II.

11. Após diversas tentativas de viabilizar o empreendimento, em janeiro de 2015, a Petrobras decidiu encerrar o projeto de investimento das Refinarias Premium I e II, com o lançamento contábil parcial de prejuízo de R$ 2,8 bilhões.

12. Na peça 39 destes autos, constam informações mais detalhadas dos empreendimentos em arquivo referente à apresentação feita pelos interlocutores da estatal à equipe de auditoria.

I.3. Questões de Auditoria13. A partir do objetivo da fiscalização e buscando avaliar as principais decisões que

marcaram o desenvolvimento dos empreendimentos das refinarias Premium I (MA) e Premium II (CE), à luz das informações disponíveis aos gestores à época e dos normativos pertinentes, formularam-se as questões adiante indicadas:

1 – A identificação da oportunidade de negócio foi devidamente fundamentada em estudos/critérios técnicos?

2 – Houve aderência à Sistemática de Aprovação de Projeto e a outras diretrizes corporativas/boas práticas de gestão na cadeia decisória dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II?

3 – Qual a fundamentação do valor publicado no balanço do 3º Trimestre de 2014 como baixa contábil de R$ 2,8 bilhões?

4 – Quais são os custos relacionados a essas refinarias (realizados ou a realizar) que não foram considerados na baixa contábil de R$ 2,8 bilhões?

5 – Quais são os custos para União e para a Petrobras (realizados e a realizar) decorrentes dos compromissos assumidos com os Governos Estaduais e outros entes públicos?

I.4. Metodologia utilizada 14. A auditoria foi desenvolvida utilizando metodologias de análise documental, entrevistas,

reuniões técnicas e conferência de cálculos. Os normativos da Petrobras que regem a aprovação e desenvolvimento de projetos de investimento e as boas práticas de gestão foram mapeados, com o

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intuito de identificar os motivos que culminaram na baixa contábil dos ativos das refinarias Premium I e Premium II, os momentos de tomadas de decisão, os agentes responsáveis, a qualidade das informações a eles disponíveis e as avaliações de custos e riscos associadas.

15. Os trabalhos foram conduzidos em consonância com as Normas de Auditoria do Tribunal de Contas da União e os Padrões de Auditoria de Conformidade do TCU. Como fontes de informações, utilizaram-se documentos internos da Petrobras (DIP), relatórios gerenciais, atas de reuniões, planilhas de estimativas, pareceres técnicos e jurídicos, normativos internos e legislação aplicável. Além disso, foram levantadas informações em sistemas corporativos da entidade, em sistemas informatizados disponíveis no TCU, no sítio da Petrobras na internet, em notícias veiculadas na mídia, em fiscalizações anteriores e em documentos produzidos pelas unidades técnicas do Tribunal.

16. Inicialmente, por meio do Ofício de Requisição 001-78/2015-TCU/SeinfraPet, de 4/5/2015 (peça 11), foram solicitadas à Petrobras documentos e informações referentes à implantação da Refinaria Premium I e da Refinaria Premium II, a exemplo dos pacotes de suporte à decisão (PSD) e atas da Diretoria Executiva.

17. Com base nas respostas encaminhadas pela companhia e em critérios de risco, relevância e materialidade, realizaram-se novas solicitações e reuniões de esclarecimento, buscando compreender os objetivos e justificativas das decisões.

18. Há que se deixar claro que não foram objeto da fiscalização os processos licitatórios, os contratos e as relações entre os contratados e a Petrobras, mas somente os atos de gestão atinentes ao fluxo decisório do projeto de investimento para implantação das refinarias.

I.5. Volume de Recursos Fiscalizado 19. O Volume de Recursos Fiscalizados – VRF – desta auditoria é de aproximadamente

R$ 2,9 bilhões , montante obtido pelo valor da baixa contábil realizada pela Petrobras nos ativos das refinarias Premium I e Premium II, somado à estimativa orçamentária de gastos futuros elaborada por ocasião da proposição de cancelamento dos projetos. O VRF se encontra em conformidade com as orientações da Portaria TCU nº 222/2003.

20. A memória de cálculo resumida do VRF, identificada por cada fase dos projetos das refinarias, encontra-se expressa por seus valores originais na tabela a seguir:

Tabela 1 – Volume de Recursos Fiscalizados

EscopoServiços de

terceiros(contratos)

Juros apropriados

Pessoal próprio

apropriado

Acordos, convênios e

similares

Impostos, taxas e outros

encargos

Gastos Futuros

TOTAL

PREMIUM I - TREM I 1.481.501.212 256.077.257 214.977.465 104.741.997 111.467.744 69.913.532 2.168.765.674Fase II - Projeto Conceitual 72.943 8.913 103.267 3.979Fase III - Projeto Básico 828.550.167 161.047.872 213.597.683 104.734.494 95.736.500Fase IV - Implantação/Execução 652.878.101 95.020.472 1.276.516 7.503 15.727.264

PREMIUM I - TREM II 27.856.586 3.353.671 1.924 2.817.565 - 34.029.745Fase III - Projeto Básico 27.856.586 3.353.671 1.924 2.817.565

PREMIUM II 410.776.792 64.833.867 101.958.202 5.742.906 38.571.515 41.449.789 621.883.282Fase III - Projeto Básico 410.526.301 64.740.515 101.684.135 5.742.906 38.559.801Fase IV - Execução 250.491 93.352 274.068 11.713

Total VRF 2.936.042.022I.6. Benefícios estimados21. Entre os benefícios estimados desta fiscalização, de acordo com a Portaria TCU 82/2012,

pode-se mencionar o incremento na eficiência dos controles da Petrobras, especialmente no gerenciamento de riscos em projetos de investimento, caso se implementem melhorias nos processos com vistas à prevenção às falhas observadas. Cite-se, ainda, no regular avanço processual, as possíveis responsabilização de gestores e recuperação do numerário relacionado aos prejuízos contabilizados pela companhia, caso provenientes de atos culposos de agentes da estatal.

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I.7. Limitações 22. Os trabalhos foram realizados com adaptações das Normas de Auditoria do Tribunal de

Contas da União e dos Padrões de Auditoria de Conformidade estabelecidos pelo TCU. 23. Para o desenvolvimento de qualquer fiscalização na Petrobras, a companhia tem por praxe

designar funcionário (interlocutor) para atender, em nome da Presidência da estatal, as requisições das equipes de auditoria. Os ofícios de requisição encaminhados ao interlocutor passaram por diversos setores da empresa até alcançarem o gabinete da presidência, para então serem respondidos. Esse procedimento dificultou a obtenção célere de algumas informações e o esclarecimento de dúvidas.

24. Ainda, o volume de informações relacionado ao projeto e fornecido pela Petrobras (as respostas aos ofícios de requisição totalizaram 2052 arquivos e 3,22 gigabytes de informação) também se apresentou como desafio para a equipe, devido à necessidade de minerar e selecionar as informações imprescindíveis para análise, diante do cenário de notória incapacidade de processamento de todos os documentos fornecidos.

25. Anote-se que não constituiu escopo da presente auditoria a avaliação dos procedimentos de licitação, formalização, execução e acompanhamento dos contratos realizados no âmbito dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II. Portanto, não foram solicitadas cópias dos instrumentos contratuais, aditivos e documentos relacionados, tampouco foi promovida alguma análise de conformidade nesses atos/contratos.

26. Por oportuno, registre-se que a equipe de auditoria entendeu não efetuar inspeção física nos terrenos das refinarias, tendo em vista que os projetos se encontram cancelados.

II. REFERENCIAL TEÓRICO 27. Antes de iniciar o relato dos achados de auditoria, no intento de subsidiar as análises que

serão feitas no presente trabalho – e haja vista a necessária concatenação do direito empresarial aplicado à Administração Pública –, este tópico abordará conceitos encontrados em normativos e legislação aplicáveis ao objeto desta fiscalização, os quais serão utilizados como referência para as análises dos achados de auditoria. Também será empreendida breve explicação de como é realizada a análise financeira de um projeto de investimento no âmbito dos Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) na Petrobras.

28. Especificamente serão tratados: i) os ditames da Lei 6.404/1976, a Lei das Sociedades Anônimas, com foco nos deveres e responsabilidades incumbidos aos administradores dessas companhias; ii) Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras (documento interno que estabelece as diretrizes para planejamento, aprovação e monitoramento de projetos de investimento no âmbito da estatal); iii) Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica.

II.1. Lei 6.404/1976 – Lei das Sociedades Anônimas (S.A.) 29. A Lei 6.404/1976 é a norma brasileira que estabelece as regras para o funcionamento das

Sociedades Anônimas no país e, como já dito, servirá de critério para as análises empreendidas neste trabalho. Complementarmente, existem os estatutos sociais, que regulamentam a aplicação dessa Lei em cada Companhia (vigentes no período das Refinarias Premium – vide peças 26-33).

30. Cumpre informar que o art. 235 da mesma Lei estabelece seu alcance às Sociedades de Economia Mista:

‘Art. 235. As sociedades anônimas de economia mista estão sujeitas a esta Lei, sem prejuízo das disposições especiais de lei federal.

§ 1º As companhias abertas de economia mista estão também sujeitas às normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários.’

31. No que diz respeito ao presente relatório, será dado maior enfoque aos trechos dessas normas que definem as competências dos órgãos de administração de uma Sociedade Anônima, bem como as atribuições, deveres e responsabilidades dos indivíduos que os compõem (administradores), conforme estabelecido no art. 138 e 145 da Lei das S.A.:

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‘Art. 138. A administração da companhia competirá, conforme dispuser o estatuto, ao conselho de administração e à diretoria, ou somente à diretoria.

§ 1º O conselho de administração é órgão de deliberação colegiada, sendo a representação da companhia privativa dos diretores.

§ 2º As companhias abertas e as de capital autorizado terão, obrigatoriamente, conselho de administração.

Art. 139. As atribuições e poderes conferidos por lei aos órgãos de administração não podem ser outorgados a outro órgão, criado por lei ou pelo estatuto.

(...)Art. 145. As normas relativas a requisitos, impedimentos, investidura, remuneração, deveres e

responsabilidade dos administradores aplicam-se a conselheiros e diretores.’ (grifou-se)32. Dessa forma, pela Lei, os órgãos de administração de uma Sociedade Anônima são a

Diretoria e o Conselho de Administração, os quais possuem poderes indelegáveis. As companhias podem ser administradas pela Diretoria e Conselho de Administração, ou somente pela Diretoria. No caso da Petrobras, conforme art. 17 de seu atual Estatuto Social (peça 26), a direção é competência de ambos, sendo o seu Conselho de Administração órgão com funções deliberativas. Sobre o tema, faz-se oportuno trazer lições da doutrina:

‘No âmbito privado, os órgãos – diretoria e conselho de administração – são aparelhos da companhia, não tendo com ela nenhuma relação jurídica, sendo, portanto, irresponsáveis perante terceiros. Já os titulares – conselheiros e diretores – têm relação jurídica com a companhia, em termos de nomeação, destituição, deveres e responsabilidades, respondendo perante ela não só pela má gestão, mas também pelo eventual aproveitamento das suas funções em benefício próprio (arts. 154, 155 e 156 [da Lei 6.404/1976]).’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.23)

33. De plano, antes de adentrar nos deveres e responsabilidades dos administradores – agentes que compõem a Diretoria Executiva e o Conselho de Administração –, importa apresentar as competências desses órgãos, para demonstrar em qual contexto esses deveres e responsabilidades devem ser desempenhados. Conforme a Lei 6.404/1976:

‘Art. 142. Compete ao conselho de administração:I – fixar a orientação geral dos negócios da companhia;II – eleger e destituir os diretores da companhia e fixar-lhes as atribuições, observado o que a

respeito dispuser o estatuto;III – fiscalizar a gestão dos diretores, examinar, a qualquer tempo, os livros e papéis da

companhia, solicitar informações sobre contratos celebrados ou em via de celebração, e quaisquer outros atos;

IV – convocar a assembleia-geral quando julgar conveniente, ou no caso do artigo 132;V – manifestar-se sobre o relatório da administração e as contas da diretoria;VI – manifestar-se previamente sobre atos ou contratos, quando o estatuto assim o exigir;VII – deliberar, quando autorizado pelo estatuto, sobre a emissão de ações ou de bônus de

subscrição; ( Vide Lei 12.838, de 2013) VIII – autorizar, se o estatuto não dispuser em contrário, a alienação de bens do ativo não

circulante, a constituição de ônus reais e a prestação de garantias a obrigações de terceiros; (Redação dada pela Lei 11.941, de 2009)

IX – escolher e destituir os auditores independentes, se houver.’ (grifou-se)34. No caso específico da Petrobras, o seu Estatuto Social assim dispõe sobre essas

competências:‘Art. 28- O Conselho de Administração é o órgão de orientação e direção superior da

Petrobras, competindo-lhe: I – fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, definindo sua missão, seus objetivos

estratégicos e diretrizes;

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http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2009/Lei/L11941.htm#art37



II – aprovar o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e programas anuais de dispêndios e de investimentos;

III – fiscalizar a gestão dos Diretores e fixar-lhes as atribuições, examinando, a qualquer tempo, os livros e papéis da Companhia;

IV – avaliar resultados de desempenho;V – aprovar, anualmente, o valor acima do qual os atos, contratos ou operações, embora de

competência da Diretoria Executiva, especialmente as previstas nos incisos III, IV, V, VI e VIII do art. 33 deste Estatuto Social, deverão ser submetidas à aprovação do Conselho de Administração;

VI – deliberar sobre a emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem garantia real;

VII – fixar as políticas globais da Companhia, incluindo a de gestão estratégica comercial, financeira, de investimentos, de meio ambiente e de recursos humanos;

VIII – aprovar a transferência da titularidade de ativos da Companhia, inclusive contratos de concessão e autorizações para refino de petróleo, processamento de gás natural, transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, podendo fixar limites de valor para a prática desses atos pela Diretoria Executiva;

IX – aprovar o Regulamento Eleitoral de escolha do membro do Conselho de Administração eleito pelos empregados.

Parágrafo único. A fixação da política de recursos humanos de que trata o inciso VII não poderá contar com a participação do Conselheiro representante dos empregados, caso as discussões e deliberações em pauta envolvam assuntos de relações sindicais, remuneração, benefícios e vantagens, inclusive matérias de previdência complementar e assistenciais, hipóteses em que fica configurado o conflito de interesse.’ (grifou-se)

35. Considerando o escopo do presente trabalho, destacam-se, nos dois normativos alvitrados, as competências do Conselho da Petrobras de eleger e destituir diretores, fixar-lhes as atribuições e fiscalizar a gestão desses administradores. Em última instância, cabe também ao Conselho de Administração avaliar os resultados de desempenho da empresa.

36. Sobre a Diretoria, designada Diretoria Executiva, o art. 32 do Estatuto Social da Petrobras estipula:

‘Art. 32- Cabe à Diretoria Executiva exercer a gestão dos negócios da Companhia, de acordo com a missão, os objetivos, as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração.’ (grifou-se)

37. Nessa linha, para que a Diretoria Executiva possa desempenhar a sua função de gerenciar os negócios da Petrobras, o art. 33 do Estatuto Social (peça 26) lhe afiança uma vasta lista de competências de gestão, tais como, aprovar os critérios de avaliação técnico-econômica para projetos de investimento, elaborar o plano estratégico e programas anuais de dispêndios, além de aprovar política de preços da companhia.

38. Sobre a sua composição, assim dispõe o Estatuto Social:‘Art. 20- A Diretoria Executiva será composta de um Presidente, escolhido dentre os membros

do Conselho de Administração, e sete Diretores, eleitos pelo Conselho de Administração, dentre brasileiros residentes no País, com prazo de gestão que não poderá ser superior a 3 (três) anos, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer tempo.’

39. O Anexo 1 deste trabalho aduz o organograma atual da Petrobras, o qual permite visualizar com mais clareza a composição desses órgãos.

40. A leitura desses dispositivos situa que o Conselho de Administração possui competências de natureza mais estratégica, de determinar a política empresarial da companhia, enquanto que a Diretoria Executiva, como remete o próprio nome, possui atribuições de natureza executiva, cabendo-lhe gerir os negócios para transformar em resultados as estratégias, os objetivos, as metas e as diretrizes fixadas pelo conselho.

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41. Nesse sentido, o Conselho de Administração molda a atuação da Diretoria ao escolher seus membros, fixar as suas atribuições e ditar-lhe a orientação geral dos negócios. Por outro lado, cabe-lhes vigiar a atuação da Diretoria. Ao fiscalizar a gestão dos diretores e avaliar os seus resultados de desempenho, o Conselho de Administração fecha um ciclo de governança ao confirmar se a gestão levada a efeito está alinhada com as políticas e objetivos estratégicos por ele estabelecidos, podendo destituir e substituir os integrantes da Diretoria, caso não se revelem capazes de realizar os resultados de gestão a contento. Seguem ensinamentos da doutrina sobre o assunto:

‘Tem o Conselho da Administração o controle da legalidade e da legitimidade (abuso e desvio de poder) sobre os negócios jurídicos de competência da diretoria. Define-se controle de legalidade e da legitimidade como o poder que tem este órgão de verificar se os atos de gestão e representação praticados pelos diretores estão em consonância com a lei e o estatuto e se obedecem aos fins, requisitos e às eventuais formalidades exigidos por eles.

Esse controle tem caráter permanente e não se atém apenas ao aspecto formal dos negócios jurídicos praticados pela diretoria; abrange o mérito desses mesmos negócios para verificar a sua consonância com o objetivo social e fins próprios da sociedade (lucro), satisfeitas, outrossim, as exigências do bem público e a função social da empresa (art. 154).’ CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.142

42. Expostas as competências e atribuições dos órgãos de administração da Petrobras, passa-se à discussão dos deveres e responsabilidades dos seus membros. Sobre esse tema, a Lei 6.404/1976 dedica a Seção IV do Capítulo XII, em que especifica o padrão de conduta a ser seguindo pelos administradores de uma Sociedade Anônima. De forma resumida, são esses os deveres impostos pela lei ao administrador:

a) dever de diligência;b) exercer as atribuições que a Lei e o Estatuto lhe conferem, sem desvio de poder, para lograr

os fins e no interesse da companhia;c) dever de lealdade;d) abster-se de intervir em operações nas quais exista conflito entre interesses do

administrador e os interesses da companhia, registrando na ata do conselho ou da diretoria a natureza e a extensão do seu interesse;

e) dever de informar.43. Nos parágrafos seguintes, em todo esse contexto de atribuições, especificar-se-á cada um

desses deveres, os quais servirão de parâmetro para avaliação da conduta dos administradores da Petrobras nas análises então empreendidas neste relatório.

II.1.1. Dever de Diligência44. O art. 153 da Lei 6.404/1976 assim define esse dever:‘Art. 153. O administrador da companhia deve empregar, no exercício de suas funções, o

cuidado e diligência que todo homem ativo e probo costuma empregar na administração dos seus próprios negócios.’ (grifou-se)

45. Esse dispositivo estabelece o zelo, a cautela, o cuidado no agir, como conduta obrigatória por parte do administrador de uma S.A. Não só define o cuidado como padrão de comportamento, mas também indica o grau de zelo que deve ser empregado. A baliza para atestar a diligência do administrador é o comportamento de homem austero, íntegro e atuante ao gerir seus próprios negócios. É exigido que se administre o recurso de terceiros, como se seus fossem, com a mesma agilidade, competência e atenção.

46. Sobre o tema, ensina Marcelo Vieira von Adamek:‘O administrador diligente deve ser ativo. Precisa comparecer às reuniões do órgão ao qual

pertença, salvo escusa válida (dever de participar), e ter juízo crítico sobre os negócios sociais. Não pode apenas chancelar e cegamente cumprir ordens emanadas de outros órgãos ou de seus pares, pois isso equivale a ser passivo e não ativo.’ (ADAMEK, Marcelo Vieira von, Responsabilidade Civil dos Administradores de S.A. e (ações correlatas), São Paulo/Saraiva, 2009, p. 135)

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47. Segundo Modesto Carvalhosa, ‘trata-se de conceito abstrato, que não implica um comportamento determinado, mas um padrão de comportamento’. (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p. 268)

48. Na mesma linha, Nelson Eizirik afirma sobre o dever de diligência que:‘Sua complexidade deriva de como isso foi inserido na Lei das S.A. como um standard, isto é,

como um padrão geral de conduta, uma orientação flexível, cuja aferição não só varia com o tempo como também deve ser verificada caso a caso.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 349)

49. Desse modo, não há uma atuação específica e pré-determinada para se consubstanciar o cumprimento ou não do dever de diligência. As condutas que violariam esse dever não foram exauridas e nem exemplificadas pelo legislador, pois um modelo que seria muito rígido para uma S.A., pode ser muito flexível para outra, a depender das características individuais de cada companhia (tamanho, setor, complexidade etc.), bem como o contorno fático de cada caso concreto.

50. Outro aspecto a ser ressaltado é que esse não é um dever de resultados (de fim), mas, sim, de um padrão de conduta a ser seguido durante a gestão, como meio para tomada de decisão. O resultado da decisão, em si, não interfere no cumprimento desse dever, pois, mesmo em negócio que resulte em prejuízo, ele pode ter sido empreendido com todo cuidado e zelo de homem probo e ativo (nos termos da Lei); sem, porém, alcançar o seu objetivo final, ou seja, o lucro, em decorrência do risco inerente de qualquer atividade empresarial.

51. Segundo Nelson Eizirik, ‘trata-se de uma obrigação de meio, não de resultado, eximindo-se de responsabilidade o administrador se ficar demonstrado que empregou os seus melhores esforços’.

52. O mesmo autor afirma que é possível aferir o comportamento diligente de um administrador verificando se ele atendeu aos deveres de (i) se qualificar para o cargo; (ii) bem administrar; (iii) se informar; (iv) investigar; (v) vigiar. (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 349 e p.353).

53. O dever de se qualificar relaciona-se com a necessidade de preparação técnica para desempenhar cargo dessa natureza, de obter conhecimento suficiente para tomar decisões refletidas e responsáveis, bem como estar apto para supervisionar os negócios da companhia.

54. O dever de bem administrar tem como premissa a prática da gestão pautada nos atos necessários à realização do interesse social da empresa.

55. No tocante ao dever de se informar, esse reside na obrigação de o administrador buscar elementos para subsidiarem a sua tomada de decisão. É o cuidado de decidir e conduzir seus atos de gestão com base em informações suficientes, que permitam o entendimento das questões negociais que estão sendo tratadas.

56. Seguindo esse entendimento, Renato Ventura Ribeiro afirma que ‘o dever de diligência exige que o administrador deva estar munido das informações necessárias

(...), em especial aqueles relevantes e razoavelmente disponíveis’. (RIBEIRO, Ventura, Dever de Diligência dos Administradores das Sociedades, São Paulo/Quartier Latin do Brasil, 2006, p. 226 e 227).

57. Em outras palavras, os administradores não podem se furtar de usar em seu processo decisório as informações relevantes que lhes tenham sido disponibilizadas, tampouco se eximirem do dever de exigir a disponibilização das informações suficientes e necessárias para subsidiarem sua tomada de decisão.

58. A respeito do dever de investigar, esse se refere à obrigação de não receber de forma meramente passiva as informações que lhes são passadas. Cabe-lhes um olhar crítico com o objetivo de identificar possíveis incompletudes ou erros. Salienta-se que isso não significa que o gestor deva conferir toda e qualquer informação que lhe seja entregue, pela completa falta de viabilidade de se adotar esse tipo de conduta, tendo em vista o volume de dados que costuma servir de subsídios para a gestão de uma S.A. O que se espera do gestor diligente é uma visão sistêmica e a devida atenção aos

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sinais de alerta capazes de levar à suspeição da fidedignidade dos dados, requerendo do administrador uma atuação específica nessa situação.

59. Nessa linha, Nelson Eizirik ensina:‘Ao descobrir fatos que podem, eventualmente, causar danos à companhia, deve investigá-los

de forma mais cuidadosa, revisando relatórios financeiros e demais documentos relevantes aos negócios sociais.

Assim, quando os administradores forem alertados por circunstâncias que indiquem que a companhia pode vir a ter problemas – as chamadas red flags (bandeiras vermelhas) no direito societário norte-americano – devem investigar mais detalhadamente.

Os administradores podem e devem, em princípio, confiar nas informações que lhe são apresentadas por subordinados, auditores e outros profissionais, exceto se verificarem a existência de algum sinal de alerta, que indique a necessidade de uma mais detalhada investigação.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 355) (grifou-se)

60. Adicionalmente, o dever de investigar também envolve a obrigatoriedade de o administrador adotar as devidas providências ao tomar conhecimento de atos ilícitos praticados por outros administradores, sob pena de solidariedade quando da responsabilização por esses danos. Sobre esse tema, Marcelo von Adamek esclarece:

‘(...) não pode o administrador permanecer inerte perante a atuação de outro administrador, mas, dentro do âmbito de suas atribuições, deve estar atento dos negócios e, caso se depare com comportamento ilícito, violador da lei ou dos estatutos, deve tomar as medidas apropriadas para impedir a prática do ato danoso, ou para eliminar ou atenuar os seus efeitos. Se nada disso o fizer, responderá solidariamente pela reparação dos danos, mesmo sem ter participado diretamente do ato.’ (ADAMEK, Marcelo Vieira von, Responsabilidade Civil dos Administradores de S.A. e (ações correlatas) São Paulo/Saraiva, 2009, p. 180)

61. Por fim, existe o dever de vigiar, o qual determina que o administrador exerça o devido acompanhamento dos negócios da companhia com o intuito de monitorar o andamento desses e verificar a execução das diretrizes estabelecidas e das decisões tomadas. Está intimamente ligado à obrigação de fiscalizar o desenvolvimento das atividades da empresa. Para Nelson Eizirik essa ‘vigilância deve ser exercida de forma sintética e não analítica. Dessa forma, não se exige dos administradores que a supervisão de cada uma das atividades desenvolvidas pela companhia, mas o acompanhamento geral dos negócios sociais e de suas políticas e procedimentos internos’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 355-356).

II.1.2. Dever de Lealdade62. De início, cabe trazer a definição dada pela Lei 6.404/1976 para esse dever:‘Art. 155. O administrador deve servir com lealdade à companhia e manter reserva sobre os

seus negócios, sendo-lhe vedado:I – usar, em benefício próprio ou de outrem, com ou sem prejuízo para a companhia, as

oportunidades comerciais de que tenha conhecimento em razão do exercício de seu cargo;II – omitir-se no exercício ou proteção de direitos da companhia ou, visando à obtenção de

vantagens, para si ou para outrem, deixar de aproveitar oportunidades de negócio de interesse da companhia;

III – adquirir, para revender com lucro, bem ou direito que sabe necessário à companhia, ou que esta tencione adquirir.

§ 1º Cumpre, ademais, ao administrador de companhia aberta, guardar sigilo sobre qualquer informação que ainda não tenha sido divulgada para conhecimento do mercado, obtida em razão do cargo e capaz de influir de modo ponderável na cotação de valores mobiliários, sendo-lhe vedado valer-se da informação para obter, para si ou para outrem, vantagem mediante compra ou venda de valores mobiliários.

§ 2º O administrador deve zelar para que a violação do disposto no § 1º não possa ocorrer através de subordinados ou terceiros de sua confiança.’ (grifou-se)

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63. Apesar de, na Lei, esse dever aparecer somente após aquele relacionado à finalidade das atribuições e desvio de poder, sua exposição e análise foram antecipadas em virtude de sua importância como referência para o comportamento dos administradores.

64. Na doutrina, há quem defenda que o dever de lealdade juntamente como dever de diligência são as obrigações basilares dos gestores, podendo considerar que os demais deveres impostos pela Lei são deles decorrentes, ou seja, corolários desses dois primeiros. Segundo Marcelo von Adamek, ‘Os deveres de diligência e de lealdade são os deveres nucleares, dos quais irradiam todos os demais que, em nossa Lei das S.A., apresentam-se de forma expressa’. (ADAMEK, Marcelo Vieira von, Responsabilidade Civil dos Administradores de S.A. e (ações correlatas), São Paulo/Saraiva, 2009, p. 136)

65. A relevância desse dever também é ressaltada por Wilson Hoog:‘O ‘Dever de Lealdade’ tem relevo singular e é o mais importante dos deveres, porque é

pressuposto aos demais (diligência, art. 153; de informar, art. 157), muito embora devam coexistir na administração. A lealdade do administrador está vinculada ao comprometimento, porque a lealdade afina-se com a preservação da empresa, que vai além da norma societária, por constituir um pressuposto intrínseco para o exercício do cargo de administrador. A ofensa ao princípio da lealdade configura, por si próprio, enorme lesão, independentemente de qualquer repercussão patrimonial.’ (HOOG, Wilson Alberto Zappa, Lei das Sociedades Anônimas, Curitiba/Juruá, 2008, p.231-232)

66. Passando a tratar exclusivamente do dever de lealdade, verifica-se que seu cumprimento está estritamente ligado à atuação com a boa-fé, pautada no interesse da companhia. Conforme ensina Modesto Carvalhosa, tal obrigação baseia-se no ‘caráter fiduciário da atividade dos administradores. A regra é que não poderão os administradores buscar, em primeiro lugar, os seus interesses pessoais’. (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p. 286)

67. Seguindo essa mesma linha, a doutrina explica:‘A lealdade devida pelo administrador à administrada compreende não só a colocação do

interesse dela acima do seu, como ainda o sigilo sobre os negócios sociais.Os incisos I a III do artigo [155 da Lei 6.404/1976] explicitaram o óbvio. Mas essa foi a

intenção do legislador ao dar enfoque a hipóteses que claramente representam deslealdade para a empresa.

Antes de tudo, há que se acentuar que todas as hipóteses previstas nos três incisos preveem intencionalidade da ação ou da omissão, pois o procedimento negligente caracterizaria apenas culpa e não levaria à conclusão de existência de deslealdade.’ (VIDIGAL, Geraldo de Camargo. MARTINS, Ives Gandra da Silva, Comentários à Lei de Sociedades por Ações, Rio de Janeiro/Forense Universitária, 1999, p.482)

68. Assim, em uma das hipóteses listadas pela lei – diga-se, de forma não exaustiva –, o cumprimento desse dever requer que o administrador mantenha sigilo das informações da companhia ainda não divulgadas e que não as utilize para vantagem sua ou de terceiros. Nesse sentido, cumpre também observar a proibição de usar, em benefício próprio ou de outrem, oportunidades comerciais de que teve conhecimento em função do exercício de seu cargo; ou ainda, adquirir para revender posteriormente à companhia, com lucro, bens que soube serem necessários aos negócios da empresa.

69. Complementarmente, tal dever veda o gestor de se omitir no exercício ou na proteção de direitos da companhia ou de se abster de aproveitar oportunidades de negócio de interesse da organização no intuito de auferir vantagem para si ou para terceiros.

70. Cumpre frisar que as vedações listadas nos incisos I a III do artigo nominado não são exaustivas. O dispositivo determina um padrão genérico de comportamento, podendo outras condutas serem igualmente consideradas descumprimento do dever de lealdade. Modesto Carvalhosa aduz a seguinte interpretação:

‘A nossa Lei de 1976, ao adotar o standard of loyalty, reproduziu várias hipóteses de violação colhidas na common law. Por se tratar de padrão normativo, os casos que enumera são enunciativos.

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Consequentemente, outras formas ou hipóteses efetivas de infringência do princípio da lealdade podem ser capituladas e declaradas pelo juiz e pela Comissão de Valores Mobiliários.’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p. 295)

71. Em suma, o dever de lealdade exige a honestidade do administrador da S.A. na condução dos negócios, ao não permitir que ele se aproveite do seu cargo para obter vantagens para si, ou para outras pessoas, em detrimento do interesse social, ou do pleno exercício dos direitos da companhia. O padrão de lealdade impõe ‘uma conduta de boa-fé e sempre no melhor interesse da companhia (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 366).

II.1.3. Finalidade das Atribuições e Desvio de Poder72. Assim define a Lei das S.A.:‘Art. 154. O administrador deve exercer as atribuições que a lei e o estatuto lhe conferem para

lograr os fins e no interesse da companhia, satisfeitas as exigências do bem público e da função social da empresa.

§ 1º O administrador eleito por grupo ou classe de acionistas tem, para com a companhia, os mesmos deveres que os demais, não podendo, ainda que para defesa do interesse dos que o elegeram, faltar a esses deveres.

§ 2º É vedado ao administrador:a) praticar ato de liberalidade à custa da companhia;b) sem prévia autorização da assembleia-geral ou do conselho de administração [conforme o

caso], tomar por empréstimo recursos ou bens da companhia, ou usar, em proveito próprio, de sociedade em que tenha interesse, ou de terceiros, os seus bens, serviços ou crédito;

c) receber de terceiros, sem autorização estatutária ou da assembleia-geral, qualquer modalidade de vantagem pessoal, direta ou indireta, em razão do exercício de seu cargo.’

73. Em primeiro lugar, esse dispositivo visa garantir que o administrador busque a harmonia dos interesses da empresa com os interesses da coletividade, como por exemplo a conciliação do lucro com a preservação do meio ambiente e dos direitos do trabalhador. De acordo com Modesto Carvalhosa:

‘A norma estabelece, sobretudo, um padrão de equilíbrio na condução dos negócios da competência dos administradores, em face dos interesses nem sempre coincidentes da companhia, da empresa e da comunidade. O padrão impõe, em razão desse fenômeno, que o administrador, ao perseguir os fins sociais (maximização de lucros), leve em conta o bem público e a função social da empresa personalizada na companhia.’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.272)

74. O segundo aspecto diz respeito à obrigação de o administrador utilizar os poderes que lhe são atribuídos pela lei e pelo estatuto com o objetivo precípuo de atender os fins e o interesse da companhia, não cabendo privilegiar nem mesmo os interesses dos acionistas que o elegeram, ainda que majoritários. As regras impostas pelas três alíneas do § 2º expressam a vedação de o administrador atuar visando a interesses próprios ou de seus eleitores. Uma vez administrador da companhia, o interesse a ser perseguido é o da empresa, não de um acionista ou de si mesmo. Nelson Eizirik ensina:

‘Os administradores devem exercer as suas atribuições legais e estatutárias tendo em vista os fins e o interesse da companhia, ou seja, atuando para alcançar o desenvolvimento do objetivo social da forma mais lucrativa possível.

(...)A norma contida no § 1º apresenta grande relevância, ao vincular de maneira clara a

atividade do administrador à realização do interesse social independentemente de quem o elegeu para o cargo. Isso porque, o administrador, embora possa ser eleito por determinado grupo de acionistas, não deve qualquer tipo de lealdade aos seus ‘eleitores’, na medida em que não os representa, estando

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vinculado à realização do interesse social e da finalidade lucrativa da companhia.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 359-360)

75. Não sendo observadas as vedações e comandos contidos nesse artigo, caracteriza-se desvio de poder, assim definido por Eizirik:

‘No Direito Societário, ocorre desvio de poder quando os administradores, embora observando formalmente os dispositivos da Lei das S.A. e do estatuto, deles afastam-se substancialmente, ao conduzir-se de forma a atingir finalidades diversas daquelas previstas nas normas legais e estatutárias. Assim, caracteriza violação do dever previsto neste artigo a prática dos atos pelos administradores que, substancial ou formalmente, não visem atingir o interesse social, o bem público ou a função social da empresa.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p.361)

II.1.4. Conflito de Interesses76. Sobre esse dever, a Lei de 1976 assim dispõe:‘Art. 156. É vedado ao administrador intervir em qualquer operação social em que tiver

interesse conflitante com o da companhia, bem como na deliberação que a respeito tomarem os demais administradores, cumprindo-lhe cientificá-los do seu impedimento e fazer consignar, em ata de reunião do conselho de administração ou da diretoria, a natureza e extensão do seu interesse.’

77. Esse dever visa garantir a isenção do administrador em sua gestão, ao impor-lhe que declare seu impedimento e se abstenha de intervir ou deliberar sobre qualquer situação em que haja conflito entre seu interesse e o da companhia. A regra se aplica para as circunstâncias em que houver ‘um dúplice e contraditório interesse: o social e o particular, sendo que um não pode ser atendido sem que o outro seja sacrificado’. (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 379)

78. Tal instituto é decorrente da seguinte premissa:‘No exercício dessa função, o administrador é a própria corporificação da companhia. Não há

dualidade de pessoas entre o administrador representante e a empresa representada. Aquele exprime a vontade desta. A completa identidade entre o administrador e a companhia, no que tange à vontade social, torna o impedimento absoluto.’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.23)

79. A partir desses entendimentos, importa ressaltar forte correlação existente entre o conflito de interesses e o dever de lealdade, pois ao intervir em negócios de forma que, para se beneficiar, tenha que prejudicar a empresa, o administrador estaria agindo em desacordo com pelo menos um dos incisos do art. 155 da Lei das S.A.; como, por exemplo, omitindo-se diante de um direito da empresa ou deixando de aproveitar negócios de interesse da companhia, na intenção de buscar benefícios para si.

80. Sobre esse tema, Modesto Carvalhosa assim escreveu:‘O impedimento de intervir nos negócios em que o administrador tenha conflito de interesses

com a companhia é amplo. Além de não participar da deliberação, não poderá, outrossim, opinar, sugerir ou sob qualquer forma influenciar a deliberação dos órgãos administrativos da companhia.

A infringência desse preceito por outros meios, além daquele de participação direta na deliberação, implica sua responsabilidade pelos prejuízos que causar à companhia (art. 158). Nessa hipótese, terá ele fraudado a lei.

Reiterando o que já se comentou, a responsabilidade independe de prejuízo material para a companhia. Haverá, no caso, quebra do dever de lealdade, decorrendo objetivamente a fraude da ofensa do direito da companhia. Trata-se de ofensa a direito alheio – o da companhia – o que caracteriza ato ilícito.’

81. Dessa forma, havendo conflito de interesses, é vedado ao administrador intervir ou participar de decisões sobre questões que envolvam, de algum modo, interesses pessoais, sob pena de caracterização de deslealdade e, por conseguinte, configuração de ato ilícito, sujeitando-o às

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consequências decorrentes de tal enquadramento, inclusive sua responsabilização. Impende consignar que tópico específico do presente trabalho tratará da responsabilidade dos administradores.

II.1.5. Dever de Informar82. Registre-se que ‘o dever de informar’ será abordado neste trabalho somente de forma

resumida, com intuito de dar notícia sobre sua existência e significado, sem, porém, aprofundar na sua análise. Uma vez que, em princípio, seus conceitos não serão utilizados para a apreciação objetiva da situação encontrada, julgou-se desnecessário tratar com detalhe desse dispositivo, visando, com isso, obter mais objetividade no relatório.

83. Nesse tom, o art. 157 da Lei 6.404/1976, trata de uma série de informações, eventos ou situações, os quais, obrigatoriamente, o administrador de companhia aberta deve levar ao conhecimento dos acionistas, da bolsa de valores ou da CVM (Comissão de Valores Mobiliários). Simplificadamente, a ideia é sempre informar aos interessados sobre questões que possam influenciar o mercado, no que diz respeito aos valores mobiliários emitidos pela companhia.

84. O dever de informar, portanto, tem relação direta com necessidade de transparência na gestão da S.A., porém preservando o caráter confidencial de informações que possam prejudicar os interesses da companhia. Em última análise, a aplicação desse dever assegurará transparência e boa-fé ao mercado de capitais.

II.1.6. Responsabilidade dos Administradores e Ação de Responsabilidade85. A Lei das Sociedades Anônimas trata desse tópico em três artigos:‘Art. 158. O administrador não é pessoalmente responsável pelas obrigações que contrair em

nome da sociedade e em virtude de ato regular de gestão; responde, porém, civilmente, pelos prejuízos que causar, quando proceder:

I – dentro de suas atribuições ou poderes, com culpa ou dolo;II – com violação da lei ou do estatuto.§ 1º O administrador não é responsável por atos ilícitos de outros administradores, salvo se

com eles for conivente, se negligenciar em descobri-los ou se, deles tendo conhecimento, deixar de agir para impedir a sua prática. Exime-se de responsabilidade o administrador dissidente que faça consignar sua divergência em ata de reunião do órgão de administração ou, não sendo possível, dela dê ciência imediata e por escrito ao órgão da administração, no conselho fiscal, se em funcionamento, ou à assembleia-geral.

§ 2º Os administradores são solidariamente responsáveis pelos prejuízos causados em virtude do não cumprimento dos deveres impostos por lei para assegurar o funcionamento normal da companhia, ainda que, pelo estatuto, tais deveres não caibam a todos eles.

§ 3º Nas companhias abertas, a responsabilidade de que trata o § 2º ficará restrita, ressalvado o disposto no § 4º, aos administradores que, por disposição do estatuto, tenham atribuição específica de dar cumprimento àqueles deveres.

§ 4º O administrador que, tendo conhecimento do não cumprimento desses deveres por seu predecessor, ou pelo administrador competente nos termos do § 3º, deixar de comunicar o fato a assembleia-geral, tornar-se-á por ele solidariamente responsável.

§ 5º Responderá solidariamente com o administrador quem, com o fim de obter vantagem para si ou para outrem, concorrer para a prática de ato com violação da lei ou do estatuto.

Art. 159. Compete à companhia, mediante prévia deliberação da assembleia-geral, a ação de responsabilidade civil contra o administrador, pelos prejuízos causados ao seu patrimônio.

(...)§ 6º O juiz poderá reconhecer a exclusão da responsabilidade do administrador, se convencido

de que este agiu de boa-fé e visando ao interesse da companhia.(...)Art. 160. As normas desta Seção aplicam-se aos membros de quaisquer órgãos, criados pelo

estatuto, com funções técnicas ou destinados a aconselhar os administradores.’ (grifou-se)

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86. O art. 158, em seu caput, traz pressuposto importante para a apreciação da responsabilidade de administradores: a priori, esses indivíduos, não tendo agido contrariamente à lei ou ao estatuto, e, dentro de suas atribuições, não terem atuado com culpa ou dolo, não respondem civilmente por prejuízos por eles causados. Em outras palavras, não são passíveis de responsabilização por prejuízos, caso estes tenham sido decorrentes de ato regular de gestão.

87. Tal pressuposto foi inspirado em conceito originado nas Cortes Superiores Americanas, a chamada business judgement rule. Traduzida como ‘regra de decisão empresarial’, consiste em determinado padrão de atuação para o gestor, com parâmetros norteadores do comportamento do administrador, os quais, se observados, isentam o gestor de responsabilidade por prejuízos eventualmente causados. Mais ainda, a regra aplica-se como garantia de que as decisões tomadas com lastro nos deveres de diligência e lealdade não se sujeitem à revisão por tribunais.

88. Conforme Nelson Eizirik:‘A finalidade da regra é oferecer um ‘porto seguro’ aos administradores, que devem ser

encorajados a correr os riscos inerentes à gestão empresarial e não podem ficar permanentemente sujeitos a terem suas decisões revistas. Os administradores devem ter uma razoável margem de discricionariedade em sua atuação, podendo avaliar a conveniência e a oportunidade de determinadas decisões visando à maximização dos lucros da companhia. A redução da discricionariedade da administração pode inviabilizar a gestão empresarial, pelo excessivo ‘engessamento’ de suas atividades.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 416-417)

89. Assim, uma vez atendidos os requisitos da business judgement rule, a decisão assim tomada não pode ser objeto de revisão na justiça, nem torna responsável o administrador que a tomou.

90. Tal norma de conduta do societário norte-americano foi recepcionada no direito brasileiro pelo § 6º do art. 159, acima transcrito, o qual indica que o juiz pode excluir a responsabilidade de um administrador, caso entenda que este agiu de boa-fé e no interesse da companhia. Tal entendimento encerra jurisprudência administrativa da Comissão de Valores Mobiliários como se verifica, por exemplo, no voto do Relator do Processo Administrativo Sancionador CVM nº 10/2006, Diretor Alexsandro Broedel Lopes, julgado em 16/8/2011:

‘No presente caso, mostra-se evidente que a acusada foi criteriosa, cuidadosa, leal e diligente para com a companhia, sendo certo que a aplicação da regra de decisão negocial (business judgement rule) afasta, de plano, qualquer questionamento quanto aos atos em análise no presente processo.’

91. O voto do Relator do Processo Administrativo Sancionador CVM nº 24/2006, Diretor Otavio Yazbek, julgado em 18/2/2013, também ratifica o entendimento da recepção da regra americana no direito do Brasil:

‘Não se está negando a aplicabilidade, ao direito brasileiro, da racionalidade subjacente à business-judgment rule, presente tanto na doutrina quanto nas decisões norte-americanas e mesmo naquelas tomadas por esta autarquia.’

92. Ainda nesse sentido, cumpre trazer trecho de uma decisão paradigma da Comissão de Valores Mobiliários sobre como se compõe uma decisão baseada na business judgement rule (voto do Diretor Pedro Marcílio, no Processo Administrativo Sancionador CVM nº RJ2005/1443, julgado em 10/5/2006):

‘(...) Para utilizar a regra da decisão negocial, o administrador deve seguir os seguintes princípios:

(i) Decisão informada: A decisão informada é aquela na qual os administradores basearam-se nas informações razoavelmente necessárias para tomá-la. Podem os administradores, nesses casos, utilizar, como informações, análises e memorandos dos diretores e outros funcionários, bem como de terceiros contratados. Não é necessária a contratação de um banco de investimento para a avaliação de uma operação;

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(ii) Decisão refletida: A decisão refletida é aquela tomada depois da análise das diferentes alternativas ou possíveis consequências ou, ainda, em cotejo com a documentação que fundamenta o negócio. Mesmo que deixe de analisar um negócio, a decisão negocial que a ele levou pode ser considerada refletida, caso, informadamente, tenha o administrador decidido não analisar esse negócio; e

(iii) Decisão desinteressada: A decisão desinteressada é aquela que não resulta em benefício pecuniário ao administrador. Esse conceito vem sendo expandido para incluir benefícios que não sejam diretos para o administrador ou para instituições e empresas ligadas a ele. Quando o administrador tem interesse na decisão, aplicam-se os standards do dever de lealdade (duty of loyalty).

32. Existem, no entanto, situações em que, além de operações em que se tenha interesse, o Poder Judiciário não aceita a aplicação da regra da decisão negocial. Por exemplo, não se aceita a completa alienação das decisões negociais, alegando-se falta de competência ou de conhecimento. Também não são protegidas pela regra da decisão negocial as decisões tomadas visando a fraudar a companhia, ou seus acionistas, ou aquelas que não tenham sido tomadas em boa-fé.’ (grifou-se)

93. Na mesma linha de interpretação da CVM, Nelson Eizirik também enumera requisitos para aplicabilidade da regra:

‘A regra da decisão empresarial, que isenta de responsabilidade o administrador, é aplicável uma vez atendidos cumulativamente os seguintes requisitos: (i) deve ter ocorrido uma decisão, não estando protegidas pela regra as condutas omissivas, exceto se resultantes de uma decisão de não tomar qualquer medida; (ii) os administradores não podem ter qualquer interesse financeiro ou pessoal na matéria, ou seja, não se aplica a regra se estiverem em situação de conflito de interesses; (iii) os administradores devem estar bem informados antes de tomarem a decisão, isto é, atuando de forma diligente; (iv) os administradores devem estar perseguindo o interesse social; (v) a atuação dos administradores deve ter ocorrido no âmbito de seus poderes legais e estatutários; e (vi) os administradores devem estar atuando de boa-fé.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 417)

94. Desse modo, até para preservar os interesses da própria companhia, existe presunção da aplicabilidade da business judgement rule. De fato, seria prejudicial à empresa se toda e qualquer decisão pudesse ser questionada pelos acionistas ou revistas pelo judiciário. De certa forma, tanto um, quanto outro, em princípio, não possuem a mesma capacidade que os administradores para comandar uma companhia. Do contrário, em princípio, a competência gerencial atribuída aos administradores da companhia restaria dividida com esses atores, sem capacidade para tanto.

95. Todavia, uma vez não atendidos os requisitos da regra de decisão gerencial, essa premissa deixa de valer. Importa ressaltar a estrita ligação da aplicabilidade da business judgement rule ao cumprimento dos deveres estabelecidos na Lei 6.404/1976.

96. A decisão informada e refletida tem relação direta com o dever de diligência (art. 153). A decisão desinteressada vincula-se ao conflito de interesses (art. 156) e ao dever de lealdade (art. 155), que, por sua vez, está conectada com a boa-fé (art. 158 e 159). Considerando o entendimento de Eizirk, acima exposto, a persecução do interesse social, bem como a atuação dentro dos poderes legais e estatutários coaduna-se com a finalidade de atribuições e desvio de poder (art. 154). Isto posto, conclui-se que a avaliação da aplicabilidade da regra de decisão gerencial perpassa pela verificação do cumprimento dos deveres do administrador impostos pela referida Lei.

97. Nesse ponto, cabe informar a existência da Instrução CVM 491/2011, a qual define como infração grave o descumprimento de determinados artigos da Lei 6.404/1976, sendo de especial interesse para o presente trabalho os seguintes: 153, 154 e seus §§ 1º e 2º, 155 e seus §§ 1º e 2º, 156 e seu § 1º. A mesma norma define que as infrações graves nela definidas ensejam a aplicação das penalidades previstas nos incisos III e VI do art. 11 da Lei 6.385/1976, a saber:

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‘Art. 11. A Comissão de Valores Mobiliários poderá impor aos infratores das normas desta Lei, da lei de sociedades por ações, das suas resoluções, bem como de outras normas legais cujo cumprimento lhe incumba fiscalizar, as seguintes penalidades:

(...)III – suspensão do exercício do cargo de administrador ou de conselheiro fiscal de companhia

aberta, de entidade do sistema de distribuição ou de outras entidades que dependam de autorização ou registro na Comissão de Valores Mobiliários; (Redação dada pela Lei 9.457, de 5.5.1997)

(...)VI – cassação de autorização ou registro, para o exercício das atividades de que trata esta

Lei; (Redação dada pela Lei 9.457, de 5.5.1997) ’ 98. Assim, o descumprimento dos deveres impostos ao administrador pela Lei das Sociedades

Anônimas pode derrubar a presunção da business judgement rule, que existe para isentar o administrador de responsabilidade, no caso da ocorrência de prejuízo resultante de ato regular de gestão. Conforme se mostrou, a inobservância desses deveres também pode caracterizar infração grave perante a Comissão de Valores Mobiliários, sujeitando o gestor às penalidades de suspensão do exercício de administrador ou cassação de autorização ou registro para as atividades reguladas pela CVM.

99. Trazendo a questão para o campo de atuação deste Tribunal, em se tratando de sociedades de economia mista controladas pela União, como a Petrobras, um ato de gestão passível de responsabilização com base no supracitado art. 158 da Lei 6.404/1976 é também plenamente passível de enquadramento no art. 43, inciso II, da Lei 8.443/1992. Trata-se, outrossim, de irregularidade quanto à legitimidade ou economicidade de ato administrativo, sobre o qual não existe excludente de culpabilidade, que, no caso, seria a business judgement rule.

100. A depender da situação e das circunstâncias do prejuízo, há a possibilidade até de enquadramento do caso no art. 47 da Lei Orgânica do TCU, o qual determina conversão dos autos em Tomada de Contas Especial, caso se configure ocorrência de desfalque, desvio ou outra irregularidade que resulte dano ao Erário.

101. Na esteira, uma vez feito o enquadramento nos arts. 43 e 47 da LOTCU, o responsável fica sujeito, após o devido exercício do contraditório e da ampla defesa, às sanções previstas nessa Lei, como, por exemplo, multa ou inabilitação para exercício de cargo em comissão ou função de confiança no âmbito da Administração Pública.

102. Conforme se demonstrou, no caso de sociedades de economia mista, o descumprimento de deveres por parte do administrador, pode também ter como consequências as sanções aplicáveis por esta Corte de Contas, podendo, desse modo, os deveres definidos na Lei de Sociedades Anônimas servirem de padrão de conduta e, por conseguinte, de critério nas auditorias do Tribunal.

103. Nesse caso, não se estará responsabilizando os administradores com base no art. 158 da Lei 6.404/1976 – a qual estaria sujeita às limitações impostas pelos seus arts. 134, § 3º (a aprovação de contas exonera de responsabilidade os administradores, salvo erro, dolo ou simulação), e 286 (a ação para anular deliberações tomadas em assembleia-geral eivadas de erro, dolo, fraude ou simulação prescreve em dois anos, contados da deliberação) –, mas sim com base nos dispositivos legais que definem as competências deste Tribunal.

104. Dessarte, com base nessa premissa, uma vez que o escopo do presente trabalho inclui a apuração das causas de prejuízo contábil de R$ 2,8 bilhões, ocorrido em sociedade de economia mista controlada pela União, o padrão de conduta que servirá de base de comparação para efeitos de análise de responsabilidades será aquele imposto pelos deveres dos administradores fixados pela Lei das S.A. Para tanto, a premissa básica é que a simples constatação de prejuízo não significa, de imediato, a responsabilidade dos gestores, pois é necessário aferir se foi resultante de ato regular de gestão, protegido, nesse caso, pela business judgement rule; e considerando, ainda, que os deveres impostos pela Lei tratam de obrigação de meio (como se decidiu) e não de fim (qual foi o resultado econômico-financeiro da decisão).

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http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/L9457.htm

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II.2. Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras105. Feita a contextualização do padrão de conduta exigível do administrador da companhia,

cumpre comparar tais exigibilidades com a metodologia decisória de investimentos interna da estatal. Trata-se do iter decisório que culminou no início das obras nas Refinarias Premium, em contraponto aos deveres dos administradores da Petrobras.

106. A Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras é um documento interno da estatal que estabelece diretrizes para planejamento, aprovação e monitoramento dos seus projetos de investimento. Seu principal objetivo é padronizar procedimentos e conceitos que devem ser adotados por todos os setores da estatal na condução de seus projetos (Áreas de Negócio, Engenharia, Tecnologia e Materiais – ETM – e Empresas do Sistema Petrobras).

107. Esse documento define o ciclo de vida de um projeto de investimento no âmbito da companhia, dividindo-o em cinco fases, conforme figura a seguir:

Figura 1 – Ciclo de Vida de um Projeto de Investimento – Sistemática Corporativa Petrobras

Fonte: Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras

108. Esse ciclo de vida engloba desde a identificação da oportunidade de negócio até a conclusão da etapa dos investimentos. A lógica da sistemática é fazer com que a cadeia decisória seja resultado de processo de sucessivas análises e aprovações, com oportunidades intermediárias, durante a vida do projeto, de serem feitas avaliações de parar ou continuar o investimento.

109. Tais oportunidades intermediárias são os Portões de Decisão, que se dão ao final de cada Fase definida na sistemática. Nesse momento, é apresentado um conjunto de documentos (Pacote de Suporte à Decisão – PSD) a quem tem competência de decidir, demostrando que o projeto atende ou não os requisitos mínimos de passagem de fase, também definidos pela mesma sistemática.

110. Nesse conjunto de documentos, a depender da fase em que o projeto de investimentos está, constam informações como: projeto de engenharia, Estrutura Analítica de Projeto (EAP), cronogramas, estimativas de custos, Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE), análises de riscos etc.

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111. À medida que o projeto avança, exige-se que ele tenha maior grau de definição, de modo a fornecer informações mais completas e precisas. A divisão do processo em fases com aprovações intermediárias, para as quais o projeto deve atender requisitos mínimos padronizados pela sistemática, resulta, entre outros benefícios, na mitigação do risco envolvido.

112. O gráfico abaixo, extraído da Sistemática Corporativa, demonstra que a influência das decisões tomadas nas fases iniciais dos projetos tem grande resultado, em contrapartida de baixos investimentos. Com o avanço do projeto, a situação vai se invertendo, de forma a diminuir o grau de influência das decisões, aumentando o valor do investimento necessário.

Figura 2 – Influência e Investimento x Fases do Projeto

Fonte: Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras

113. Durante o ciclo de vida dos projetos das Refinarias Premium I e II, estiveram vigentes quatro versões de Sistemática (revisão dezembro 2004, revisão dezembro 2005, revisão junho 2009 e revisão 2012 – peças 35 a 38). O comparativo entre elas foi apresentado durante reunião da equipe com interlocutores da Petrobras, da área Estratégica da companhia (peça 40), situando que as alterações não impactaram a essência da sistemática descrita neste tópico.

114. Em virtude da alta materialidade das Refinarias Premium I e II, segundo a metodologia, a aprovação da entrada desses projetos na carteira de investimentos da Petrobras, bem como as suas passagens de fase, eram de responsabilidade da Diretoria Executiva. Nas sistemáticas vigentes de 2004 até os dias atuais, há um capítulo específico para tratar de aprovação de projetos pela Diretoria Executiva.

115. Resumidamente, a sistemática estabelece que o Gerente Executivo da Área de Negócio responsável pelo projeto, conjuntamente com o titular do setor ‘Estratégia & Desempenho Empresarial’, devem elaborar DIP (Documento Interno Petrobras) e submetê-lo ao Diretor da área de negócio (no caso das refinarias, o Abastecimento) para que inclua o projeto na pauta da Diretoria Executiva.

116. A sistemática também define as informações mínimas a serem contempladas no DIP submetido para a deliberação da Diretoria Executiva, que variam de acordo com a fase em que o projeto se encontra. Por exemplo, na aprovação da Fase II (Portão 2), menciona-se, entre outros, a descrição das alternativas estudadas, indicadores econômicos e o resumo dos pareceres das outras áreas da Petrobras. Esse DIP, juntamente com outros documentos exigidos para passagem de fase e

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pareceres de outras áreas, formam o Pacote de Suporte à Decisão (PSD), que é submetido para a deliberação da Diretoria Executiva.

117. Esclareça-se que, desde 2005, já era previsto que projetos com valores acima de R$ 300 milhões deveriam contar, a partir da fase de Projeto Conceitual, com a participação das Áreas Corporativas da estatal por meio de emissão de pareceres (Estratégia & Desempenho Empresarial; Saúde, Meio Ambiente e Segurança – SMS; Administração Tributária – Tributário/PTR; Financeira – PLAFIN). De acordo com a diretriz, nessa fase, passa a ser necessária a visão integrada do projeto aos demais segmentos de negócio da companhia, bem como a verificação do alinhamento do seu objetivo às estratégias da estatal.

118. Em suma, a Sistemática Corporativa de Projeto de Investimentos do Sistema Petrobras compila boas práticas para gerenciamento de projetos de investimento no âmbito da companhia, a partir da padronização de procedimentos, requisitos e fluxo de informações a serem observados.

119. Desse modo, apesar de não constituir norma rígida, a adoção dessas diretrizes mitiga os riscos envolvidos nos processos decisórios e permite aos gestores adotarem decisões informadas e refletidas, requisitos para aplicação da business judgement rule. Isso é válido, inclusive, aos membros da Diretoria Executiva da estatal, que são administradores, à luz da Lei 6.404/1976.

120. Em face desse paralelo, a adoção da Sistemática Corporativa de Projeto de Investimentos do Sistema Petrobras será um dos critérios para avaliar a diligência dos administradores no processo decisório relativo à implantação dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II, que culminou em prejuízo contábil de R$ 2,8 bilhões para a Companhia.

II.3. Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE)121. Dentro da sistemática de aprovação de investimentos, o estudo de viabilidade econômica

faz parte do Pacote de Suporte à Decisão (PSD), conjunto de documentos que suporta as decisões da Diretoria patrocinadora ou da Diretoria Executiva (DE), quando da deliberação de passagens de fase.

122. Conforme já se mostrou, o PSD é formado coligindo-se dados de projeto, pareceres de diferentes áreas da empresa, plantas e/ou demais documentos para subsidiar tecnicamente a decisão de passagem de fase, incluindo o EVTE. Dentro da estrutura da Diretoria de Abastecimento da Petrobras, a área responsável pela elaboração do estudo de viabilidade é o Abastecimento Corporativo (AB-CR).

123. Os principais insumos para a realização das análises de viabilidade econômica advêm da metodologia de fluxo de caixa descontado. Aplicando-se essa metodologia, obtém-se o Valor Presente Líquido (VPL) e/ou a Taxa Interna de Retorno (TIR) de um projeto de investimento.

124. Para tanto, formula-se um modelo financeiro do projeto, em que se simulam as entradas e saídas de recursos no seu caixa ao longo de sua vida útil (p. ex., valor dos investimentos e dos custos operacionais, data de partida, tributação e projeções de faturamento futuro, baseadas em curvas de demanda e preços), as quais posteriormente são trazidas para a data presente, utilizando-se, nos cálculos, a taxa mínima de atratividade definida pelo investidor.

125. O VPL positivo de um projeto significa que o investimento em análise possui mais atratividade que a taxa mínima definida pelo investidor. Para se descobrir qual seria a rentabilidade do empreendimento em específico (TIR), deve ser aplicada idêntica metodologia; porém com a premissa de VPL igual a zero.

126. Para a Sistemática de Aprovação de Investimentos, o principal indicador do EVTE é o VPL. Assume-se, como requisito de aprovação de fase, que o projeto de investimento deve ter VPL maior do que zero (VPL > 0). Porém, a análise econômico-financeira de empreendimento de empresa verticalizada no setor de petróleo traz algumas nuances importantes de serem apresentadas para o adequado entendimento do indicador que se está empregando. Desse modo, o importante nesse item é indicar, em linhas gerais, como uma proposta de investimento tem sua viabilidade testada.

127. A Petrobras, para a avaliação de novos empreendimentos, utiliza o Planinv (Planejamento de Investimento), programa computacional que, aproximadamente, há trinta anos, vem

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sendo desenvolvido dentro da companhia. Resumidamente, seu objetivo é realizar a otimização das operações da empresa mediante à inserção de determinado investimento, objeto de avaliação, cujo grau de maturidade, dentro da sistemática, tenha avançado para além da Fase I (Identificação da Oportunidade). O Planinv foi estruturado pelo método Simplex de programação linear.

128. O Planinv faz a otimização das operações da Petrobras como um todo. A inserção de determinada refinaria nesse sistema, por exemplo, com o emprego de projeções (tais como produção de petróleo, consumo interno e preços do petróleo cru e derivados), tem como resposta, entre outras, o impacto da refinaria na receita operacional da empresa, a taxa de utilização da capacidade da própria refinaria e a diminuição da importação de derivados.

129. O programa, no entanto, não calcula o VPL. Uma de suas saídas, no caso a projeção do resultado operacional, é inserida em planilha na qual são adicionados outros elementos de custos (investimentos e custos fixos) na formatação do fluxo de caixa, para então assim obter-se o VPL com base em taxa mínima de atratividade estipulada para o setor, pela companhia.

130. Outro ponto importante a destacar é que o VPL calculado com base no resultado operacional obtido no Planinv traz o resultado do ganho marginal do projeto em relação a outras alternativas de investimentos. Significa dizer que a alternativa à construção da refinaria é atender ao mercado nacional por intermédio de importações. Nesse caso, o resultado operacional que sairá do Planinv, e será levado ao fluxo de caixa, considera a diferença entre as seguintes situações: a) resultado operacional do sistema Petrobras obtido no Planinv com a refinaria; e b) resultado operacional do sistema Petrobras obtido Planinv com importação de derivados. A diferença dos resultados operacionais das duas alternativas é que será levada ao fluxo de caixa.

131. Com base nisso, quando se estiver abordando o resultado do VPL de determinado empreendimento da Petrobras, não se estará falando de sua viabilidade isoladamente, mas sim de seu impacto frente a todas as operações da empresa que são realizadas de forma integrada. Daí advém, para a sistemática de investimentos, a importância do VPL ser maior do que zero (VPL>0), pois o que se está avaliando é sua viabilidade no contexto da empresa como um todo, tendo em vista o impacto causado por um novo empreendimento, e não este isoladamente.

132. Tal fato merece destaque, pois, na cadeia econômica do petróleo, pode ocorrer, em alguma das etapas (exploração, produção, refino, transporte, abastecimento e revenda), a aceitação de margem pequena de rentabilidade, o que historicamente ocorre com a área de refino das empresas petrolíferas de todo o mundo, por exemplo. Nesse contexto, nas avaliações de refinarias consideradas isoladamente, pode até se verificar viabilidade negativa, desde que, no conjunto, o empreendimento agregue valor à empresa, aumentando as margens em outros segmentos com base na verticalização, o que é comum às grandes empresas petrolíferas do mundo.

133. Nesse sentido, ao se considerar uma empresa de petróleo verticalizada, que é o caso da Petrobras, ela deve sim possuir rentabilidade adequada a sua área de atuação, como sabidamente foi colocado em sua sistemática de investimentos.

134. Desse modo, um projeto de investimento, calculado com base nos resultados operacionais obtidos no Planinv, com VPL negativo (VPL<0), trará prejuízos para a empresa como um todo, demonstrando que o empreendimento não agregará valor à estatal; mas sim o contrário, estará diminuindo valor.

135. A peça 41 destes autos traz apresentação sobre esse tema feita pelos interlocutores da estatal à equipe de auditoria.

III. ACHADOS DE AUDITORIA III.1. GESTÃO TEMERÁRIA III.1.1. Situação Encontrada136. O estudo da cadeia decisória que culminou no encerramento dos projetos de investimento

das Refinarias Premium I e II, com lançamento de R$ 2,8 bilhões de prejuízo contábil, mostrou que decisões consideradas determinantes para a ocorrência da parcela mais significativa desse valor não foram resultantes de ato regular de gestão, uma vez que não atenderam os pressupostos da business

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judgement rule. Os atos decisórios questionados – como se verá – não podem ser considerados como ‘decisões informadas, refletidas e desinteressadas’, nos termos das exigibilidades dos administradores da companhia estabelecidas pela Lei 6.404/1976. Nesse contexto, foram identificadas decisões não subsidiadas em critérios e pareceres técnicos existentes e, sabidamente, com alto risco de resultado financeiro desfavorável para a Petrobras.

137. Sobre o título do achado, cabe o esclarecimento de que a gestão temerária apontada neste achado não tem referência com aquela de natureza penal, praticada por instituição financeira e definida como crime pela Lei 7.492/1986. No âmbito dos processos do TCU, tal terminologia tem sido utilizada para caracterizar condutas de gestores consideradas omissivas, negligentes ou dolosas de agentes públicos na gestão dos recursos e projetos sob sua responsabilidade.

138. Acerca do tema, o voto do Acórdão 3.090/2014, prolatado no âmbito do TC 006.981/2014-3, que trata de falhas na gestão das obras do Comperj, traz o seguinte entendimento:

‘50. Todos esses fatos levaram a SecobEnergia a definir como temerária a gestão da Companhia, destacando que não se referia à gestão temerária, de natureza penal, praticada por instituição financeira e definida como crime, a teor da Lei 7.492/1986. Significa dizer que as decisões não foram potencialmente tomadas em contraposição à identificação, quantificação e gestão dos riscos do empreendimento.

51. Registro, a propósito, que tal denominação não se restringe à essa lei que define crimes contra o sistema financeiro, porquanto também está presente, sob outra ótica, na Lei 9.615/1998 – que institui normas gerais sobre o desporto (Lei Pelé). Versa o art. 27, § 11, da aludida lei que:

‘§ 11. Os administradores de entidades desportivas profissionais respondem solidária e ilimitadamente pelos atos ilícitos praticados, de gestão temerária ou contrários ao previsto no contrato social ou estatuto, nos termos da Lei 10.406, de 10 de janeiro de 2002 – Código Civil.’ (Redação dada pela Lei 12.395/2011.)

52. Consoante ressaltado pela unidade técnica, no âmbito do TCU, gestão temerária tem sido apontada quando se identificam irregularidades associadas, entre outros, à falta ou insuficiência de análises técnicas, à grave inobservância de normas, à existência de sobrepreço/superfaturamento em contratos e à ausência de controles efetivos. Trata-se, nessa ótica, da verificação de uma tomada de decisões (e posterior acompanhamento) não pautada em avaliação cuidadosa – mas exigível – das interveniências capazes de obstar o atingimento dos objetivos previamente traçados nos programas de governo (e das empresas públicas); ou mesmo dos riscos quanto ao desvirtuamento de algum princípio fundamental da Administração Pública.

139. Outrossim, consta no relatório que subsidiou a aludida deliberação a seguinte lista de acórdãos, como exemplo de decisões do TCU seguindo o mesmo entendimento da deliberação supra: Acórdãos 697/2014-TCU-Plenário, 707/2014-TCU-Plenário, 1.146/2014-TCU-Plenário, 419/2013-TCU-Plenário, 512/2013-TCU-Plenário, 2.969/2013-TCU-Plenário, 172/2011-TCU-Plenário, 3.000/2010-TCU-Plenário, 1.670/2008-TCU-Plenário, 576/2007-TCU-Plenário, 221/2006-TCU-Plenário, 170/1999-TCU-Plenário e 254/2004-TCU-2ª Câmara.

140. Assim, o achado mostrará falhas na cadeia decisória que culminaram no encerramento dos projetos, no abandono das obras e no prejuízo contábil reconhecido de R$ 2,8 bilhões. De início, será apresentado o detalhamento desse valor, para, então, relatar e analisar a sequência de decisões que resultaram nessa perda financeira.

141. Em seguida, será empreendido histórico das decisões internas da Petrobras relativas às passagens de fase, consideradas, neste trabalho, como sendo as mais relevantes na condução do empreendimento. Tal relato será estruturado obedecendo a mesma sequência de aprovações de fase prevista na Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras.

142. Dentro do tópico relativo a cada decisão de passagem de fase, haverá exposição do contorno fático, para, em seguida, proceder análise a respeito da regularidade desses atos de gestão. Somente a parte relacionada aos estudos de localização será tratada em tópico separado (Anexo III), abordando mais de uma fase, para facilitar o entendimento da questão.

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a) Detalhamento do Valor do Prejuízo Contábil143. Buscando conhecer o detalhamento dos prejuízos sofridos pela Petrobras em decorrência

dos projetos das refinarias Premium, os itens ‘a’ e ‘b’ do Ofício 04-78/2015-TCU/SeinfraPetróleo e o Ofício 05-78/2015-TCU/SeinfraPetróleo (peça 17, p. 13-18) foram encaminhados pela equipe de auditoria. A regularidade, a forma de contabilização e a precisão dos valores não foi objeto de questionamento, por não fazerem parte do escopo da análise.

144. Conforme consta de documento fornecido pela estatal, diante da decisão de encerramento dos projetos, todos os custos realizados e apurados foram objeto de baixa contábil, mesmo os relacionados aos direitos de uso de tecnologias e projetos, uma vez que têm baixa probabilidade de serem utilizados, não havendo expectativa de geração de benefícios para a Petrobras nos próximos anos (DIP AB-PGI 10/2015 – peça 47, p. 43).

145. A baixa contábil dos valores relacionados à construção das refinarias Premium I e II, por ocasião do encerramento dos projetos, somou R$ 2.824.678.701. Seu detalhamento completo está acostado à peça 48. Um resumo se encontra na tabela a seguir:

Tabela 2 – Baixa contábil das refinarias Premium – Detalhamento

Item EscopoServiços de

terceiros(contratos)

Juros apropriados

Despesa de pessoal

apropriada

Acordos, convênios e similares

Impostos e taxas

Encargos, aluguéis e

outrosTOTAL

1 Premium I 1.509.357.797 259.430.928 214.979.389 104.741.997 75.381.644 38.903.665 2.202.795.4191.1 Premium I Trem 1 1.481.501.212 256.077.257 214.977.465 104.741.997 72.564.082 38.903.662 2.168.765.6741.2 FASE II - PROJETO CONCEITUAL 72.943 8.913 103.267 0 3.979 189.1021.3 FASE III 828.550.167 161.047.872 213.597.683 104.734.494 69.637.850 26.098.650 1.403.666.717

1.3.1 PROJETO BÁSICO 406.479.650 56.656.620 22.804.875 3.762.277 37.989.566 3.190.454 530.883.4431.3.2 GERENCIAMENTO 98.307.769 43.038.836 189.705.168 982.634 37.058 21.836.744 353.908.2081.3.3 FEED 264.248.900 41.295.698 28.535.576 1.420 334.081.5941.3.4 ESTUDOS DE LOCALIZAÇÃO 46.213.935 17.046.497 1.087.640 99.989.583 84 103.473 164.441.2121.3.5 AQUISIÇÃO DO TERRENO 1.529.953 388.541 141.700 2.060.1941.3.6 LICENÇAS E AUTORIZAÇÕES 5.643.217 1.842.955 3.023.980 824.859 11.335.0111.3.7 OUTROS 6.126.744 778.725 0 0 51.587 0 6.957.056

1.4 FASE IV - EXECUÇÃO 652.878.101 95.020.472 1.276.516 7.503 2.926.232 12.801.033 764.909.8561.4.1 INFRAESTRUTURA 644.104.913 93.951.481 1.276.516 7.503 2.902.271 12.185.947 754.428.6311.4.2 EXTRAMUROS 8.773.189 1.062.909 615.085 10.451.1831.4.3 LICENÇA E AUTORIZAÇÃO 6.082 23.961 0 30.043

1.2 Premium I Trem 2 27.856.586 3.353.671 1.924 2.817.562 3 34.029.7451.2.1 FASE III - PROJETO BÁSICO 27.856.586 3.353.671 1.924 2.817.562 3 34.029.745

2 Premium II 410.776.792 64.833.867 101.958.202 5.742.906 30.742.090 7.829.425 621.883.2822.1 FASE III - PROJETO BÁSICO 410.526.301 64.740.515 101.684.135 5.742.906 30.742.080 7.817.722 621.253.658

2.1.1 PROJETO BÁSICO 229.364.401 27.055.122 9.700.614 18.902.665 447.276 285.470.0782.1.2 FEED 130.531.523 19.827.999 11.766.137 0 162.125.6582.1.3 GERENCIAMENTO 30.918.527 15.168.747 90.942.721 69.724 6.951.082 144.050.8012.1.4 ESTUDOS DE LOCALIZAÇÃO 16.718.222 2.225.008 1.040.799 0 168 325.232 20.309.4292.1.5 AQUISIÇÃO DO TERRENO 82.194 5.742.906 0 5.825.1002.1.6 LICENÇAS E AUTORIZAÇÕES 2.959.670 360.021 383 94.133 3.414.2072.1.7 OUTROS 33.958 21.425 0 0 3.003 0 58.386

2.2 FASE IV - EXECUÇÃO 250.491 93.352 274.068 10 11.704 629.6242.2.1 INFRAESTRUTURA 250.491 93.352 274.068 10 11.704 629.624

Total Geral 1.920.134.590 324.264.795 316.937.591 110.484.902 106.123.733 46.733.090 2.824.678.701

146. O valor integral da baixa inclui a apropriação de despesas com juros das dívidas contraídas pela Petrobras, além dos salários e encargos dos funcionários da estatal alocados aos projetos, em montantes respectivamente de R$ 324.264.795 e R$ 316.937.591. Esses valores decorrem da captação de recursos de terceiros e contratações de pessoal que, embora tenham relação com os projetos de investimento da companhia, não são necessariamente relacionados diretamente com a decisão de construir as refinarias.

147. O valor efetivamente pago por contratos realizados com terceiros é de R$ 1.920.134.590, e os valores mais relevantes são os despendidos na contratação dos projetos básicos da Premium I

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(R$ 406.479.650, item 1.3.1), Feed da Premium I (R$ 264.248.900, item 1.3.3), projeto básico da Premium II (R$ 229.364.401, item 2.1.1), Feed da Premium II (R$ 130.531.523, item 2.1.2) e a terraplenagem no sítio do Maranhão (R$ 644.104.913, item 1.4.1). Juntos, os projetos básicos, os projetos Feed e a terraplenagem representam 87,22% dos gastos com serviços contratados de terceiros (detalhamento dos valores contratados e pagos – vide peças 74 e 75).

148. Em um projeto do vulto da construção destas refinarias, há ainda uma série de providências a serem adotadas após o seu encerramento, decorrentes de Termos de Compromisso firmados com os Estados, devolução de terrenos, rescisão de contratos, cancelamento de autorizações e outorgas concedidas, paralisação de projetos e obras realizadas por outros órgãos; sem contar compromissos em decorrência de convênios e contrapartidas assumidos com diversos órgãos e entidades. Estas ações têm previsão de gasto até 2019 e serão apropriadas como despesa operacional do Abastecimento, conforme item 89 do DIP AB-PGI 10/2015 (peça 47, p. 42-44).

149. Nota importante diz respeito ao fato de os compromissos futuros não integrarem o valor de R$ 2,8 bilhões de prejuízo contábil lançado no balanço patrimonial do 3º trimestre de 2014. Segundo o DIP que propôs o encerramento dos projetos (DIP AB-PGI 10-2015, peça 47), a estimativa orçamentária elaborada por ocasião da proposição de cancelamento planejou gastos futuros de R$ 111.363.321, dos quais R$ 80.881.205, ou seja, 72,63%, estão previstos para 2015, como demonstrado na tabela seguinte:

Tabela 3 – Estimativa orçamentária de cancelamento dos projetos PremiumOBJETO CONTRATADO 2015 2016 2017 2018 2019

PREMIUM I TREM 1 39.431.416 13.059.332 4.966.785 7.728.000 4.728.000 Projeto Básico - Technology License Agreement UOP 18.348.409 - - - - Custo de Hh no Gerenciamento 12.650.765 - - - - Termo de Compromisso Reforma Casa Museu - IPHAN - MA

UFMA 1.288.890 8.996.472 138.785 - -

Outros Diversas 6.848.212 - - - - Patrocínio Viveirismo - Compensação da supressão vegetal

A contratar 295.140 1.304.860 100.000 - -

Programa de Recuperação de Áreas Degradadas A contratar - - - 3.000.000 - Projeto de Reflorestamento A contratar - 2.758.000 4.728.000 4.728.000 4.728.000

PREMIUM II 41.449.789 Projeto Básico - Technology License Agreement UOP 18.348.409 - - - - Custo de Hh no Gerenciamento 12.433.618 - - - - Termo de Compromisso indígena (FUNAI) SEI/CE 7.386.351 - - - - Outros Diversas 3.281.411 - - - -

TOTAL 111.363.321 80.881.205 13.059.332 4.966.785 7.728.000 4.728.000

150. Esta estimativa prevê a apropriação de custos de pessoal próprio da Petrobras no gerenciamento dos projetos em 2015 no montante de R$ 25.084.382, somando-se a Premium I e II.

151. A listagem completa dos contratos firmados em decorrência dos projetos das refinarias Premium I e II se encontra às peças 49 e 50. Impende ressaltar que não foi objeto da presente análise a verificação da conformidade dessas contratações, das suas execuções físico-financeiras, nem dos respectivos procedimentos licitatórios.

152. Uma vez apresentado o detalhamento do prejuízo de R$ 2,8 bilhões, os tópicos a seguir contemplarão relato resumido e a apreciação das decisões de passagem de fase, desde a geração da ideia até o encerramento dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II.

b) Geração da Ideia153. Conforme mencionado na introdução do presente relatório, a oportunidade de negócio

que deu origem aos projetos de investimento das refinarias Premium surgiu da ideia de processar petróleo nacional pesado para produzir derivados que atendessem a especificações internacionais, com vistas a prover o mercado Premium de exportação.

154. O termo ‘Premium’, que designa o mercado alvo e foi utilizado para denominar as refinarias, deriva das características exigidas pelo mercado externo, principalmente da Europa, quanto ao teor de enxofre nos derivados, principalmente diesel, em virtude de regras ambientais existentes nesses países, que limitam a emissão de poluentes.

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155. O petróleo base proposto para a avaliação da refinaria Premium foi o Marlim Sul (16º API, considerado um petróleo pesado), com acidez elevada. O valor desse petróleo permite captura de significativa margem de refino para a companhia, uma vez que esse petróleo é depreciado no mercado internacional em relação aos petróleos mais leves. No que se refere às consequências de tal informação para a viabilidade do negócio, situe-se que os óleos mais pesados exigem que as refinarias que os processam sejam mais complexas e, por conseguinte, mais onerosas.

c) Início da Fase I – junho de 2006156. Assim, a Refinaria Premium I apareceu pela primeira vez no plano de negócios da estatal

no planejamento relativo ao período 2007-2011, quando foi prevista a construção de uma refinaria com capacidade de processar 500 mil barris por dia (bpd) de petróleo pesado e ácido nacional para produzir produtos qualificados, visando ao mercado externo americano e/ou europeu.

157. Em 27/6/2006, a Gerência Executiva do Abastecimento Corporativo (vide organograma da Petrobras – Anexo 1) constituiu Grupo de Trabalho (GT) para dar início às atividades relativas à identificação da oportunidade de negócio (Fase I) do projeto de investimento da Refinaria Premium (DIP AB-CR 300/2006 de 27/6/2006, peça 42).

158. Esse GT era composto por profissionais de vários setores da Petrobras, para atuar nas diferentes áreas de envolvimento do negócio. Além da equipe multidisciplinar da estatal, previam-se também contratações de empresas de consultorias especializadas para apoiar, entre outros, os trabalhos de levantamento e projeção do mercado internacional de derivados, de estudo de impacto socioambiental e de localização.

159. Nesse contexto, foi contratada a empresa PFC Energy para realizar o estudo sobre o mercado e a projeção de preços no longo prazo de hidrocarbonetos e biocombustíveis no âmbito internacional (Oportunidades de Mercado – peça 51).

d) Portão 1: Aprovação da Fase I e Início da Fase II – junho 2007160. Ao final da Fase I, novo documento do Abastecimento Corporativo, DIP AB-CR 233-

2007, de 28/6/2007 (peça 43), foi submetido para aprovação de passagem de fase pela Diretoria Executiva.

161. Segundo o documento, o resultado do estudo de mercado levado a efeito pela PFC Energy apontava para um projeto com capacidade de processar 500 mil bpd de petróleo e esquema de refino orientado para maximizar a produção de diesel, com partida prevista para janeiro de 2014 (peça 43, p.4). Outrossim, afirmou-se que esses estudos indicavam oportunidade para instalação de bio-refinaria no mesmo empreendimento.

162. Além do DIP AB-CR 233-2007, conforme estabelecido na sistemática corporativa, o PSD era composto de pareceres de outras áreas da Petrobras, os quais continham uma série de análises em que foram avaliadas questões jurídicas, relativas ao alinhamento estratégico do projeto com o da empresa; avaliação da oportunidade de mercado; esquema de refino; logística; localização; avaliação econômica; e pontos de atenção e recomendações.

163. Esses pontos de atenção indicavam questões críticas, ressalvas e/ou possíveis limitações relacionadas ao projeto de investimento. Entre as questões apontadas, duas merecem destaque:

a) Disponibilidade do Petróleo Nacional – segundo o documento ‘2. Alinhamento Estratégico’ (peça 52, p. 4), a curva do E&P de abril de 2007 indicava não haver petróleo pesado nacional Marlim suficiente para suprir os projetos que já previam o seu uso, antes ainda de se cogitar a Refinaria Premium, a saber: Refinaria Cartagena (CTG) e Pasadena (PSD). A figura abaixo, extraída do referido documento, mostra essa situação;

Figura 3 – Disponibilidade de Petróleo Marlim x Refinarias Pasadena e Cartagena

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Fonte: Anexo ‘Alinhamento Estratégico’ – DIP 233/2007

b) Logística – conforme o documento ‘13. Pontos de Atenção’ (peça 53, p. 4), havia, à época, um limitador importante com relação à frota de navios disponível, e que seria necessária para escoar a produção da refinaria para o mercado consumidor previsto (Europa):

‘A exportação de 500.000 bpd de derivados requer o emprego de muitos navios. Por exemplo, se todo este volume estiver empregado na rota São Luís – Rotterdam, são necessários 26 navios aframax (100.000 tpb) ou 55 navios MR (45.000 tpb). Essa quantidade de navios supera em muito nossa frota atual nestas classes, o que significa que tal necessidade deve ser identificada com antecedência suficiente para que a frota seja estruturada adequadamente. Deve-se refletir sobre que parcela dos 500.000 bpd deverá ser vendida na modalidade CIF ou DES, pois para esta parcela caberá a Petrobras prover o navio. A resposta a esta pergunta passa pelo balanço entre os benefícios comerciais de se vender CIF ou DES e os riscos de prover e manter uma frota de navios.’ (grifou-se)

164. A partir dos estudos desenvolvidos na Fase I, e considerando a configuração de refinarias prevista nessa ocasião (somente uma refinaria com capacidade de 500 mil bpd, partida em 2014 e investimento de US$ 11,9 bilhões), os resultados econômico-financeiros obtidos para o projeto de investimento da Refinaria Premium I, em junho de 2007, foram:

a) Taxa Interna de Retorno (TIR) de 12,5% a.a.;b) Valor Presente Líquido (VPL) de US$ 2,433 bilhões.165. De acordo com o documento submetido à Diretoria Executiva, as análises de

sensibilidade indicavam que o projeto se mantinha viável até um aumento de 32% no valor do investimento. Nessa fase, em conformidade com o previsto na sistemática de aprovação de investimentos, também foi feito o estudo preliminar de localização para implantação de apenas uma refinaria.

166. Assim, no DIP AB-CR 233-2007, de 28/6/2007, foi proposta a aprovação da continuidade do projeto (passagem para a Fase II), com prioridade para a seleção da localização e para o estudo da Bio-refinaria Premium. Esse DIP, juntamente com os anexos que compunham o respectivo PSD, foi submetido pela Diretoria de Abastecimento à Diretoria Executiva, que aprovou a proposição formulada, nos termos da Ata DE nº 4649, de 28/6/2007 (peça 54).

Análise Portão 1 – junho 2007167. A avaliação do período da aprovação da Fase I do projeto indica que, embora houvesse

pontos de atenção a serem observados, não foram identificados motivos que justificassem o encerramento do projeto naquela ocasião, uma vez que seriam aprofundados os estudos de viabilidade como um todo, conforme a Sistemática de Aprovação de Investimentos. Ademais, havia indicativo de resultado financeiro positivo para o negócio.

168. No âmbito desse PSD, não foram identificados estudos de priorização de investimentos dentro da carteira do Abastecimento. A principal razão apontada é que os investimentos já presentes na carteira seriam todos executados, não sendo necessária a priorização.

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169. Sobre a capacidade da Refinaria, em que pese o DIP mencionar que os estudos da PFC Energy apontariam para a capacidade de 500 mil bpd, não se identificou qual trecho desse estudo contemplava a indicação dessa capacidade em específico. (Oportunidade de Mercado, peça 51)

170. A questão da capacidade da Refinaria Premium deve ser ressaltada, pois desde a primeira fase, o grande volume de petróleo a ser processado constituiu ponto crítico dentro desse projeto. Consoante se mostrou, na primeira passagem de fase, quando se tratava ainda somente de uma refinaria com capacidade de 500 mil bpd, os pareceres do PSD já alertavam para possível insuficiência de petróleo nacional ácido para suprir essa demanda, bem como a inexistência de navios em quantidade suficiente para transportar os derivados produzidos para a Europa.

171. Importa ressaltar que, até aquele momento, não havia qualquer menção à ideia de implantar duas refinarias para processamento de diesel. Em outras palavras, o PSD para a aprovação da Fase I, não fez qualquer menção à implantação da Refinaria Premium II. Por conseguinte, seus estudos também não tiveram como premissa a instalação de duas refinarias, tampouco que estas fossem instaladas em locais diferentes.

e) Portão 2: Aprovação da Fase II e Início da Fase III – junho de 2008172. O pedido de aprovação da Fase II foi submetido pelo Abastecimento Corporativo à

Diretoria Executiva em 18/6/2008 por meio do DIP AB-CR 228-2008 (peça 44, Pauta nº 727-2008, p. 2-22).

173. Nesse DIP, consta que a descoberta do campo de Tupi (na Bacia de Santos), após a aprovação da Fase I, teria colocado a Petrobras em posição de destaque na produção de petróleo e, portanto, teria incentivado a elaboração de trabalho interno visando à antecipação da Refinaria Premium para setembro de 2013. Outro motivo para essa antecipação seria entrar mais cedo no mercado europeu de diesel tipo EURO V e reduzir a importação de GLP, Nafta e QAV.

174. Menciona ainda que, em função da expectativa de crescente produção de petróleo superior (o óleo do campo de Tupi era menos ácido que o Marlim Sul), avaliou-se a necessidade de outra refinaria com mesmo esquema de refino, a Refinaria Premium II; porém, em localização distinta.

175. A inclusão de uma segunda refinaria, aliada à estratégia de ‘clonagem’ de projetos, que será descrita a seguir, praticamente duplicou a capacidade do projeto Premium, saindo de 500 mil bpd para 900 mil bpd. A justificativa para aumentar a produção de diesel seria o crescente mercado de diesel na Europa. Também no Brasil, haveria aumento na demanda por QAV, outro derivado a ser produzido pelas Premium.

176. Segundo o documento do Abastecimento Corporativo, a antecipação da partida e a necessidade de uma segunda refinaria demandariam a adoção de algumas ações de fast-tracking para acelerar as atividades, em razão de alguns pontos críticos, como, por exemplo, a elaboração dos projetos conceituais e básico das unidades de processo (on-site) no prazo necessário e a aquisição de equipamentos críticos em um cenário de mercado aquecido.

177. Dentro dessa estratégia de fast-tracking, para permitir maior celeridade no avanço das etapas de implantação, foi proposta a ‘clonagem’ de projetos básicos de outros empreendimentos (Replan, Rnest e Comperj), com vistas a adotar as mesmas especificações técnicas dessas refinarias, para, assim, viabilizar a antecipação de compra de equipamentos críticos. Afirmou-se que a adoção dessa estratégia permitiria ganho de um ano e três meses no prazo de implantação das Premium.

178. A opção por clonar a Unidade de Destilação Atmosférica (UDA) do Comperj exigiu que fosse alterada a carga base do projeto das Premium do petróleo BC-16 (Marlim Sul 16º API) para o BC-20 (Marlim 16,7º API). Além disso, também foi necessário adotar trens de processamento de 150 mil bpd, que era a carga nominal do Comperj à época.

179. Com base nessas premissas, asseverou-se no DIP que se optou por investir em quatro trens de processamento de 150 mil bpd para a Premium I (capacidade nominal de 600 mil bpd), com a partida dividida em duas fases: dois trens em setembro de 2013 e dois trens em setembro de 2015. O investimento intramuros previsto era de US$ 18,8 bilhões.

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180. Para a Premium II, sob a alegação de disponibilidade de petróleo nacional pesado, definiu-se que sua capacidade seria de 300 mil bpd (2 trens) com entrada em operação em duas fases: um trem em setembro de 2014 e o outro em setembro de 2016. Para essa refinaria, previu-se investimento de US$ 9,87 bilhões (intramuros).

181. Considerando as Refinarias Premium I e II juntas e incluindo o valor dos seus off-sites (extramuros), o valor de investimento total previsto era de US$ 30,9 bilhões. O VPL dos dois projetos – também considerados em conjunto – passou a ser de US$ 1,516 bilhões, com a TIR de 8,6%.

182. Nessa fase, aprofundaram-se os estudos de localização, a partir da avaliação de locais nos estados do Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Espírito Santo e Rio de Janeiro. Com base no resultado de tal avaliação, foram selecionados o Estado do Maranhão para a Premium I e o Estado do Ceará para a Premium II (vide histórico da escolha no Anexo III).

183. Assim, o DIP AB-CR 228-2008 contemplou diversas propostas à Diretoria Executiva, entre as quais se destacam:

a) aprovar a estratégia de antecipação da Refinaria Premium I, para partida em duas fases (2013 e 2015 – total de 600 mil bpd divididos em quatro trens 150 mil);

b) aprovar a inclusão da Refinaria Premium II no Plano de Negócios da Companhia para partida em duas fases (2014 e 2016 – total de 300 mil bpd divididos em dois trens de 150 mil);

c) aprovar a Fase II das Refinarias Premium I e II e dar continuidade à etapa de Fase III desses projetos;

d) aprovar a indicação da localização nos Estados do Maranhão e do Ceará;e) autorizar a estratégia de antecipar a licitação para aquisição dos equipamentos críticos

durante a Fase III (Premium I – US$ 1,7 bilhões e Premium II – US$ 850 milhões);f) aprovar a continuidade de estudo de implantação do bio-refino para as Fases II das

Refinarias Premium I e II.184. A Diretoria Executiva, nos termos da Ata DE nº 4704, de 18/6/2008 (peça 55), Pauta nº

727/2008 (peça 59, p.1), aprovou as proposições formuladas. Oportuno frisar que, no caso da Premium II, na mesma decisão, houve aprovação da entrada do projeto de investimento em carteira juntamente com a aprovação do término da sua Fase II.

Pareceres – Estratégia, Desempenho Empresarial e Plafin – Portão 2 (junho 2008)185. De acordo com a Sistemática de Aprovação de Projetos de Investimento da Petrobras, a

partir da Fase de Projeto Conceitual (Fase II), o Pacote de Suporte à Decisão de projetos do porte das Refinarias Premium obrigatoriamente deve contemplar pareceres das Áreas Corporativas da estatal, tais como a Estratégia, o Desempenho Empresarial e o Planejamento Financeiro. Busca-se com isso obter, entre outros benefícios, uma visão integrada do projeto aos demais segmentos de negócio da Petrobras, bem como aferir sua aderência estratégica ao portfólio da companhia (peça 38, p. 26)

186. O parecer da Estratégia e Desempenho Empresarial que integra o PSD relativo à aprovação da Fase II traz apontamentos relevantes acerca da situação do projeto à época (peça 61; peça 59, p. 32-47).

187. Sobre os seus resultados, a primeira observação foi de que a análise econômica das Refinarias Premium I e II foram apresentadas somente em conjunto; ou seja, não havia análises independentes de cada refinaria.

188. Realizadas sensibilidades com o valor do investimento, verificou-se que um aumento de 30% no seu montante (compatível com limite superior de erros típicos de projetos na Fase II) levaria o VPL do investimento a ser negativo: – US$ 5,43 bilhões. Um aumento de apenas 6,5% já era suficiente para tornar o VPL do projeto igual a zero.

189. Frisou-se que essa alta sensibilidade do resultado econômico ao valor do investimento tinha seu risco aumentado quando se considerava que o cronograma apresentado apontava para grande concentração de investimentos em 2013, mesmo ano da entrada de partida do Comperj. Essa concorrência por fornecedores aumentava o risco de elevação de custos e não cumprimento de

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prazos, o que ia contra a estratégia de antecipação dos projetos. Sugeriu-se a postergação da segunda fase dos empreendimentos, que além de mitigar esses riscos, resultaria também em ganho de VPL, conforme as sensibilidades realizadas (US$ 179 milhões para um ano de postergação e US$ 1,238 bilhão para dois anos).

190. Sobre a aderência estratégica, o parecer sinalizou a desatualização da análise de mercado, frente à capacidade adicional de 400 mil bpd inclusa nessa nova fase:

‘Em relação ao PN 2008-12, a versão proposta no EVTE, representa uma capacidade adicional de processamento de 250 mil bpd em 2015 e 400 mil bpd a partir de 2016 para produção de derivados premium. Para que o alinhamento estratégico desses projetos fosse conclusivo seria necessária uma análise atualizada de mercado que demonstrasse a alternativa de colocação desses produtos nos mercados alvo de forma competitiva.’ (grifou-se)

191. Acerca da maturidade dos projetos, o parecer afirmou que, mesmo com a adoção da estratégia de clonagem, ainda assim, eles não possuíam a maturidade condizente com a Fase II:

‘É importante ressaltar que, mesmo com a utilização de projetos clone, não há maturidade dos Projetos compatível com a Fase Conceitual, fato evidenciado pela modelagem simplificada das refinarias no estudo.

As Fases 1 e 2 são consideradas as Fases mais ‘estratégicas’ no planejamento de um projeto, sendo que, dentre vários requisitos, devem ser discutidas e avaliadas todas as alternativas de um projeto. Na Fase 3, é feito o estudo da alternativa escolhida.

Caso o planejamento do Projeto seja compactado, é importante que todos os requisitos das fases 2 e 3 sejam atendidos, principalmente a análise de todas as alternativas deste Projeto (prevista na Fase 2 – Projeto Conceitual).’ (grifou-se)

192. Foram, então, indicados os seguintes pontos de atenção relacionados à compactação das fases de planejamento:

‘Pontos de Atenção: i) concentração dos investimentos; ii) aumento de recursos humanos e materiais; iii) aumento do risco do projeto; iv) concorrência entre projetos por fornecimento gerando aquecimento de mercado e aumento do custo; v) disputa por recursos escassos das indústrias fornecedoras, amplificando a possibilidade de prazos mais longos para execução dos projetos; vi) antecipação de custos fixos/variáveis; vii) possibilidade de desalinhamento com projetos interdependentes; viii) possibilidade de superdimensionamento de infraestrutura implantada.

193. Além das questões acima expostas, o parecer da Estratégia e Desempenho Empresarial elencou as seguintes inconsistências nas informações do projeto:

a) a curva de desembolso utilizada na análise econômica não refletia o cronograma de antecipações;

b) na análise econômica não foi considerada a necessidade de capital de giro referente à tancagem, dutos e unidades das novas refinarias;

c) apesar da clonagem de clonagem, frisou-se que os off-sites sempre são desenvolvidos a partir de novos projetos e que podem existir diferenças na instrumentação;

194. Também foi ressaltado que a avaliação econômica não contemplou a curva de produção de petróleo do E&P atualizada com as informações do campo de Tupi, fato que impactava na qualidade da avaliação econômica realizada:

‘Caso a entrada de Tupi na carteira de projetos do E&P reduza relativamente a produção atualmente prevista de petróleo pesado e ácido, a margem de refino de futuros projetos tenderá a ser reduzida.

(...)É importante frisar que o cenário base do PLANINV utilizado nesta avaliação econômica

ainda está baseado nas premissas do PE 2007, ou seja, a curva de produção de petróleo do E&P é anterior aos desdobramentos do campo gigante de Tupi, e o cenário de preços e mercados está alinhado ao valor de Brent de US$35,00/bbl, quando se esperam mudanças no valor de referência do

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Brent e na margem de refino. Assim, devido ao porte do empreendimento, recomenda-se atualizar a Avaliação Econômica assim que novas premissas estiverem disponíveis.

(...)A modelagem utilizada na análise econômica ainda não considera a possibilidade de blend do

óleo pesado nacional com Tupi para compor a carga destas refinarias.’ (grifou-se)195. Acerca dos estudos ambientais, consta a seguinte ressalva:‘Cabe ressaltar que os estudos de impacto ambiental realizados aproveitaram dados do estudo

para definição de localização da RNE, de capacidade nominal de 200 mil bpd. Problemas já identificados seriam amplificados, já que a capacidade nominal triplicou para a localização do Maranhão (600 mil bpd) e aumentou em 50% para a localização no Ceará (300 mil bpd). É importante revisitar estes estudos, à luz das novas premissas, buscando mitigar riscos do empreendimento.’ (grifou-se)

196. O parecer também tece uma série de recomendações, das quais destacam-se:‘- atualizar a Avaliação Econômica quando novas premissas de Curva de Produção de

Petróleo do E&P e Cenário de Preços e Mercados estiverem disponíveis, ressubmetendo os resultados à apreciação da DE;

(...)Para a fase de Projeto Básico:- não assumir compromissos que tragam alguma irreversibilidade em relação aos Projetos

antes da conclusão e aprovação dos Projetos Básicos;- segregar a análise econômica de cada refinaria, sem perder o foco na visão integrada dos

empreendimentos, de forma a mostrar a contribuição intrínseca de cada Projeto;- considerar a necessidade de capital de giro na análise econômica do projeto;- realizar sensibilidades para investimento, custos operacionais, atraso, postergação,

mercados de derivados premium e margens de derivados premium;’ (grifou-se)197. Acerca do parecer emitido pelo Planejamento Financeiro da Petrobras (Plafin), seguindo

a mesma linha do parecer da Estratégia e Desempenho Empresarial, destacam-se os seguintes pontos entre suas conclusões e recomendações (peça 62):

‘O investimento total previsto no EVTE excede em US$ 18.970 milhões a previsão de US$ 11.900 milhões existente no atual Plano de Negócios. Esta variação foi justificada pela Unidade de Negócio como decorrente de mudança de escopo, com a inclusão de uma nova refinaria inicialmente não prevista no plano, e aumento dos preços em função do aquecimento de mercado.

Na análise econômica, o investimento total no valor de US$ 30.870 milhões foi distribuído a partir de 2010, muito embora seja previsto desembolso antecipado no valor de US$ 2.550 milhões. Recomendamos, para a próxima fase do projeto, que os investimentos realizados antes da aprovação do Projeto Básico sejam considerados na análise econômica em seu respectivo período de realização.

Em relação ao funding, dado que o investimento excede em US$ 19 bilhões o valor previsto no Plano de Negócios, consideramos que o projeto deve ser analisado em conjunto com os demais projetos do Plano Estratégico para que seja verificada a capacidade de financiamento da Companhia.’ (grifou-se)

Análise – Portão 2 (junho de 2008)198. A Fase II trouxe alterações relevantes em relação ao projeto da Refinaria Premium

aprovado na Fase I que aumentaram significativamente o risco envolvido no empreendimento, a saber:

a) aumento da capacidade de processamento em 80% (de 500 mil para 900 mil bpd), sem estudos suficientes para embasar a decisão;

b) previsão de uma segunda refinaria em localidade distinta da primeira;c) utilização de projetos sem a maturidade compatível com a da Fase em aprovação;d) clonagem de projetos com vistas à aceleração de cronogramas.

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199. Na análise da aprovação da Fase I, apontou-se, neste relatório, que a elevada capacidade de processamento prevista para a Premium àquela época (500 mil bpd) já trazia obstáculos importantes a serem transpostos, como, por exemplo, a indisponibilidade de frota de navios de porte suficiente para realizar o transporte dos derivados para o mercado europeu, bem como a indisponibilidade de petróleo nacional e ácido, nas características de projeto, para todos os empreendimentos que previam a sua utilização.

200. Embora não constituíssem necessariamente fatos impeditivos à continuidade dos estudos, tais questões, em virtude de sua relevância e possíveis impactos para o sucesso do projeto, mereceriam um olhar mais apurado por parte dos gestores da estatal, quando do desenvolvimento da Fase II dos projetos.

201. Todavia, não foram identificados no PSD que subsidiou a aprovação da Fase II estudos que elucidassem suficientemente essas questões e suas possíveis consequências. Ao contrário, verificou-se o registro de aumento substancial da capacidade de processamento dos projetos das Refinarias Premium, sem que existissem estudos suficientes para embasar tal decisão.

202. A primeira evidência dessa situação é a afirmação, no parecer da Estratégia, de que não havia análise de mercado atualizada no sentido de demonstrar a alternativa de colocação dos produtos no mercado alvo de forma competitiva. Por intermédio do Ofício nº 03-78/2015 (peça 17), a equipe de auditoria solicitou os estudos de mercado utilizados nessa fase e obteve como resposta os estudos da PFC realizados em março de 2007; ou seja, os mesmos utilizados na Fase I do projeto, desatualizados para justificar a evolução da capacidade de refino (de 500 kbpd para 900 kbpd).

203. Outra evidência é a desatualização da curva de produção de óleo utilizada na avaliação econômica do projeto. Apesar de a descoberta do campo de Tupi constar no DIP do Abastecimento como motivador do acréscimo da capacidade do projeto, o que resolveria a questão da indisponibilidade de óleo para a refinaria apontada na Fase I, o parecer da Estratégia foi taxativo ao afirmar que a análise econômica realizada não contemplava curva de produção de petróleo atualizada com as informações desse novo campo.

204. Mesmo que o campo de Tupi resolvesse a questão da disponibilidade de óleo para processamento, segundo o mesmo estudo, a margem de refino daquele tipo de óleo seria menor, em virtude do valor maior que pode se obter no mercado com a venda de petróleo médio, comparado com o petróleo ácido, originalmente previsto. Essa variável, que tem impactos significativos no resultado econômico da refinaria, não foi devidamente avaliada quando da passagem para a Fase III. Por isso, uma das recomendações do parecer foi que a avaliação econômica fosse novamente realizada com os dados atualizados da Curva de Produção de Petróleo do E&P e Cenário de Preços e Mercados para que seus resultados fossem submetidos para nova apreciação da Diretoria Executiva.

205. Existiam ainda outras falhas na análise econômica utilizada na aprovação da Fase II, apontadas nos pareceres da Estratégia e do Plafin, como, por exemplo, não ter sido considerada nessa avaliação a necessidade de capital de giro para tancagem e dutos, nem ter sido feita a inclusão dos desembolsos antecipados na data prevista para sua realização.

206. Assim como não existiam estudos suficientes para o aumento da capacidade, também faltavam elementos técnicos para embasar a adequação de prever uma segunda refinaria em local distinto da primeira.

207. Em princípio, uma hipótese plausível para a instalação de um novo parque de refino com capacidade de 900 mil bpd, com características de projeto idênticas (mesmo óleo a ser processado, mesmos derivados, mesmo mercado consumidor), seria fazê-lo em um único sítio, o que tenderia a favorecer a economicidade. Um exemplo de economia de recursos seria atrelado às obras dos chamados ‘extramuros’, que compreendem, por exemplo, a construção de via rodoviária de acesso, tubovias de transporte de óleo e derivados, adutoras, linhas de transmissão, benfeitorias portuárias, emissário submarinho etc.). Os dispêndios relacionados a essas obras são próprios para cada localidade, e materialmente relevantes.

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208. Mesmo que se concluísse pela desvantagem dessa hipótese, é razoável admitir que ela tivesse sido estudada antes de ser descartada. Questionada a respeito da realização desse exame, por intermédio do Ofício 03-78/2015 da equipe de auditoria (peça 17), a Petrobras assim se manifestou (DIP AB-CR 107/2015, peça 63):

‘Em relação à decisão de construir duas refinarias em locais distintos, ao invés de somente uma com capacidade de 900 mil bpd, não encontramos evidências em relação a estudos para a construção de uma refinaria de 900 mil bpd.’

209. Outra evidência da insuficiência de estudos técnicos é o fato de uma única decisão da Diretoria Executiva de incluir a Premium II na carteira de projetos (típico de etapa anterior ao final da Fase I) ao mesmo tempo que se aprovava a conclusão de sua Fase II. Essa conduta – que na prática eliminou uma das fases de implantação – vai contra à lógica da Sistemática Corporativa de Aprovação de Projetos de Investimento, na qual se dilui o risco do projeto ao estabelecer fases sucessivas de aprovação, conforme o avanço e o aumento da sua maturidade.

210. Em apresentação do empreendimento feita à equipe de auditoria, os slides que mostram os valores gastos em cada refinaria por fase de projeto evidenciam o baixo investimento da Petrobras nas primeiras fases de estudo da Premium II (peça 39, p. 10 e p. 17). Enquanto que, para a Premium I, os valores dispendidos nas Fases I e II somaram US$ 6,4 milhões, para a Premium II, foram investidos somente US$ 0,01 milhão nas primeiras correspondentes.

Figura 4 – Gastos por Fase – Premium I

Fonte: PetrobrasFigura 5 – Gastos por Fase – Premium II

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Fonte: Petrobras211. A baixa maturidade dos projetos, frente à fase em que se encontravam, foi objeto do

parecer da Estratégia, no qual se afirmou que a maturidade das peças não era compatível com a esperada para a Fase II. Salientou-se que essas Fases (I e II) são as mais estratégicas para planejar um projeto de investimento.

212. Adicionalmente, o parecer da Estratégia criticou o fato de não terem sido apresentadas análises econômicas individuais para cada refinaria. Com efeito, verificou-se aumento substancial no valor total de investimento previsto, em contrapartida da redução do VPL do projeto consolidado, quando comparados os resultados econômicos ao final das Fases I e II. A situação resultou em significativo aumento de risco, com expressiva diminuição de resultado econômico, dada uma taxa mínima de atratividade exigida pela empresa.

213. Note-se, na tabela abaixo, que não apenas houve uma importante redução no retorno dos investimentos (VPL), mas a expectativa de remuneração do capital investido (TIR) também foi significativamente reduzida:

Tabela 4 – Comparativo VPL e Investimento Fases I e II – Projeto Refinarias PremiumAprovação Fase I Aprovação Fase

IIDiferença (%)

Valor Total Investimento (US$ bilhões) 11,9 30,9 160%

VPL (US$ bilhões) 2,433 1,516 - 38%

TIR (% a.a.) 12 8,6 - 28%

214. Como agravante, além da piora dos resultados econômicos, havia ainda a alta sensibilidade desse resultado a variações no valor do investimento. Aumentos superiores a 6,25% no Capex levavam o projeto a ter VPL nulo. Ressalte-se que a margem de variação tolerada pela Petrobras na Fase II é de -20% a +30%. Porém, no caso concreto, essa margem tenderia a ser maior, pois, segundo o parecer da Estratégia, a maturidade do projeto seria inferior à exigida para a Fase II.

215. De forma complementar, o parecer do Plafin levantou que o novo valor de investimento proposto poderia ter implicações na financiabilidade da companhia. A configuração proposta na Fase II para as Premium fazia o valor do investimento exceder em US$ 19 bilhões o valor então previsto para o projeto no Plano de Negócios da companhia. Em virtude da elevada materialidade dessa alteração, o parecer recomendou que o projeto fosse analisado em conjunto com os demais projetos do Plano Estratégico, para verificar seu impacto na capacidade de financiamento da Companhia.

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216. Consoante exposto, os estudos existentes à época da aprovação da Fase II eram insuficientes para ratificar que o projeto das Premium – concebido como duas refinarias a serem instaladas em locais diferentes com capacidade total de 900 mil bpd – configurava uma boa oportunidade de negócio. Na contramão, a avaliação econômica feita, apesar de ainda requerer ajustes, apontava para piora nos resultados em relação àqueles obtidos na Fase I, com possibilidade de limitações de financiabilidade (funding).

217. Tais fatos já seriam suficientes para aumentar significativamente o risco envolvido nesse projeto de investimento, porém ainda foi acrescentado outro fator que acerbou esses riscos: a autorização para antecipar despesas.

218. Inobstante a maturidade dos projetos estivesse incompatível com a Fase II, o Abastecimento propôs, na aprovação dessa fase, que, na etapa seguinte, fosse adotada a estratégia de fast-tracking visando à antecipação da partida das refinarias. Essa aceleração de cronograma seria alcançada por meio de clonagem de projetos e aquisição antecipada de equipamentos (atividade de fase IV), durante a Fase III, utilizando para essas contratações as informações obtidas nos projetos clonados (p.ex. Rnest e Comperj).

219. O parecer da Estratégia elencou várias ressalvas sobre essa medida de antecipação, com destaque para o aumento do risco de aumento de prazo e custos. A concentração de investimentos em 2013 pelo novo cronograma – ano então previsto para partida do Comperj – fazia com que as Premium concorressem com essa refinaria por fornecimento. Tal aquecimento do mercado aumentaria a possibilidade de prazos mais longos e custos mais elevados. Ainda, em sentido contrário à proposta de aceleração de cronogramas, o parecer demonstrou que a postergação de partida das Refinarias Premium traria ganhos para o VPL: US$ 179 milhões para um ano de postergação e US$ 1,238 bilhões para dois anos.

220. Segundo esse mesmo parecer, a clonagem também não resolvia a questão da maturidade dos projetos, pois ela não suprimiria o estudo de alternativas, nem o exame de fornecimento de projetos de off-site e de instrumentação. Havia, outrossim, questões ambientais a serem aprofundadas.

221. Somando a esses pontos o fato de a avaliação econômica realizada não ter considerado a antecipação dos desembolsos, verifica-se, a partir do exame dessa situação, a existência de diversos elementos que sugeriam a inadequação da estratégia de antecipação. O contexto em que o fast-tracking estava inserido indicava grande possibilidade de os benefícios vislumbrados com a adoção dessa estratégia (antecipação de receitas, atendimento de metas etc.) não serem obtidos. Na verdade, os elementos existentes acenavam para aumento substancial de risco com a adoção dessa estratégia.

222. Nessa linha de entendimento, o parecer da Estratégia aduz recomendação em sentido contrário ao da antecipação de gastos, sugerindo ‘não assumir compromissos que tragam alguma irreversibilidade em relação aos Projetos antes da conclusão e aprovação dos Projetos Básicos’.

223. Diante desse cenário de riscos maiores, seria ainda mais prudente seguir a recomendação da sistemática vigente à época (peça 36, item 4.2, p.17) de fazer a Identificação e Análise Qualitativa dos Riscos. Contudo, não se identificou no PSD de aprovação da Fase II nenhuma análise desse tipo.

224. Assim, a despeito dos elevados riscos que a proposta do Abastecimento trazia, a Diretoria Executiva aprovou na íntegra as suas sugestões (Ata DE nº 4704, peça 55, Pauta nº 727, de 18/6/2008, peças 55 e 59), sem também exigir dessa Área de Negócio análise desses riscos, conforme preconizava a sistemática de investimentos vigente à época.

f) Retorno para Fase I – agosto de 2009225. Durante o desenvolvimento da fase apontada no item anterior, ocorreram mudanças

significativas no contexto econômico, as quais fizeram com que as concepções dos projetos precisassem ser revisitadas. Por exemplo, cita-se a crise econômica mundial estabelecida no 2º semestre do ano de 2008 como parte do contexto da época (para maiores detalhes, vide o Anexo 2 deste trabalho, que traz um arrazoado sobre o cenário econômico à época das fases iniciais do projeto das Refinarias Premium).

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226. No intento de revisitar as concepções desses projetos, o Abastecimento Corporativo elaborou estudo a respeito da situação dos projetos de investimento das Premium nesse novo contexto, o qual foi materializado em apresentação feita à Diretoria Executiva em 16/7/2009 (peça 64).

227. O estudo apontou cenário de aumento de riscos e de tendência a resultados econômicos menores que os originalmente concebidos. Segundo o arrazoado, teriam ocorrido as seguintes mudanças no contexto:

a) redução do excedente de óleo pesado e ácido inicialmente projetado para ser processado pelas Refinarias Premium;

b) perspectiva de aumento expressivo na produção de petróleo de melhor qualidade (médio, proveniente do Pré-sal);

c) anúncio de novos projetos de refinarias no Oriente Médio e Ásia, com potencial aumento da concorrência pelo mercado europeu de derivados;

d) definição da qualidade do diesel nacional em 10 ppm;e) crise financeira mundial iniciada em 2008, com incertezas nas projeções de demanda

doméstica de derivados e também com relação ao crescimento previsto para o mercado internacional;e) perspectiva de elevação de custos e aumento de risco de descumprimento de cronograma

nos projetos de refino – mercado de fornecedores aquecido, em virtude da implantação de diversos projetos de refino no Brasil e no mundo;

f) desafios para a colocação do diesel no mercado europeu e relacionados à cadeia logística de mercado externo.

228. Avaliou-se, nesse estudo, que os riscos do negócio para a introdução de grandes volumes de diesel no mercado europeu aumentaram consideravelmente, haja vista a crise financeira mundial, com redução da demanda na Europa, em conjunto com a ampliação da competição de outras refinarias da Ásia, voltadas à exportação, tais como a AL Jubail (TFE/Aramco) de 400 kbp/dia, bem como a refinaria Jamnagar da Reliance Petroleum Limited (RPL) da Índia, que foi comissionada em 25/12/2008, tornando-se o maior complexo de refino do mundo, com capacidade de 1,25 milhão de barris de óleo por dia.

229. Destacou-se, também, o crescimento dos custos de projeto de refino observados nos últimos anos. Para ilustrar, segue cópia do slide da apresentação de 16/7/2009 que mostra essa situação:

Figura 6 –– Crescimento de Custos dos Projetos de Refino

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Fonte: Apresentação 16/7/2009 – RTC 2020 – Petrobras230. Nesse contexto, os indicadores de resultado econômico do projeto na Fase III reduziram-

se significativamente. O valor do investimento (Capex) elevou-se para US$ 41 bilhões (US$ 27 bilhões para Premium I e US$ 13 bilhões para a Premium II) e os VPL passaram a ser negativos: de US$ - 1,9 bilhão e US$ - 1,745 bilhão , respectivamente.

231. Frente aos custos crescentes e os valores de rentabilidade negativos, foram propostas novas alterações na concepção original, que incluíam a revisão do projeto para trens de 300 kbpd (antes eram de 150 kbpd) e a mudança do óleo a ser processado (de ácido para médio, em torno de 24º API, médio), com objetivo de reduzir o investimento e os custos operacionais.

232. Com base nas informações preliminares disponíveis à época a respeito dessa nova concepção, o AB-CR/PI elaborou estimativas para o investimento da Premium I de US$ 21,5 bilhões, sendo US$ 11,3 bilhões para o seu primeiro trem; e US$ 10,5 bilhões para a Premium II. O investimento total seria, portanto, de US$ 32 bilhões.

233. A partir desses custos de investimentos, os VPL passariam de uma posição negativa para marginalmente positivos: US$ 0,371 bilhão para o primeiro trem da Premium I e US$ 0,927 bilhão para a Premium II. Entretanto tais estimativas baseavam-se em informações preliminares, de forma que a faixa de variação de investimentos indicada para elas foi de -25% a +40%. Isso indicava que, com o avanço do projeto, havia risco considerável de o valor da estimativa de custos aumentar suficientemente para tornar o VPL do projeto negativo.

234. Com base nesse resultado, a proposta da apresentação foi, basicamente, retornar os projetos das Refinarias Premium I e Premium II para a Fase I, com objetivo de ajustar as suas bases para os novos esquemas de refino/petróleo (alteração da carga de petróleo ácido para médio e utilização de trens de 300 kbpd), preservando a sua partida em 2013.

235. Com base nessa apresentação, o Abastecimento Corporativo submeteu à Diretoria Executiva, por meio do DIP 192/2009, de 14/8/2009 (peças 46 e 61, p. 3-10), a seguinte proposta:

‘19.1. Cancelar as proposições do DIP AB-CR 228/08 de 18/06/08, aprovadas pela DE (Ata DE 4.704, item 25, de 18-06-2008, Pauta nº 727), naquilo que estas proposições o modificam.

19.2. Retornar os projetos das refinarias Premium I e II para a Fase I, de modo a:

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19.2.1. Avaliar a capacidade de conversão e a necessidade de adaptação metalúrgica, em consonância com os fatores expostos no item 9.1 deste documento, o que deverá reduzir o investimento previsto inicialmente.

19.2.2. Revisar o projeto para trens de 300 mil barris por dia, também com impacto em redução do investimento, e dos custos operacionais.

19.3. Aprovar a nova estratégia de contratação para o fornecimento de projetos básicos, pré-detalhamento e serviços de integração apresentada no item 13 acima, condicionando a contratação destes projetos à definição das novas capacidades de refino para as Refinarias Premium.

19.4. Aprovar a estratégia de antecipação de atividades apresentada no item16 deste DIP.19.5. Determinar que o TRIBUTÁRIO, em articulação com o ABASTECIMENTO, busque

garantias de extensão dos benefícios oferecidos pela SUDENE, bem como desenvolva outras possibilidades de benefícios fiscais.

19.6. Determinar que o ABASTECIMENTO, em articulação com o CENPES e a ENGENHARIA, implementem as ações 19.3 e 19.4, conforme sistema de governança vigente e de acordo com os limites de competência definidos, retornando a este colegiado nas decisões que forem de sua alçada.’

236. Resumidamente, essas propostas consistiam em sugerir:a) retorno do projeto para a Fase I para aprofundar os estudos e avaliar as potenciais

reduções de investimento, considerando a carga de petróleo médio e trens de 300 mil bpd (antes eram previstos trens de 150 kbpd);

b) contratação de única empresa para desenvolvimento do Projeto Básico e Feed (pré-detalhamento) de todo intramuros, fornecimento de tecnologia e integração;

c) antecipação de atividades relacionadas à Fase IV, referentes à implementação de infraestrutura, tais como a construção de canteiros de obras, cercas, instalações provisórias, supressão da vegetação e terraplenagem.

237. Tais proposições foram aprovadas pela Diretoria Executiva dia 27/8/2009, nos termos da Ata DE nº 4772 (peça 56), Pauta 836/2009 (peça 60).

238. Cumpre salientar que o Pacote de Suporte à Decisão relativo a essa deliberação continha somente um documento anexo: a apresentação de 16/7/2009, já resumida alhures (peça 60; Pauta nº 836/2009 – peça 60, p. 11-28). Diferentemente dos PSD de outras fases, não constava em anexo parecer de nenhuma outra área da Petrobras, como por exemplo a Estratégia ou o Planejamento Financeiro.

239. Outro dado importante é que, nesse documento, afirmou-se que não tinham sido assumidos compromissos de ordem financeira referentes à antiga estratégia, com exceção daqueles relacionados à obtenção de licença ambiental, sondagem e aerofotogrametria, cujos contratos totalizavam R$ 14,8 milhões.

240. De acordo com apresentação da Petrobras feita à equipe (peça 69, p. 9), até agosto de 2009, o investimento total nos projetos das Premium I e II, incluindo, além dos contratos inclusos os gastos dentro da própria estrutura da estatal, tais como salários, transporte, diárias etc., tinham sido US$ de 15,2 milhões. Essas informações sinalizam não ter havido a compra antecipada dos equipamentos críticos aprovada ao final da Fase II.

Análise Retorno para Fase I – agosto de 2009241. De início, cumpre informar o contexto em que a apresentação de 16/7/2009, único

documento anexo do PSD em análise, estava inserido. 242. Essa apresentação era desdobramento de estudo que vinha sendo levado a efeito no

âmbito do Abastecimento da Petrobras, a saber: ‘Planejamento Integrado do Segmento RTC – Refino Transporte e Comercialização – RTC 2020’.

243. Tal estudo visava equacionar três desafios impostos para o segmento à época, com foco no Planejamento Estratégico da companhia para 2020:

a) comercializar volumes crescentes de cru excedente, principalmente oriundos do pré-sal;

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b) comercializar produtos/derivados para exportação, agregando-se valor ao petróleo produzido no País; e

c) abastecer o mercado interno.244. Para realização dessa tarefa, foi designada grande parte da liderança do segmento – três

diretores, treze gerentes executivos, doze gerentes gerais e dez gerentes diversos –, entre os quais estavam os Diretores do Abastecimento, da área Internacional e do Financeiro da Petrobras.

245. O estudo foi levado ao conhecimento da Diretoria Executiva por meio de cinco apresentações realizadas nas reuniões desse colegiado nas seguintes datas: 16/7/2009, 29/7/2009, 13/8/2009, 27/8/2009 e 09/12/2009 (peças 64 a 68).

246. Frise-se que, até 27/8/2009, data da reunião em que foi deliberada a volta do projeto para Fase I, quatro das cinco apresentações do RTC 2020 para a Diretoria Executiva já haviam acontecido. A reunião de 16/7/2009, inclusive, ocorreu no mesmo dia da apresentação sobre as Premium que compôs o PSD relativo à proposta de volta do projeto para a Fase I.

247. Desse modo, boa parte das informações e conclusões provenientes dos estudos do RTC 2020 já era de conhecimento da Diretoria Executiva, quando da aprovação do retorno do projeto para a Fase I, incluindo autorização de antecipar atividades típicas de Fases III (projeto básico) e IV (terraplenagem).

248. No que diz respeito ao objeto do presente trabalho, podem ser destacadas as seguintes conclusões do RTC 2020 (peça 64, p.38 – apresentação RTC 2020 – 16/7/2009):

‘Refino Doméstico...• Refinarias voltadas a grandes volumes de exportação acarretam riscos significativos – grande vulnerabilidade a cenários de preços e diferencias não favoráveis – piorada por dificuldade de colocação de grandes volumes de produtos no exterior• Em paralelo, apareceram oportunidades de valorizar nosso óleo pesado com capex reduzido – capacidade de conversão nos Estados Unidos• Assim, é oportuno estudar bases alternativas para o plano de refinarias Premium (negrito

no original) – reduzindo capacidade de conversão – postergando terceiro trem• Essas bases alternativas, junto com uma contínua busca de otimização de capex, viabilizam

criação de valor das refinarias premium na grande maioria dos cenários...e exportação de derivados• Europa é mercado preferencial para colocação de diesel, porém quanto maior o volume,

maior a necessidade de investimentos em ativos (e risco de VPL) para garantir acesso a mercado.’249. Na última dessas apresentações, de 09/12/2009 (peça 68, p.2), afirmou-se:‘O refino de exportação de derivados enfrenta desafios de viabilidade e competitividade.• Necessidade de acesso a um mercado restrito de derivados no exterior, já ocupado, e forte

competição com refino novo de exportação do Oriente Médio e Índia ...• ...exigindo algumas condicionantes: marcação de refinaria exclusiva para exportação,

incentivos fiscais (para viabilizar e dar competitividade ao empreendimento) e parcerias para assegurar acesso a mercado no exterior e melhorar condições de financiabilidade do empreendimento.’ (grifou-se)

250. Os trechos das apresentações do RTC 2020, acima reproduzidos, não contemplam todos os aspectos do estudo, pois ele se referia ao segmento do RTC como um todo. São ilustrativos, porém, no sentido de mostrar que existiam muitos elementos disponíveis aos tomadores de decisão que informavam o cenário de vulnerabilidade em que os projetos das Refinarias Premium se inseriam. Os dados dessas apresentações somente reforçavam a necessidade de realizar estudos típicos de Fase I e, posteriormente, II para, dentro da nova concepção, verificar se o projeto de investimento das Refinarias Premium era economicamente viável.

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251. Entre as premissas mais relevantes que deveriam ser revisitadas, estava o mercado consumidor de destino dos produtos Premium. Isso era de fundamental importância, visto que a localização original (Estados do CE e MA) estava diretamente relacionada ao mercado que se vislumbrava atender inicialmente; no caso, o europeu.

252. O RTC 2020 revelou que o novo cenário trazia dificuldades significativas para colocação dos produtos das Refinarias Premium no mercado europeu. Havendo possibilidade de mudança do mercado alvo (por exemplo, do mercado externo para o mercado interno), crescia a importância de checar se as localizações inicialmente apontadas permaneciam atrativas.

253. Caso se decidisse mudar o mercado alvo das Premium para o mercado interno, questão a ser tratada e definida nas novas Fases I e II do projeto, o RTC 2020 mostrava uma demanda regional mais acentuada na região sudeste. A Figura 7 demonstra que, considerando a projeção de demanda e oferta regional de diesel, a região Nordeste teria um superávit de 490 kbpd em 2017, enquanto o Sudeste teria um déficit de 69 kbpd (Apresentação de 29/7/2009, peça 65. p. 15):

Figura 7 – Demanda e oferta regional para o óleo diesel e QAV, projeções da Petrobras.

Fonte: Petrobras – RTC 2020, apresentação do dia 29/7/2009254. Tendo em vista que a diretriz dos projetos tendia a se voltar para o mercado interno, seria

razoável avaliar a possibilidade de mudanças na sua localização, dado que as refinarias tendem a ter melhores resultados quando construídas próximas ao mercado consumidor. Diminui-se, afinal, custo do transporte dos produtos das refinarias. Quanto mais longe do mercado consumidor, maiores serão os custos de logística para transporte de diferentes produtos derivados com diferentes características de transporte e armazenamento (diesel, QAV, Nafta, GLP etc.).

255. Tópico específico deste relatório detalha a análise dos estudos de localização (Anexo III); porém, a avaliação que cabe, neste momento, é de que existiam informações disponíveis aos gestores ainda em 2009, que indicavam uma relevante possibilidade de mudança no mercado alvo das Refinarias Premium, de forma que mudanças em sua localização poderiam ter impactos significativos em sua competitividade e resultado econômico.

256. Além disso, os riscos atrelados à concepção originária não haviam sido tratados, e permaneciam revelando importantes impactos na viabilidade do projeto, a exemplo dos desafios relacionados ao cumprimento de cronogramas e à alta sensibilidade da variação dos investimentos nas equações econômico-financeiras.

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257. Desse modo, a despeito de o PSD de retorno à Fase I não ter contemplado pareceres de outras áreas da Petrobras, diante dos riscos anteriormente apontados e das informações disponíveis no momento da tomada de decisão, a situação que mais se afeiçoaria a ato diligente era a de fazer retornar os projetos integralmente à Fase I, sem autorizações de dispêndios relacionados a antecipação de etapas construtivas.

258. Conforme já se explicou, a sistemática corporativa da Petrobras dividiu o projeto de investimento em fases para que, nas etapas iniciais, quando se gasta menos com o projeto, sejam desenvolvidas as premissas básicas do negócio, e este somente seja levado adiante, para as etapas mais onerosas, caso tenha passado por crivos intermediários que confirmem a sua atratividade econômica.

259. Assim, seguindo a lógica dessa sistemática, ao se constatar que, na Fase III, um determinado projeto não possui viabilidade econômica com base na sua concepção inicial, mas que há possibilidade de melhorar esses resultados, caso esse mesmo investimento seja reformulado considerando novas premissas, é admissível a um gestor diligente que ele decida o retorno desse projeto para uma fase preliminar, de menor custo, para verificar se de fato há resultado econômico positivo com o projeto.

260. Nas fases subsequentes, quando os custos relacionados a essa nova concepção fossem se agravando, o avanço da maturidade do projeto iria, de forma gradual, ratificando ou não o resultado econômico pretendido, mitigando, desse modo, os riscos envolvidos.

261. Porém, seria contrário à lógica da sistemática da Petrobras, o gestor, nas condições acima descritas, determinar que fossem antecipadas atividades – e, portanto, despesas – de etapas mais avançadas, sabendo que os estudos típicos da Fase I podem alterar características básicas do negócio, tais como sua localização ou mercado alvo. Essa conduta aumentaria significativamente o risco de perda dos recursos despendidos com as atividades típicas de Fases III e IV realizadas já na Fase I.

262. Eis que, no caso concreto, ocorreu exatamente essa situação: foi aprovado retorno do projeto para a Fase I, com vistas ao aprofundamento de estudos com base nas novas premissas, ao mesmo tempo que se autorizou a antecipação das despesas relativas à elaboração de Projeto Básico (Fase III) e implementação de infraestrutura, tais como a construção de canteiros de obras, cercas, instalações provisórias, supressão da vegetação e terraplenagem (Fase IV). Talvez seja essa a decisão mais significativa, em termos da caracterização da ‘gestão temerária’ do empreendimento ( vide decisão que autorizou a antecipação de despesas às peças 56 e 60). A partir dela, numerário financeiro significativo foi empregado, sem, ainda, haver definição precisa da viabilidade do negócio, segundo metodologia apregoada pelos próprios normativos internos da Petrobras.

263. Agrava a situação o fato de que antecipar a implementação da infraestrutura, antes da conclusão das primeiras fases do projeto de investimento, significava determinar, de modo definitivo, a localização das refinarias, antes de confirmar qual mercado atenderia, ou a origem do petróleo de carga, fatores decisivos para indicar qual seria a localização mais viável para o empreendimento.

264. Poder-se-ia argumentar que o fato de a mesma decisão contemplar as três autorizações (voltar para Fase I, elaborar projetos básicos e implementar infraestrutura) não significaria que, necessariamente, as atividades das Fases III e IV seriam implementadas antes da conclusão da Fase I. Contudo, tal hipótese não foi observada no caso concreto das Refinarias Premium I e II, conforme será relatado no próximo tópico deste relatório.

265. Em relação às Premium, verificou-se que, logo em seguida à aprovação do retorno para a Fase I, os esforços foram empreendidos no sentido de efetivar as contratações das fases mais avançadas, em especial, a do Projeto Básico, Feed e Licença de Tecnologias (para as duas refinarias), e a da Terraplenagem da Premium I.

266. Segundo o DIP ENGENHARIA 430/2010 (peça 70, p. 1), a instauração do processo licitatório para contratação dos Serviços de Terraplenagem, Drenagem e Obras de Acesso na Área da

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Refinaria Premium I foi autorizada pela Diretoria Executiva em 05/2/2010 (Ata DE 4795, item 57, Pauta nº 114), poucos meses após a aprovação de retorno do projeto à Fase I.

267. A assinatura do contrato decorrente dessa licitação foi autorizada pela Diretoria Executiva cinco meses depois, nos termos da proposta pelo DIP supracitado, no dia 08/7/2010 por meio da Ata DE 4.817, item 7, Pauta 727 (peça 71). Na ocasião, foi autorizada a contratação do Consórcio Galvão-Serveng-Fidens, constituído pelas empresas Galvão Engenharia S.A. (Líder), Serveng-Civilsan e Fidens Engenharia S.A., no valor total estimado de R$ 711.070.084,88.

268. Saliente-se, em informação relevante para caracterização de eventuais responsabilidades decisórias, que, até a data dessa autorização, não havia ocorrido a aprovação da nova Fase I do projeto da refinaria. Essa fase somente foi aprovada em 2013, em conjunto com a Fase II, ainda com uma série de ressalvas das áreas corporativas da Petrobras – Estratégia, Desempenho Empresarial, Plafin. O tópico seguinte deste relatório tratará dessa decisão com mais detalhe.

269. Situação semelhante à da terraplanagem também pôde ser constatada na contratação referente ao Licenciamento de Uso de Tecnologia e Serviços de Projeto Básico, Front End Engineering Design (Feed) e Assistência Técnica para as refinarias Premium I e Premium II. Após seleção tecnológica autorizada pela Diretoria Executiva em 14/1/2010 (Ata DE 4793, item 8, Pauta 21/2010), foi realizada a contratação desse objeto com a empresa UOP LLC, no valor de US$ 370.588.636,58 para Projeto Básico/Feed; e de US$ 54.927.753,66 para Licença de Uso de Tecnologia, nos termos da proposta do DIP AB-PGI 151/2010 (peça 72) e aprovação da Diretoria Executiva em 30/9/2010 (Ata DE 4835, item 3, Pauta nº 1043, peça 73).

270. Cumpre informar que os valores relativos a projeto básico listados no parágrafo anterior diferem dos valores da tabela de detalhamento por dois motivos: i) existem despesas relativas a projeto básico realizadas em outros contratos, e há também aquelas referentes a custos internos da Petrobras; ii) os valores pagos em alguns contratos não coincidem com o seu valor inicial em virtude de aditivos, ou por não terem sido levados até o final (peças 75 e 76).

271. Os valores despendidos nos contratos acima mencionados estão entre os mais relevantes considerados no prejuízo contábil apurado nas Refinarias Premium. Considerando que ambos, referentes a atividades típicas de Fases III e IV, tiveram suas aprovações pela Diretoria Executiva feitas antes ainda da aprovação da nova Fase I dos projetos, quando as premissas básicas deveriam ter sido revisitadas, como por exemplo a localização, o petróleo de carga e o mercado alvo, verifica-se que os gestores responsáveis pela decisão assumiram o risco de que tais despesas pudessem não ser aproveitadas, uma vez que a viabilidade do projeto ainda não estava confirmada. Em corolário de avaliação de condutas, segundo a Lei 6.404/1976, mesmo se tratando de decisão informada, vislumbra-se a falta de maior ‘dever de diligência’ da direção colegiada.

272. Ao contrário, fixando previamente a localização por meio da autorização antecipada de execução de terraplenagem antes da conclusão dos estudos que ratificassem sua vantajosidade, a posição geográfica imutável poderia ser preponderante para a inviabilidade do empreendimento, em vista de altos custos de logística decorrentes, principalmente, de localização desfavorável para transporte de insumos ou produtos para o novo mercado que se apresentava: consumo interno.

273. Da forma como essas contratações foram realizadas, constata-se que a autorização de retorno para Fase I e para antecipação de gastos consistiu, indiretamente, na aprovação, no mínimo, da Fase I (quiçá da Fase II) dos projetos, visto que as ações empreendidas após essa decisão, foram priorizadas no sentido de implementar as atividades necessárias para tão logo implantar a infraestrutura e elaborar projeto básico e Feed.

274. Essa assertiva se confirma, ao se observar que em 2013, foi proposta a aprovação das Fases I e II simultaneamente, sob a justificativa de que essa medida somente colocaria formalmente o projeto na fase que de fato se encontrava, dadas as atividades que já estavam executadas àquela época.

275. Dessarte, considerando que a deliberação para retorno para a Fase I, na verdade, implicou aprovações das fases iniciais de um projeto ainda não estudado, verifica-se que houve grave

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afronta à Sistemática de Aprovação de Projetos de Investimentos da Petrobras, especialmente porque, no Pacote de Suporte à Decisão relativo à deliberação de agosto de 2009, não constava nenhum dos diversos pareceres das áreas corporativas da companhia (p. ex., Estratégia, Desempenho Empresarial, Plafin) exigidos pela sistemática como requisitos para aprovação das Fases II em diante, dos projetos de investimento. Ademais, as premissas inicialmente utilizadas indicavam um VPL negativo, impedimento para passagem de fase nos termos da referida diretriz corporativa.

276. Nesse diapasão, em que pese o fato de a Sistemática de Aprovação de investimentos não constituir norma rígida, mas sim diretriz corporativa, ela constitui importante referencial de boa conduta para o gestor diligente. À medida que o comportamento do gestor se afasta das boas práticas delineadas nessa publicação, mais a sua conduta se aproxima da desídia administrativa, ou da gestão temerária, nos termos definidos no início deste capítulo.

277. Além das informações já apresentadas, estava ainda à disposição dos gestores um estudo elaborado no âmbito do Planejamento Integrado de RTC para priorização de portfólio, visando o PND-2010-2014 e concluído em maio de 2010.

278. Nesse escopo foi realizado Workshop, com a participação de representantes de diversos setores da estatal (p.ex. Refino, Logística, Transpetro, Petroquímica e Estratégia) para formular uma priorização dos projetos de investimento do setor. O resultado desse trabalho foi a apresentação datada de 05/5/2010, ou seja, em data anterior a das autorizações para os contratos de terraplenagem e do projeto básico, ocorrida em julho daquele ano (peça 76).

279. Conforme o documento, a priorização fundamentou-se em quatro macro critérios: econômico, risco, criticidade e adequação estratégica. O resultado desse trabalho está ilustrado na figura, abaixo:

Figura 8 – Resultado do Workshop

Fonte: Petrobras (peça 76)280. Nesse contexto, conforme a metodologia aplicada, ambas as refinarias Premium

ocuparam as últimas posições nos critérios de valor e importância. Com isso, com base na opinião dos técnicos da Petrobras, tanto os projetos da Premium I, quanto da II, entre todos aqueles avaliados dentro do RTC, foram os que apresentaram menor valor e importância, tendo sido considerados empreendimentos de elevado risco e com menor retorno para a empresa.

281. Com vistas a verificar se tal estudo tinha sido levado ao conhecimento da Diretoria Executiva, solicitou-se à Petrobras, por meio do Ofício de Requisição nº 07-78/2015 (peça 23), ata da reunião da DE em que essas informações tivessem sido apresentadas ao colegiado. Em resposta (Carta AB-PGI/RPRE 60/2015 – peça 25), asseverou-se:

Esclarecemos que a apresentação em questão foi resultado de workshop conduzido internamente ao Abastecimento, para priorização e fechamento do Plano de Negócios do

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Abastecimento, dentro dos limites orçamentários estabelecidos. Caso houvesse restrição de recursos a priorização seria a diretriz para postergação de projetos.

282. Embora a Petrobras afirme que o resultado do workshop não tenha sido apresentado para a Diretoria Executiva, as suas informações eram de conhecimento do Abastecimento Corporativo, a mesma Gerência Executiva que elaborou e propôs as aprovações de fase e contratações analisadas neste tópico. Portanto, era de pleno conhecimento, ao menos dessa gerência – cujo Diretor integrava a Diretoria Executiva, a avaliação que a área técnica tinha feito a respeito dos investimentos das Premium.

283. Também é razoável admitir que o Diretor do Abastecimento à época, um dos membros da Diretoria Executiva, repita-se, tivesse conhecimento desse estudo, pois seu objetivo era priorizar os investimentos sob a responsabilidade da Área de Negócio por ele comandada, para fins de elaboração de Plano de Negócio da companhia. Ademais, por se tratar de informação relevante para a avaliação do risco do projeto de investimento das Premium, tal dado deveria ter sido levado em consideração quando da proposta e decisão de autorizar contratos que antecipavam mais de R$ 1 bilhão de despesas.

284. Em síntese, a aprovação de agosto de 2009 de retorno dos projetos para a Fase I, concomitantemente à contratação de projeto básico das duas refinarias e da terraplenagem para a Premium I, que foi proposta pelo Abastecimento Corporativo e acatada pela Diretoria Executiva, culminou na assunção despropositada de riscos, em afronta à Sistemática Corporativa de Aprovação de Investimentos, pois, além de incompletos, os elementos técnicos que embasaram essa decisão indicavam alta probabilidade de não atingimento dos resultados financeiros esperados com o projeto.

285. Além dessa questão, intrínseca ao projeto de investimento, havia ainda um contexto econômico mais pessimista e de maior risco em virtude da crise econômica mundial deflagrada no segundo semestre de 2008.

286. Dessarte, a decisão de agosto de 2009, em conjunto com a aprovação das contratações de projeto básico e terraplenagem, foi determinante para que as despesas com esses objetos se tornassem os itens de maior relevância financeira dentro da composição do prejuízo contábil de R$ 2,8 bilhões, reconhecido no Balanço Patrimonial do 3º Trimestre de 2014. Em face das graves consequências da assunção despropositada de riscos por parte dos gestores envolvidos, tal conduta deverá ser objeto de responsabilização, a ser tratada em tópico específico deste trabalho.

g) Aprovação das Novas Fases I e II e Início da Nova Fase III – julho de 2013287. Após a decisão de retorno para a Fase I em agosto de 2009, o projeto de investimento das

Refinarias Premium não foi objeto de nenhuma passagem de fase até julho de 2013, quando a Diretoria Executiva, a partir de proposição do Abastecimento Programas de Investimento (DIP AB PGI 211/2013 – peça 46), aprovou simultaneamente as suas Fases I e II e autorizou o início da Fase III (Ata DE nº 5.053, de 24/7/2013, peça 58).

288. A leitura do DIP AB PGI 211/2013 e de seus anexos, bem como do respectivo Sumário Executivo de PSD, mostra que, nesses quatro anos em que o projeto esteve nas Fases I e II, a prioridade foi implementar a estratégia de antecipação das atividades das Fases III e IV, definida no DIP 192/2009 (peça 45), e não – ao contrário do que se afeiçoava adequado – a evolução dos estudos e projetos próprios das Fases I e II.

289. Conforme relatado em tópico anterior, em 2010 já tinham sido realizadas as duas contratações de maior valor dentro dos projetos dessas refinarias: a terraplenagem da Premium I, no valor de R$ 711 milhões, e o Projeto Básico (incluindo Feed e Licença de Tecnologia) das Premium I e II, no valor de US$ 425,5 milhões.

290. Dentro dessa estratégia de antecipação, segundo o DIP de 2013, houve também a contratação dos serviços de construção e montagem da subestação seccionadora da linha de transmissão de 230 kV e da subestação de obra da Refinaria Premium I, no valor de R$ 45.239.936,90, junto ao consórcio SIEMAR, formado pelas empresas Siemens Ltda. e Marza

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Engenharia Elétrica Ltda, nos termos da autorização DE Ata 4.933, de 18/4/2012 – peça 78 / DIP ENGENHARIA 164/2012 – peça 77).

291. O mesmo documento informou que os projetos dos extramuros (dutos, terminais, vias de acesso regulares e para equipamentos de grande porte, captação de água, descarte de efluentes etc.) estavam sendo desenvolvidos internamente pela Petrobras – DETM.

292. No tocante aos estudos de localização, o DIP AB-PGI 211/2013 traz a seguinte justificativa para que estes não tivessem sido revisitados na segunda passagem pelas Fases I e II:

‘9.1. Em linha com essa aprovação, associado ao fato de os Estados do Maranhão e do Ceará terem sido escolhidos após exaustivos estudos de localização, que contemplaram também outras localidades no país, envolvendo aspectos que incluíam a avaliação de infraestrutura local, SMS, questões socioeconômicas e tributárias, a localização destas refinarias não foi reavaliada. Como questões adicionais está a existência de infraestrutura portuária mais adequada para refinarias de grande porte e a possibilidade de acesso ao mercado regional com integração a ferrovias, tais como a Norte-Sul e Transnordestina. Atualmente os portos destes Estados são utilizados para recebimento e transbordo de derivados importados, sendo que já existem inciativas em andamento, visando à instalação das refinarias, conforme descrito acima.’

293. Com vistas a viabilizar o cumprimento das datas de partida constantes no PNG 2012-2016, que passaram a ser nov/2018 para o Primeiro Trem da Refinaria Premium I e mar/2019 para a Premium II, em 31/7/2012, foi estabelecido um Plano de Ação para o desenvolvimento dos projetos das Premium.

294. Consoante documentos intitulados ‘Sumário Executivo de PSD’, relativos às Premium I e II (peças 79 e 80), o Plano de Ação elaborado a partir dessa iniciativa estabeleceu o prazo de novembro de 2012 como meta para aprovação da nova Fase I dos projetos das Premium. Nesse intuito, foi elaborada uma estimativa de custos com os dados do Projeto elaborado pela UOP disponíveis em junho de 2012.

295. Essa estimativa levou a um valor de investimento de US$ 17,14 bilhões somente para o 1º Trem da Premium I. Com base nesse valor de investimento e na curva de câmbio definida à época, obteve-se VPL negativo para o Trem 1 da Premium I, a saber: - US$ 3,102 bilhões. Tal resultado comprometeu a análise do PSD de Fase I do empreendimento pelo Comitê Revisor na data prevista no Plano de Ação. Em virtude da similaridade dos projetos, o Plano de Ação foi interrompido para se analisar como reduzir o investimento nas duas refinarias.

296. Desse modo, foram iniciadas ações com o objetivo de otimizar o projeto e reduzir o Capex (da expressão inglesa capital expenditure; em português, despesas de investimento em bens de capital) das Premium, entre as quais se realizou um seminário interno e um workshop com a UOP, empresa autora do projeto. Na ocasião, houve o alerta de que as oportunidades de otimização levantadas poderiam não ser suficientes para alcançar o objetivo pretendido no prazo necessário.

297. Assim, formulou-se uma estratégia alternativa, a de contratar uma empresa com reconhecida experiência internacional na elaboração de Feed e de detalhamento de engenharia em plantas de refino, com vistas a obter sugestões de pontos de melhoria nos projetos das Refinarias Premium I e Premium II, considerando as propostas de redução de custo já levantadas pela Petrobras, inclusive as conclusões do workshop realizado com a UOP.

298. Nessa estratégia, a empresa contratada deveria apresentar, até julho de 2013, uma primeira etapa do seu trabalho, contemplando análise, proposição e estimativas de reduções, para subsidiar nova análise dos indicadores empresariais do Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II.

299. Outrossim, os trabalhos da consultoria deveriam ser acompanhados por Grupo de Trabalho da estatal, conforme estratégia aprovada pela Diretoria Executiva em fevereiro de 2013 (Ata DE nº 5.013, de 28/2/2013, peças 82 e 83), proposta pelo DIP AB-PGI 16/2013 (peça 81).

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300. A partir de então, em 12/3/2013, foi assinado contrato com a empresa Wood Group Mustang Engineering Inc (WGMI), no valor de US$ 4.917.500,00, para realização da consultoria de otimização dos projetos.

301. As estimativas feitas, considerando as reduções propostas pela WGMI, sinalizaram redução total de US$ 7,409 bilhões no valor de investimento dos projetos, assim divididos: a) US$ 2,745 bilhões no 1º trem da Premium I; b) US$ 1,324 bilhões no 2º trem da Premium I; c) US$ 2,852 na Premium II; d) US$ 488 milhões nos extramuros das duas refinarias.

302. Com base no trabalho da consultoria da Mustang, em julho de 2013, foram elaborados novos EVTE e atualizadas as estimativas para comparar seus resultados com os dos EVTE referentes ao projeto da UOP completo. Em atenção ao DIP AB-PGI 16/2013, esses resultados deveriam ser apresentados à Diretoria Executiva ao final de julho de 2013, época em que também, segundo Sumário Executivo, o Abastecimento foi solicitado a submeter o projeto para aprovação de Fase.

303. Com base nos estudos levados a efeito foram obtidos os seguintes resultados:Tabela 5 – Comparativos Projeto UOP x Consultoria Mustang

Projeto Capexsem Otimizações(US$ Milhões)

VPLsem otimizações(US$ Milhões)

Capexcom Otimizações(US$ Milhões)

VPLcom otimizações¹(US$ Milhões)

Premium I – Trem 1 17.049,43 - 4.893 12.863,01 -2.908Premium I – Trem II 11.387,98 - 3.096 8.952,23 -2.362Premium II 15.775,52 -4.015 11.895,62 -2.503

1 – Considerando datas de partida: novembro de 2018, novembro de 2021 e março de 2019, respectivamente.

304. Desse modo, embora as otimizações tivessem trazido redução de US$ 10,5 bilhões, (considerando o projeto completo), e de US$ 8 bilhões (considerando somente o Trem 1 da Premium I e a Premium II), ainda assim, os resultados econômicos permaneciam negativos. Nesse sentido, também foram realizadas análises quantitativas de risco do valor econômico desses projetos, a partir das quais foram obtidos os seguintes resultados:

Tabela 6 – Análise Quantitativa Risco VPL

Indicador Premium I –Trem 1USD milhões / %

Premium IIUSD milhões / %

VPL de referência (determinístico) -2.908 -2.503VPL esperado (da análise de risco) -2.994 -2.597Probabilidade de VPL < 0 98,46% 97,87%Probabilidade do VPL < VPL de Referência 53,31% 54,06%VPL robustez (com 10% probabilidade de ocorrer) -4.691 -4.133

Fonte: Petrobras DIP AB-PGI 16/2013305. Conforme se depreende, as análises de risco também desfavoreceram a atratividade do

empreendimento, pois indicaram mais de 98% de chance de o VPL ser negativo. Segundo o estudo probabilístico, o valor mais esperado para esse número era de negativos US$ 5,6 bilhões, considerando as Premium I e II juntas.

306. Diante desses resultados, foram realizadas análises de sensibilidade adicionais, usando premissas diferentes daquelas constantes no PNG 2013-2017 então vigente, a saber:

a) postergar o Trem 2 da Premium I por dois anos (de nov/2021 para nov/2023);b) adotar curva de câmbio de valores decrescente, com base no que se considerou uma visão

atualizada da constante na base de dados do Planejamento Estratégico: Tabela 7 – Curva de Câmbio Decrescente

Ano 1 US$2013 R$ 2,002014 R$ 2,072015 R$ 1,982016 R$ 1,92

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2021 em diante R$ 1,85Fonte: Petrobras DIP AB-PGI 16/2013c) considerar a vida econômica dos ativos em 40 anos, em vez de 25 anos, alinhada com a

expectativa de vida útil dos equipamentos;d) adoção de cenário de preços e mercado alternativo com base em informações ditas

compatíveis com projeções de empresas sistematicamente consultadas pela Petrobras;e) terceirização de utilidades.307. Após aplicadas essas sensibilidades, os impactos no VPL foram os seguintes:Tabela 8 – Impacto de Sensibilidades no VPL – Refinaria Premium II – Trem 1

Impacto da Variável

% Variação Total

VPL após alteração

VPL do Caso Base (US$ milhões) -2.908+ Vida Econômica de 40 anos 532 18% -2.377+ Preços/Mercado de sensibilidade 2.119 72% -258+ Desconto no Preço do Petróleo 52 2% -205+ Curva de Câmbio de Sensibilidade 232 8% 27VPL do Caso Sensibilidades (US$ milhões) 27

Fonte: Petrobras DIP AB-PGI 16/2013Tabela 9 – Impacto de Sensibilidades no VPL – Refinaria Premium II

Impacto da Variável

% Variação Total

VPL após alteração

VPL do Caso Base (US$ milhões) -2.503+ Vida Econômica de 40 anos 502 16% -2.001+ Preços/Mercado de sensibilidade 2.265 73% 264+ Desconto no Preço do Petróleo 50 2% 314+ Curva de Câmbio de Sensibilidade 280 9% 594VPL do Caso Sensibilidades (US$ milhões) 594

Fonte: Petrobras DIP AB-PGI 16/2013308. Com relação ao Trem 2, da Premium I, mesmo com o adiamento para nov/2023 e

aplicação das sensibilidades, ainda assim seu resultado não se mostrou viável, tendo, no caso, apresentado VPL negativo de US$ 133 milhões.

309. Para os outros trens, as tabelas acima mostram que as sensibilidades também não foram suficientes para trazer resultados expressivos, pois somados os VPL do 1º trem da Premium I aos da Premium II, o resultado é de US$ 621 milhões, frente a um investimento de aproximadamente US$ 25 bilhões. Para a Premium I, o VPL seria de somente US$ 27 milhões.

310. Além dessas sensibilidades, foram indicadas outras variáveis, que, segundo o DIP, poderiam ser trabalhadas, para melhorar os resultados já obtidos, tais como otimizações de projeto ainda não implementadas, incentivos fiscais, sensibilidades ao atraso e postergação.

311. No tocante à dotação orçamentária, a despeito da redução de investimento alcançada com as otimizações, não havia previsão suficiente de recursos. Portanto, seria necessário remanejamento no PNG 2013-2017 para que pudessem ser implementadas as curvas ‘S’ previstas.

312. Com relação ao 1º Trem da Premium I, o DIP AB-PGI 211/2013 informou que até aquela data (julho de 2013), tinham sido gastos US$ 866 milhões (valores nominais) e existiam investimentos compromissados por meio de contratos até 2018 somando US$ 185,7 milhões. Para a implantação da proposta, seriam necessários para essa refinaria, no período de 2013-2017, US$ 3,735 bilhões na Carteira em Avaliação e US$ 40,93 milhões na Carteira em Implantação.

313. Sobre a Premium II, a informação é de que tinham sido gastos US$ 211 milhões até então, e que os recursos adicionais necessários para o período 2013-2017 seriam: US$ 3,79 bilhões na Carteira em Avaliação e US$ 22,1 milhões na Carteira em Implantação.

314. Para a Fase III, o custo estimado de desenvolvimento para o Trem 1 da Premium I e para a Premium II até a conclusão da revisão dos projetos era de US$ 172,8 milhões.

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315. Acerca da questão orçamentária, os remanejamentos propostos solicitavam recursos de outros projetos do abastecimento, como por exemplo Rnest e Comperj, porém eles não se mostraram suficientes para equacionar a questão orçamentária para os anos 2015-2017. Previu-se para o período um déficit de US$ 5,647 bilhões para ser superado.

316. Para superar esse déficit, afirmou-se que, na Fase III, isso seria possível a partir de diminuições no Capex decorrentes de otimizações não implementadas até então. Adicionalmente seriam envidados esforços para reavaliar o portfólio de projetos do Abastecimento e/ou da Companhia.

317. Sobre os gastos na Fase III, informou-se que os custos para conclusão da revisão dos projetos estavam previstos em US$ 172,8 milhões.

318. Nesse DIP também foram relatados diversos outros aspectos dos Projetos das Premium, tais como Licenciamento Ambiental, Termos de Compromisso firmados com os Estados do Maranhão e Ceará, alinhamento a métricas internacionais de custo e prazo, lista das atividades a serem desenvolvidas na Fase III, acompanhamento físico-financeiro dos projetos etc. Também foram trazidas informações dos pareceres corporativos emitidos pelas outras áreas da Petrobras e das recomendações realizadas pelos Comitês de Investimento, que serão abordados no próximo tópico deste trabalho.

319. Por fim, as conclusões do DIP AB-PGI 211/2013 foram as seguintes:‘55. Tendo em vista, que: – as atividades das Fases I e II, relacionadas à definição de escopo e confecção dos projetos

conceituais, seleção de tecnologias, localização geográfica e especificação de produtos, foram superadas com a conclusão dos projetos básicos de ‘on’ e ‘off-sites’ pela UOP e dos projetos conceituais de extramuros pelo ENG-AB/PROJEN;

- neste momento, os projetos das Premium I e II realizam atividades típicas de Fase III, com a revisão dos projetos básicos de ‘on’ e ‘off-site’, e o desenvolvimento de projetos básicos para as instalações extramuros;

- está em vigor um Termo de Compromisso assinado pela PETROBRAS e o Estado do Maranhão para criação de condições técnicas, jurídicas e econômicas para implantação de uma refinaria de petróleo em Bacabeira/MA;

- o Termo de Compromisso assinado com o Estado do Maranhão e o Termo de Compromisso em negociação com o Estado do Ceará trazem oportunidades e obrigações que podem e precisam ser melhor exploradas;

- os Estados do Maranhão e do Ceará já empenharam recursos na liberação de áreas e em outras atividades com vistas à criação de condições técnicas para a implantação das Refinarias Premium;

- as atividades em curso através de contratos e convênios, incluindo o TCCA, não devem ser suspensas sem o ônus da postergação dos objetivos de partida das Refinarias;

- os resultados alcançados pelas sensibilidades adicionais calculadas indicam que o aprofundamento do desenvolvimento da Fase III tem potencial de conduzir os projetos a resultados positivos para a Companhia, apesar dos indicadores econômicos do caso base indicarem o contrário;

- das premissas adotadas nas sensibilidades adicionais, a de maior impacto no VPL (~73%) diz respeito a preços e tamanho dos mercados, e que os números atuais vigentes superam consideravelmente àqueles previstos no caso base (PLANINV);

- existem incentivos fiscais que ainda dependem de convalidação do CONFAZ e que podem trazer ganhos significativos para os resultados econômicos do projeto;

- as premissas de terceirização necessitam de aprofundamento e negociação, com vistas a serem confirmadas quando da aprovação da Fase III;

- a proposta apresentada de adequação orçamentária, no PNG 2013-17, dos recursos necessários na carteira de implantação, viabiliza a condução das atividades da Fase III;

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- o custo estimado para o desenvolvimento da Fase III da Refinaria Premium I Trem 1 e da Refinaria Premium II, até a conclusão da revisão dos projetos, de USD 172,8 milhões está atendido por recursos do PNG 2013-17, conforme remanejamentos propostos no item 47.2.1;

Recomendamos a continuidade do desenvolvimento dos projetos da Refinaria Premium I Trem 1 e Refinaria Premium II, com a produção de documentos do projeto básico que reflitam as otimizações aprovadas, a obtenção das licenças e autorizações típicas da Fase III, bem como o desenvolvimento das oportunidades de terceirização.’ (grifou-se)

320. Assim, a proposta submetida e aprovada pela Diretoria Executiva (Ata DE 5.053, de 24/7/2013, peça 57) foi a seguinte:

a) autorizar o remanejamento dos recursos do PNG 2013-17, de forma a atender aos custos necessários para o desenvolvimento das atividades da Fase III na Carteira de Implantação e da Fase IV na Carteira de Avaliação, conforme proposto no item 47 deste DIP;

b) aprovar as Fases I e II e autorizar o início de Fase III dos projetos Premium I, Trem 1 e Premium II, conforme valores orçamentários descritos no item 52 deste DIP, com partidas previstas para nov/2018 e mar/2019, respectivamente;

c) determinar que o Abastecimento realize as tomadas de preços no mercado, a partir de mar/2014, para consolidar as estimativas de investimento do PSD de Fase III com valores de investimentos e tarifas resultantes de terceirização de atividades, suportadas por propostas firmes do mercado, atendendo recomendação do Comitê de Investimentos;

d) autorizar a postergação do projeto Premium I Trem 2 no PNG 2013-17, conforme condições acima apresentadas, de nov/2021 para nov/2023, conforme item 36 deste DIP;

e) determinar que o Abastecimento atenda às recomendações dos DIPs DESEMPENHO 71/2013 e 72/2013, em especial com relação à estruturação do projeto no módulo PS do SAP R3 até 31/08/2013, conforme item 44.2 deste DIP;

f) determinar que o Abastecimento atenda às recomendações dos Pareceres constantes dos DIPs ESTRATEGIA 50/2013 e 51/2013 conforme item 44.1 deste DIP.

Pareceres – Estratégia Corporativa, Desempenho Empresarial e Plafin – Aprovação das Novas Fases I e II – julho de 2013

321. No PSD de 2013, foram elaborados pela Estratégia Corporativa dois pareceres separados: o DIP ESTRATEGIA/API 51/2013, relativo à Premium I (peça 84) e o DIP ESTRATEGIA/API 50/2013, relativo à Premium II (peça 85).

322. De início, os pareceres sobre ambas as refinarias já afirmaram que as análises de sensibilidade que fizeram os VPL dos empreendimentos ficarem positivos (elevação das margens de refino, aumento do mercado de derivados, adoção de curva de câmbio com valores decrescentes no tempo e aumento da vida econômica do empreendimento) foram realizadas sob perspectiva otimista em relação ao cenário referencial da companhia.

323. Destacou-se também a limitação do escopo: estava em discussão somente o 1º Trem da Refinaria Premium I e a Refinaria Premium II, pois não estava sendo solicitada a aprovação de fase para o Trem 2 (solicitava-se autorização para mantê-lo em Fase I). Há ressaltar que, mesmo em Fase I, todos os projetos devem possuir VPL positivo, segundo a sistemática corporativa.

324. Para os projetos das duas refinarias, o parecer asseverou que a despeito de estarem sendo realizadas atividades típicas de Fases III e IV, os respectivos projetos de investimento não cumpriam todos os requisitos de Fase II. Inexistiam ou estavam desatualizados itens típicos dessa fase, tais como: estudo de localização, análise qualitativa de riscos, matriz de responsabilidades, análise de recursos críticos e book de conteúdo local.

325. Sob o ponto de vista econômico, afirmou-se que o resultado de VPL negativo das novas refinarias indicavam que, dadas as condições observadas nos projetos, seria mais atrativo exportar petróleo e importar derivados para atender o mercado interno do que investir em capacidade de refino.

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326. Foram levantadas várias questões críticas relacionados à localização das refinarias (Anexo III deste relatório), entre outros pontos de atenção, os quais redundaram na emissão de dezenas de recomendações para os projetos do Trem 1 da Premium I e da Premium II.

327. A imaturidade dos projetos em relação ao exigido para o final de Fase II também foi ressaltada com clareza nos pareceres do Desempenho Empresarial emitidos em separado para os dois empreendimentos (DIP DESEMPENHO 71 e 72/2013, peças 86 e 87):

‘Pelo exposto acima, não atestamos o nível de maturidade da documentação de planejamento do Projeto à passagem para a Fase III e às Curvas S Física e Financeira do Projeto de Investimento. (negritos e grifos originais)

A documentação de planejamento apresentada não está aderente aos padrões corporativos. Para que se alcance o nível de maturidade esperado, a mesma deve ser revisada, considerando os seguintes pontos:’ (grifou-se)

328. Nos pareceres do Plafin para as duas refinarias (peças 88 e 89), foram realizadas diversas simulações, inclusive a análise de riscos citada no DIP AB-PGI 211/2013. Por exemplo, foram calculados os resultados financeiros considerando as isenções tributárias de ISS, ICMS e REPENEC. Nesse caso, verificou-se existir um benefício tributário de US$ 427,5 milhões para o Trem 1 da Premium I e de US$ 295,9 milhões para a Premium II. Contudo, mesmo com esses benefícios, os VPL de ambas permaneciam indicando inviabilidade econômica: US$ 2,9 bi negativos e US$ 2,5 bi negativos, respectivamente.

329. Nesse parecer, estão detalhados os fatores levados em conta na análise de riscos que indicou 98,5% de probabilidade de VPL negativo para os projetos: preços de petróleo e derivados, produção nacional de petróleo, valor do investimento e data de entrada em operação (atraso). Para a Premium I – Trem 1 foram considerados 1.999 cenários de diferencial de Resultado Operacional, e para a Premium II 2.000 cenários.

Análise – Aprovação das Novas Fases I e II e Início da Nova Fase III – julho de 2013330. Após a decisão de agosto de 2009, que determinou o retorno das Premium para a Fase I,

com autorização para antecipação de despesas típicas de Fase III e IV, os projetos de investimento dessas refinarias ficaram praticamente quatro anos sem passagem pelos portões de decisão.

331. O histórico das atividades desenvolvidas nesses quatro anos indica que a prioridade nesse período foi executar as ações de antecipação de despesas autorizadas em 2009. Por exemplo, menos de seis meses após essa decisão, já havia sido submetida para a Diretoria Executiva a solicitação para licitar e contratar a terraplenagem da Premium I e os Projetos Básicos, Feed e Licenças de Tecnologia para as duas refinarias. Esses contratos foram assinados ainda em 2010 e, juntos, representavam o compromisso de aproximadamente R$ 2 bilhões (considerando um câmbio aproximado de R$ 2,00 por dólar).

332. No interregno de 2010 até 2013, verifica-se que boa parte do tempo foi dedicada à execução desses contratos, sem, porém, ser possível identificar que essas atividades tivessem sido precedidas de estudos típicos de Fase I e II. O curto intervalo de tempo entre a decisão da Diretoria Executiva de retorno de fases e o início das contratações permite inferir que não houve tempo hábil para realização prévia desses estudos preliminares que visam, entre outros, ratificar o mercado alvo e a localização mais adequada para o empreendimento.

333. Tal constatação pode ser confirmada nos pareceres da Estratégia e do Desempenho Empresarial, por meio da qual se afirma claramente que o projeto apresentado para aprovação em 2013 não atendia os requisitos da sistemática para Fase II, e a respectiva documentação de planejamento não estava aderente aos padrões corporativos.

334. A grande quantidade de recomendações emanada nos pareceres da Estratégia sinaliza a inadequação do projeto para a fase em que se encontrava, embora já tivessem sido gastos US$ 866 milhões na Premium I e US$ 211 milhões na Premium II, boa parte em contrato de elaboração de Projeto Básico e Feed.

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335. No sentido oposto, em vez de existirem estudos prévios às contratações antecipadas que apontassem para um empreendimento financeiramente atrativo, havia, em maio de 2010, o resultado do workshop de priorização de portfólio, já mostrado na análise do tópico anterior deste relatório, em que os técnicos da Petrobras concluíram que, comparativamente aos outros projetos do segmento RTC, as Refinarias Premium seriam os de menor valor e importância, com elevado risco e menor retorno para a empresa.

336. Apesar de terem sido dedicados aproximadamente dois anos e centenas de milhões de dólares de recursos financeiros para a elaboração de um projeto básico com Feed, a projeção de resultado financeiro obtida com a solução por ele proposta não foi satisfatória. O EVTE, calculado em outubro de 2012 com base nos dados desse projeto relativos a junho daquele ano, indicou VPL negativo de US$ -3,102 bilhões e investimento de US$ 17,1 bilhões somente para o 1º Trem da Premium I.

337. Cumpre ressaltar o quanto o valor do investimento previsto, em dólares, havia subido desde a primeira passagem de fase da Premium I. Por exemplo, em 2006, o valor de uma refinaria com capacidade de 500 mil bpd havia sido estimado em US$ 11,9 bilhões. Um ano depois, somente a Premium I, com capacidade de 600 mil bpd, já estava estimada em US$ 20,8 bilhões. Em 2013, somente um trem de 300 mil teve estimativa próxima a esse valor: US$ 17,1 bilhões.

338. Assim, o altíssimo custo de investimento associado ao projeto desenvolvido pela UOP e o VPL negativo dele decorrente não permitiram que houvesse a aprovação da Fase I prevista para novembro daquele ano. Isso fez com que a Petrobras buscasse otimizar esse projeto, com uma nova contratação de US$ 4,9 milhões e uma equipe dedicada a essa tarefa.

339. Neste ponto, cabe esclarecer que, no presente relatório, não será empreendida qualquer abordagem a respeito da qualidade do projeto elaborado pela UOP, pois tal análise não fez parte do escopo desta auditoria, focada na cadeia decisória que resultou no prejuízo contábil de R$ 2,8 bilhões.

340. A decisão da Diretoria Executiva que autorizou a constituição de Grupo de Trabalho para se dedicar às otimizações também determinou que, em julho de 2013, os novos indicadores empresariais (EVTE) fossem apresentados àquele colegiado. Foi nesse contexto que a proposta de aprovação das Fases I e II foi inserida.

341. Uma vez que os estudos econômico-financeiros do projeto otimizado deveriam ser levados para a apreciação da Diretoria Executiva em julho de 2013, utilizou-se dessa oportunidade para tirar o projeto da Fase I, pois diversas atividades de Fase I e II estavam conclusas, e outras de Fase III em andamento. Todavia, avaliações e estudos relevantes típicos de Fase I e II não tinham sido realizados. Alguns sequer poderiam ter alguma utilidade prática naquele momento.

342. Exemplo disso é o estudo de localização, a carga do petróleo e os produtos resultantes do refino, dado que, entre outras atividades, havia uma terraplenagem 80% concluída no terreno da Premium I, bem como já tinha sido elaborado um Projeto Básico com Feed e licença de tecnologia para as duas refinarias.

343. Esses exemplos mostram que a decisão e a implementação desses gastos de forma antecipada tiveram por consequência a eliminação de etapas fundamentais para o planejamento e definição bem-sucedida de um projeto de investimento. Ao se executar a terraplenagem e elaborar o projeto básico sem que estudos preliminares e conceituais tivessem sido revisitados, optou-se deliberadamente por conduzir esse projeto de investimento sem respaldo nos preceitos da Sistemática de Aprovação de Projetos de Investimentos da estatal.

344. Outrossim, assumiu-se o risco de despender esses recursos com contratações cujos objetos poderiam não ter utilidade no futuro, caso os indicadores empresariais desse projeto detalhado não confirmassem a atratividade do negócio.

345. O resultado dessa conduta foi a situação configurada em 2013: a existência de projeto de investimento que possuía projeto básico pronto, terraplenagem quase completamente executada; porém, sem estudos técnicos suficientes para embasar uma aprovação de fase em conformidade com

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os padrões corporativos, e, pior, sem indicadores econômico-financeiros que respaldassem a sua continuidade.

346. O fato de a decisão decorrente do DIP AB-PGI 16/2013 ter obrigado o retorno do projeto para apreciação da DE em julho de 2013 foi determinante para que se aproveitasse a oportunidade para tirar o projeto das Premium da Fase I, embora não existissem todos os estudos necessários para caracterizarem a Fase III, nem também tivesse sido concluída a otimização do projeto.

347. Ao contrário: naquele momento, o VPL calculado com o cenário de referência da Petrobras continuava negativo, fato que impediria a aprovação de fase com base na Sistemática Corporativa vigente, a qual indicava que o VPL positivo era condição sine qua non para aprovação de fases.

348. Diante dessa situação, simulou-se novo EVTE para o empreendimento considerando, conforme destacado no parecer da Estratégia, um cenário distinto (e notoriamente otimista) em relação ao referencial adotado na companhia. Destacam-se, nesse novo cenário (otimista, como dito), a perspectiva de câmbio decrescente (dólar em 2015 a R$ 1,98) e prolongamento da vida útil do empreendimento de 25 para 40 anos.

349. Conseguiu-se, sob a égide dessas novas premissas, um VPL positivo; contudo, pouco expressivo: US$ 621 milhões para as duas Premium frente a um investimento de aproximadamente US$ 25 bilhões. Esse número, todavia, era suficiente apenas para indicar um VPL maior que zero para o empreendimento, o que eliminaria o impedimento para a passagem de fase.

350. Entretanto, mesmo com o resultado marginalmente positivo, havia a questão orçamentária a ser superada visto que não havia dotação suficiente no Plano de Negócios. Com o objetivo de contornar essa situação, foram propostos diversos remanejamentos – contemplando reduções na Rnest e Comperj, inclusive – os quais não foram suficientes para equacionar a situação. Permanecia sem solução um déficit orçamentário de US$ 5,647 bilhões no período de 2015-2017.

351. Outro ponto que merece destaque é o fato de a Petrobras ter dado preferência em prosseguir com a Premium II e ter adiado, com indicativos de possível desistência, o Segundo Trem da Premium I. Em princípio, instalar a capacidade de 600 mil bpd em uma só localização tenderia a render menos custos de implantação, especialmente em função de obras do extramuros (p. ex.: dutos, vias de acesso etc.), e de custos de operação do que implantar metade dessa capacidade no Estado do Maranhão e a outra metade no Estado do Ceará.

352. Não foram identificados, como já situado, estudos que fizessem a comparação dos resultados previstos para o Segundo Trem da Premium I com os simulados para a Premium II, para confirmar a vantagem de manter a refinaria do Ceará, em detrimento da construção do segundo trem de 300 mil bpd no Maranhão. Há que se ressaltar, ainda, os embaraços que existiam em relação ao terreno do Ceará, pois as obras sequer foram iniciadas por embargos apostos pelo Ministério Público.

353. As circunstâncias até aqui analisadas, nesse contexto, estampam o grau elevado de risco assumido com a aprovação do projeto das Refinarias Premium. Desde 2007, a cada PSD apresentado, constatava-se aumento do valor do investimento em contrapartida da diminuição no VPL. No PSD de 2013, somente se obteve um VPL positivo, e ainda assim pouco expressivo, após a adoção de premissas deveras otimistas se comparadas com o cenário de referência da Petrobras.

354. Mais: esse PSD trouxe um estudo que não havia sido apresentado em nenhuma outra passagem de fase anterior, o qual era determinante para demonstrar a grande chance de insucesso com as Premium: a Análise Quantitativa de Riscos. Com ela, verificou-se que o VPL mais provável seria de negativos US$ 2,994 bilhões para o Trem 1 da Premium I e de negativos US$ 2,597 para a Premium II. A probabilidade demonstrada de os projetos apresentarem um VPL negativo era de quase 100% (98,5%).

355. Ao se analisarem e quantificarem os riscos, portanto, comprova-se a aprovação de um projeto demonstradamente antieconômico em 2013.

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356. Cumpre salientar, novamente, que, para a Premium I – Trem 1 –, foram considerados 1.999 cenários de diferencial de Resultado Operacional, e para a Premium II 2.000 cenários. Os fatores de risco utilizados foram: preços de petróleo e derivados, produção nacional de petróleo, valor do investimento e data de entrada em operação (atraso).

357. Em síntese, a análise de risco simulou fatores críticos do empreendimento, inclusive o valor de investimento, número para o qual vinha sendo perseguida a redução com as otimizações de projeto que ainda não estavam concluídas em julho de 2013. Esclareça-se que, até então, os estudos de otimização já tinham obtido US$ 8,066 bilhões de redução: US$ 4,186 no Trem 1 da Premium.

358. Com efeito, até aquele momento, já haviam sido gastos mais de US$ 1 bilhão com o Trem 1 da Premium I e Premium II, projetos para os quais se propunha continuidade. Entretanto, somente para a Fase III, previam-se US$ 173 milhões de despesas.

359. Diante de dados tão contundentes sobre o risco de prejuízo que as Premium representavam, bem como o contexto de limitação orçamentária e de financiabilidade que a companhia se encontrava, tendo em vista ainda a incompletude dos estudos de Fase I e II, os gestores que aprovaram a passagem do projeto para a próxima fase, assim como na decisão de 2009, assumiram, de forma não diligente, o risco de despender os US$ 173 milhões previstos para a fase seguinte em um projeto de investimento que não teria, mesmo com as otimizações, VPL positivo.

360. De fato, tal hipótese se confirmou. Em 2015, conforme será relatado a seguir, foi proposto o encerramento dos projetos de investimentos das Premium I e II com o lançamento no Balanço Patrimonial da empresa de R$ 2,8 bilhões de prejuízo contábil. O valor gasto nessa derradeira etapa, conforme apresentação feita pela Petrobras à equipe de auditoria (peça 69, p.11), foi de US$ 206 milhões.

h) Encerramento dos Projetos – janeiro de 2015361. A solicitação para encerramento dos projetos das Refinarias Premium I e II foi realizada

pelo Abastecimento Programa de Investimentos, Gerência Executiva responsável por esses projetos desde meados de 2009 (peça 90, p. 2), por meio do DIP AB-PGI 10/2015, de 16/1/2015 (peça 47). Nesse documento, consta o relato das atividades realizadas após julho de 2013 e dos motivos para a proposta de encerramento dos projetos. Segue um resumo dos pontos abordados pelo documento.

362. Inicialmente, mencionou-se que o Plano de Negócios elaborado após a aprovação de passagem para a Fase III, o PNG 2014-2018, inseriu restrições importantes para os projetos das Premium.

363. A primeira delas seria a postergação do 2º Trem da Premium I para janeiro de 2029, de forma que o aumento da produção de derivados decorrente da partida dessa refinaria passasse a acompanhar o crescimento do mercado no país.

364. A segunda era que, em virtude de restrições de financiabilidade de companhia, o PNG 2014-2018 passou a considerar a participação de capital de terceiros na proporção de 70% para os projetos das Premium.

365. Em cumprimento à decisão de 2013, foi dada, durante a Fase III, continuidade na otimização de projetos, incluindo nessas atividades celebração de outros contratos de menor valor para esse fim. A tarefa foi concluída em maio de 2014 com a produção de diversas peças técnicas: mais de 12 mil documentos novos ou revisados, maquete eletrônica da refinaria, entre outros, o que permitiu que fossem realizadas em seguida novas estimativas de custos mais precisas, baseadas nos modelos tridimensionais elaborados.

366. As outras atividades previstas naquela decisão para serem realizadas durante a Fase III também foram implementadas.

367. Em outubro/novembro de 2013, foram aprovadas pela Diretoria Executiva as Estratégias de Contratação e Terceirização para implantação do Trem 1 da Premium I e da Premium II, dentro das quais se previu, entre outros, a adoção de Lições Aprendidas na Rnest e Comperj. Por exemplo: previu-se não adotar algumas premissas que geraram discussão em processos deste Tribunal, como

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pagamento de Verba de Chuva, uso de Quantidades Determinadas (QD), não fornecimento de equipamentos pela Petrobras etc.

368. Sobre a Terceirização de Atividades, cogitada no DIP da passagem de fase de 2013 como solução para eliminar o déficit US$ 5,647 bilhões previsto no PNG 2013-2017, em agosto de 2013, foi constituído Grupo de Trabalho para elaborar o respectivo plano, o qual, aprovado em outubro de 2013, previu a terceirização de diversas atividades, tais como a Geração de Hidrogênio, construção e operação da infraestrutura portuária, captação de água bruta etc.

369. No DIP também foram relatados os avanços no Licenciamento Ambiental obtidos no período, bem como a situação da autorização para construção por parte da ANP Agência Nacional de Petróleo). Adicionalmente, foi dada notícia do andamento dos termos de compromissos assinados com o Poder Público para implantação das refinarias. Para a Premium I, o documento assinado em 14/10/2009, envolvia o Ministro de Minas e Energia, o Governo do Estado do Maranhão, a Petrobras, a BR distribuidora, Transpetro, Empresa Maranhense de Administração Portuária – EMAP, a Companhia de Água e Esgoto do Maranhão – CAEMA (peça 47, p. 23). Para a Premium II, o Termo de Compromisso, estava em fase de negociação com a Procuradoria Geral do Estado do Ceará (peça 47, p. 23).

370. No referido DIP, abordou-se a questão fundiária e as pendências então existentes, relacionadas principalmente à posse dos terrenos para implantação do extramuros (faixa de dutos, estrada UHOS etc.).

371. Consoante o DIP AB-PGI 10/2015, as recomendações feitas nos pareceres do Desempenho Empresarial do PSD de julho de 2013 a respeito do planejamento na Fase III teriam sido atendidas em setembro de 2013.

372. Após a conclusão da otimização dos projetos e das respectivas maquetes eletrônicas, no segundo semestre de 2014, foram empreendidos esforços para elaboração de nova estimativa de custos. Foram feitas comparações entre os valores de Capex obtidos com base no projeto otimizados e valores obtidos com base em métricas internacionais. Nesse cotejo, foram inclusos valores obtidos com o Capex do Comperj e da Rnest previstos no PNG 2014-2018, conforme mostra figura a seguir:

Figura 9 – Comparativo Capex Premium com Métricas Internacionais

Fonte: DIP AB-PGI 10/2015373. Com base nos elementos detalhados na Fase III, foram simuladas Análises Quantitativas

de Risco (AQR), determinou-se como prazo mais provável para a implantação 66 meses para a Premium I, Trem 1 e 76 meses para a Premium II.

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374. As várias simulações feitas na nova avaliação econômica, de acordo com as informações do projeto otimizado, permaneceram com resultado de VPL negativo, conforme se observa no resumo contido nas figuras a seguir:

Figura 10 – Resultados Econômicos – Projeto Otimizado – Premium I

Fonte: DIP AB-PGI 10/2015

Figura 11 – Resultados Econômicos – Projeto Otimizado – Premium II

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Fonte: DIP AB-PGI 10/2015375. Observa-se que, mesmo com as reduções de investimento decorrentes das otimizações, os

VPL calculados com fundamento no cenário base da companhia (premissas PNG 2014-2018), tornaram-se ainda mais negativos do que aqueles calculados em 2013. Segundo o DIP, tal situação seria resultante da influência da redução da taxa de crescimento na perspectiva de mercado prevista no Planinv.

376. Conforme o documento, o aumento da capacidade instalada de refino e da oferta de produtos, também contribuiu para a queda da rentabilidade das Premium. Mencionou que, apesar de a revisão da taxa de câmbio prevista trazer efeito positivo para a curva de desembolso do projeto, seu impacto seria inferior ao dos fatores já citados. Desse modo, os VPL das Premium I e II continuaram negativos, mesmo considerando o adiamento das suas partidas.

377. A respeito da diferença no contexto em que as Premium se inseriam quando concebidas, para a realidade de 2015, o DIP (peça 47) afirmou:

‘72.5 Quanto ao aumento da oferta de produtos, o contexto do balanço entre oferta e demanda de derivados em que foram concebidos os projetos das Refinarias Premium são muito distintos do atual. O crescimento econômico mundial até 2007 era de cerca de 5%, gerando um grande impulso para a demanda de derivados. Após a crise econômica de 2008, a demanda de derivados dos países desenvolvidos declinou mais fortemente do que o esperado, em especial nos EUA e na Europa. Paralelo a isso, a tendência de declínio da produção de petróleo nos EUA foi revertida, dado o aumento surpreendente da produção de light tight oil no país. O aumento da produção de petróleo leve americano, além de reduzir as importações de petróleo pelo país, ocasionou o aumento da produção de derivados. Ademais, a política americana de exportações permite que correntes que tenham passado por processamento dentro do país, como é o caso dos derivados, possam ser

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exportadas sem restrições. Isso favoreceu um aumento da taxa de utilização das refinarias americanas (de 85% em 2007 para 88% em 2014), o que colaborou para que o balanço de derivados do país passasse de 1,27 MM bpd de déficit, em 2007, para 2,26 MM bpd de excesso, em 2014. As exportações líquidas de derivados nos EUA atingiram 1,95 MM bpd em 2014, enquanto a importação de petróleo cru caiu para 5 MM bpd. As projeções dos analistas apontam para a manutenção do superávit de derivados no horizonte 2030.’

378. Acerca da questão da necessidade de parceria na proporção de 70% prevista no PNG 2014-2018, antes dessa definição, em 18/3/2013, a Petrobras já havia firmado um acordo de confidencialidade com a SINOPEC – China Petrochemical Corporation com o objetivo de aprofundar tratativas a respeito de algumas oportunidades de investimento, entre as quais, estava a Premium I.

379. As tratativas, sob a responsabilidade da área de Novos Negócios da Petrobras, culminaram, em setembro de 2013, na celebração de contrato de prestação de serviços, mediante parceria, entre a estatal, a SINOPEC GROUP (China Petrochemical Corporation) e a SINOPEC Engineering Group (SINOPEC). O trabalho passou a ser denominado internamente como PROJETO COPA.

380. No âmbito do PROJETO COPA, o esquema de refino e as premissas de carga definidas para elaboração do respectivo projeto conceitual (equivalente à Fase I) eram diferentes daqueles utilizados no projeto básico que a Petrobras já havia contratado e pago à UOP, o qual se encontrava em fase de otimização. Estava sendo elaborado novo projeto conceitual com carga mais leve, utilidades e tancagens diferentes.

381. Em outras palavras, caso a parceria vingasse, o Projeto Básico devolvido pela UOP e otimizado pela Petrobras/Mustang não poderia ser aproveitado, pois seriam adotadas novas premissas. Por exemplo, elegeu-se uma carga de petróleo 100% advinda do poço de Lula, com 30,5º API, petróleo mais leve do que o utilizado na concepção utilizada pela UOP.

382. As premissas econômicas exigidas pelas SINOPEC também diferiam do projeto até então existente: taxa de retorno de 12% a.a. e 15 anos de operação sem valor residual. Os custos dos investimentos para a Premium I calculados com base no escopo definido na parceria foram estimados em US$ 7,438 bilhões. Essa redução de valor de investimento, segundo o DIP resultava principalmente da utilização de um petróleo mais leve, que requer menos processo para seu refino. Segue transcrição de trecho do DIP a respeito dessa questão:

‘80. Os petróleos considerados pelos dois projetos são diferentes. O Lula 30,5 API para o PROJETO COPA e mix de 50% Marlim 19,6ºAPI e 50% Albacora 28º API para o projeto UOP/Mustang são petróleos com rendimentos de produtos diferentes, com vantagens para o Lula que exige menos instalações (o que leva a investimentos menores) e oferece rendimentos maiores de derivados médios e leves, que favorecem os resultados. A carga Marlim-Albacora do projeto da UOP, na ocasião foi definida com base em diretrizes estratégicas adotadas pela Cia para valorização dos óleos pesados nacionais que tinham menor valor no mercado internacional e exportação de derivados de alto valor agregado para o mercado europeu. As demandas e as ofertas do mercado para exportação se modificaram ao longo do tempo e fizeram com que a exportação deixasse de ser atrativa, fazendo com que os projetos das Refinarias Premium se voltassem para o mercado interno do Brasil, com foco no diesel S10.’ (grifou-se)

383. Foram calculados então, os resultados econômicos com base nas premissas da SINOPEC, os quais não atingiram o mínimo por ela estabelecido. Para 15 anos de operação a TIR obtida foi de 9,7%, enquanto que, para 40 anos, a TIR foi de 11,6% (o esperado, repete-se, era 12% em 15 anos).

384. Em face da falta de atendimento das condições estabelecidas, bem como de outros fatores desfavoráveis que reduziam a expectativa de resultados econômicos positivos para esse projeto (p. ex. queda de preços do barril de petróleo, incertezas sobre o fornecimento estável de gás natural e sobre as infraestruturas para a Refinaria), a SINOPEC decidiu não dar continuidade à negociação de parceira para a Premium I. Sua desistência foi comunicada à Petrobras por meio de carta em 19/12/2014.

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385. Diante dessa situação, o DIP concluiu:‘89. Diante dos resultados econômicos alcançados até o momento, com as taxas previstas de

crescimento dos mercados interno e externo de derivados, das novas curvas de projeção de produção de petróleo pela Petrobras, mais baixas, e da ausência de parceiro econômico para a implantação, condição prevista no PNG 2014-18, entendemos que é recomendável o encerramento dos projetos, bem como sua retirada do PNG 2015-2019.

89.1. Com o encerramento dos projetos Premium I – Trem 1, Premium II e, a Premium I – Trem 2, hoje adiado para 2029, mas que é dependente da execução do Trem 1, todos os custos realizados e apurados para imobilização até dez/2014, no valor de US$ 1.283.966.598,07 (fechamento preliminar), devem ser objeto de baixa contábil, mesmo os relacionados aos direitos de uso de tecnologias adquiridos à UOP, bem como os projetos básicos e Feed, uma vez que têm baixa probabilidade de serem utilizados, não havendo expectativa de geração de benefícios para a Petrobras, nos próximos anos. Desta forma, seguindo as regras contábeis da Petrobras, até mesmo os custos incorridos com as licenças de tecnologia e projetos básicos serão objeto de baixa contábil.’

386. Na sequência, o DIP citou as atividades e providências futuras necessárias para o encerramento contábil definitivo dos três projetos, tais como a finalização de Termos de Compromisso com os Estados do Maranhão e do Ceará, entre outros. Também foram mencionados outros compromissos assumidos pela Petrobras que deveriam ser concluídos: convênios para Construção de Reserva Indígena Taba dos Anacés, Recuperação da Casa Museu do Iphan (preservação de achados arqueológicos no terreno da Premium I), contrapartidas em virtude de supressões vegetais etc. Em face dessas atividades, o documento frisou a necessidade de recursos futuros, antes do encerramento contábil definitivo das Premium.

387. Adicionalmente informou que:‘89.6 Vale lembrar que é possível que surjam algumas demandas, em especial por parte dos

Estados, em razão de investimentos que executaram na expectativa de construção das Refinarias Premium I e II, que permanecerão sem acordo até o encerramento definitivo dos projetos. Caso se confirmem, estes pleitos / demandas, que podem até mesmo se tornarem judiciais, geram expectativas de pagamento que com o encerramento dos projetos, passam para o passivo da Companhia.’

388. Por fim, a proposta do DIP AB-PGI 10/2015 (peça 47) encaminhada à Diretoria Executiva foi a seguinte:

a. Encerrar os projetos de implantação das refinarias Premium I e II;b. Autorizar a baixa contábil dos custos dos projetos de implantação das refinarias Premium I

– Trem 1 e Trem 2 e Premium II, apurados até dez/2014, conforme item 89.1, no valor de US$ 1.283,97 milhões;

c. Autorizar o ajuste das previsões orçamentárias do PNG 2014-2018, carteira de implantação, e o consequente ajuste no plano para preservação da liquidez da Companhia, conforme o item 90, ao novo cronograma para encerramento dos projetos, que demandarão recursos nos valores de US$ 18,8 milhões para a Premium I – Trem 1 e US$ 19,7 milhões para a Premium II em 2015;

d. Autorizar o ajuste das previsões orçamentárias de despesas operacionais, com revisão de metas do PROCOP do Abastecimento, referente aos compromissos a serem honrados entre os anos de 2016 e 2019, conforme o item 90.1;

e. Cancelar as licitações e desenvolvimento de modelos comerciais para terceirizações, anteriormente autorizados pela DE, conforme mencionado no item 38;

f. Determinar que a AB-PGI coordene as ações necessárias aos desdobramentos das proposições anteriormente mencionadas.

389. Essa proposição foi acatada pela Diretoria Executiva, nos termos da ATA DE nº 5203, item 21, de 22/1/2015 (peça 58).

Análise Encerramento dos Projetos

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390. O relato do DIP AB-PGI 10/2015 apresentou que, durante a Fase III, as ações determinadas na decisão de passagem de 2013 foram, de uma forma geral, implementadas. Avançou-se no detalhamento do projeto, nas otimizações para redução de Capex, definição das estratégias de contratação e terceirização, porém não se obteve o resultado final pretendido com um projeto de investimento que seria a obtenção de indicadores econômicos positivos.

391. A otimização dos projetos foi levada a efeito com sucesso, dentro dos objetivos que se pretendia, uma vez que as premissas básicas do projeto da UOP não poderiam ser modificadas. Reduziu-se o valor do Capex em quase U$S 10 bilhões, levando os investimentos previstos para esses projetos serem os de menor valor quando comparados com métricas internacionais, ou valores de outros projetos da Petrobras. Segundo o macroindicador apresentado no DIP, o valor de investimento das Refinarias Premium seria inferior à metade dos valores do Comperj ou da Rnest.

392. Sem entrar no mérito sobre a adequação das estimativas feitas para o valor do investimento das Premium, ou do quanto poderiam ser otimistas, em razão da magnitude da diferença dos macroindicadores obtidos, o fato é que, mesmo com esses valores reduzidos, o projeto de investimento das Refinarias Premium não alcançou performance econômica satisfatória.

393. No DIP, foram apresentadas diversas justificativas a respeito dos fatores externos ao projeto que justificariam seu insucesso: mudanças no contexto econômico, aumento significativo da produção de petróleo e derivados pelos EUA, crise de 2008 etc. Porém, consoante já exposto neste relatório, desde 2008, os resultados econômicos do projeto vinham decrescendo. Desde 2009, os cálculos realizados com o cenário base da companhia mostravam VPL negativo. Em 2013, análise quantitativa de riscos já indicava probabilidade de 98,5% de o VPL ser negativo. A constatação, há anos, da falta de resultados econômicos positivos consta no próprio DIP AB-PGI 10/2015 (peça 47, p. 35):

‘72.6. Com estes últimos resultados, mencionados no quadro da Tabela 15, observa-se, em associação ao quadro da Tabela 2, que os resultados econômicos da implantação das Refinarias Premium se mantêm negativos desde ago/2009, quando a DE aprovou seu retorno para a Fase I, para que desenvolvesse uma nova concepção de projeto, com ganhos de escala, na busca de redução do CAPEX. Ainda assim, mesmo com as reduções de CAPEX alcançadas, não se reverteram os resultados econômicos.’ (grifou-se)

394. Apesar dessa situação, os projetos das Premium continuaram na carteira de investimentos da estatal – com a respectiva utilização de recursos – sem que fossem reavaliadas a capacidade total das refinarias, a sua localização frente ao mercado consumidor que se pretendia abastecer, ou ainda a rentabilidade de serem executadas e mantidas duas refinarias ‘irmãs’ em estados diferentes da federação. No DIP AB-PGI 15/2010, mencionou-se claramente a mudança das Premium para o mercado interno, o qual se concentra em posição geográfica distante de onde estava prevista a instalação dessas refinarias (vide tópico específico deste trabalho que versa sobre a questão da localização – Anexo III).

395. omissis.396. omissis.397. Assim, diante da criticidade da situação, configurada por perspectiva de resultados

econômicos negativos, problemas de financiabilidade e ausência de parceiros para continuidade do projeto de investimento, propôs-se, em 2015, o encerramento de um projeto que já apresentava problemas de viabilidade desde 2009.

398. Uma vez que, a despeito dos indicadores empresariais negativos, foi dada continuidade aos projetos, com antecipação de despesas desde 2009, quando se decidiu pelo seu encerramento em 2015, já haviam sido gastos R$ 2,8 bilhões de reais em itens que não teriam utilidade futura, demandando a baixa contábil parcial nesse valor. Contudo, ainda existiam despesas a serem realizadas, o que impedia o encerramento contábil definitivo das Refinarias Premium I e II.

399. O Ofício de Requisição nº 05-78/2015 da equipe de auditoria (peça 17, p. 13-18) solicitou informações a respeito dos gastos futuros previstos e das possíveis demandas judiciais, especialmente

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as decorrentes dos investimentos dos governos estaduais realizados em virtude da expectativa de construção das refinarias ou dos termos de compromissos firmados. A resposta (peça 48) trouxe informações dos gastos futuros previstos, totalizando até 2019 uma despesa de R$ 111.363.321,00 (vide detalhamento no início do relato deste achado).

400. Sobre as demandas judiciais, não foi apresentada expectativa de despesa relevante, a despeito de não se ter previsibilidade das questões que ainda pudessem surgir, dado que o questionamento foi feito pouco tempo após a publicação do encerramento e as tratativas com os estados ainda estavam em andamento.

401. Em face do exposto, verificou-se que, após diversas tentativas de viabilizar a construção das Refinarias Premium I e II nos Estados do Maranhão e do Ceará, a Petrobras decidiu pela não continuidade de um projeto que não apresentava atratividade econômica para a companhia.

402. Contudo, nos quase seis anos em que se buscou a viabilidade desses negócios, negligenciou-se o risco de seu insucesso, com autorização, inclusive, de antecipação de despesas para as quais não havia ainda respaldo técnico para mitigar o risco de sua inutilidade futura. Considerando somente o contrato com a UOP e a terraplenagem, foram gastos de forma antecipada mais de R$ 1,6 bilhão, sem que houvessem elementos que indicassem a solidez do negócio que estava sendo estudado. Já ao final dos seis anos de tratativas, a companhia veio a ter limitações de financiabilidade, as quais foram determinantes para o encerramento dos projetos da Premium I e II.

403. Dessa maneira, a consequência dessa cadeia de decisões foi um prejuízo de quase R$ 3,0 bilhões, não tendo sido, ademais, contabilizados os recursos necessários para equacionar futuras e previsíveis demandas judiciais decorrentes de ações de entes (p. ex., Governos Estaduais) que se consideraram prejudicados pela desistência da implantação das refinarias após investimentos por eles realizados.

404. A falta de diligência dos gestores, nos termos pautados na Lei 6.404/1976, demonstrada no relato deste achado devem ser objeto de responsabilização, a qual será detalhadamente analisada em tópico específico, a seguir apresentado.

III.1.2. Análise de Responsabilidades 405. A partir do estudo da cadeia decisória que resultou no prejuízo contábil de R$ 2,8 bilhões

lançado no Balanço Patrimonial da Petrobras, relativo ao encerramento das Refinarias Premium I e II, constatou-se que, em decisões consideradas cruciais para esse resultado, não foram cumpridos por administradores da Petrobras os deveres impostos pela Lei 6.404/1976 para os detentores desses cargos em Sociedade Anônima.

406. Conforme já tratado em tópico anterior, a Lei 6.404/1976 impõe aos administradores de sociedade anônima o cumprimento dos seguintes deveres no exercício de suas funções:

a) dever de diligência;b) exercer as atribuições que a Lei e o Estatuto lhe conferem, sem desvio de poder, para lograr

os fins e no interesse da companhia;c) dever de lealdade;d) abster-se de intervir em operações nas quais exista conflito entre interesses do

administrador e os interesses da companhia, registrando na ata do conselho ou diretoria a natureza e a extensão do seu interesse;

e) dever de informar.407. Outrossim, também se explicou que as obrigações desses administradores não são de fim,

mas de meio. A simples existência de prejuízo não é suficiente para a responsabilização desses indivíduos, uma vez que faz parte da dinâmica empresarial a assunção de riscos, os quais podem trazer lucros ou prejuízos. Essa premissa é base da business judgement rule, fundamento do art. 159 da Lei das S.A., o qual estabelece que o administrador não responde por prejuízos resultantes de ato regular de gestão. Para tanto, o administrador deve cumprir com seus deveres adotando decisões que sejam i) informadas; ii) refletidas; e iii) desinteressadas.

a) Diretoria Executiva

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408. Conforme explicado em tópico específico, para projetos de investimento do porte das Refinarias Premium, a Sistemática de Aprovação de Investimentos da Petrobras confere ao Gerente Executivo da Área de Negócio responsável pelo projeto e ao titular da ‘Estratégia & Desempenho Empresarial’ a responsabilidade de elaborar os DIPs de aprovação de fase, para apresentá-los ao Diretor da Área de Negócio, que levará a proposta para discussão e aprovação pela Diretoria Executiva.

409. A mesma sistemática define o pacote de documentos que devem compor os anexos a esses DIPs, e que, em que projetos de valor maior que R$ 300 milhões, pareceres das diversas Áreas Corporativas da Petrobras devem fazer parte desse conjunto.

410. Em síntese, a sistemática traz objetivamente um guia para que o gestor da Petrobras possa adotar decisões informadas e refletidas no decorrer das aprovações de um projeto de investimento. Para projetos de grande vulto, destacam-se nesse processo o Gerente Executivo e o Diretor da Área de Negócio responsável pelo projeto, o titular da ‘Estratégia & Desempenho Empresarial’ e os membros da Diretoria Executiva.

411. Segundo o Regimento Interno da Diretoria Executiva (peça 34), os assistentes dos Diretores têm a atribuição de analisar os DIPs de encaminhamento de pauta à Diretoria (item 4.4, a), o que permite uma discussão prévia à reunião de aprovação entre Diretores Executivos, assistentes, Gerente Executivo, bem assim outros técnicos envolvidos. Tal procedimento reforça que, de acordo com os ditames corporativos, existem várias oportunidades para que os administradores aprofundem as discussões a respeito de projetos de investimento de grande vulto. O atendimento ao previsto nessas normas internas dá plenas condições ao administrador de adotar decisões baseadas na business judgement rule: informadas, refletidas e desinteressadas.

412. A despeito da existência dessas diretrizes, no caso concreto, verificou-se que, em diversos momentos, foram ignorados os normativos corporativos e/ou os alertas dos pareceres técnicos acerca do alto risco envolvido na continuidade dos projetos de investimento das Premium nos moldes como vinham sendo propostos.

413. Foram identificadas falhas que um gestor médio ocupante de qualquer um desses cargos seria capaz de perceber e questionar, inclusive os membros da Diretoria Executiva. Mesmo com a existência de assistentes responsáveis por analisar em detalhe as propostas da pauta da DE, os gestores tiveram completo acesso a informações que sinalizavam o alto risco de prejuízo nos projetos das Refinarias Premium.

414. É exigível de um administrador diligente que, nas decisões sobre investimentos ou novos negócios da companhia, ele busque informações que indiquem a viabilidade econômico-financeira dos projetos sob sua alçada de aprovação.

415. No caso concreto, em diversos momentos, ficou patente o risco de inviabilidade econômica dos projetos de investimento das Premium I e II, tendo em vista que repetidamente foram obtidos VPL negativos, com aumentos sucessivos do valor de investimento previsto e constante necessidade de mudança de premissas básicas do negócio, tais como petróleo de carga e mercado alvo, sempre na tentativa de tornar viável um projeto que reiteradamente apresentava resultados insatisfatórios. Em suma, os principais indicadores econômico-financeiros do projeto eram suficientes para caracterizar a grande probabilidade do seu insucesso.

416. Assim, é possível afirmar que em decisões cruciais do negócio, como por exemplo a inclusão da Premium II sem passagem pela Fase I, ou antecipação da execução da terraplenagem e da elaboração do projeto básico, sem que estivesse confirmada a viabilidade do empreendimento, não houve por parte dos gestores envolvidos a adoção de uma conduta diligente, caracterizada por uma decisão refletida e bem informada.

417. Consoante já explicado no tópico ‘Referencial Teórico’ deste trabalho, o descumprimento dos administradores dos deveres a eles impostos pela Lei 6.404/1976 são passíveis de enquadramento no art. 43, inciso II, da Lei Orgânica do TCU. Outrossim, demonstrou-se no início do achado que, no âmbito dos processos do TCU, condutas omissivas, negligentes ou dolosas de agentes públicos na

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gestão dos recursos e projetos sob sua responsabilidade caracterizam Gestão Temerária. Em face do exposto, as condutas observadas nesta auditoria deverão ser objeto de audiência por parte deste Tribunal.

418. Esclareça-se que, apesar de os detentores de cargo de Gerência Executiva não poderem, a rigor, ser considerados administradores nos termos definidos na Lei 6.404/1976, trata-se de agentes públicos aos quais é vedada a omissão, negligência ou dolo na gestão de recursos sob a sua responsabilidade.

419. As condutas passíveis de audiência estão detalhadas no Anexo IV – Matriz de Responsabilidade. Esse documento aduz a análise das condutas individualizadas por responsável envolvido, indicando os nexos de causalidade com os efeitos negativos observados e o respectivo exame de culpabilidade desses indivíduos.

420. Por fim, considerando que diversos dos responsáveis arrolados nessa matriz são réus na Operação Lava Jato, em virtude de atos de corrupção na condução de projetos de investimento da Petrobras, inclusive de Refinarias, entende-se que deve ser solicitado à Polícia Federal e ao Ministério Público que informem se, no âmbito da aludida operação, foi observada conduta criminosa por parte de algum responsável desse processo especificamente na condução dos projetos de investimento das Premium I e II. Essa resposta poderá apontar a existência de descumprimento de outros deveres, tais como desvio de poder, conflito de interesses e, em última instância, a lealdade dos administradores.

b) Conselho de Administração421. De início, impende informar que a análise da responsabilidade do Conselho de

Administração, objeto deste tópico, relaciona-se com o cumprimento do Memorando nº 28/2015 – Segecex (peça 1), emitido às Unidades Técnicas do Tribunal para atender a Comunicação ao Plenário, proferida pelo Ministro-Substituto André Luís de Carvalho, na sessão ordinária realizada no dia 18/3/2015, a saber:

‘(...) proponho que o Plenário do TCU determine às diversas unidades técnicas do Tribunal que, em cada processo inerente a possíveis falhas cometidas na gestão da Petrobras, elas se manifestem conclusivamente, nos seus pareceres técnicos, sobre a responsabilidade dos correspondentes membros do Conselho de Administração e até mesmo do Conselho Fiscal, atentando, especialmente, para os casos em que os referidos conselhos tenham praticado atos de gestão ruinosa ou tenham deixado de atuar com o necessário dever de cuidado; expondo, portanto, todos os atos, fatos e procedimentos, efetivamente, à luz do sol...’ (grifou-se)

422. Antes de entrar no contorno fático a respeito da responsabilização do Conselho de Administração, será feita breve exposição a respeito do embasamento jurídico que balizará a apreciação das condutas do caso concreto.

423. Em tópico anterior deste relatório, abordaram-se os critérios para responsabilização dos administradores de sociedades anônimas de forma unificada, sem diferenciar a responsabilidade dos membros da Diretoria Executiva da responsabilidade dos membros do Conselho de Administração. No presente tópico, serão tratadas as peculiaridades da responsabilidade de membros do Conselho.

424. Para introduzir a questão, oportuno trazer os ensinamentos de Nelson Eizirik:‘Compete aos membros do Conselho de Administração a fiscalização da gestão dos diretores

(art. 142), daí decorrendo a sua responsabilidade por culpa in vigilando. Em princípio, os conselheiros somente podem ser responsabilizados se os atos ilícitos dos diretores chegarem ao seu conhecimento, salvo se forem coniventes, se negligenciarem na sua apuração ou se, tendo deles conhecimento, não agirem para impedir sua prática. Com efeito, o dever de fiscalização deve ser interpretado à luz da função principal do conselho de administração, que é a de definir as políticas e estratégias gerais da companhia, não lhe cabendo a sua administração ordinária, de competência dos diretores. Não se confunde também o dever geral de fiscalizar a gestão dos diretores com o exercício de atividade de natureza ‘policial’, de investigação de todos os seus atos, o que poderia inviabilizar o desenvolvimento dos negócios sociais.

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O atendimento à obrigação de fiscalizar pauta-se pelo standard do dever de diligência (artigo 153), que tem como um de seus postulados o de que os membros do conselho de administração têm o direito de confiar nos diretores, cabendo-lhes investigar seus atos apenas quando presentes as chamadas red flags, ou seja, sinais de que estão praticando atos ilegais ou contra o estatuto.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 408-409)

425. Modesto Carvalhosa assim discorre sobre a questão:‘Os membros do Conselho de Administração, como já se referiu, não são responsáveis pelos

atos privativos dos diretores, na medida em que estes pertencem a outro órgão de administração da companhia, cuja competência e poderes são de natureza diversa.

(...)Não obstante, os conselheiros serão solidariamente responsáveis se não vigiarem devidamente

a gestão dos diretores, dentro de suas atribuições de controle de legalidade e legitimidade (abuso e desvio de poder) dos atos próprios da diretoria. Também serão responsáveis pelos atos da competência dos diretores, praticados com abuso ou desvio de poder ou contrariamente à lei ou ao estatuto, que vierem ao conhecimento do Conselho, e não agirem, dentro das atribuições deste órgão, para impedi-los ou denunciá-los.

O exercício permanente do controle de legalidade e da legitimidade dos atos dos diretores enquadra-se entre os deveres de diligência que cabem aos conselheiros. Consequentemente, se os conselheiros descurarem dessa atribuição serão responsabilizados pelos danos causados pelos diretores, presumindo-se a sua culpa.

Não obstante, como referido, não serão responsabilizados os conselheiros por atos praticados pelos diretores que sejam sonegados ao conhecimento do Conselho, de difícil ou impossível constatação. Não se pode presumir a culpa dos conselheiros em tais hipóteses, dada a natureza diversa das competências da diretoria, de um lado, e do Conselho de Administração, de outro.’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.363)

426. Ainda no intento de ilustrar a conduta exigível de um membro do Conselho de Administração, reproduz-se excerto do Voto do Diretor Eli Loria, Relator do Processo Administrativo Sancionador CVM nº 07/2002:

‘Se por um lado não acredito que o amplo e irrestrito conhecimento técnico acerca das mais diversas e complexas matérias envolvendo as atividades operacionais de uma companhia aberta seja pré-requisito para alguém assumir o cargo de membro do Conselho de Administração, por outro, verifico, no caso em concreto, que não existem nos autos evidências que esses conselheiros esgotaram tudo o que estava ao alcance de uma pessoa mediana para avaliar a legalidade dos fatos registrados no processo em pauta, o que, na minha opinião, deixa claro que o dever de diligência não foi rigorosamente seguido.’

427. Depreende-se da leitura dos textos acima que a responsabilidade dos membros do Conselho de Administração vincula-se, principalmente, a condutas omissivas ou negligentes, associadas ao descumprimento da obrigação de diligência, especialmente do dever de vigiar.

428. Dentro das competências desse órgão, já expostas em tópico anterior deste relatório, aquelas que podem culminar na responsabilidade dos conselheiros, no tocante à gestão da companhia, são as relacionadas: i) à incumbência de eleger os membros da diretoria; e ii) ao poder-dever de fiscalizar a gestão desses escolhidos. Cabe frisar que a atribuição da administração cotidiana da companhia não compete ao Conselho, sendo esta da diretoria, a qual é eleita e deve ser fiscalizada pelo Conselho. Assim, diante desse cenário, quando caracterizada a responsabilidade de um conselheiro, normalmente, ela se correlaciona a uma culpa in vigilando ou à culpa in eligendo:

‘Ainda que os deveres e responsabilidades, em princípio, apliquem-se a todos os membros da diretoria e do conselho de administração, a aferição do grau de diligência evidentemente não poderá ser realizada mecanicamente (...). Não se pode, por exemplo, exigir de um conselheiro de

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administração o mesmo conhecimento sobre gestão da companhia do que o de um diretor.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 349)

429. Nesse aspecto, importa observar que não se exige que a fiscalização do Conselho seja realizada no detalhe, mas sim de forma abrangente, de forma proporcional e condizente com competências próprias do Conselho, relacionadas à definição de políticas e de estratégias para à companhia.

430. Inobstante, seus membros não podem se alienar da atuação da Diretoria. Devem, sim, acompanhar a condução dos negócios de forma a aferir se ela está direcionada para o atingimento das metas globais estabelecidas, alinhada com a estratégia de atuação definida pelo próprio Conselho. Ademais, devem estar atentos às chamadas red flags, circunstâncias indicativas de que a companhia pode vir a ter problemas, para investigá-las e adotar as providências corretivas de sua alçada.

431. Em se tratando da Petrobras especificamente, verificou-se, em seu estatuto, uma competência não arrolada na Lei, mas que poderia ensejar a atuação do Conselho diretamente nas Refinarias Premium, em virtude do seu alto valor de investimento, a saber:

‘V – aprovar, anualmente, o valor acima do qual os atos, contratos ou operações, embora de competência da Diretoria Executiva, especialmente as previstas nos incisos III, IV, V, VI e VIII do art. 33 deste Estatuto Social, deverão ser submetidas à aprovação do Conselho de Administração;’

432. Durante a auditoria, a equipe solicitou as atas em que ocorreram as deliberações sobre o valor mencionado no inciso acima, no período de 2006 a 2015, a partir do qual, ano a ano, o Conselho avocaria atos, contratos ou operações que fossem da competência da Diretoria Executiva para a sua aprovação (peça 23). Em resposta, a estatal encaminhou documentos que mostram que, no período solicitado, as decisões do Conselho sobre esse inciso não contemplaram a avocação de competências que pudessem ter relação com aprovações de projetos de investimento de grande vulto, ou com a inclusão ou retirada destes nos Planos de Negócio da companhia (Carta AB-PGI RPRE 60-2015– peça 25, p. 5-6; Ata CA nº 1.386/2013 – peça 91, p.11-12; Ata CA 1.401/2014 – peça 92, p. 28-31).

433. Sobre esse assunto, é pertinente trazer a opinião do Conselheiro Mauro Rodrigues da Cunha, esposada na Reunião nº 1.401 do Conselho de Administração da Petrobras (realizada em 12/12/2014), de entender que ‘não é positivo estar na alçada da Diretoria Executiva tudo que diz respeito ao PNG ‘ e defendeu que devem ‘ser previstos limites de alçadas por projetos, superiores a US$ 200 milhões, na casa de US$ 1 a US$ 2 bilhões, como é comum em várias empresas do setor’ (Ata CA 1.401/2014 – peça 92, p. 31; peça 172). Na sequência, a conselheira e então Presidente da Petrobras, assim se manifestou, conforme consta em ata da reunião:

‘A Conselheira e Presidente da Petrobras Maria das Graças Silva Foster pontuou que a proposta do Conselheiro Mauro Rodrigues da Cunha pode ser avaliada, mas que tal proposta poderia implicar em uma mudança no perfil das atividades do Conselho de Administração da Petrobras, que passaria a receber uma maior quantidade de pautas para deliberações e que poderia ser chamado a realizar um maior número de reuniões, inclusive extraordinárias. O Conselho de Administração acordou que esta questão também será tratada futuramente.’

434. Os trechos da ata ora apresentados mostram que, de fato, o Conselho de Administração da Petrobras – por decisão consciente e não obstante o seu poder/dever de vigiar –, não possuía nenhuma atribuição que exigisse sua aprovação em investimentos de maior envergadura, como nas refinarias Premium em particular. Muito embora fossem projetos de alta relevância financeira, e ainda que já houvesse alardes de problemas de ‘estouro’ de custos e eventuais desvios (alguns deles inclusive apontados pelo TCU) nesses investimentos de maior calibre, optou-se por não formalizar de forma estatutária uma atuação específica nesses empreendimentos mais vultosos. Como visto, no âmbito do conselho, existia a discussão de fixar valor para que assuntos do PNG (um exemplo é a inclusão de projetos em carteira de investimento) passassem para alçada do órgão colegiado.

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435. De todo modo, ao menos de forma objetiva para este projeto, para efeitos de análise de responsabilidade no âmbito do atual processo, inexistia requisito formal aos membros do conselho para que atuassem nas aprovações relativas aos projetos de investimento das Refinarias Premium. Conforme já se demonstrou, portanto, os normativos vigentes (que podem eventualmente serem questionados), apontam para uma responsabilidade decisória exclusiva da Diretoria Executiva da estatal. Se existe lacuna valorativa, em termos da viabilidade de o Conselho de Administração mais bem pautar os seus normativos para viabilizar atuação mais eficaz de suas atribuições legais, tal denotação extrapola, inclusive, os limites destes autos, impactando, também, resultados de outras refinarias e investimentos. Tal assunto será abordado mais adiante, neste relatório.

436. Outro dispositivo do Estatuto Social da Petrobras que merece destaque é o inciso IV do art. 28 que indica, entre as competências do Conselho, a de avaliar os resultados de desempenho. Tal atribuição reforça a obrigação legal de fiscalizar a gestão da Diretoria Executiva, ressaltando a importância de focar os resultados. Ao tratar em dispositivo específico essa obrigação, o estatuto reforça que cabe também ao conselho apreciar o produto dessa gestão, não somente a legitimidade ou legalidade dos atos.

437. Nesse diapasão, é razoável admitir que o Conselho busque ter conhecimento dos resultados econômico-financeiros e acompanhe os cronogramas, bem como a execução física, ao menos dos principais projetos de investimentos, em especial daqueles que influem significativamente no atingimento das metas globais e nas estratégias da companhia. No cumprimento dessa obrigação, espera-se também que esse órgão colegiado esteja atento às ‘red flags’ que porventura se sobressaiam no decorrer da implantação desses empreendimentos considerados estratégicos para a estatal.

438. Finda essa introdução jurídica sobre o tema, passa-se ao relato dos fatos que servirão de base para análise de responsabilidade objeto deste tópico.

439. Em primeiro lugar, para verificar possível responsabilidade do Conselho, é necessário aferir se o projeto de investimento das Refinarias Premium era suficientemente relevante para merecer olhar mais acurado do órgão colegiado. Se, por exemplo, a sua implantação impactava em metas globais ou estratégias da companhia. Além disso, caso verificada essa importância, e, por conseguinte, a necessidade de acompanhamento pelo Conselho, é preciso também aferir se houve alguma atuação desse órgão em relação aos problemas e falhas de gestão apontados neste trabalho, os quais possuíam gravidade e relevância suficientes para sobressaírem no decorrer de um acompanhamento diligente (red flags).

440. Nesse intento, cabe avaliar, por exemplo, em qual contexto os projetos de investimento dessas refinarias eram levados para o Conselho: dentro de dados consolidados, ou, devido à sua importância, mereciam algum destaque nas informações encaminhadas. A depender do nível de detalhe das informações sobre as Refinarias Premium que chegavam ao Conselho, bem como do impacto da implantação desses empreendimentos nas metas globais da companhia, pode-se concluir se era exigível ou não do conselho que seus membros tivessem conhecimento – ou buscassem ter – dos problemas de gestão relatados no presente trabalho.

441. A partir daí, caso constatada tal exigibilidade, apura-se se houve alguma atuação nesse sentido, ou seja, se o Conselho buscou ter conhecimento do desempenho da gestão e, tendo conhecimento, se agiu, dentro das suas atribuições, de modo a corrigir a condução dos negócios pelos Diretores. É preciso lembrar que, em última instância, o Conselho tem poderes, inclusive, de destituir uma diretoria que não esteja desempenhando bem as suas funções.

442. Para essa análise, é de extrema relevância contextualizar o cenário em que os investimentos da Refinaria Premium se inseriam. Os Planos de Negócio da Petrobras são documentos que a estatal elabora todos os anos para consolidar suas previsões e expectativas para o ano corrente e os quatro anos seguintes. Ano a ano, a Diretoria Executiva elabora esses planos e os apresenta em uma reunião específica para a aprovação do Conselho. Nas pautas listadas a seguir, constam os

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resumos executivos submetidos pela DE, juntamente com cópia da apresentação realizada para os conselheiros sobre cada Plano de Negócio:

Tabela 10 – Atas, Pautas e Apresentações CA – Planos de Negócio

Pauta Plano de Negócio Ata do CA

Data da Apresentação

Peças Processuais Atas CA

Peças Processuais Pautas

Peças Processuais Plano de Negocio

0031/2005 PN 2006-2010 CA 1264 19/8/2005 Peça 155 Peça 93 Peça 1460022/2006 PN 2007-2011 CA 1275 30/6/2006 Peça 156 Peça 94 Peça 1470025/2007 PN 2008-2012 CA 1293 13/8/2007 Peça 157 Peças 95 a 105 Peça 148002/2009 PN 2009-2013 CA 1313 23/1/2009 Peça 158 Peça 106 Peça 149029/2010 PN 2010-2014 CA 1334 18/6/2010 Peça 159 Peça 107 a 127 Peça 150033/2011 PN 2011-2015 CA 1354 22/7/2011 Peça 160 Peças 128 a 138 Peça 151034/2012 PN 2012-2016 CA 1368 13/6/2012 Peça 161 Peça 139 Peça 152011/2013 PNG 2013-2017 CA 1377 15/3/2013 Peça 162 Peças 140 a 144 Peça 153010/2014 PNG 2014-2018 CA 1390 25/2/2014 Peça 163 Peça 145 Peça 154

443. Desses documentos, extraem-se os seguintes valores para os Programas de Investimentos da companhia (somatório dos valores a serem investidos nos cinco anos) e das parcelas relativas ao Abastecimento (total de investimentos da área de negócio que as refinarias se inserem, inclusive as Premium) previstos em cada um dos Planos de Negócio aprovados pelo Conselho nos anos de 2005 a 2014:

Tabela 11 – Valor Total Programas de Investimento Petrobras e Área de Abastecimento

Plano de NegócioPrograma de Investimentos(Valor Total – US$)

Área de Negócio Abastecimento(Valor Total – US$)

% Abastecimento

PN 2006-2010 56,4 bilhões 12,9 bilhões 23%PN 2007-2011 87,1 bilhões 23,1 bilhões 27%PN 2008-2012 112,4 bilhões 29,6 bilhões1 26%PN 2009-2013 174,4 bilhões 46,9 bilhões 27%PN 2010-2014 224,0 bilhões 78,7 bilhões 35%PN 2011-2015 224,7 bilhões 75,0 bilhões 33%PN 2012-2016 236,5 bilhões 71,6 bilhões 30%PNG3 2013-2017 236,7 bilhões 64,8 bilhões 27%PNG 2014-2018 220,6 bilhões2 38,7 bilhões2 18%

1 – somente RTC = Refino, Transporte e Comercialização / 2 – considerando parceria nas Refinarias Premium I e II/ 3- a partir de 2013 o Plano de Negócio passou a se chamar Plano de Negócio e Gestão

444. Pelos valores acima reproduzidos, é possível constatar aumento expressivo do valor dos investimentos programados pela estatal, principalmente entre os anos de 2006 a 2012. Essa estratégia de crescimento agressivo, pode ser confirmada no gráfico do PN 2010-2014, reproduzido abaixo, o qual retrata o histórico de investimentos pela Petrobras desde sua criação (Pauta 029/2010 – peça 97, p. 8; Apresentação Plano Estratégico PETROBRAS 2020 e Plano de Negócios 2010-2014 – peça 150, p. 3):

Figura 12 – Gráfico Evolução dos Investimentos Petrobras – Apresentação PN 2010-2014

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Fonte: Petrobras – Apresentação PN 2010-2014445. A figura permite visualizar crescimento expressivamente mais acelerado no montante dos

investimentos a partir do ano de 2006, época em que o projeto das Refinarias Premium entrou na carteira de investimentos da estatal. Segundo o PN 2010-2014, de onde foi extraído o gráfico, o investimento acumulado em 2014 seria de US$ 500 bilhões, sendo que, desse valor, praticamente a sua metade (US$ 224 bilhões) aconteceria nos últimos quatro dos 60 anos de história da estatal.

446. O slide 4 da mesma apresentação (Pauta 029/2010 – peça 107 a 127, p. 9; Apresentação Plano Estratégico PETROBRAS 2020 e Plano de Negócios 2010-2014 – peça 150, p. 4), abaixo reproduzido, também demonstra a agressividade desse programa de investimentos, em termos de volume de recursos, pois, comparando com outras companhias mundiais do setor, o investimento previsto pela Petrobras em 2010 seria o maior entre todas elas.

Figura 13 – Gráfico Investimento de Outras Companhias: Realizados 2008-9 e Previsão para 2010 – Apresentação PN 2010-2014

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447. Nesse mesmo Plano de Negócios, olhando somente para o Setor de Abastecimento, em 2010, essa área de negócio isolada (US$ 78,7 bilhões) superou em quase 40% o valor total do Programa de Investimentos no PN 2006-2010 (US$ 56,4 bilhões). A mesma discrepância se verifica quando se observa que o Plano de Negócios mais recente da estatal (PNG 2015-2019, peça 164, apresentado à imprensa em 29/6/2015), que possui o valor total para todas as áreas da empresa de US$ 130,3 bilhões.

448. Tal estratégia de crescimento agressivo pode ser também constatada a partir da comparação entre a Visão para o Plano Estratégico 2015, com a Visão para o Plano Estratégico de 2020 (Apresentação PN 2008-2012 – peça 148 p. 16):

‘Visão 2015: A PETROBRAS será uma empresa integrada de energia com forte presença internacional e líder na América Latina, atuando com foco na rentabilidade e na responsabilidade social e ambiental

Visão 2020: Seremos uma das maiores empresas integradas de energia do mundo e a preferida pelos nossos públicos de interesse’

449. Verifica-se que da Visão de 2015 para a Visão de 2020, a companhia saiu da meta de ser um player importante no mercado da América Latina para ser uma das maiores empresas de energia no mundo, reforçando a estratégia de crescimento agressivo que a empresa adotou no período em análise.

450. Demonstrado o contexto de aumento expressivo de investimentos no período em que o projeto de investimento das Refinarias Premium estava em pauta, o ponto seguinte a se explorar seria a capacidade de a Petrobras financiar esses investimentos.

451. Cabe ressaltar, neste momento, que não fez parte do escopo do atual trabalho investigar com profundidade a questão da financiabilidade da Petrobras. Os pontos que serão aqui levantados foram resultantes da leitura das atas das reuniões do Conselho para aprovação os Planos de Negócio da Companhia (sem ter sido solicitado nenhum documento adicional), nos períodos de 2010 a 2014, e servem para ilustrar, sem esgotar, a questão da disponibilidade de recursos para realização de investimentos pela estatal.

452. omissis.453. omissis.

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454. omissis.455. omissis.456. omissis.457. Consoante já explicado alhures, os trechos de atas de reunião do conselho transcritos não

foram apresentados com o objetivo de criticar a financiabilidade da empresa, o qual não faz parte do escopo deste trabalho. A intenção, ao trazer essas informações, é mostrar que o aumento expressivo de investimentos na Petrobras tornou preocupante a situação de disponibilidade de recursos para execução dos seus Planos de Negócio, aumentando os riscos de sua implementação e, consequentemente, do atingimento de suas metas.

458. omissis.459. Resumidamente, o cenário em que as Refinarias Premium se inseriam era de aumento

expressivo de investimentos, com risco de comprometimento da financiabilidade da empresa e de não cumprimento de cronogramas e metas. No período de 2006 a 2014, a situação foi se deteriorando, a ponto de culminar na restrição da capacidade de investir, refletida na condicionante de as Refinarias Premium somente poderem ser implantadas caso houvesse parceria para elas. A redução de investimentos do plano no ano seguinte mostra essa situação. Publicado, recentemente, em 29/6/2015, traz uma redução significativa em relação ao ano anterior: de US$ 220,6 para US$ 130,3 bilhões (aproximadamente 40%).

460. Assim, no cenário em que os projetos das Refinarias Premium se desenvolviam, em face do aumento do nível de risco assumido, é consentâneo afirmar que seria exigível do administrador médio conduta ainda mais diligente do que aquela esperada em situações de risco ordinário, quando a companhia adota estratégias mais conservadoras na condução de seus negócios.

461. Passando a tratar da relevância das Refinarias Premium I e II perante o Conselho, a primeira observação que se faz é exatamente o fato de aparecer ressalva explícita – e somente para elas – na decisão do colegiado que aprova o PNG 2014-2018.

462. Com o objetivo de aferir essa relevância, em reuniões com os interlocutores da estatal, questionou-se como um projeto passava a fazer parte do programa de investimentos da Petrobras. Verbalmente, foi informado que projetos com valores elevados, como os das Premium, eram de competência da Diretoria Executiva a sua aprovação para entrada na carteira de investimentos da estatal. Tal informação pode ser confirmada no documento Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras, item 5.1.1 (peça 38, p. 16-17).

463. O mesmo pode ser dito a respeito da aprovação de fases de um projeto, pois, no referido documento, não há qualquer menção de participação do Conselho nessas aprovações. Para os projetos de valor mais elevado, as aprovações de fase são de competência da Diretoria Executiva.

464. Verificou-se, portanto, que os projetos de investimento, aprovados pelas instâncias competentes nos termos do estabelecido na Sistemática Corporativa, eram levados ao conhecimento do Conselho consolidados dentro das carteiras de investimento de sua respectiva área de negócio, no momento das apresentações dos Planos de Negócio de cada ano. A depender de sua relevância, notadamente se impactassem no atingimento de metas corporativas ou da área de negócio, mereciam algum destaque na apresentação do Plano de Negócios da companhia.

465. Com base nesse critério de relevância, foram solicitadas cópias das atas de aprovação e das apresentações de todos os Planos de Negócio levados ao Conselho no período de 2006 a 2014, bem como das atas com menção a qualquer uma das Refinarias Premium (peças 155 a 119; 121 a 128).

466. Nesses documentos, conforme se demonstrará a seguir, foram encontrados fortes indicativos da relevância das Refinarias Premium perante o Conselho. Desde a aprovação do PN 2007-2011, as Refinarias Premium sistematicamente aparecem com destaque nas apresentações, dentro do rol dos principais empreendimentos do Abastecimento, juntamente com as Refinarias do Comperj e Abreu Lima, associadas a metas corporativas, tais como: ‘Carga de Petróleo Processada’, ‘Processamento de Petróleo Nacional’, ‘Capacidade de Processamento no Brasil’, ‘Equilíbrio de

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Oferta e Demanda de Derivados’, ‘Expansão do Refino’. Segue lista dos documentos onde se encontram evidências acerca dessa afirmação:

Tabela 12– Lista de Evidências – Refinarias Premium I e II nos Planos de NegócioDocumento Data Localização no ProcessoApresentação Plano Estratégico PETROBRAS 2015 e Plano de Negócios 2007-2011 30/6/2006 Peça 147, p. 52

Apresentação Plano Estratégico PETROBRAS 2020 e Plano de Negócios 2008-2012 13/8/2007 Peça 148, p. 30, 61, 90

Pauta 0025/2007 13/8/2007Peças 95 a 105Peça 99 (p. 4), Peça 100 (p. 4)

Apresentação Revisão do Plano Estratégico Petrobras 2020 e do Plano de Negócios 2009-2013 23/1/2009 Peça 149, p. 64, 65, 67

Apresentação Revisão do Plano Estratégico Petrobras 2020 e do Plano de Negócios 2010-2014 18/6/2010 Peça 150, p. 45, 47, 48, 51,

53, 54

Pauta 029/2010 18/6/2010Peças 107 a 127Peça 116 (p.6), Peça 117 (p. 1-3), Peça 118 (p.2-4)

Apresentação Plano Estratégico PETROBRAS 2020 e Plano de Negócios 2011-2015 22/7/2011 Peça 151, p. 19, 20

Pauta 033/2011 22/7/2011 Peças 128 a 138Peça 130 (p. 1-2)

Apresentação Plano de Negócios 2012-2016, 13/6/2012 Peça 152, p. 32Apresentação Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 15/3/2013 Peça 153 p.17

Pauta 0011/2013 15/3/2013 Peças 140 a 144Peça 130 (p. 2)

Apresentação Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 25/2/2014 Peça 154, p.19467. Os documentos acima mostram a importância das Refinarias Premium no âmbito dos

negócios da Petrobras, tanto em termos estratégicos, quanto em termos de volume de investimentos. Por exemplo, no PN 2010-2014 (p. 54, peça 150), somando os valores de investimento das Premium previstos no horizonte do Plano de Negócio (US$ 13,68 bi), verifica-se que juntas elas superavam os valores individuais do Comperj (US$ 11,49) e da Rnest (US$ 13,60 bi).

468. Ademais, trata-se de empreendimento com impacto em metas corporativas e do Abastecimento, a segunda área de negócio mais importante dos programas de investimento da Petrobras no período analisado. Em termos de volume de processamento, no Plano 2010-2014, as duas somadas alcançariam 900 mil barris por dia, enquanto que o Comperj seria de 465 mil, e a Rnest 230 mil.

469. O PN 2010-2014 (peça 150, p. 47, 48, 51) mostra que a capacidade de processamento no Brasil em 2010 era de 1.831 barris por dia. Isso significa que, somente as Premium aumentariam em cerca de 50% a carga de processamento de Petróleo no país. Com efeito, tratava-se de projeto de investimento não só de alta materialidade financeira, mas também de alta relevância estratégica para a empresa.

Figura 14 – PN 2010-2014 – Metas de Carga Processada no Brasil

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Fonte: PN 2010-2014 – Petrobras470. A constatação da relevância das Refinarias Premium no âmbito dos negócios da

Petrobras, aliada ao cenário de assunção de maiores riscos por parte da companhia (aumento expressivo do volume de investimentos, financiabilidade, pressão da cadeia de fornecedores, possível aumento de prazo e de custos) leva a concluir que seria razoável esperar do Conselho de Administração, em cumprimento ao seu dever de diligência, a realização de algum tipo de acompanhamento dos projetos de investimento dessas refinarias. A concretude dos resultados estratégicos da companhia, nessa área de negócios, dependia do sucesso de tais empreendimentos.

471. Para cumprir o seu papel de fiscal da gestão da Diretoria Executiva, a adoção de conduta diligente levaria os conselheiros a buscarem informações para estarem minimamente a par da execução dos projetos de investimentos mais relevantes: prazos, custos, viabilidades ambiental, técnica e econômico-financeira.

472. Para avaliar essa questão, a equipe formulou a seguinte pergunta, encaminhada à Petrobras por meio do Ofício de Requisição nº 07-78/2015 (peça 23):

‘...considerando o destaque dado às Refinarias Premium I e II nas apresentações dos Planos de Negócio feitas ao Conselho de Administração da Companhia no período de 2006 a 2014, em que essas refinarias constam na lista dos principais projetos do Programa de Investimentos da área de negócio Abastecimento, com influência, inclusive, na meta de carga processada pela estatal no Brasil, solicitam-se:

a.1) esclarecimentos sobre como era feito o acompanhamento dos atos de gestão da Diretoria por parte do Conselho de Administração no período de 2006 a 2015, nos termos do art. 142, inciso III da Lei 6.404/1976, em especial dos projetos de investimento relacionados à ampliação do parque de refino no país, grupo do qual as refinarias objeto deste trabalho faziam parte;

a.2) cópias integrais (em que constem as assinaturas dos participantes, as abstenções, votos divergentes etc.) das atas do Conselho de Administração que comprovem a realização do acompanhamento citado no subitem a.1, no tocante às Refinarias Premium I e II;’

473. Em sua resposta, a estatal assim se manifestou (peça 24):‘ – Com relação ao item ‘a.1’, esclarecemos que, de acordo com a Lei 6.404/76 e com as

disposições constantes no Estatuto Social da Petrobras, a atribuição fiscalizatória do Conselho de Administração não se verifica no controle diuturno dos atos de gestão ordinários, mas sim nas reuniões do Conselho, nas quais atividades são relatadas pelos diretores e refletidas no Planejamento

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Estratégico e no Plano de Negócio e Gestão. Além disso, no exercício das atribuições inerentes à atividade fiscalizatória do Conselho de Administração, apontamos o papel do assessoramento desempenhado pelo Comitê de Auditoria, pela Auditoria Interna da Companhia, e demais Comitês vinculados ao Conselho de Administração.

– Com relação ao item ‘a.2’, ressaltamos que, além dos documentos agora disponibilizados no DVD em anexo, também já foram encaminhadas pelas Cartas AB-PGI/RPRE 57/2015 e AB-PGI/RPRE 58/2015, em atendimento ao Ofício 003-78/2015, apresentações relacionadas aos Planos de Negócio, bem como as atas das reuniões do Conselho de Administração que trataram do assunto no período indicado.’

474. A reposta ao item a.1 trouxe abordagem genérica sobre a atuação fiscalizatória do Conselho, sem especificar como era essa atuação em relação aos projetos de investimento do Abastecimento, pergunta feita objetivamente no ofício da equipe.

475. A resposta do item a.2 também não exauriu a questão. No tocante a esse item, foram enviados somente arquivos de cinco atas do Conselho, todas após 25/2/2014 (Atas CA 1.390, 1.392, 1.398, 1.401 e 1.404, peças 163, 166, 168 a 173), fase posterior ao período crítico dos atos de gestão inquiridos neste trabalho e determinantes para o prejuízo ocorrido nas Refinarias Premium I e II.

476. Ao contrário, os documentos encaminhados corroboram a hipótese de não ter havido acompanhamento dos projetos de investimento pelo Conselho no período em que ocorreram as decisões de maior relevância a respeito dos projetos de investimento da Premium I e II, ou seja, de 2006 a 2014. Por exemplo, na Ata 1.398, de 31/10/2014 (peça 168, p. 10,11), consta a seguinte situação:

‘Acompanhamento dos Projetos de Investimento pelo Conselho de Administração’ (...) O apresentador informou que a apresentação e o resumo executivo retomavam a prática da prestação de informações mensais aos Conselheiros referentes ao acompanhamento físico e financeiro o dos 29 principais projetos de investimento que sustentam o atingimento das metas estabelecidas no Plano de Negócios e Gestão 2014- 2018 (PNG 2014- 2018). Esses 29 projetos (16 de Exploração e Produção, 6 de Abastecimento e 7 de Gás e Energia) de um total de 807 projetos, representam 41% do investimento do ano de 2014 (US$ 42,4 bilhões). Informou que a Diretoria Executiva acompanha mensalmente 184 projetos, que representam 76% do investimento do ano de 2014. Lembrou que o acompanhamento se faz por meio das Curvas S – Física e Financeira, tendo como indicadores o Índice de Avanço Físico (IAF) e o Índice de Cumprimento de Custos (ICC). O Conselheiro Mauro Rodrigues da Cunha registrou que estava muito feliz com a apresentação ao Conselho das informações sobre o acompanhamento físico e financeiro dos principais projetos, e afirmou que foram as que mais o gratificaram desde que começou a integrar o Conselho de Administração da Petrobras. Na opinião do Conselheiro é fundamental para os deveres deste colegiado acompanhar estas informações, com o objetivo de poder deliberar adequadamente sobre a matéria. Sugeriu incluir no acompanhamento a Taxa Interna de Retorno (TIR) para cada projeto. Informou que agendará reunião com o apresentador sobre detalhes dos projetos específicos. (grifou-se)

477. O acompanhamento citado nessa ata de outubro de 2014 possui os contornos mínimos daquele esperado de um Conselho diligente. Buscar periodicamente informações sobre o andamento dos principais projetos de investimento, aqueles considerados estratégicos para o atingimento de metas corporativas definidas no Plano de Negócio, é fundamental, embora insuficiente, para se fiscalizar a gestão dos investimentos por parte da Diretoria Executiva. A citação supra transcrita da Ata 1.398 denota, ainda, que dados fundamentais acerca dos empreendimentos estratégicos não eram disponibilizados rotineiramente ao Conselho; ou sequer exigidos por ele – e isso é o fundamental nesta análise. Não se apresentava dados objetivos sequer sobre a viabilidade dos negócios (TIR e VPL, por exemplo).

478. No tocante aos dados, seria igualmente relevante que fosse apresentado algum indicador econômico-financeiro dos projetos. Por exemplo, nessa mesma reunião, um conselheiro sugeriu a inclusão da TIR (Taxa Interna de Retorno) nas apresentações subsequentes.

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479. No que se refere às competências e deveres do Conselho, considera-se que tal monitoramento é pressuposto para a atuação plena do órgão colegiado. Somente, a partir de acompanhamentos dessa natureza é que se torna possível atestar a efetividade das estratégias definidas, a viabilidade do atingimento das metas, a adequação das políticas, e, com base nisso, adotar medidas corretivas eventualmente necessárias, e consequentemente ter condições de aferir o desempenho da Diretoria Executiva eleita.

480. O acompanhamento não só faz parte do cumprimento da obrigação de fiscalizar a gestão da Diretoria, como também, suas informações são insumos importantes para a parte da gestão que é da competência do Conselho. Além de servir para dar cumprimento ao poder-dever de fiscalizar a gestão dos diretores, é importante também para subsidiar as deliberações dos Conselheiros acerca dos Planos de Negócio da companhia. Consoante já demonstrado em outro tópico deste trabalho, a decisão informada constitui requisito para aplicação da business judgement rule.

481. No que diz respeito à tempestividade do monitoramento do Conselho em relação às falhas de gestão da Diretoria Executiva apontadas neste relatório, importa registrar que a manifestação do Conselheiro Mauro Rodrigues da Cunha acima transcrita sugere que o acompanhamento dos projetos de investimento do PNG tratado naquela reunião era novidade na atuação do Conselho da Petrobras. Com efeito, em nenhuma das outras atas de Conselho encaminhadas pela Petrobras durante a auditoria, referentes a reuniões realizadas antes de 31/10/2014, existe registro desse tipo de acompanhamento.

482. Adicionalmente, em oportunidade anterior (25/2/2014), quando da aprovação do PNG 2014-2018, o mesmo conselheiro já havia feito críticas nesse sentido, chegando a abster-se de votar para a aprovação desse plano:

‘O Conselheiro Mauro Rodrigues da Cunha manifestou abstenção na votação do PNG 2014-2018, tendo como fundamentação que todas as questões estratégicas precisariam de um debate mais profundo no Conselho de Administração, inclusive com exposição de motivos já transmitida em reunião com a Conselheira e Presidente da Petrobras Maria das Graças Silva Foster. Reconheceu que o Conselho está evoluindo na discussão estratégica, mas que há um volume excessivo de premissas nas quais o Colegiado não tem maior sensibilidade e, portanto, precisaria de aprofundar mais no futuro. Comentou que sua abstenção estava vinculada ao entendimento de que os projetos para migrar entre as carteiras devem passar por todos os filtros de análise mencionados, senão seu voto seria contrário. (...)’

483. De acordo com o exposto acima, existem fortes indícios de que, no período mais crítico do fluxo decisório e da realização de despesas dos projetos de investimentos das Refinarias Premium I e II, não havia um acompanhamento sistemático por parte do Conselho em relação à execução físico-financeira, ou dos indicadores de rentabilidade dos projetos de investimento relevantes, necessários para o atingimento das metas corporativas definidas nos Planos de Negócio da Companhia.

484. Exemplo de que a real situação dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II não foi levada à ciência do Conselho, e, ao que os fatos indicam, este órgão também não buscou maiores informações a respeito, é o excerto da Ata 1.398 de 31/10/2014 (peça 168, p. 12):

‘Os conselheiros Silvio Sinedino Pinheiro e Mauro Rodrigues da Cunha solicitaram que fossem estudadas novas localizações para as refinarias Premium I e II que poderiam resultar em melhoria do indicador de rentabilidade. Indagada pelo Conselheiro Mauro Rodrigues da Cunha a respeito, a Conselheira e Presidente da Petrobras Maria das Graças Silva Foster informou que os projetos Premium I e II só seriam retomados mediante nova deliberação do Colegiado. Em face do interesse demonstrado e dos questionamentos feitos acerca dos projetos das refinarias Premium I (Maranhão) e Premium II (Ceará), das recentes sinalizações do mercado do petróleo, do crescimento interno da demanda de derivados, das condicionantes financeiras da Companhia e do rumo das investigações no contexto das alegações feitas pelo ex-diretor de Abastecimento Paulo Roberto Costa, o Presidente do Conselho de Administração Mantega decidiu pela realização de pauta específica do Colegiado para discutir, com mais profundidade, o refino de petróleo na Companhia.’

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485. Consoante já tratado em tópico específico, o estudo de novas localizações seria tempestivo para evitar prejuízos, caso tivesse sido realizado à época do retorno do projeto para a Fase I, ou seja, meados de 2009, antes da execução da terraplenagem, contratada em 2010.

486. A resposta da então Presidente da Petrobras para a indagação feita pelos conselheiros a respeito dos estudos de localização também não foi suficientemente precisa para dar-lhes real conhecimento da situação desses projetos em 31/10/2014. Na ocasião, sua afirmação deu a entender que os projetos da Premium I e II estariam parados, em virtude da ressalva do PNG 2014-2018, quando na verdade, em 2013, a Diretoria Executiva, da qual a Presidente também fazia parte, havia aprovado a passagem desse projeto para a Fase III. Somente em janeiro de 2015, esse projeto foi descontinuado, indicando que, em 31/12/2014, eles não estavam parados, mas sim em execução de Fase III.

487. Outro exemplo de informação imprecisa levada ao Conselho refere-se à inclusão das Refinarias Premium na carteira ‘em licitação’ no PNG 2014-2018 com a informação de que empreendimentos nessa carteira teriam VPL positivo (Apresentação PNG 2014-2018 – peça110, p. 27, 28), quando, na passagem de Fases em 2013, aprovada pela Diretoria Executiva, já se sabia que o resultado as análises econômico-financeiras indicavam VPL negativo, ainda com análise de riscos indicando somente 2% de probabilidade para viabilidade do projeto, ou seja, VPL positivo.

488. Impende esclarecer que o fato de terem sido levadas informações imprecisas para o Conselho em contextos diversos não exime seus membros da responsabilidade de ter acompanhado a gestão dos principais projetos de investimentos da companhia. Ao contrário disso, tal fato serve para demonstrar o quanto seus conselheiros estavam alheios à situação real dos projetos de investimento das Refinarias Premium. Caso estivessem realmente realizando o monitoramento de sua competência, teriam plenas condições de refutar e rebater qualquer informação imprecisa ou incorreta que lhes fossem apresentadas.

489. Nesse bojo não estão somente os projetos de investimento das Refinarias Premium. Estão também os outros projetos do Abastecimento, tais como as Refinarias do Comperj e Rnest, que eram os pilares da estratégia de ampliação da capacidade de refino, a qual praticamente dobraria, conforme se mostrou na Figura 14, com a partida dessas unidades.

490. Além da importância estratégica e do grande vulto dos investimentos, desde 2008, este Tribunal tem atuado nesses empreendimentos, apontando irregularidades graves, com trabalhos amplamente divulgados na imprensa e com forte atuação da Petrobras na elaboração de defesas e recursos nesses processos de controle externo.

491. Esses apontamentos, de conhecimento público, sinalizavam a existência de problemas na execução dos projetos mais relevantes do Abastecimento, o que deveria despertar no Conselho conduta ainda mais cautelosa em relação a esses empreendimentos, que já estavam inseridos em contexto de alto risco (aumento expressivo do volume de investimentos, financiabilidade, cronogramas, cadeia produtiva pressionada pelo aumento da demanda, cronograma, custos).

492. Nos dias de hoje, em virtude da Operação Lava Jato, já se sabe da conduta criminosa de pessoas importantes ligadas à Diretoria Executiva que atuava à época de boa parte dos fatos tratados neste relatório, com destaque para o então Diretor do Abastecimento, área de negócio onde se insere o empreendimento objeto deste trabalho.

493. Desse modo, devido à falta de acompanhamento sistemático, característico da conduta diligente, é possível concluir que os graves fatos narrados neste relatório não chegaram ao conhecimento do Conselho, tampouco, foram objeto de sua atuação. Por outro lado, também não se verificou conduta ativa por parte desse órgão, no sentido de procurar saber como estava sendo conduzida a execução de empreendimentos fundamentais para o atingimento das metas corporativas e estratégicas da segunda área de negócio mais importante da companhia.

494. Diante de tais fatos, constata-se que houve comportamento, no mínimo, negligente e omisso por parte do Conselho de Administração da Petrobras no período das decisões determinantes para o prejuízo verificado nas Refinarias Premium I e II, caracterizando descumprimento do dever de

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diligência, em especial do dever de vigiar e acompanhar a gestão da Diretoria Executiva, bem como do dever de se informar, buscando esclarecimentos relevantes e razoavelmente disponíveis para suas decisões acerca dos Planos de Negócio da Companhia.

495. Em que pese haver elementos suficientes neste processo para a caracterização de conduta não diligente por parte do Conselho de Administração, no período em que ocorreram as falhas de gestão da Diretoria Executiva aqui apontadas, entende-se que os efeitos das condutas observadas, diga-se, a culpa in vigilando da gestão da Diretoria Executiva e a adoção de decisões não informadas sobre os Planos de Negócio extrapolam o objeto do presente processo.

496. A responsabilização com base somente nos elementos relacionados às Premium pode levar à conclusão limitada com relação aos efeitos das condutas desses atores. A atuação que se esperava desses administradores tinha reflexos potenciais em outros empreendimentos, uma vez que o acompanhamento das metas do abastecimento, invariavelmente, envolvia as Refinarias do Comperj e da Rnest.

497. A atuação diligente do Conselho em relação ao acompanhamento dos projetos de investimento do Abastecimento teria reflexos em todos os empreendimentos dessa área de negócio que fossem estratégicos para o atingimento das metas corporativas. Do mesmo modo, os problemas de projeto de investimento eventualmente negligenciados nas Premium, também os foram nessas outras refinarias, nas quais ocorreram consequências talvez ainda mais gravosas.

498. Em termos de prejuízos, a Petrobras publicou, no mesmo Balanço Patrimonial (3º Trimestre de 2014), valores ainda maiores que os constatados nas Premium (impairment – desvalorização de ativos – no valor de R$ 44,6 bilhões, dos quais R$ 21,8 bilhões referem-se ao Comperj e R$ 9,2 bilhões à Rnest – peça 129, p.10). Em termos de consequências e crimes, estes apontados na Operação Lava Jato, o fato de a implantação do Comperj e da Rnest terem avançado, e a implantação das Premium não ter passado da terraplenagem, naturalmente repercutiu em menos oportunidades nestas Refinaria para que as irregularidades se consumassem.

499. Dessarte, em face da extensão das eventuais omissões do Conselho de Administração em outros investimentos da Petrobras; levando em conta que exames específicos serão ainda necessários para avaliar de que forma o Conselho se utilizava da Auditoria Interna da companhia e do comitê de riscos para alçar a sua atuação; e em face da carência de reunir atas, normativos e apresentações específicas para examinar a atitude proativa do colegiado em seu dever geral de vigiar; a proposta deste trabalho será de tratar a responsabilidade do Conselho de Administração da Petrobras em processo específico, que aborde o descumprimento do dever de diligência desse órgão de forma abrangente, levantando os efeitos dessa conduta – sob os aspectos da culpa in vigilando da gestão da Diretoria Executiva e da adoção de decisões não informadas sobre os Planos de Negócio – com relação aos projetos de investimento mais relevantes do Abastecimento, contemporâneos às Refinarias Premium I e II (Comperj e Rnest), os quais juntos constituíam o pilar de metas e estratégias corporativa, tais como ‘Capacidade de Processamento no Brasil’ e ‘Expansão do Refino’.

500. Nos subitens a seguir, serão tratadas questões pontuais levantadas neste processo, que deverão ser consideradas quando da avaliação da responsabilidade do Conselho no processo específico.

b.1) Agravante da Conduta dos Conselheiros Presidentes501. Os dois Presidentes que estiveram no comando da estatal no período de 2006 a 2014,

também eram membros da Diretoria Executiva e participaram das deliberações sobre as passagens de fase dos projetos de investimento das Premium dos anos 2008, 2009 e 2013. Em razão disso, tinham conhecimento dos DIPs, pareceres da Estratégia e todos os outros elementos que continham informações muito objetivas e relevantes a respeito da inviabilidade dessas refinarias.

502. Todavia, apesar de terem pleno conhecimento dessas informações, em nenhuma das apresentações dos Planos de Negócio, que também eram realizadas por eles, as questões críticas a respeito das Premium foram levadas ao conhecimento do Conselho. Nas apresentações, esses dois

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projetos sempre apareciam como factíveis e sua execução era crucial para atingimento de metas da companhia, como por exemplo a de Carga Processada no Brasil.

503. Quando da avaliação da responsabilidade dos Presidentes da Petrobras, membros do Conselho no período dos fatos determinantes para a caracterização de conduta não diligente, deve também ser aprofundada a análise das condutas desses agentes com relação ao cumprimento do dever de informar, ou, em última instância, do dever de lealdade, visto que não alertar a Alta Administração de riscos a que a companhia esteja submetida, para que sejam adotadas as medidas de sua alçada, pode configurar falta de comprometimento com a preservação da empresa.

b.2) Lealdade504. Assim como se propôs para a Diretoria Executiva, cabe também solicitar à Polícia

Federal e ao Ministério Público que informem se, no âmbito da Operação Lava Jato, foi levantado algum crime relacionado à condução dos projetos de investimento das Premium I e II, envolvendo membros do Conselho de Administração da Petrobras. Essas informações servirão para subsidiar a avaliação de eventual descumprimento do dever de lealdade por parte de membros do Conselho, em virtude de cometimento de ato ilícito em busca de benefício para si ou para terceiros, com a diferença de que, em relação ao Conselho, tal análise deverá ser feita no processo específico a ser constituído para apreciar sua responsabilização.

b.3) Dissidência505. Outro ponto relevante a ser avaliado no processo de responsabilização dos membros do

Conselho de Administração diz respeito à existência de dissidências no âmbito desse órgão, que pudessem caracterizar discordância de algum conselheiro com relação à atuação do órgão em relação ao poder-dever de fiscalizar a gestão da Diretoria Executiva e à adoção de decisões não informadas sobre os Planos de Negócio.

506. Acerca desse tema, convém trazer os ensinamentos de doutrina:‘O caráter colegiado das funções do Conselho de Administração reveste a atuação dos seus

membros da responsabilidade coletiva. A atuação coletiva, no entanto, não induz ao estabelecimento da solidariedade.’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.364)

‘Ainda que a responsabilidade dos membros do conselho de administração seja coletiva, a realidade da gestão empresarial ocasiona o reconhecimento de graus diversos de sua aferição, tendo em vista a posição funcional por eles ocupada na companhia. Assim, distingue-se o conselheiro insider do outsider. O primeiro é aquele que também ocupa cargo de diretor ou é acionista controlador, tendo maior acesso a todas as informações da companhia, o outsider, principalmente se for conselheiro independente, não vinculado ao controlador, em geral, só toma conhecimento dos fatos expressamente levados ao seu conhecimento, não podendo em princípio, sofre os efeitos da solidariedade imputável aos conselheiros insiders.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 408)

‘Ou seja, segundo explica Karsten Schmidt, ‘vários administradores respondem solidariamente – isto todavia não no sentido de uma responsabilidade decorrente da simples participação no órgão – mas apenas na medida em que tiveram também participação culposa nos danos causados à sociedade, por ação, omissão ou tolerância.’ (ADAMEK, Marcelo Vieira von, Responsabilidade Civil dos Administradores de S.A. e (ações correlatas), São Paulo/Saraiva, 2009, p. 237-238)

507. A título de ilustração, a conduta do Conselheiro Mauro Rodrigues da Cunha merece apreciação nesse sentido, uma vez que, reiteradas vezes, nas atas analisadas nesta fiscalização, constam manifestações desse administrador contrárias à forma como o Conselho atuava à época. Exemplos desses pronunciamentos, inclusive, foram transcritos no corpo do presente trabalho.

508. Desse modo, é importante levantar se existiam conselheiros contrários às condutas inquinadas nesta fiscalização, mas, por serem minoria, não tinham suas ideias implementadas. Caso se constate tal situação, isso deve ser levando em consideração quando da análise de responsabilização desse membro do colegiado.

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c) Conselho Fiscal 509. Do mesmo modo como foi feito para o Conselho de Administração, também será

analisada a responsabilidade do Conselho Fiscal em relação às falhas de gestão apontadas neste trabalho, em atendimento ao Memorando nº 28/2015 – Segecex, decorrente da Comunicação ao Plenário, proferida pelo Ministro-Substituto André Luís de Carvalho, na sessão ordinária realizada no dia 18/3/2015.

510. Para essa análise, faz-se necessário, inicialmente, apresentar as competências do Conselho Fiscal definidas pela Lei 6.404/76:

‘Art. 163. Compete ao conselho fiscal:I – fiscalizar, por qualquer de seus membros, os atos dos administradores e verificar o

cumprimento dos seus deveres legais e estatutários; (Redação dada pela Lei 10.303, de 2001)II – opinar sobre o relatório anual da administração, fazendo constar do seu parecer as

informações complementares que julgar necessárias ou úteis à deliberação da assembléia-geral;III – opinar sobre as propostas dos órgãos da administração, a serem submetidas à

assembléia-geral, relativas a modificação do capital social, emissão de debêntures ou bônus de subscrição, planos de investimento ou orçamentos de capital, distribuição de dividendos, transformação, incorporação, fusão ou cisão; ( Vide Lei 12.838, de 2013)

IV – denunciar, por qualquer de seus membros, aos órgãos de administração e, se estes não tomarem as providências necessárias para a proteção dos interesses da companhia, à assembléia-geral, os erros, fraudes ou crimes que descobrirem, e sugerir providências úteis à companhia; (Redação dada pela Lei 10.303, de 2001)

V – convocar a assembléia-geral ordinária, se os órgãos da administração retardarem por mais de 1 (um) mês essa convocação, e a extraordinária, sempre que ocorrerem motivos graves ou urgentes, incluindo na agenda das assembléias as matérias que considerarem necessárias;

VI – analisar, ao menos trimestralmente, o balancete e demais demonstrações financeiras elaboradas periodicamente pela companhia;

VII – examinar as demonstrações financeiras do exercício social e sobre elas opinar;VIII – exercer essas atribuições, durante a liquidação, tendo em vista as disposições especiais

que a regulam. § 1º Os órgãos de administração são obrigados, através de comunicação por escrito, a

colocar à disposição dos membros em exercício do conselho fiscal, dentro de 10 (dez) dias, cópias das atas de suas reuniões e, dentro de 15 (quinze) dias do seu recebimento, cópias dos balancetes e demais demonstrações financeiras elaboradas periodicamente e, quando houver, dos relatórios de execução de orçamentos.

§ 2o O conselho fiscal, a pedido de qualquer dos seus membros, solicitará aos órgãos de administração esclarecimentos ou informações, desde que relativas à sua função fiscalizadora, assim como a elaboração de demonstrações financeiras ou contábeis especiais. (Redação dada pela Lei 10.303, de 2001)

§ 3º Os membros do conselho fiscal assistirão às reuniões do conselho de administração, se houver, ou da diretoria, em que se deliberar sobre os assuntos em que devam opinar (ns. II, III e VII).

§ 4º Se a companhia tiver auditores independentes, o conselho fiscal, a pedido de qualquer de seus membros, poderá solicitar-lhes esclarecimentos ou informações, e a apuração de fatos específicos. (Redação dada pela Lei 9.457, de 1997)

§ 5º Se a companhia não tiver auditores independentes, o conselho fiscal poderá, para melhor desempenho das suas funções, escolher contador ou firma de auditoria e fixar-lhes os honorários, dentro de níveis razoáveis, vigentes na praça e compatíveis com a dimensão econômica da companhia, os quais serão pagos por esta.

§ 6º O conselho fiscal deverá fornecer ao acionista, ou grupo de acionistas que representem, no mínimo 5% (cinco por cento) do capital social, sempre que solicitadas, informações sobre matérias de sua competência.

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http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/L9457.htm#art1

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/LEIS_2001/L10303.htm#art2

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/LEIS_2001/L10303.htm#art2

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/LEIS_2001/L10303.htm#art2




§ 7º As atribuições e poderes conferidos pela lei ao conselho fiscal não podem ser outorgados a outro órgão da companhia.

§ 8º O conselho fiscal poderá, para apurar fato cujo esclarecimento seja necessário ao desempenho de suas funções, formular, com justificativa, questões a serem respondidas por perito e solicitar à diretoria que indique, para esse fim, no prazo máximo de trinta dias, três peritos, que podem ser pessoas físicas ou jurídicas, de notório conhecimento na área em questão, entre os quais o conselho fiscal escolherá um, cujos honorários serão pagos pela companhia. (Incluído pela Lei 9.457, de 1997)’

511. Resumidamente, o Conselho Fiscal tem como função primordial fiscalizar permanentemente a legalidade e a regularidade dos atos de gestão financeira dos administradores – diretores e conselheiros – de uma S.A. É órgão auxiliar da assembleia geral, a qual, nos termos do inciso II do art. 122 da Lei 6.404/1976, é detentora da competência de eleger e destituir os seus conselheiros. Sobre o tema ensinam, Nelson Eizirik:

‘A atuação do conselho fiscal é basicamente instrumental, uma vez que objetiva transmitir aos acionistas as informações de que necessitam, quer para exercerem o direito de voto, com o substancial conhecimento do que vem a ser deliberado, quer para fiscalizarem a gestão dos negócios sociais.

(...)O conselho fiscal é independente com relação ao conselho de administração e à diretoria;

assim, não se subordina a tais órgãos em nenhum aspecto. Por outro lado, não tem poderes hierárquicos sobre eles; os órgãos de administração não devem obediência ao conselho fiscal, cabendo-lhes atender suas solicitações se e na medida em que decorrerem da lei ou de disposição estatutária.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 428-429)

512. Na mesma linha, verifica-se o entendimento de Modesto Carvalhosa sobre o tema:‘O direito de fiscalizar, assegurado ao acionista como prerrogativa essencial, ex vi do art. 109

da lei, corresponde, no tocante ao controle da legalidade e da legitimidade (abuso e desvio de poder) das contas dos administradores, ao dever da companhia de, periodicamente, declarar e informar a respeito de tais matérias.

A iniciativa da fiscalização, portanto, cabe à própria companhia, através de seus órgãos competentes: no caso brasileiro, à assembleia geral e ao Conselho Fiscal. O primeiro órgão nomeia os membros do segundo, que exercem as competências e poderes que lhes são outorgados pela lei (art. 163).

Temos, assim, que devem os acionistas, em decorrência do seu direito de fiscalizar, ser informados pelo Conselho Fiscal da veracidade das contas dos administradores e da exatidão das demonstrações financeiras, bem como de eventuais erros ou fraudes que descobrirem e, ainda, das providências que a respeito tomarem (art. 163).’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.414-415)

513. Contudo, impende salientar que essa fiscalização não alcança os atos discricionários dos administradores. Sua apreciação está vinculada à legalidade, não cabendo ao Conselho Fiscal qualquer função administrativa. A doutrina assim explica:

‘A fiscalização a ser exercida pelo Conselho Fiscal sobre os atos dos administradores restringe-se à matéria financeira e à verificação do atendimento de seus deveres legais e estatutários nesse específico setor da administração da sociedade.

Assim, o órgão fiscalizador não possui competência para apreciar o conteúdo da gestão societária, ou seja, não lhe cabe entrar no julgamento do mérito e da conveniência das decisões negociais tomadas pelos administradores.

Embora a lei tenha previsto a competência do Conselho Fiscal para fiscalizar os atos dos administradores (art. 163, I), não conferiu ao órgão qualquer poder para inferir na gestão ordinária dos negócios da companhia, conduzida pelos diretores.

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Com efeito, a lei não atribui ao Conselho Fiscal competência para opinar sobre a orientação geral dos negócios da companhia, estabelecida pelo Conselho de Administração, nem sobre atos de nomeação e destituição de diretores, muito menos sobre atos ou contratos que venham a ser firmados.

Ou seja, a elaboração das políticas empresariais não carece de qualquer análise ou aprovação por parte do Conselho Fiscal.’ (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p. 438) (grifou-se)

‘A ação fiscalizadora do conselho e de seus membros, ainda que abranja também a gestão do patrimônio, centra-se no exame da legalidade dos atos dos administradores, não de sua conveniência ou oportunidade; ou seja, o órgão fiscalizador não tem competência para apreciar o mérito e o conteúdo da gestão societária, muito menos para recomendar aos administradores que pratiquem ou deixem de praticar determinados atos que entende mais ou menos adequados ao exercício da atividade empresarial.

As atribuições do conselho fiscal são de vigilância, jamais de administração, não lhe cabendo imiscuir-se no mérito dos atos de gestão, mas tão somente apreciar sua legalidade. Tal significa que não cabe ao conselho fiscal verificar se os administradores administram bem, mas se o fazem conforme a Lei das S.A. e o estatuto.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 444-445) (grifou-se)

514. É de suma importância fazer essa delimitação a respeito das competências do Conselho Fiscal em relação às atribuições da Diretoria e do Conselho de Administração, pois a eventual responsabilização de seus membros deve ser analisada sob a ótica de qual seria a conduta exigível dos membros do órgão fiscalizador. Com base nesses aspectos, é que se pode avaliar a aplicabilidade do art. 165 da Lei das S.A., qual seja:

‘Art. 165. Os membros do conselho fiscal têm os mesmos deveres dos administradores de que tratam os arts. 153 a 156 e respondem pelos danos resultantes de omissão no cumprimento de seus deveres e de atos praticados com culpa ou dolo, ou com violação da lei ou do estatuto. (Redação dada pela Lei 10.303, de 2001)

§ 1o Os membros do conselho fiscal deverão exercer suas funções no exclusivo interesse da companhia; considerar-se-á abusivo o exercício da função com o fim de causar dano à companhia, ou aos seus acionistas ou administradores, ou de obter, para si ou para outrem, vantagem a que não faz jus e de que resulte, ou possa resultar, prejuízo para a companhia, seus acionistas ou administradores. (Redação dada pela Lei 10.303, de 2001)

§ 2o O membro do conselho fiscal não é responsável pelos atos ilícitos de outros membros, salvo se com eles foi conivente, ou se concorrer para a prática do ato. (Redação dada pela Lei 10.303, de 31.10.2001)

§ 3 o A responsabilidade dos membros do conselho fiscal por omissão no cumprimento de seus deveres é solidária, mas dela se exime o membro dissidente que fizer consignar sua divergência em ata da reunião do órgão e a comunicar aos órgãos da administração e à assembleia-geral. (Incluído pela Lei 10.303, de 2001)’

515. Embora o dispositivo legal supra iguale os deveres dos membros do Conselho Fiscal aos dos Conselho de Administração e da Diretoria, é preciso apreciar as suas responsabilidades no contexto das atribuições de cada órgão. Os deveres e as responsabilidades, apesar de igualados, devem ser desempenhados em cargos de natureza distinta. Tal fato certamente influi nas condutas exigíveis desses indivíduos e, por conseguinte, na análise de uma eventual responsabilização. Segue entendimento de Nelson Eizirik a respeito:

‘A Lei das S.A. estabeleceu, de maneira inadequada, que as normas relativas aos deveres e responsabilidades dos administradores são comuns, aplicando-se aos membros do conselho de administração, diretores e integrantes do conselho fiscal. Ao fazê-lo, incluiu dentro do mesmo centro de imputação de deveres e responsabilidades pessoas que desempenham funções de natureza diversa, o que obriga o intérprete a adequar o comando legal às distintas realidades que disciplina.

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http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/LEIS_2001/L10303.htm#165

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/LEIS_2001/L10303.htm#165





O artigo 153, que trata do dever de diligência, é aplicável aos membros do conselho fiscal; com efeito, deles espera-se uma atuação competente no desempenho de suas funções de fiscalização. Tratando-se de uma obrigação de meio, o conselheiro fiscal não pode ser responsabilizado, seja na esfera judicial, seja na esfera administrativa, pela Comissão de Valores Mobiliários, pelo fato de ter ocorrido determinado ato ilícito, no âmbito da companhia, praticado por administradores. Deve-se verificar se ele atuou com a diligência requerida no exame das contas e dos atos da administração incluídos em sua esfera de competência; sua responsabilidade decorrerá de falta de zelo no desempenho de suas funções, não da simples ocorrência de algum ilícito ou irregularidade na gestão social.

Para a verificação do comportamento diligente do membro do conselho fiscal, deve-se examinar se ele atendeu aos seguintes deveres: (i) de se qualificar para o cargo; (ii) de se informar; (iii) de investigar; e (iv) de comparecer às reuniões do conselho.’ (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S.A. Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 458-459)

516. Nesses moldes e de maneira consentânea ao que dispõe a visão doutrinária, levando em conta que os atos aqui escrutinados referem-se a atos eminentemente decisórios, relacionados à discricionariedade de mais bem aplicar os recursos em prol dos resultados da companhia e no âmbito da estratégia corporativa, entende-se que os fatos aqui delineados não se apresentam suficientes para questionamento de eventual conduta omissiva por parte do conselho fiscal (lembrando que o exame de auditoria não abrangeu a leitura amiúde de todas as atas das reuniões colegiadas). Inexistirá, nesse sentido, encaminhamento no presente relatório relacionado a lacunas de atuação desse órgão da companhia.

III.1.3. Ressarcimento do Prejuízo 517. Nos termos da Constituição Federal, art. 71, inciso I, da Lei 8.443/1992, art. 1º, inciso I,

do Regimento Interno do TCU (RITCU), é competência desta Corte julgar as contas de administradores públicos que derem causa a perda, extravio ou outra irregularidade que resulte prejuízo ao erário. Os arts. 8º da Lei 8.443/1992 e 197 do RITCU definem a Tomada de Contas Especial como o processo próprio para apuração dos fatos, identificação dos responsáveis e quantificação dos danos.

518. Os arts. 47 da Lei 8.443/1992 e 252 do Regimento Interno do TCU (RITCU) estipulam que, se no exercício da fiscalização, for constatada irregularidade que resulte dano ao Erário, o Tribunal deve, desde logo, ordenar a conversão do processo em Tomada de Contas Especial (TCE).

519. Nesse teor, foi editada a Instrução Normativa TCU 71/2012 para regulamentar a instauração, organização e encaminhamento desses processos. Apesar de não tratar especificamente dos casos de conversão de fiscalização em Tomadas de Contas Especial, algumas de suas diretrizes gerais podem ser aplicáveis para tais situações.

520. Nesse sentido, pode ser citada a existência de elementos fáticos e jurídicos suficientes para identificação e quantificação do dano como pressuposto para a instauração de uma TCE. Nas premissas da IN TCU 71/2012, é dado destaque para a importância de terem sido esgotadas as medidas administrativas antes da instauração de uma TCE. Outrossim, assevera-se que os processos de ressarcimento de dano ao Erário devem pautar-se pelos princípios da racionalidade administrativa, do devido processo legal, da economia processual, da celeridade, da ampla defesa e do contraditório.

521. Com esse pano de fundo, no caso concreto, foi constatado prejuízo decorrente de uma cadeia de atos irregulares de gestão. Apesar de se tratar de atos ditos discricionários, estes não obedeceram aos limites definidos em lei, fato que os torna passíveis de controle externo, inclusive no aspecto de ressarcimento do erário. Exemplo de jurisprudência nesse sentido, é o Acórdão 1.915/2015-TCU-Plenário proferido em Tomada de Contas Especial (TC 033.263/2008-1), o qual condenou em débito gestores do Banco Central em valor superior a R$ 500 milhões (valores históricos) por irregularidades na execução de política cambial. O valor atualizado e acrescido de juros corresponde a cerca de R$ 3,77 bilhões.

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522. Uma vez verificada à possibilidade de instauração de TCE para ressarcimento de prejuízos decorrentes de atos irregulares de gestão, deve-se avaliar a existência de elementos suficientes para identificação e quantificação do dano, sem perder de vista os princípios da racionalidade administrativa e economia processual.

523. Conforme mencionado outrora, o prejuízo verificado nas Refinarias Premium I e II decorre de uma cadeia decisória dentro da qual foram identificados atos irregulares de gestão. Todavia, não é possível afirmar que toda a cadeia decisória tenha sido eivada de vícios. Ao longo deste trabalho demonstrou-se que algumas decisões foram cruciais para a materialidade do prejuízo contabilizado. Porém, não foi possível identificar que essas falhas tenham ocorrido em todas as decisões a respeito das Premium.

524. Desse modo, não é também possível afirmar que o valor total do prejuízo lançado no balanço, no valor de R$ 2,8 bilhões, tenha resultado, por completo, de atos irregulares de gestão. Esse valor engloba todas as despesas feitas com o projeto de investimento, desde a sua concepção até dezembro de 2014. Da mesma forma que o montante inclui despesas que foram resultantes de ato regular de gestão, faltam, nesse número, os gastos realizados (e a realizar) com o projeto depois de dezembro de 2014.

525. Assim, o lançamento de prejuízo na contabilidade não é suficiente para encerrar a questão por completo. Existem despesas ainda a serem feitas, com a agravante de que serão lançadas em outra unidade orçamentária (vide propostas DIP AB-PGI 10/2015 – peça 47), já que não haverá mais uma específica para essas refinarias. Consoante apresentado alhures, a Petrobras já reconhecia a necessidade de gastos futuros em valor superior a US$ 100 milhões.

526. Além de tais valores, há possibilidade de despesas em virtude de processos judiciais em andamento, as quais não foram contabilizadas no prejuízo já reconhecido pela companhia. O próprio DIP que propôs o encerramento dos projetos mencionou encerramento parcial – e não definitivo – do projeto em virtude dessa transitoriedade.

527. Em outras palavras, as consequências financeiras dos atos de gestão que culminaram no prejuízo de R$ 2,8 bilhões ainda não cessaram. O valor pode aumentar ou diminuir em função das demandas e negociações que estão em andamento com os terceiros envolvidos na implantação das refinarias, em especial, aquelas relativas aos governos estaduais e municipais.

528. A situação exposta demonstra que elementos ainda hão de ser angariados para definir o quantum total do débito. Há, além disso, a reconhecida necessidade de relacionar quanto do valor já consumado, no caso R$ 2,8 bilhões, seria decorrente dos atos desprotegidos pela business judgement rule. Seria necessário, ademais, correlacionar cada decisão irregular com o prejuízo dela decorrente para identificar os respectivos responsáveis e a parcela do dano a eles imputáveis.

529. Neste ponto, cumpre informar medida adotada pelo Conselho Fiscal da Petrobras, a qual pode ter impacto em eventual processo de ressarcimento no âmbito deste Tribunal. Durante a auditoria, foi levado ao conhecimento da equipe que, no início de 2015, o Conselho Fiscal tinha formulado consulta a parecerista externo acerca das medidas judiciais disponíveis para o ressarcimento à companhia, de maneira ampla e efetiva, de eventuais prejuízos causados por ex-administradores.

530. Com lastro no produto dessa consulta, o parecer elaborado pela empresa Souza, Cescon, Barrieu & Flesch Advogados (peças 177e 178), o Conselho Fiscal assim decidiu (peça 179):

‘Com base no teor do Parecer (cuja cópia foi encaminhada, tempestivamente, por este Colegiado ao JURÍDICO), o Conselho Fiscal destaca a importância das informações trazidas em tal documento, especialmente no que diz respeito à possibilidade da própria Companhia, na qualidade de ‘ente público lesado’, ter a capacidade de promover a ação de improbidade, visando a recomposição dos danos sofridos. Entende ainda este Colegiado que tal faculdade possui caráter de obrigação, na medida em que a busca pelo ressarcimento dos prejuízos sofridos faz parte das obrigações inerentes aos Administradores da Companhia. Diante do acima exposto, o Conselho Fiscal recomenda à Alta Administração da PETROBRAS que adote imediatas providências na busca da mais ampla

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indenização dos prejuízos impostos à Companhia por seus ex-administradores, bem como por empresas contratadas para fornecimento de materiais, bens e serviços independentemente das medidas já propostas ou que vierem a ser propostas pelo Ministério Público, protagonizando assim a defesa dos seus próprios interesses.’

531. Dessarte, apesar de tal fato não ter sido comunicado durante a auditoria, há possibilidade, em virtude da recomendação do Conselho Fiscal, de a Petrobras ter adotado alguma iniciativa no sentido de reaver os prejuízos causados pelos seus ex-administradores. Os pressupostos utilizados em uma ação desse tipo podem colaborar na quantificação dos débitos a serem calculados em eventual TCE.

532. Outro aspecto que merece destaque é a análise de boa-fé dos responsáveis. Conforme já apontado, os elementos da Operação Lava Jato que serão solicitados com base na proposta deste trabalho podem, na próxima etapa processual, subsidiar a análise da lealdade e, por conseguinte, de boa-fé subjetiva – fundamental no âmbito de uma TCE dos administradores da Petrobras.

533. Há que se considerar ainda que a respostas às audiências propostas neste relatório poderão também trazer elementos que permitirão o delineamento mais preciso das responsabilidades relacionadas ao prejuízo, bem como da quantificação de possível débito para cada responsável.

534. Em face do exposto, tendo em vista a impossibilidade de definir, nesse momento, o valor total do prejuízo relacionado às Refinarias Premium, considera-se mais oportuno – ao menos neste momento processual – não converter, ainda, o atual processo em Tomada de Contas Especial. Com base nos princípios da economia processual e da racionalidade administrativa, propõe-se que a análise de conversão destes autos em TCE seja realizada após o exame das respostas das audiências propostas neste trabalho. Na oportunidade, também poderão ser consideradas (i) a manifestação da Petrobras em resposta à oitiva a respeito de providências tomadas no sentido de buscar ressarcimento de prejuízos junto a ex-administradores; (ii) elementos da Operação Lava Jato para avaliação da boa-fé dos gestores.

IV. ESCLARECIMENTOS ADICIONAIS IV.1. Situação das Ações em Andamento na Justiça contra a Petrobras535. No intuito de compreender eventuais custos para a União e para a Petrobras decorrentes

dos compromissos assumidos com outros órgão e entes políticos, esta equipe de auditoria solicitou à Petrobras, por meio do ofício de requisição 005-78/2015-TCU/SeinfraPetróleo, de 2/6/2015 (peça 17, p. 13-18), lista dos processos judicias relacionados aos projetos de implantação das refinarias, bem como estimativa de valores a serem pleiteados.

536. A companhia informou que existe uma Ação Popular questionando o cancelamento do projeto e outra Ação Ordinária de Obrigação de Fazer, ambas com possibilidade de perda remota e no valor da causa de R$ 1.000,00 (peça 180, JURIDICO/JAE/AOC/CJ-CECA 25/2015).

537. Devido à baixa materialidade dos valores informados, e à falta de previsibilidade das despesas que serão realizadas em virtude de decisões judiciais decorrentes dessas ações (e de outras que ainda não tivessem sido iniciadas quando da resposta do ofício), não foram realizados testes de auditoria nesses objetos.

538. A respeito da questão de auditoria ‘Quais são os custos para União e para a Petrobras (realizados e a realizar) decorrentes dos compromissos assumidos com os Governos Estaduais e outros entes públicos?’, em virtude do direcionamento do trabalho para as falhas de gestão (e consequente responsabilização) que foram identificadas na execução da auditoria, decidiu-se que seriam somente reportados os valores informados pela Petrobras para despesas futuras previstas (vide tópico no achado ‘Gestão Temerária’, sem aprofundar a análise a respeito da plausibilidade desses valores, nem exame específico acerca de prejuízos e litígios decorrentes de compromissos assumidos pela Petrobras/União com Governos Estaduais e outros entes públicos.

IV.2. Escolha do Relator539. O relator do presente processo é o titular da LUJ 7, Exmo. Ministro José Múcio Monteiro,

nos termos da lista de Unidades Jurisdicionadas para o biênio 2015/2016 (cuja clientela envolve o

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Ministério das Minas e Energia, órgão vinculador da Petrobras) e nos moldes do previsto no art. 7º da Resolução-TCU 175/2005.

540. Não obstante o disposto no art. 18-A, da Resolução-TCU, 175/2005 – a estipular que os processos constituídos em razão de fiscalização de obras públicas serão distribuídos ao Relator que detiver a lista de unidades jurisdicionadas a unidade da federação em que esteja localizada a obra – as obras das Refinarias Premium foram desenvolvidas em dois estados distintos: o Maranhão e o Ceará, em LUJ distintas. Consentâneo, deste modo, privilegiar a regra geral insculpida na dita Resolução 175/2005.

IV.3. Documentos 541. Em virtude do grande volume de informações que integram os PSDs em sua totalidade

(DIP + Anexos), somente foram acostados aos autos os documentos fornecidos pela Petrobras que foram citados no relatório.

542. Os ofícios de requisição (peças 11, 15, 17, 21 e 23) podem servir como índice das informações solicitadas pela equipe e encaminhadas pela Petrobras. Os arquivos enviados estão guardados na Unidade Técnica como papéis de trabalho.

543. Com relação ao sigilo dos documentos acostados aos autos, peça específica deste processo (Peça de Restrição de Acesso) contemplará o grau de confidencialidade de cada um deles, o grupo de acesso, bem como outros detalhes relativos a essa classificação. Todos os campos da Peça de Restrição de Acesso foram preenchidos em conformidade com as informações fornecidas pela Petrobras, reproduzindo a mesma classificação e fundamentação indicadas pela estatal.

V. CONCLUSÃO 545. O objetivo da presente auditoria foi apurar as causas e eventuais responsabilidades

relacionadas ao prejuízo contábil de R$ 2,8 bilhões, reconhecido pela Petrobras na publicação do seu Balanço Patrimonial do 3º Trimestre de 2014, em virtude do encerramento do projeto das Refinarias Premium I (MA) e Premium II (CE).

546. Buscou-se identificar possíveis falhas no fluxo decisório que pudessem ter dado causa ao prejuízo contabilizado nesses projetos de investimento para, então, avaliar eventuais responsabilidades – inclusive em relação aos Conselhos de Administração e Fiscal da companhia (em atenção ao Memorando Segecex 28/2015, decorrente de Comunicação em Plenário feita pelo Ministro-Substituto André Luís de Carvalho, de 18/3/2015).

547. O Volume de Recursos Fiscalizado foi de R$ 2.936.042.022 dos quais R$ 2.824.678.701 referem-se à baixa contábil do 3º Trimestre de 2014, e R$ 111.363.321 de gastos futuros previstos pela Petrobras para serem realizados após dezembro de 2014

548. Inicialmente, foi apresentado um referencial teórico, no qual foram abordados conceitos encontrados em normativos, legislação, jurisprudência e doutrina aplicáveis ao objeto da fiscalização, que seriam utilizados como critério para as análises dos achados de auditoria.

549. Entre esses, destacam-se: i) a Lei 6.404/1976 – Lei das Sociedades Anônimas, e respectiva doutrina e jurisprudência aplicável, com foco nos deveres e responsabilidades incumbidos aos administradores (membros do Conselho Administrativo e Diretoria) dessas companhias; ii) Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras (documento interno que estabelece as diretrizes para planejamento, aprovação e monitoramento de projetos de investimento no âmbito da estatal); iii) Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica; e iv) Estatuto Social da Petrobras (que define as atribuições dos Conselhos de Administração e Fiscal, além da Diretoria Executiva).

550. Esses dispositivos indicaram que o Conselho de Administração possui competências de natureza mais estratégica, de determinar a política empresarial da companhia, enquanto que a Diretoria Executiva, como remete o próprio nome, possui atribuições de natureza executiva, cabendo-lhe gerir os negócios para transformar em resultados as estratégias, os objetivos, as metas e as diretrizes fixadas pelo Conselho. Não obstante, o padrão de conduta a ser seguido por todos os administradores da companhia – independentemente do órgão a que pertençam – são imposições

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legais, e não os exime de estritamente observar, destacando-se para fins deste trabalho: o Dever de Diligência; Dever de Lealdade; e o Dever de Informar.

551. Dessa análise conceitual preliminar, concluiu-se que o descumprimento de deveres legais por parte do administrador encerra ato ilegítimo – contrário ao interesse público, e pode ter como consequências as sanções aplicáveis por esta Corte de Contas, além daquelas atribuídas pela própria Lei das Sociedades Anônimas e pela Comissão de Valores Mobiliários. Desse modo, os deveres definidos na Lei 6.404/1976 são padrões de conduta de gestores passíveis de controle externo, e, portanto, alcançáveis pelos normativos internos do TCU que regulamentam as sanções aplicáveis a gestores por atos irregulares, em especial a Lei Orgânica e o Regimento Interno do TCU.

552. O estudo da cadeia decisória que culminou no encerramento dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e Premium II, com lançamento de R$ 2,8 bilhões de prejuízo contábil, demonstrou que decisões consideradas determinantes para a ocorrência da parcela mais significativa desse valor não foram resultantes de ato regular de gestão, uma vez que não atenderam os pressupostos da chamada business judgement rule, regra que exclui a culpabilidade de gestores por prejuízos decorrentes de gestão, desde que resultantes de ato regular de gestão. Nos termos das condutas estabelecidas aos administradores pela Lei 6.404/1976, doutrina e jurisprudência correlata, para ser considerado regular, o ato de gestão deve derivar de decisões informadas, refletidas e desinteressadas, constituindo obrigação de meio, não de fim.

553. Na situação encontrada, constatou que, em diversas ocasiões, os gestores receberam informações de que as projeções iniciais de retorno financeiro não se sustentavam, e mesmo assim, seguiram adiante com os projetos, sem observar as diretrizes das sistemáticas corporativas que orientavam o caminho diligente para a correta implementação de projetos de investimento. Assim restou caracterizada a Gestão Temerária (esclareça-se não aquela definida como crime pela Lei 7.492/1986, mas a definida na jurisprudência desta Corte, utilizada para designar condutas de gestores consideradas omissas negligentes ou dolosas na condução de projetos sob sua responsabilidade).

554. O projeto de investimento da Refinaria Premium surgiu em 2007 com a proposta de somente uma refinaria com capacidade de 500 mil bpd para processar petróleo nacional e ácido para atender o mercado externo. O investimento previsto era de US$ 11,9 bilhões, com resultados econômicos favoráveis: TIR de 12,5% a.a. e VPL de US$ 2,433 bilhões.

555. Na decisão seguinte relativa a esse projeto, iniciou-se a sucessão dos atos ruinosos de gestão. Em 2008, foram aprovados o aumento de 80% na capacidade de processamento do projeto, a inclusão de uma segunda refinaria em localidade distinta e a estratégia de aceleração de cronogramas (fast-tracking), sem que existissem estudos para confirmar a vantagem de adotar essa configuração em detrimento da orginalmente concebida.

556. Pareceres técnicos apontavam a imaturidade dos projetos frente ao exigível de acordo com as diretrizes corporativas, bem como falhas na avaliação econômica, além da alta sensibilidade do VPL a variações de custos de investimento: apenas 6,5% de variação eram suficientes para tornar o VPL negativo. Nesse contexto, a proposta de 2008 trouxe indicadores econômicos piores que aqueles apresentados em 2007: aumento de 160% no valor do investimento (US$ 30 bi), com a queda na TIR para 8,6% e VPL para US$ 1,516 (38% menor que o de 2007).

557. Na decisão seguinte, em 2009, a situação se agravou: o VPL passou a ser negativo. O mercado se alterou com aumento da oferta de derivados de petróleo por outros países e o cenário econômico estava mais pessimista em virtude da crise do segundo semestre de 2008. Diante disso, a área técnica propôs que os projetos de investimento das Premium I e II voltassem para a fase inicial de planejamento, para revisitar as suas premissas originais. Nessa nova fase poderiam se alterar o mercado alvo, o petróleo de carga e, por conseguinte, a sua localização.

558. Mesmo assim, em 2009, aprovou-se a antecipação de despesas que determinariam a impossibilidade de mudanças nessas premissas básicas: execução de terraplenagem e elaboração de projeto básico e feed. Em virtude dessa aprovação foram aprovados contratos nos quais foram gastos

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R$ 1.674.729,387, montante reconhecido como prejuízo no balanço patrimonial em 2014, em face da falta de possibilidade de aproveitamento dos seus produtos pela Petrobras.

559. Os quatro anos seguintes foram basicamente utilizados para implementar a decisão de 2009. A prioridade foi a implantação da infraestrutura e a elaboração de projeto básico e feed. Por conseguinte, os estudos de localização não foram revisitados, e mais tarde, com a mudança de alvo para o mercado interno, estava definida a execução das refinarias em localidade distante do seu mercado consumidor com maior potencial, o sudeste do Brasil.

560. Em 2013, nova decisão permitiu a continuidade do projeto, em contexto de limitação orçamentária e de pareceres técnicos apontando VPL negativo (com base o cenário de referência da companhia), e, ainda 98,5% de probabilidade de esse indicador ser menor do que zero. Ainda assim, aprovou-se a continuidade com previsão de US$ 173 milhões somente para conclusão do projeto básico e feed.

561. A sucessão de atos de gestão que permitiram a continuidade dos projetos das refinarias mesmo diante de diversas indefinições críticas – e, como dito, elevados riscos – só foi interrompida no momento em que a Petrobras passou a enfrentar limitações para financiar seus projetos de investimento. Em 2015, em face da limitação de funding e da falta de parceiros para o empreendimento, propôs-se o encerramento parcial dos projetos com prejuízo de R$ 2,8 bilhões contabilizados até dezembro de 2014. Não se tratava do encerramento definitivo porque faltavam aproximadamente R$ 110 milhões de gastos futuros, não contabilizadas as eventuais despesas relacionadas a demandas judiciais, valores não previsíveis à época da auditoria.

562. Assim, verificada a assunção desmedida e temerária de riscos por parte dos envolvidos, concluiu-se pela necessidade de audiência dos gestores que elaboraram as propostas e aprovaram as decisões ruinosas, que não se enquadravam nos critérios ‘informada, refletida e desinteressada’. Nesse conjunto, incluem-se os membros da Diretoria Executiva, aos quais são exigidos os deveres estabelecidos na Lei 6.404/1976.

563. Em relação ao Conselho de Administração, verificou-se que, segundo as diretrizes corporativas, estatutárias e legais, não havia envolvimento desse órgão na aprovação de projetos em específico. Tal responsabilidade decisória era de competência da Diretoria Executiva. Sua atuação em relação aos investimentos estava ligada à aprovação dos Planos de Negócios, e, principalmente, ao dever de fiscalizar a gestão da Diretoria Executiva, inclusive no tocante ao seu desempenho, para entre outros, verificar se tal gestão alinhava-se às diretrizes e estratégias definidas pelo órgão superior, de modo a viabilizar o atingimento das metas corporativas estabelecidas.

564. Á época das Refinarias Premium, as projeções de investimento da companhia cresciam a taxas geométricas, e indicavam que seus investimentos acumulados ultrapassariam o patamar de US$ 500 bilhões. Quase metade desse valor (US$ 224 bilhões) a Petrobras levou sessenta anos para atingir. A outra metade, apenas quatro anos. Nesse cenário de aumento expressivo de investimentos, elevou-se o risco de comprometimento da financiabilidade da empresa e de não cumprimento de cronogramas e metas, situação que demandaria uma atuação ainda mais diligente por parte dos administradores

565. Os projetos de investimento das Premium possuíam relevância estratégica suficiente para demandar uma atenção especial do Conselho. A sua partida (900 mil bpd) aumentaria em 50% a capacidade instalada em 2010 (1.831 bpd).

566. Assim, considerando a relevância das Refinarias Premium no âmbito dos negócios da Petrobras, aliada ao cenário de assunção de maiores riscos (aumento expressivo do volume de investimentos, financiabilidade, pressão da cadeia de fornecedores, possível aumento de prazo e de custos), concluiu-se que seria razoável esperar do Conselho de Administração, em cumprimento ao seu dever de diligência, a realização de algum tipo de acompanhamento dos projetos de investimento dessas refinarias. Todavia, não se constatou a realização desse acompanhamento.

567. Diante de tais fatos, constatou-se evidências de um possível comportamento negligente e omissivo por parte do Conselho de Administração da Petrobras no período das decisões

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determinantes para o prejuízo verificado nas Refinarias Premium I e II, caracterizando descumprimento do dever de diligência, em especial do dever de vigiar e acompanhar a gestão da Diretoria Executiva, bem como do dever de se informar, buscando esclarecimentos relevantes e razoavelmente disponíveis para suas decisões acerca dos Planos de Negócio da Companhia.

568. Em que pese, nessa linha de pensamento, existirem elementos para a caracterização de conduta não diligente por parte do Conselho de Administração, nos termos das Leis das S.A., entendeu-se que os efeitos das condutas observadas – diga-se, a culpa in vigilando da gestão da Diretoria Executiva e a adoção de decisões não informadas sobre os Planos de Negócio e Gestão – extrapolavam o objeto da presente fiscalização. As causalidades e consequências de eventuais omissões podem ir muito além do empreendimento ora em estudo.

569. Considerou-se que a responsabilização com base somente nos elementos relacionados às refinarias Premium I e Premium II poderia levar a conclusão limitada em relação aos efeitos das condutas dos gestores faltantes. A atuação que se esperava desses administradores tinha reflexos potenciais em outros empreendimentos, uma vez que o acompanhamento das metas do abastecimento, invariavelmente, envolvia as Refinarias do Comperj e da Rnest.

570. A respeito do Conselho Fiscal, pelo fato de o órgão não possuir competências relacionadas à gestão da companhia, concluiu-se que, pela natureza dos achados apontados neste presente trabalho serem de gestão, não haveria responsabilidade a ser apurada a respeito do achado relatado.

571. Não se propôs a conversão dos autos em TCE, visto que o valor do débito não é totalmente apurável neste momento processual. Além disso, as respostas às oitivas e audiências feitas na proposta deste trabalho ajudarão na apuração do valor total e do quantum atribuível a cada responsável.

572. Por fim, foram propostos a solicitação de informações ao MPF e à Polícia Federal a respeito do envolvimento dos responsáveis deste processo em eventual crime praticado na condução dos projetos das Premium porventura identificados no âmbito da Operação Lava Jato, e o encaminhamento de cópias a órgãos cuja atuação relaciona-se com o objeto deste processo.

VI. PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO573. Diante do exposto, encaminhem-se os autos à consideração superior, propondo:I) determinar à SeinfraPetróleo, com base no art. 157, caput, do Regimento Interno do TCU

c/c arts. 43 e 44 da Resolução-TCU nº 259/2014, que constitua fiscalização, em autos específicos, para a avaliação da responsabilidade do Conselho de Administração da Petrobras, nos termos de suas obrigações corporativas relacionadas à Lei das S.A. (Lei 6.404/1976), tendo em vista a constatação nesta auditoria de possível omissão desse órgão corporativo em relação a seu dever estatutário e legal (Lei 6.404/1976) de fiscalizar a gestão da Diretoria Executiva, observada no período das decisões determinantes para o prejuízo verificado nas Refinarias Premium I e II, empreendimentos que em conjunto com as Refinarias do Comperj e Abreu e Lima eram considerados estratégicos para o atingimento de metas corporativas relacionadas à ampliação da capacidade de refino no país, devendo a Unidade Técnica abordar os seguintes aspectos nessa análise de responsabilidades:

I.1) avaliação do cumprimento do dever de diligência (art. 153) por parte dos membros do Conselho de Administração, sob os aspectos do dever de vigiar (culpa in vigilando) e acompanhar a gestão da Diretoria Executiva, e do dever de se informar, referente à busca de esclarecimentos relevantes e razoavelmente disponíveis para suas decisões acerca dos Planos de Negócio da Companhia;

I.2) verificação de possível conduta omissiva do Conselho de Administração em relação aos demais projetos de investimento do Abastecimento, considerados estratégicos em conjunto com as Refinarias Premium (Comperj e Rnest) para o alcance de metas e implementação de estratégias corporativas relacionadas a essa Área de Negócio, tais como ‘Capacidade de Processamento no Brasil’ e ‘Expansão do Refino’;

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I.3) exame, em separado, da conduta dos Conselheiros Presidentes no período para avaliar eventual descumprimento do dever de informar (art. 157 da Lei 6.404/1976) ao Conselho de Administração fatos relevantes sobre esses projetos de investimento a respeito dos quais esses conselheiros obrigatoriamente tinham conhecimento por também integrarem a Diretoria Executiva, órgão responsável pela aprovação das passagens de fase dos projetos; e também verificar possível falta de comprometimento com a preservação da empresa, o que pode caracterizar, em última instância, descumprimento do dever de lealdade, imposto pelo art. 155 da Lei das S.A.;

I.4) avaliar, com base nas informações que serão encaminhadas pelo Ministério Público e a Polícia Federal em resposta ao item VII.4 desta proposta, eventual descumprimento do dever de lealdade de algum membro desses órgãos, em relação aos empreendimentos objeto do processo;

I.5) levantar possíveis dissidências registradas em ata por membros desse órgão, caso seja constatada a responsabilidade do Conselho de Administração;

II) realizar, com base no art. 43, inciso II da Lei 8.443/1992 e no art. 250, inciso IV, do Regimento Interno do TCU, audiência dos responsáveis abaixo relacionados, para que, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência, apresentem suas razões de justificativa, pela Gestão Temerária do empreendimento, nos termos consubstanciados neste relatório instrutivo, especificamente, a respeito das propostas contempladas pelo DIP AB-CR 228/2008 (peça 44), relativo aos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II, as quais, em virtude das falhas a seguir listadas, resultaram na assunção desmedida e temerária de riscos para a Petrobras:

a) aumento capacidade de processamento do projeto em 80% (de 500 mil para 900 mil bpd), sem estudos suficientes para embasar a decisão;

b) aprovação da inclusão da Refinaria Premium II na carteira de projetos concomitantemente à aprovação de sua Fase II, sem a realização dos estudos típicos de Fase I, eliminando, assim, a primeira fase de estudos do projeto, em desacordo com o previsto em normativo interno (Sistemática para Aprovação de Projetos de Investimento);

c) inclusão de segunda refinaria (Premium II – Ceará) em localidade distinta da primeira, sem estudos que comprovassem ser mais vantajoso optar por essa configuração, em vez de instalar a sua capacidade adicional de processamento no mesmo sítio da primeira (Premium I – Maranhão), o que tenderia a diminuir custos de off-sites e extramuros;

d) aprovação da Fase II com base em: d.1) projeto de maturidade incompatível com a exigida para aprovação da Fase II,

desacompanhado de análises de risco, em desacordo com a Sistemática Corporativa para Aprovação de Projetos de Investimento;

d.2) avaliação econômica com falhas: baseada em curva de produção de petróleo desatualizada, sem contemplar capital de giro para tancagem/dutos nem antecipação de desembolsos da estratégia de fast-tracking no fluxo de caixa; e) autorização para antecipar a de aquisição de equipamentos críticos à revelia dos alertas contidos em pareceres das Área Corporativas da Petrobras que indicavam o alto risco de insucesso dessa estratégia:

Responsáveis:II.1) Sra. Venina Velosa da Fonseca, na condição de Gerente Executivo do Abastecimento

Corporativo (CPF: 550.496.306-06), Sr. Paulo Sergio Rodrigues Alonso, na condição de Substituto do Gerente Executivo de Materiais (CPF: 389.752.627-15) e Sr. Pedro José Barusco Filho, na condição de Gerente Executivo Engenharia (CPF: 987.145.708-15) por elaborar e submeter o DIP AB-CR 228/2008 com as falhas acima descritas para aprovação da Diretoria Executiva;

II.2) Sr. Paulo Roberto Costa (CPF 302.612.879-15), na condição de Diretor do Abastecimento, por ter acolhido as propostas do DIP AB-CR 228/2008, com as falhas acima descritas, submetendo-as para aprovação da Diretoria Executiva;

II.3) Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo (CPF 042.750.395-72), Sr. Paulo Roberto Costa (CPF 302.612.879-15), Sra. Maria das Graças Silva Foster (CPF 694.772.727-87), Sr. Almir Guilherme Barbassa (CPF 012.113.586-15), Sr. Guilherme de Oliveira Estrella (CPF 012.771.627-

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00), Sr. Jorge Luiz Zelada (CPF 447.164.787-34), na condição de membros da Diretoria Executiva, por terem aprovado as propostas do DIP AB-CR 228/2008 com as falhas acima descritas, nos termos da Ata da DE nº 4.704, item 25 de 18/6/2008 – Pauta nº 727 (peça 55), em descumprimento ao dever de diligência imposto aos administradores de Sociedade Anônima pelo art. 153 da Lei 6.404/1976.

III) realizar, com base no art. 43, inciso II da Lei 8.443/1992 e no art. 250, inciso IV, do Regimento Interno do TCU, audiência dos responsáveis abaixo relacionados, para que, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência, apresentem suas razões de justificativa pela Gestão Temerária do empreendimento, nos termos consubstanciados neste relatório instrutivo, em específico a respeito do DIP AB-PGI 192/2009 (peça 45), relativo aos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II, as quais, em virtude das falhas a seguir listadas, resultaram na assunção desmedida e temerária de riscos para a Petrobras:

a) autorização da antecipação da contratação e execução dos serviços de terraplenagem da Refinaria Premium I, bem como a elaboração de projeto básico e Feed das Refinarias Premium I e II (atividades típicas de Fases III e IV), com dispêndios de R$ 1.674.729.387,00 (valor reconhecido como prejuízo na baixa contábil no Balanço Patrimonial referente ao 3º Trimestre de 2014 em face da falta de possibilidade de aproveitamento dos produtos) sem que a viabilidade dos projetos de investimento das refinarias estivesse confirmada, pois os estudos existentes apontavam para VPL negativo e consequente necessidade de revisitar premissas básicas dos projetos, tais como o petróleo de carga, mercado alvo, e até mesmo sua localização, para verificar se, com base nos novos elementos, seriam obtidos indicadores econômicos positivos e, por conseguinte, a viabilidade dos empreendimentos;

b) utilizar Pacote de Suporte à Decisão (PSD) incompleto, no qual não foi anexado nenhum parecer das Áreas Corporativas da Petrobras, documentos cuja elaboração seria recomendável para subsidiar a decisão proposta, dado que a autorização de antecipação mencionada no item anterior caracterizou, na prática, a aprovação das fases iniciais dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II:

Responsáveis:III.1) Sra. Venina Velosa da Fonseca, na condição de Gerente Executivo do Abastecimento

Corporativo (CPF: 550.496.306-06), Sr. Ricardo Luís Carneiro Beltrão, na condição de Substituto do Gerente Executivo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello (CPF: 491.944.107-0), Sr. Pedro José Barusco Filho, na condição de Gerente Executivo Engenharia (CPF: 987.145.708-15) e Sr. Celso Fernando Lucchesi, na condição de Diretor Gerente Estratégia e Desempenho Empresarial (CPF 117.047.300-82) por elaborar e submeter o DIP AB-CR 192/2009 com as falhas acima descritas para aprovação da Diretoria Executiva;

III.2) Sr. Paulo Roberto Costa (CPF 302.612.879-15), na condição de Diretor do Abastecimento, por ter acolhido as propostas do DIP AB-CR 192/2009, com as falhas acima descritas submetendo-as para aprovação da Diretoria Executiva;

III.3) Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo (CPF 042.750.395-72), Sr. Paulo Roberto Costa (CPF 302.612.879-15), Sra. Maria das Graças Silva Foster (CPF 694.772.727-87), Sr. Almir Guilherme Barbassa (CPF 012.113.586-15), Sr. Guilherme de Oliveira Estrella (CPF 012.771.627-00), Sr. Jorge Luiz Zelada (CPF 447.164.787-34), na condição de membros da Diretoria Executiva, por terem aprovado as propostas do DIP AB-CR 192/2009, com as falhas acima descritas, nos termos da Ata da DE nº 4.772, item 2 de 27/8/2009 – Pauta nº 836 (peça 56), em descumprimento ao dever de diligência imposto aos administradores de Sociedade Anônima pelo art. 153 da Lei 6.404/1976;

IV) realizar, com base no art. 43, inciso II da Lei 8.443/1992 e no art. 250, inciso IV, do Regimento Interno do TCU, audiência dos responsáveis abaixo relacionados, para que, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência, apresentem suas razões de justificativa, pela Gestão Temerária do empreendimento, nos termos consubstanciados neste relatório instrutivo, em específico a respeito do DIP AB-PGI 211/2013 (peça 46), relativo aos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II, sem que a respectiva documentação atendesse os requisitos da Sistemática Corporativa para

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aprovação das Fases I e II, propondo a continuidade dos projetos de Refinarias Premium, em contexto de limitação orçamentária e de financiabilidade na companhia, assumindo, assim, o risco de serem despendidos US$ 173 milhões no projeto desses empreendimentos, os quais possuíam alto risco de inviabilidade econômico-financeira, pois os pareceres técnicos anexos ao DIP apontavam VPL negativo com base no cenário de referência da companhia e as respectivas análises de riscos indicavam a probabilidade de 98,5% de VPL menor do que zero:

Responsáveis:IV.1) Sr. Wilson Guilherme Ramalho da Silva, na condição de Gerente Executivo de

Abastecimento Programas de Investimento (CPF: 845.513.807-68), Sr. Abilio Paulo Pinheiro Ramos, na condição de Gerente Executivo do Abastecimento Corporativo (CPF: 412.818.707-06), Sr. Mauricio de Oliveira Guedes, na condição de Gerente Executivo de Engenharia para Empreendimentos de Abastecimento (CPF: 839.297.467-00) e Sr. Marcos Isaac Assayag (CPF 117.047.300-82) por elaborar e submeter o DIP AB-PGI 211/2013 com as falhas acima descritas para aprovação da Diretoria Executiva;

IV.2) Sr. José Carlos Cosenza (CPF 222.066.200-495), na condição de Diretor do Abastecimento, por ter acolhido as propostas do DIP AB-PGI 211/2013, com as falhas acima descritas submetendo-as para aprovação da Diretoria Executiva;

IV.3) Sra. Maria das Graças Silva Foster (CPF 694.772.727-87), Sr. Almir Guilherme Barbassa (CPF 012.113.586-15), José Alcides Santoro Martins (CPF 892.522.258-20) , José Antonio de Figueiredo (CPF 507.172.357-34), José Carlos Cosenza (CPF 222.066.200-49), José Eduardo de Barros Dutra (CPF 347.586.406-10) e José Miranda Formigli Filho (CPF: 553.031.707-30) na condição de membros da Diretoria Executiva, por terem aprovado as propostas do DIP AB-PGI 211/2013, com as falhas acima descritas, nos termos da Ata da DE nº 5.053, item 31 de 24/07/2013 – Pauta nº 836 (peça 57), em descumprimento do dever de diligência imposto aos administradores de Sociedade Anônima pelo art. 153 da Lei 6.404/1976;

V) realizar, com base no art. 250, inciso V, do Regimento Interno do TCU, oitiva da Petróleo Brasileiro S.A., para que, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência se manifeste:

V.1) sobre eventuais providências adotadas no sentido de implementar a seguinte recomendação feita pelo Conselho Fiscal à Alta Administração Companhia:

‘(...) adote imediatas providências na busca da mais ampla indenização dos prejuízos impostos à Companhia por seus ex-administradores, bem como por empresas contratadas para fornecimento de materiais, bens e serviços independentemente das medidas já propostas ou que vierem a ser propostas pelo Ministério Público, protagonizando assim a defesa dos seus próprios interesses.’

V.2) se assim desejar, acerca das irregularidades apontadas neste relatório.VI) determinar à SeinfraPetróleo, com base no art. 157, caput, do Regimento Interno do TCU,

que após a análise das audiências supracitadas e da resposta da oitiva da Petrobras proposta no tópico anterior, verifique se os elementos existentes neste processo atendem os requisitos de conversão dos autos em Tomada de Contas Especial, com a imediata citação dos responsáveis, considerando:

VI.1) a evolução dos gastos (prejuízos) decorrentes de despesas supervenientes ao registro das baixas contábeis, como despesas com manutenção e compromissos com terceiros;

VI.2) a devida quantificação dos prejuízos, aquilatando as frações das baixas contábeis não relacionadas a condutas compatíveis com o business judgement rule;

VI.3) a dosagem e proporção dos eventuais prejuízos em coerência com as condutas relacionadas em cada fase de decisão ora questionada;

VI.4) a comparação de exigibilidade de condutas e eventual desvio ao dever de lealdade possivelmente estampada em documentos provindos do compartilhamento judicial oriundo das investigações da Operação Lava Jato;

VII) encaminhar cópia deste relatório e da deliberação que vier a ser adotada, acompanhada do relatório e do voto que a fundamentam, alertando-os para o grau de sigilo conferido às peças enviadas:

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VII.1) à Comissão Externa da Câmara dos Deputados constituída para investigar o cancelamento da construção das refinarias Premium I e II da Petrobras no Nordeste;

VII.2) à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional (CMO), por se tratar de fiscalização inscrita no Fiscobras 2015;

VII.3) à Diretoria de Governança, Risco e Conformidade, ao Conselho Fiscal e ao Conselho de Administração da Petrobras;

VII.4) ao Ministério Público Federal e à Polícia Federal, solicitando os seus préstimos no sentido de informar a este Tribunal se no âmbito das investigações da Operação Lava Jato foi observada conduta criminosa por parte de algum dos responsáveis arrolados no presente processo, especificamente na condução dos projetos de investimento das Premium I e II, para subsidiar a análise de eventual descumprimento de outros deveres, em especial do dever de lealdade, impostos a administradores de Sociedade Anônima, nos termos da Lei 6.404/1976;

VII.5) à Comissão de Valores Mobiliários.”3. O Diretor da SeinfraPetróleo, supervisor da auditoria, assim se manifestou:“Trata-se de processo de fiscalização integrante do ciclo Fiscobras/2015, conforme Despacho

autorizativo do Min. Walton Alencar Rodrigues no âmbito do TC 029.823/2014-5. O objetivo dos trabalhos foi apurar as causas e eventuais responsabilidades relacionadas ao encerramento dos projetos de implantação das refinarias Premium I e Premium II, respectivamente nos estados do Maranhão e Ceará, do que restou configurado prejuízo contábil para a Petrobras de R$ 2,8 bilhões.

Registra-se, de início, que o escopo de análises destes trabalhos não se limitou à mera conformidade dos contratos firmados pela Petrobras no intento de construir as refinarias Premium. Mais importou o fluxo decisório, a cadeia de tomadas de decisão que levou às contratações. Foram as ações atreladas às gestões táticas e estratégicas as mais almejadas pelos testes de auditoria. Estavam as decisões embasadas em suporte técnico adequado? Os padrões corporativos para implantação de projetos de investimento foram fielmente observados? As condutas dos administradores da companhia foram consoantes aos deveres e responsabilidades estatuídos na Lei das Sociedades Anônimas? Enfim, a motivação para a fiscalização foi perquirir os atos de gestão e governança relacionados à implantação de um projeto que deu errado, e que levou a estatal a efetivar uma baixa contábil de R$ 2,8 bilhões no balanço patrimonial do 3º Trimestre de 2014.

Ao final da fiscalização, foi consignado apenas um achado de auditoria: Gestão Temerária na implantação dos empreendimentos. Em diversas ocasiões ao longo da evolução dos projetos, foram constatadas decisões não devidamente subsidiadas em critérios e pareceres técnicos então existentes, incongruentes com condutas zelosas – tudo isso em um cenário de elevados riscos, havendo, nos momentos de decisão, estudos indicativos de relevantes resultados financeiros desfavoráveis para a Petrobras. Na situação encontrada – a título ilustrativo –, verificou-se que os gestores detinham informações de que a viabilidade econômico financeira das refinarias Premium não se sustentava e, a despeito dos ‘ponteiros no vermelho’, seguiram adiante com os projetos. Mais do que isso; adotaram um programa de aceleração das obras ou, no jargão próprio, um fast tracking de execução, antecipando investimentos irreversíveis e atropelando as diretrizes e sistemáticas corporativas que os orientavam na trilha da gestão diligente.

Não apenas a cadeia de decisões de gestão foi verificada, mas a atuação do mais alto órgão de governança corporativa da Petrobras: o Conselho de Administração. Assim, as funções básicas de avaliar o ambiente, os cenários, o desempenho e os resultados da entidade; o monitoramento das políticas e planos estratégicos, confrontando-os com metas estabelecidas; e o dever de direcionar (ou redirecionar) os órgãos de direção superiores no alinhamento às expectativas das partes interessadas tiveram olhares atentos dos auditores. Afinal, na estrutura de governança também importa a qualidade do processo decisório e sua efetividade.

A sucessão de atos que resultou no fracasso dos projetos e no prejuízo contábil bilionário só foi interrompida no momento em que a Petrobras passou a enfrentar limitações para financiar seus projetos de investimento, e isso em data recente – ao final de 2014, início de 2015.

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Diante dos fatos minudentemente narrados no relatório, não restou alternativa à equipe de auditoria que não fosse avaliar a responsabilidade dos gestores envolvidos, incluindo-se no rol os membros da Diretoria Executiva e Conselho de Administração. Como propostas, foram consignadas audiências para os dirigentes diretamente envolvidos na implantação das refinarias Premium e a abertura de procedimento fiscalizatório específico para avaliar eventuais condutas coniventes ou negligentes dos membros do Conselho de Administração, no que concerne ao dever geral de fiscalizar a gestão dos diretores – supedâneo de seus deveres de diligência e lealdade e dos princípios da eficiência, responsabilidade e probidade, básicos da governança corporativa.

Há dizer que esta última proposta considera a necessidade de os atos de liderança, acompanhamento e controle dos membros do Conselho de Administração serem analisados sob um maior escopo, não adstrito a implantação de um ou outro projeto de investimento, mas de todos aqueles inseridos na estratégia corporativa por eles mesmos aprovada, em especial a ‘ampliação do parque de refino’.

Nesse cenário, ganham relevância trabalhos já em curso neste Tribunal que indicam padrões de condutas convizinhas às constatadas na condução das refinarias Premium, a exemplo do Comperj e Rnest. Na implantação desses empreendimentos, também foram verificadas ações de aceleração de cronogramas; imaturidades de projetos; inadequações na estrutura de distribuição de riscos contratuais; baixos graus de certeza das necessidades de investimentos; entre outros aspectos que demandavam ações diligentes dos representantes da mais alta cúpula administrativa da Petrobras.

Desse modo, mais bem serão caracterizadas eventuais condutas contrárias aos deveres legais, estatutários e principiológicos da boa governança corporativa – inerentes aos membros do Conselho de Administração da Petrobras – se forem amiúde analisadas no devido contexto de suas atribuições e no respectivo ambiente negocial em que se inseriam. Por essa razão, se propõe um processo independente de controle externo.

Feito esse exórdio, anuo in totum às conclusões e propostas dos trabalhos, e destaco que as análises empreendidas pela equipe técnica – coordenada pela auditora Gabriela Silva – são tecnicamente consistentes e foram realizadas de maneira imparcial, autônoma e independente, mesmo diante de uma vasta gama de informações sensíveis que surgiram pelo descortino dos atos de gestão dos membros da máxima instância administrativa da estatal petroleira, razão pela qual parabenizo a equipe pelo trabalho desenvolvido, especialmente considerada a complexidade da situação encontrada.

De todo o exposto, manifesto-me de acordo com as conclusões e encaminhamentos apostos na instrução precedente e submeto os autos à apreciação superior, para posterior remessa ao Gabinete do Exmo. Sr. Ministro-Relator José Múcio Monteiro.”

4. Finalmente, o secretário da unidade técnica pronunciou-se nestes termos:“Ao tempo que parabenizo a equipe de auditoria, formada pelos auditores Gustavo Sena

Corrêa e Paulo Somesom Tauk, coordenados pela auditora Gabriela da Costa Silva, junto-me às valorosas considerações do diretor da subunidade, Marcelo Rodrigues Alho, responsável pela supervisão da fiscalização.

Em síntese, o objetivo desta fiscalização, realizada pela SeinfraPetróleo e SecexEstatais, foi apurar as causas e eventuais responsabilidades relacionadas a prejuízos nas refinarias Premium I e II, cujas obras, após investimentos de quase três bilhões de reais, tiveram os projetos encerrados pela companhia, com o prejuízo nesse montante registrado no balanço contábil da estatal.

Nesse contexto, ganha destaque no trabalho a avaliação dos atos de gestão dos dirigentes executivos da empresa, e ainda do seu Conselho de Administração, que podem ter contribuído para o mencionado dano. A propósito, o exame dos atos praticados pelos membros do Conselho de Administração atendeu à decisão do Pleno desta Corte, inserida na Comunicação ao Plenário de 18 de março de 2015 (Ata nº 9/2015), de autoria do Exmo. Ministro-Substituto André Luís de Carvalho.

De pronto, ponho-me de acordo com o encaminhamento esposado pela equipe de auditoria, anuída pelo diretor, nas peças que antecedem este expediente. Acrescento ao acurado trabalho apenas

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dois pontos que fogem ao objeto central da fiscalização, mas que julgo de elevada importância para exame do Exmo. Relator, Ministro José Múcio Monteiro.

O primeiro, de ordem meramente processual, refere-se à confidencialidade dos autos. Para atender ao objetivo do trabalho, a fiscalização conheceu o fluxo decisório dos projetos

das refinarias, com acesso a documentos com classificação sigilosa previamente definida pela companhia. Entre os documentos com essa chancela, estão atas de reunião do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva, bem como pacotes de suporte à decisão, com diversos pareceres técnicos, análises de mercado, estudos de viabilidade técnica e econômica etc. Consequentemente, o relatório de auditoria traz informações com essas características.

Embora a equipe de auditoria tenha classificado a integralidade do relatório de fiscalização como sigiloso, peço vênia para discordar desse posicionamento. As informações trazidas ao relatório, mesmo aquelas oriundas de documentos sigilosos, relacionam-se a atos de gestão passados, de projetos não continuados (encerrados). Não vejo situação em que a publicidade in totum dessa peça de auditoria possa trazer prejuízos à companhia, a ponto de se exigir julgamento desta Corte em sessão reservada.

De todo modo, pondero, com fim de se atender aos anseios da sociedade para a máxima transparência dos atos da Administração Pública, ser bastante plausível a publicidade desse documento, com as devidas cautelas de salvaguarda da confidencialidade imposta pela estatal para determinadas informações. A propósito, em situações semelhantes, em pelo menos dois momentos, este Tribunal decidiu, com os cuidados que a matéria exige, deliberar em sessões abertas ao público, com total prestígio à transparência dos atos praticados pela Administração Pública.

Na apreciação da auditoria de avaliação da gestão das obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, Comperj (TC 006.981/2014-3), à época, o Exmo. Ministro José Jorge fez as seguintes ponderações:

Excertos do Voto que fundamentou o Acórdão 3.090/2014-TCU-Plenário ‘4. Antes de adentrar nas questões de mérito, gostaria de tecer alguns comentários acerca da

confidencialidade do processo. Conforme assinalado no Relatório, os documentos entregues em resposta aos ofícios de requisição da auditoria foram, integralmente e de forma genérica, classificados como sigilosos, sob a tese de que as informações nele contidas poderiam representar vantagem competitiva a outros agentes econômicos.

5. Assinala a unidade técnica que a Petrobras não observou os dispositivos da Lei 12.527/2011 (Lei de Acesso à Informação, LAI), notadamente seu art. 28, que determina que a classificação da informação, em qualquer grau de sigilo, deve conter, no mínimo: arrazoados acerca do assunto sobre o qual versa a informação; os fundamentos jurídicos para a classificação; a indicação do prazo de sigilo ou do evento que defina seu termo final; e a identificação precisa da autoridade que a classificou. Isso porque, nos termos da lei, a publicidade é preceito geral e o sigilo é exceção.

6. Relembro que a empresa adotou comportamento idêntico no processo relativo à refinaria de Pasadena, oportunidade em que ressaltei que não havia direitos individuais a serem preservados tampouco interesse público que exigisse o julgamento em sessão reservada. Ao contrário, o interesse público apontava no sentido de se conferir ao processo a máxima transparência, contribuindo para a competitividade, governança corporativa e para os interesses de seus acionistas minoritários.

7. Da mesma forma, não vislumbro no presente processo desvantagem de qualquer ordem para a Petrobras frente a outros agentes econômicos que possam resultar da extração, tratamento e apresentação dos dados contidos nos documentos encaminhados pela empresa, procedimentos como já tive a oportunidade de ressaltar necessários à missão conferida a esta Corte decorrente de expressa previsão constitucional.

8. De qualquer maneira, somente as informações que podem ser trazidas ao descortino social estão sendo divulgadas, permanecendo resguardados os dados mais sensíveis. Além disso, a teor do § 2º do art. 4º da Resolução TCU nº 254/2013, está mantido o sigilo de todas as peças elencadas pela SecobEnergia, com permissão de acesso somente às partes ou representantes legalmente constituídos.

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9. Deve-se, outrossim, dar ciência à Petrobras quanto à não observância dos dispositivos da Lei 12.527/2011, no que tangencia a classificação de informação como sigilosa.’

Recentemente, esta Corte deparou-se com situação análoga, quando da apreciação de fiscalização da SecexEstatais sobre aquisições e alienações de ativos promovidas pela Petrobras. Com o mesmo entendimento de promover a publicidade dos atos, o Relator desse caso, o Exmo. Ministro Vital do Rêgo assim observou:

Excertos do Voto que fundamentou o Acórdão 1.941/2015-TCU-Plenário ‘2. Antes de adentrar nas questões de mérito, julgo necessário tecer alguns comentários sobre

a confidencialidade do processo. Embora os documentos encaminhados pela Petrobras tenham sido classificados como sigilosos, considero que não há direitos individuais a serem preservados tampouco interesse público que exija a apreciação em sessão reservada. Adoto, portanto, procedimento análogo ao que foi empregado nos processos relativos à refinaria de Pasadena e ao Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), ambos apreciados em sessões ordinárias do plenário.

3. De qualquer maneira, somente as informações que podem ser trazidas ao descortino social estão sendo divulgadas, permanecendo resguardados os dados mais sensíveis. Além disso, a teor do §2º do art. 4º da Resolução-TCU 254/2013, está mantido o sigilo de todas as peças elencadas pela Secex Estatais/RJ, com permissão de acesso somente às partes ou representantes legalmente constituídos.’

Avalio que a apreciação pública desta auditoria, à semelhança dos julgados citados, também alinha-se ao interesse da sociedade brasileira de se prestigiar a máxima transparência dos atos da Administração Pública. Para tanto, nos moldes adotados nas ditas deliberações, proponho a publicidade do relatório de fiscalização com reservas às informações que, de alguma forma, possam comprometer a quebra da confidencialidade de informações chanceladas pela Petrobras. Para isso, sugiro anonimato dos seguintes parágrafos do relatório de fiscalização: 395 e 396; 452 a 456 e 458.

O segundo ponto, de natureza legal, relaciona-se a eficácia de decisão que o TCU vier adotar em face das audiências, e mesmo de citações, decorrentes deste processo, em razão de possível ilegalidade de dispositivo do Estatuto da Petrobras.

Especificamente, reporto-me às prerrogativas franqueadas no art. 23 do Estatuto da Petrobras (peça 26) aos membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva, a saber:

‘Art. 23- Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva responderão, nos termos do art. 158, da Lei 6.404, de 1976, individual e solidariamente, pelos atos que praticarem e pelos prejuízos que deles decorram para a Companhia, sendo-lhes vedado participar na deliberação acerca de operações envolvendo sociedades em que participem com menos de 10% (dez por cento), ou tenham ocupado cargo de gestão em período imediatamente anterior à investidura na Companhia.

§ 1º- A Companhia assegurará a defesa em processos judiciais e administrativos aos seus administradores, presentes e passados, além de manter contrato de seguro permanente em favor desses administradores, para resguardá-los das responsabilidades por atos decorrentes do exercício do cargo ou função, cobrindo todo o prazo de exercício dos respectivos mandatos.

§ 2º- A garantia prevista no parágrafo anterior se estende aos membros do Conselho Fiscal, bem como a todos os empregados e prepostos que legalmente atuem por delegação dos administradores da Companhia.’

Diante do trabalho em exame, e de outros que possam envolver responsabilidades de administradores dessa estatal, a necessidade de se entender a aplicação prática pela empresa desse dispositivo, em especial sobre a existência, na Companhia, de condicionantes ou restrições para usufruto pelos administradores das prerrogativas nele previstas (§§ 1º e 2º), mostra-se deveras importante para o resguardo das deliberações de mérito que vierem a ser prolatadas.

Somente com a leitura textual do disposto no § 1º desse artigo, não fica patente qualquer limitação que impossibilite o oferecimento pela Petrobras de defesa em processos judiciais e administrativos e de seguro em favor de administradores que tenham causado prejuízos à companhia, decorrentes de atos de gestão sem diligência ou com deslealdade. A simples possibilidade de um mau

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administrador se beneficiar de forma indesejada dessas prerrogativas, a partir de interpretação ampliada do dispositivo, tornará inócuas decisões desta Corte que penalizem ou responsabilizem tal agente por danos causados à empresa. O que se discute é a própria eficácia da disposição republicana do controle. Em última instância, pode-se reputar, óbices constitucionais à dita previsão estatutária da Petrobras, portanto.

Além disso, a imposição de limites para aplicação do dito dispositivo é, a meu ver, conditio sine qua non para a boa governança da companhia. Entendimento contrário torna o ordenamento da empresa, em certa medida, instrumento de defesa e suporte para dirigentes sem zelo ou desprovidos de compromisso com os objetivos da companhia, algo incompatível com o estabelecido na Lei 6.404, de 15 de dezembro de 1976 (Lei das Sociedades Anônimas).

Ao se ler o art. 158 dessa Lei, vê-se que o normativo legal não previu qualquer tipo de proteção ao administrador inábil que, no exercício de suas atribuições, de forma ilícita ou pouco zelosa, tenha concorrido com prejuízos à sociedade anônima:

‘Art. 158. O administrador não é pessoalmente responsável pelas obrigações que contrair em nome da sociedade e em virtude de ato regular de gestão; responde, porém, civilmente, pelos prejuízos que causar, quando proceder:

I – dentro de suas atribuições ou poderes, com culpa ou dolo; II – com violação da lei ou do estatuto. § 1º O administrador não é responsável por atos ilícitos de outros administradores, salvo se

com eles for conivente, se negligenciar em descobri-los ou se, deles tendo conhecimento, deixar de agir para impedir a sua prática. Exime-se de responsabilidade o administrador dissidente que faça consignar sua divergência em ata de reunião do órgão de administração ou, não sendo possível, dela dê ciência imediata e por escrito ao órgão da administração, no conselho fiscal, se em funcionamento, ou à assembléia-geral.

§ 2º Os administradores são solidariamente responsáveis pelos prejuízos causados em virtude do não cumprimento dos deveres impostos por lei para assegurar o funcionamento normal da companhia, ainda que, pelo estatuto, tais deveres não caibam a todos eles.

§ 3º Nas companhias abertas, a responsabilidade de que trata o § 2º ficará restrita, ressalvado o disposto no § 4º, aos administradores que, por disposição do estatuto, tenham atribuição específica de dar cumprimento àqueles deveres.

§ 4º O administrador que, tendo conhecimento do não cumprimento desses deveres por seu predecessor, ou pelo administrador competente nos termos do § 3º, deixar de comunicar o fato a assembléia-geral, tornar-se-á por ele solidariamente responsável.

§ 5º Responderá solidariamente com o administrador quem, com o fim de obter vantagem para si ou para outrem, concorrer para a prática de ato com violação da lei ou do estatuto.’

Sobre a aplicação e o alcance desse disposto legal, vale menção a algumas reflexões de Carvalhosa e Latorraca, contidas na obra Comentários à Lei de Sociedades Anônimas (BRASIL. Carvalhosa, Modesto e Latorraca, Nilton. Comentários à Lei de Sociedades Anônimas. 3º vol. 3ª ed. São Paulo. Editora Saraiva. 2003. p. 361/362):

‘Responsabilidade objetiva A norma [art. 158 da Lei 6.404, de 15 de dezembro de 1976] estabelece a responsabilidade

civil do administrador por descumprimento da lei, no que respeita ao funcionamento normal da companhia. Trata-se de infringência de preceitos legais. Nessa inobservância inclui-se o cumprimento tardio ou inoportuno das obrigações de fazer legalmente estabelecidas.

Por se tratar de encargos legais, a responsabilidade será objetivada, presumindo-se a culpa do administrador. Respondem pela violação da lei, na espécie, tanto os diretores como os membros do Conselho de Administração.

Companhias abertas e fechadas Solidariedade

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Nas companhias fechadas, sendo todos os administradores solidariamente responsáveis pelos danos, terão aqueles condenados que não participaram da fraude à lei ação regressiva para se ressarcirem do valor da reparação.

Nas companhias abertas a lei presume que, em face da sua dimensão e da especialização estatutária das funções administrativas, a solidariedade somente se estabelece por conivência ou negligência. Consequentemente, para que se estabeleça o vínculo de solidariedade, há que se indagar da conduta do outro administrador. Deve, então, a companhia estabelecer o nexo de causalidade, com base na culpa do outro administrador.

Nas companhias abertas, portanto, aquele administrador que individualmente infringiu a lei, no que respeita ao seu funcionamento normal, tem responsabilidade objetivada, presumindo-se a sua culpa. Quanto aos demais administradores, a responsabilidade será objetiva. Provado o nexo entre a existência do dano e a conduta antijurídica, por dolo ou culpa, originada de conivência ou negligência, estará configurada a solidariedade.

Ineficácia de cláusula excludente de responsabilidade As normas sobre responsabilidade cível são de ordem pública. Serão ineficazes os pactos que

limitem a responsabilidade. A obrigação do ressarcimento nasce da lei, não podendo sobrepor-se a vontade das partes ao mandamento legal.

Será, consequentemente, ineficaz a renúncia antecipada à ação de responsabilidade, seja esta objetivada, por violação da lei ou do estatuto, seja subjetiva, por desvio ou abuso de poder ou, ainda pela solidariedade, nos casos de companhias abertas.’

Observe-se que, conforme explicado pelos autores, não há espaço para proteção do mau administrador. Considerando a falta de clareza do § 1º do art. 23 do estatuto da empresa, e dos riscos já citados que essa imprecisão pode causar, avalio oportuno que, em autos apartados, se ouça a Petrobras acerca da forma e dos limites adotados para aplicação desse dispositivo legal, bem como se verifique possível afronta desse parágrafo ao estabelecido no art. 158 da Lei 6.404, de 15 de dezembro de 1976.

A apreciação da matéria em autos apartados faz-se necessária em razão de essa questão apenas tangenciar os pontos tratados neste processo, não se observando relação de dependência entre os assuntos.

Em epílogo, no que se refere ao não envio da presente auditoria ao comentário preliminar dos gestores, não obstante a relevância dos achados, entendeu-se não ser o caso, em face dos estreitos limites de prazo para o encaminhamento do relatório imposto pela LDO; sem prejuízo de viabilizar do contraditório e a ampla defesa dos dirigentes arrolados, como também da Petrobras, nos termos do encaminhamento proposto pela equipe de auditoria.

Pelo exposto, sugiro que sejam acrescentados à proposta da equipe de auditoria e às importantes observações do diretor supervisor do trabalho, os seguintes encaminhamentos:

a) conferir, com base nos arts. 23 e 28 da Lei 12.527/2011, publicidade ao presente relatório de fiscalização, à exceção dos seus parágrafos 395 e 396, 452 a 456 e 458;

b) determinar, com fundamento no § 1º do art. 157 do Regimento Interno do TCU, oitiva da Petrobras para que, no prazo de 15 (quinze) dias, se manifeste acerca da forma e dos limites adotados para aplicação do disposto § 1º do art. 23 do seu Estatuto Social, bem como sobre possível afronta desse parágrafo ao estabelecido no art. 158 da Lei 6.404, de 15 de dezembro de 1976;

c) determinar, com fundamento no art. 43 da Resolução-TCU nº 259, de 7 de maio de 2014, a constituição de autos apartados para dar tratamento do assunto objeto da oitiva determinada no item b.”

É o relatório.

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VOTO

Este processo cuida de auditoria realizada na Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), com o objetivo de examinar os atos de gestão relativos ao prejuízo da ordem de R$ 2,8 bilhões, reconhecido no balanço Patrimonial de 2014 da companhia, decorrente do encerramento dos projetos para a construção das Refinarias Premium I e II, nos Estados do Maranhão e Ceará, respectivamente.

2. Em caráter preliminar, quero me congratular com a equipe de fiscalização pela forma minuciosa e precisa com que elaborou o relatório em discussão. Os auditores abordaram, com a profundidade requerida pelo caso, detalhes do processo decisório da Petrobras, sempre fundamentando suas conclusões em referências sólidas, com o exame dos elementos colhidos com a própria companhia, tendo como parâmetro a legislação, a jurisprudência e a doutrina especializada.

I3. As atividades atinentes aos referidos projetos ocorreram no período entre 2006 e 2014.

Embora a baixa contábil do 3º Trimestre de 2014 tenha sido de R$ 2.824.678.701,00, a Petrobras previu gastos futuros de R$ 111.363.321,00, que seriam realizados, em sua maioria, em 2015.

4. Quanto à apuração das responsabilidades dos dirigentes, a equipe de auditoria analisou em que medida os atos de gestão podem ser considerados regulares, examinando se foram efetivados com o zelo e a diligência exigidos em lei para o resguardo do patrimônio da companhia. Dito de outra forma, buscou-se apurar se uma possível conduta irresponsável e negligente dos dirigentes contribuiu para a ocorrência do dano.

5. Nesse sentido, a Lei 6.404/1976, Lei das Sociedades Anônimas (S.A.) – à qual se submetem as sociedades de economia mista, por força de disposição expressa de seu art. 235 –, foi utilizada como o principal parâmetro legal para avaliar o desempenho dos executivos da Petrobras no caso em discussão (também foi usado o próprio estatuto social da entidade). Essa lei define as competências do Conselho de Administração e da Diretoria, e estabelece os deveres e responsabilidades dos administradores de uma S.A. (também aplicáveis a órgãos técnicos e consultivos), que são, em síntese: deveres de diligência, de lealdade e de informar; atuação em busca dos interesses da companhia, sem desvio de poder; e não intervenção em operações quando houver interesse conflitante com o da companhia.

6. O aludido diploma legal apresenta ainda as hipóteses em que os dirigentes estão isentos de responsabilização pelas perdas que causarem. O art. 158 define que o administrador não responde pessoalmente por atos regulares de gestão, exceto se proceder: “I - dentro de suas atribuições ou poderes, com culpa ou dolo; II - com violação da lei ou do estatuto”. O § 6º do art. 159 estabelece que “o juiz poderá reconhecer a exclusão da responsabilidade do administrador, se convencido de que este agiu de boa-fé e visando ao interesse da companhia”. Esses dispositivos originaram-se do business judgement rule (expressão usualmente traduzida como “regra de decisão empresarial”), preceito do direito societário norte-americano, que prevê, em casos de prejuízo da companhia, a possibilidade de afastar a responsabilização do agente quando este atua nos limites de suas competências, com lisura e boa-fé, sendo o dano, nessas situações, considerado como inerente à atividade econômica.

7. Para a análise da conduta dos dirigentes, também é importante destacar as regras estabelecidas pela companhia quanto ao processo decisório em projetos de investimento. Conforme explicado no relatório de auditoria, na Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras, são estabelecidas diretrizes que tendem a mitigar significativamente os riscos envolvidos no negócio. Seu intuito é padronizar os procedimentos adotados pelos diversos setores participantes do ciclo de vida de um projeto. Entre as boas práticas empregadas, destaco os documentos elaborados para fornecer subsídios técnicos para as decisões dos administradores, que formam o Pacote de Suporte à Decisão (PSD), bem como os denominados “portões de decisão”, momentos que antecedem

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avanços relevantes do projeto, quando se reavalia a pertinência em continuá-lo, bem como a conveniência em alterá-lo, adequando-o a possível mudança de cenários.

8. O Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) integra o mencionado PSD. Em suma, seu principal parâmetro é o Valor Presente Líquido (VPL), obtido mediante a metodologia de fluxo de caixa descontado, sendo requisito para a aprovação de fase de determinado projeto o VPL superior a zero. Ressalto que, no cálculo realizado, considera-se a viabilidade do empreendimento não apenas de forma isolada, mas também quanto a seu impacto em relação a outros investimentos efetuados pela companhia.

9. Portanto, tendo como base essas referências, sobretudo a Lei das S.A., pôde-se estabelecer um padrão de conduta esperado dos gestores, sendo os desvios em relação a esse parâmetro sujeitos à intervenção deste Tribunal, com a possível adoção de medidas tendentes a punir os responsáveis e a promover o ressarcimento de eventual débito apurado.

10. Quanto ao único achado de auditoria, denominado de “gestão temerária”, a equipe de fiscalização faz a ressalva de que essa expressão não se refere àquela definida na Lei 7.492/1986 – considerada crime e praticada por instituição financeira –, mas tem sido utilizada em deliberações desta Corte quando se constata conduta negligente, omissiva ou dolosa dos responsáveis pela gestão de recursos públicos e projetos. Exatamente para não gerar confusão entre os dois casos, entendo que devemos fazer uso de outros termos para designar as ações examinadas neste processo. De qualquer forma, seja qual for a nomenclatura adotada, o objetivo central desta análise é avaliar, em caráter preliminar, a regularidade dos atos decisórios e em que medida estes contribuíram para o prejuízo contabilizado.

II11. O exame da cadeia decisória relacionada aos projetos da Refinarias Premium abrangeu

todas as etapas, desde a geração da ideia e início da Fase I, em 2006, passando pelas mudanças de fase em 2007 e 2008, pelo retorno à Fase I em 2009, pela aprovação das novas Fases I e II e início da nova Fase III em julho de 2013, finalizando com o encerramento das atividades em 2015.

12. A intensão inicial da Petrobras era a produção de derivados do petróleo nacional pesado, atendendo às características exigidas no mercado externo, em especial, a Europa. Em junho de 2006, a Refinaria Premium I foi incluída no plano de negócios do período de 2007 a 2011, com capacidade prevista de 500 mil barris por dia (bpd), partida em 2014 e investimentos de US$ 11,9 bilhões. No mesmo mês, a Gerência Executiva do Abastecimento Corporativo criou um grupo de trabalho para o início da Fase I do projeto (identificação da oportunidade de negócio).

III13. Em junho de 2007, considerando os resultados dos estudos do referido grupo – Taxa Interna

de Retorno (TIR) de 12,5% a.a., Valor Presente Líquido (VPL) de US$ 2,433 bilhões e que a viabilidade seria mantida caso houvesse um incremento de até 32% no montante investido –, a Diretoria Executiva acolheu o Documento Interno Petrobras (DIP) encaminhado pela Diretoria de Abastecimento e aprovou a mudança para Fase II (projeto conceitual).

14. A despeito de haver alguns “pontos de atenção” nos documentos que compunham o Pacote de Suporte à Decisão (PSD), como a frota de navios deficitária e a insuficiência de petróleo nacional com as características previstas, não se pode considerar inadequada a continuidade do projeto em 2007, pois, como destaca a equipe de auditoria, havia indicação de resultado positivo e, na sequência, seriam realizados estudos mais aprofundados.

IV15. As decisões que, de acordo com as informações dos autos, podem ser tidas como

inadequadas ocorreram a partir de junho de 2008, no denominado Portão 2, passagem da Fase II para a Fase III (projeto básico). Na ocasião, a Diretoria Executiva aprovou o pedido de aprovação elaborado

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pelo Abastecimento Corporativo e autorizou as seguintes relevantes alterações, assim descritas pela equipe da SeinfraPetróleo: “(a) aumento da capacidade de processamento em 80% (de 500 mil para 900 mil bpd), sem estudos suficientes para embasar a decisão; (b) previsão de uma segunda refinaria em localidade distinta da primeira; (c) utilização de projetos sem a maturidade compatível com a da Fase em aprovação; (d) clonagem de projetos com vistas à aceleração de cronogramas”.

16. Assinalo que, seguindo a Sistemática de Aprovação de Projetos de Investimento da Petrobras, para subsidiar essa decisão, integraram o PSD os pareceres de áreas corporativas da empresa, como o Planejamento Financeiro e a Estratégia e Desempenho Empresarial.

17. De início, a partir de diversas evidências observadas nos autos, sobretudo no parecer da Área de Estratégia, entende-se que não houve análise apropriada das ressalvas apontadas na etapa anterior, que apontavam para possível inadequação da capacidade estabelecida. Tudo indica que, em sentido contrário e sem embasamento em estudos apropriados, resolveu-se aumentá-la substancialmente.

18. Da mesma forma, não se verifica a existência de recomendação técnica consistente para a opção por duas refinarias, sendo a segunda em outra localidade. Ainda que se considerasse adequado o acréscimo da capacidade de produção e, por consequência, a construção de um segundo parque, sequer foi analisada (o que foi admitido pela própria empresa) a possibilidade de que este fosse erguido em local próximo ao primeiro, o que resultaria em economia, por exemplo, nas obras que seriam executadas nos arredores das refinarias, tais como rodovias de acesso, tubulação para transporte do petróleo e instalações portuárias.

19. Além disso, a inclusão da segunda refinaria, já na Fase II, suprimindo uma etapa do processo, é contrária à sistemática adotada pela Petrobras e demonstra a pouca maturidade com que foi aprovado esse prosseguimento do projeto. Para que se tenha a dimensão exata da insipiência dos estudos relativos à Premium II, a equipe de auditoria destaca que foram gastos US$ 0,01 milhão nas duas fases iniciais; na Premium I, paras essas mesmas etapas, foram dispendidos US$ 6,4 milhões.

20. Os resultados das análises econômicas, que não foram realizadas em separado para as duas refinarias (o que foi alvo de crítica no parecer da Estratégia), mostraram-se sensivelmente piores, como se constata a partir do gráfico comparativo entre as duas passagens de fase, apresentado no Relatório de Auditoria:

Aprovação Fase I Aprovação Fase II Diferença (%)Valor Total Investimento (US$ bilhões) 11,9 30,9 160%VPL (US$ bilhões) 2,433 1,516 - 38%TIR (% a.a.) 12 8,6 - 28%

21. Outro dado importante foi a conclusão pela alta sensibilidade do resultado econômico, visto que um aumento acima de 6,25% no valor do investimento implicaria VPL nulo.

22. O parecer da Área de Planejamento Financeiro (Plafin) identificou também possíveis problemas relacionados com a financiabilidade da estatal em decorrência do aumento de investimentos nas refinarias, recomendando que houvesse análise em conjunto com outros projetos para verificar impacto na companhia como um todo.

23. Apesar de todas essas constatações retratando a imaturidade dos estudos, além da aprovação da mudança de fase, a Diretoria de Abastecimento propôs que fossem acelerados os procedimentos para que se a partida das refinarias ocorresse em 2013, em vez de 2014. Isso seria alcançado mediante a clonagem de projetos e a aquisição antecipada de equipamentos. Essa aceleração foi criticada no parecer da Estratégia, que apresentou ressalvas, tais como: concentração de investimento no ano de partida do Comperj (2013), sendo previsível a concorrência por fornecimento; benefícios com a postergação de investimentos, sendo que, para um ano, haveria ganhos de US$ 179 milhões, para dois, US$ 1,238 bilhões. A esse respeito, o mencionado parecer ainda trazia

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recomendação para a Petrobras “não assumir compromissos que tragam alguma irreversibilidade em relação aos Projetos antes da conclusão e aprovação dos Projetos Básicos”.

24. Os dados disponíveis nos autos indicam que, mesmo diante do aumento dos riscos, a Diretoria Executiva aprovou a proposta da Área de Abastecimento e autorizou o avanço para a Fase III, sem que fossem realizadas as devidas análises dessas questões pela Área de Negócio, conforme a Sistemática de Aprovação de Projetos de Investimento da Petrobras.

V25. Após essa decisão, houve alteração relevante na economia mundial, motivando o

Abastecimento Corporativo a realizar estudo, iniciado em 2008, para verificar a necessidade de ajustes ao novo panorama de riscos mais elevados. O novo cenário apresentava, entre outras características: a possível redução de demanda interna e externa resultante da crise financeira global; redução do excedente de petróleo pesado e perspectiva de aumento na produção do de melhor qualidade, com origem no pré-sal; implantação de novos projetos de refino na Ásia.

26. Tendo em vista essa nova realidade, os indicadores econômicos do projeto, na Fase III, passariam a ser sensivelmente mais desfavoráveis. O valor do investimento previsto aumentaria para US$ 41 bilhões, passando a ser negativos os VPLs, de US$ -1,9 bilhão para a Premium I e de US$ -1,745 bilhão para a Premium II.

27. Diante disso, a proposta do Abastecimento foi essencialmente: (a) o retorno à Fase I, para a realização de estudos aprofundados, considerando a redução do investimento, petróleo médio (não mais o ácido) e trens (que equivalem a linhas de produção) de 300 mil bpd (em vez de 150 mil bpd); (b) a contratação de empresa para ações típicas da Fase III, com o desenvolvimento do projeto básico e do pré-detalhamento (Front End Engineering Design – Feed), dos intramuros, fornecimento de tecnologia e integração; e (c) a antecipação de atividades de implementação de infraestrutura, como a terraplanagem, inerentes à Fase IV.

28. A Diretoria Executiva aprovou a proposição em agosto de 2009, a despeito da incoerência absoluta em retornar o projeto à fase de estudos de viabilidade – inclusive relativos à escolha da localidade do empreendimento – e, ao mesmo tempo, aprovar contratações concernentes ao projeto básico e pré-detalhamento, cujo custo é expressivo, e à implantação da refinaria.

29. Acrescente-se a isso que, diferentemente do ocorrido nas outras passagens de fase, o único documento que compôs o Pacote de Suporte à Decisão (PSD) foi a apresentação do Abastecimento realizada para a Diretoria Executiva em 16/7/2009, que continha a proposta citada acima. Não houve, portanto, a manifestação de nenhuma outra área, distintamente do que prevê a Sistemática de Aprovação de Projetos de Investimento da Petrobras.

30. Desse modo, a análise dos dados disponíveis nesta fase preliminar do processo permitem afirmar que, na prática, autorizou-se a continuidade do projeto sem que fossem revistas questões essenciais. Uma delas era a definição do mercado consumidor da produção das refinarias, que poderia ter como consequência a mudança de local de sua implantação. Por exemplo, caso se definisse que passariam a atender a demanda interna, seria financeiramente vantajoso que a refinaria estivesse próxima à região de maior consumo, no Sudeste, segundo os estudos feitos pela própria Área de Abastecimento à época.

31. Como bem destaca a equipe de auditoria, percebe-se contexto de assunção de risco desnecessário, pois havia sinais fortes de que não fossem efetivamente aproveitadas no futuro as despesas com projetos (relativos à Fase III) e com terraplanagem e outros serviços (atinentes à Fase IV). Conforme os documentos constantes dos autos, os gestores tinham conhecimento das incertezas quanto a definições fundamentais, que ainda seriam realizadas.

32. Outra observação a se assinalar é que a antecipação de gastos, que foi priorizada após a deliberação da Diretoria Executiva em agosto de 2009, significou, na realidade, a aprovação implícita das Fase I e II como estavam. Confirma essa assertiva uma das justificativas utilizadas posteriormente,

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em 2013, para aprovar as duas primeiras etapas, de que seria feito apenas um ato formal para reposicionar o projeto onde ele se encontrava na prática.

33. É relevante o fato de os responsáveis pela aludida decisão terem também, à sua disposição, os resultados de um workshop do qual participaram representantes de diversos setores da companhia, para formular a priorização dos projetos de investimentos, utilizando quatro macrocritérios: econômico, risco, criticidade e adequação estratégica. No resultado dessas análises, as Refinarias Premium foram consideradas de elevado risco e com menor retorno para a empresa, tendo ocupado a pior posição nos critérios de valor e importância.

34. O período posterior a agosto de 2009 foi caracterizado pela prioridade à realização da terraplanagem e à elaboração do projeto básico com pré-detalhamento, tendo sido celebrados os contratos para esses serviços já em 2010. Por outro lado, não houve a mesma agilidade em suprir essa ausência de análises prévias a respeito da viabilidade da configuração das refinarias que estava sendo utilizada.

VI35. Em julho de 2013, houve a aprovação das novas Fases I e II e início da nova Fase III. Para

subsidiar essa decisão, foram emitidos pareceres de outras áreas da estatal. 36. A esse respeito, é interessante ressaltar a afirmação expressa, nos pareceres da Estratégia e

do Desempenho Empresarial, de que o projeto não atendia aos requisitos da Sistemática da Petrobras para a Fase II. A grande quantidade de recomendações formuladas retrata essa inadequação.

37. Naquele ponto, já tinha sido gasto US$ 1,066 bilhão nas refinarias, sendo a maior parte no projeto básico e no Feed. Com base nesse projeto, realizou-se estudo de viabilidade técnica e econômica, que apresentou, para o Trem 1 da Premium I, VPL negativo de US$ -3,102 bilhões e investimento de US$ 17,1 bilhões.

38. A Sistemática Corporativa impedia a aprovação do projeto com VPL negativo. Por isso, novo estudo foi efetuado, com alterações significativas e pouco realistas quanto ao cenário utilizado, como, por exemplo, dólar em 2015 a R$ 1,98 e vida útil das refinarias aumentada de 25 para 40 anos. Com essas modificações, obteve-se um VPL positivo, porém ínfimo, de US$ 621 milhões. Entretanto, não havia dotação orçamentária suficiente e, mesmo com remanejamentos de outros empreendimentos, não foi possível solucionar o problema; persistiu um déficit de US$ 5,647 bilhões de 2015 a 2017.

39. Um estudo de extrema importância também integrou o PSD dessa decisão de 2013, a Análise Quantitativa de Riscos, mediante a qual se concluiu que a probabilidade de que os projetos apresentassem VPL negativo era de 98,5%, evidenciando sua clara inviabilidade econômica.

40. Tal como ocorrido em 2009, não obstante todos os indicativos de elevado risco de obtenção de resultado negativo, os gestores resolveram aprovar o avanço do projeto em 2013, autorizando despesas que estavam previstas em US$ 173 milhões.

VII41. Por fim, em 2015, decidiu-se pelo encerramento dos projetos, em razão de não terem

alcançado resultado econômico satisfatório, de problemas de financiabilidade e da falta de parceiros para a continuidade dos trabalhos. Segundo documento da Petrobras, os indicadores econômicos se mantiveram negativos desde agosto de 2009, quando foi aprovado o retorno à Fase I.

VIII42. Feitas essas considerações a respeito dos eventos decisórios relativos aos projetos das

Refinarias Premium, tendo sido identificadas decisões em que, pelo visto, não foram cumpridos os deveres previstos na Lei 6.404/1976 e que conduziram a um prejuízo, já contabilizado, da ordem de R$ 2,8 bilhões, deve-se identificar, preliminarmente, em que medida os agentes envolvidos deixaram de praticar atos regulares de gestão e qual será a providência a ser adotada nesta fase de saneamento do processo.

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IX43. Quanto aos procedimentos seguidos para essas deliberações, de acordo com a Sistemática

de Aprovação de Investimentos da Petrobras, o gerente executivo da área de negócio responsável pelo projeto e o titular da Estratégia e Desempenho Empresarial elaboram o documento (PSD) para a aprovação de cada fase, acompanhado de pareceres de diversas áreas da companhia, e o submetem ao respectivo Diretor, que apresenta o caso para a apreciação da Diretoria Executiva.

44. Nas decisões de passagem de fase do projeto das Refinarias Premium, os elementos presentes no momento levam à constatação de que, embora houvesse indicadores técnicos alertando para os riscos de resultado econômico negativo ou para a necessidade de rever algumas premissas para possível modificação do projeto, decidiu-se prosseguir com o empreendimento, com a realização de despesas que tinham grande probabilidade de redundarem em desperdício de recursos. Em 2009, nem mesmo foram emitidos os pareceres que embasariam o processo decisório.

45. Dessa forma, caracterizou-se, em princípio, o descumprimento dos deveres legais dos administradores de sociedades anônimas previstos na Lei 6.404/1976. A conduta dos membros da Diretoria Executiva constitui ocorrência que seria passível da audiência estabelecida no art. 43, inciso II, da Lei 8.442/1992, conforme proposto pela unidade técnica.

46. Ocorre que, recentemente, recebi em reunião em meu gabinete representantes da Petrobras, que solicitaram que a oitiva da companhia, que também está sendo proposta pela unidade técnica, fosse realizada anteriormente à audiência dos responsáveis. Considerando que o referido chamamento dos responsáveis também é medida saneadora e que os novos elementos a serem trazidos pela estatal podem eventualmente promover ajustes nas responsabilizações, creio ser razoável acolher o pedido, concedendo prazo de quinze dias para pronunciamento da empresa. Tal providência não significa, de modo nenhum, divergência com as análises apresentadas pela unidade técnica, mas apenas envolve a reorganização das etapas de oitiva e audiências.

X47. Por outro lado, como esclareceu a equipe de auditoria, a análise da responsabilidade dos

Conselhos de Administração e Fiscal atende a deliberação do Plenário deste Tribunal, que, na Sessão Ordinária de 18/3/2015, acolheu proposta nesse sentido de autoria do Ministro-Substituto André Luís de Carvalho.

48. Anoto também que a responsabilização de integrantes de conselhos de administração está associada a condutas omissas ou negligentes, sobretudo quando há falha no dever de vigia, Exige-se que ocorra o acompanhamento dos atos da diretoria executiva com enfoque amplo, tendo como objeto, por exemplo, o atingimento de metas globais e a estratégia da companhia.

49. Consoante o art. 28, inciso IV, do Estatuto da Petrobras, uma das competências do seu Conselho de Administração é avaliar os resultados de desempenho, cabendo a esse colegiado verificar o produto da gestão, não apenas a legalidade e a legitimidade dos atos praticados.

50. Partindo dessas premissas, concordo com a equipe de auditoria que, ao menos em relação aos projetos de maior vulto e impacto nas metas e estratégias da empresa, deve-se esperar do conselho que procure se informar sobre indicadores econômicos e cronogramas. Também caracterizaria uma conduta diligente e obrigatória a atenção constante para sinais de que haja risco importante, avaliando a necessidade de adoção das medidas pertinentes, no limite de suas atribuições.

51. Nesse sentido, cabe anotar que os Planos de Negócio da Petrobras – apresentados, todo ano, pela Diretoria Executiva para a aprovação do Conselho de Administração, contendo projeções para o ano em curso e para os quatro seguintes – do período em que estiveram ativos os projetos das Refinarias Premium demonstram o aumento extraordinário dos investimentos da companhia, em especial, a partir do exercício de 2006. Esse crescimento projetado é alto não apenas em comparação com o seu próprio histórico, mas também em relação a outras grandes empresas mundiais do setor.

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52. Nos anos seguintes, esse aumento vultoso nos investimentos levou à preocupação com a disponibilidade de recursos para executá-los. Naturalmente, essa dificuldade torna maior o risco de não ser possível implementá-los conforme o previsto e, por conseguinte, de que as metas fixadas nos Planos de Negócio não sejam atingidas.

53. Registro também que, embora a aprovação dos projetos, mesmo os de maior investimento, serem de competência da Diretoria Executiva, eles eram levados ao conhecimento do conselho anualmente, de forma consolidada, por área de negócio. Percebe-se, nos documentos fornecidos pela Petrobras, que as Refinarias Premium aparecem com destaque nas apresentações, sendo associadas a diversas metas corporativas. Esses elementos indicam não apenas sua importância quanto ao valor a ser investido, mas também no que tange às estratégias da companhia.

54. Todo esse panorama reforça a necessidade de o Conselho de Administração adotar postura diligente de obtenção de dados alusivos aos projetos de maior custo, com atenção especial aos indicadores econômicos e ao volume de investimento previsto para o empreendimento.

55. Diante disso, quanto ao exame da conduta do Conselho de Administração, concordo com a equipe de fiscalização que o caso requer exame específico e mais abrangente da questão, que exorbita os limites deste processo. A postura negligente sinalizada nestes autos pode ter tido implicações para outros projetos da Petrobras (como as refinarias do Comperj e da Rnest). Desse modo, acolho a proposta de instauração de novo processo para cuidar somente do tema.

56. A respeito dessa futura análise, destaco três pontos, sendo que dois deles foram discutidos no relatório em apreço. O primeiro é o tratamento distinto que deve ser conferido aos dois presidentes da companhia que fizeram parte do conselho no período em questão, tendo em vista o nível de conhecimento que tinham dos fatos relacionados com as Premium. O segundo é sobre as possíveis posições individuais de conselheiros, contrárias à decisão colegiada, que devem ser levadas em conta para eventual exclusão da responsabilidade. Por último, é a necessidade de que os elementos que poderão ser apresentados pela companhia em sede de oitiva neste processo sejam considerados no exame a ser empreendido.

57. Assinalo ainda que aprovo a proposta da unidade técnica de solicitar à Polícia Federal e ao Ministério Público informações acerca da possível prática de crime, por membros do Conselho de Administração ou Diretoria Executiva, relacionada com as Refinarias Premium, apurada no âmbito da Operação Lava Jato. O intuito é verificar se houve descumprimento do dever de lealdade, previsto na Lei das S.A.

XI58. No concernente ao Conselho Fiscal, deve-se ter em conta a natureza de suas competências,

das quais se destaca precipuamente a de verificar a legalidade dos atos de gestão financeira dos diretores e conselheiros (administrativos) de uma companhia. Além disso, a auditoria em exame cuidou basicamente de atos discricionários na cadeia decisória. Por esses motivos, assim como a SeinfraPetróleo, entendo que não há medidas a serem adotadas quanto a esse colegiado.

XII59. A análise empreendida neste processo tende a levar à conclusão de que houve um prejuízo

causado por atos irregulares de gestão e, por conseguinte, caberia, em princípio, a atuação deste Tribunal de Contas, dentro de suas atribuições legais, no sentido de identificar os responsáveis e determinar o ressarcimento do débito apurado.

60. No entanto, compartilho do mesmo entendimento da unidade técnica de que, no momento, não se mostra oportuna a instauração de uma tomada de contas especial, instrumento adequado para esse procedimento. Primeiro, porque o valor do dano contabilizado em 2014, de aproximadamente R$ 2,8 bilhões, ainda não é definitivo, visto que há gastos decorrentes de contratos e de possíveis ações judiciais que não se efetivaram. Ademais, há de se examinar que parcela do prejuízo está relacionada aos atos irregulares apontados. É possível também que a Petrobras esteja atendendo a recomendação

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recente do seu Conselho Fiscal e tenha adotado alguma providência na tentativa de reaver os valores perdidos. Finalmente, a resposta à oitiva e os novos documentos que possivelmente serão obtidos a partir da Operação Lava Jato podem fornecer subsídios importantes para o desfecho deste processo.

61. Em razão disso, entendo que a eventual conversão do processo em tomada de contas especial pode ser proposta a seu tempo pela unidade técnica, quando e se houver dados mais robustos e consistentes a respeito dos atos que levaram ao prejuízo e de seus responsáveis.

62. Por fim, entendo que esta Corte deve acolher as propostas acrescentadas pelo titular da SeinfraPetróleo.

63. Considero de extrema relevância o ponto aduzido pelo secretário atinente ao art. 23 do estatuto da Petrobras. A despeito de não fazer parte dos objetivos deste processo, tem repercussão direta com a efetividade de possível aplicação de punições aos responsáveis. O dispositivo garante aos administradores da companhia defesa em processos judiciais e administrativos, bem como a existência de seguro para resguardá-los das responsabilidades por atos decorrentes do exercício do cargo ou função. Ocorre que o artigo não faz distinção alguma quanto à natureza da conduta dos agentes alvos de eventuais processos. Assim, também são beneficiados os gestores que tenham se comportado com desrespeito aos seus deveres legais de agir com zelo e diligência. Dessa forma, aprovo a proposta de criação de novo processo para que seja promovida a oitiva da Petrobras a respeito do tema.

64. Quanto à confidencialidade do Relatório de Auditoria, de fato, como afirma o secretário, nem todas as informações nele contidas têm caráter sigiloso. Considerando o entendimento que tem se consolidado nesta Corte de que, com a edição da Lei 12.527/2011 (Lei de Acesso à Informação), a regra passou a ser a publicidade, é desejável que seja conferido acesso geral ao referido documento, sem prejuízo, por certo, de preservar dados sensíveis que possam ser utilizados por outros agentes que integram o mesmo mercado da Petrobras. Por esse motivo, creio que se deva adotar, neste processo, procedimento semelhante ao empregado em deliberações recentes deste Tribunal, como ocorreu no TC-006.981/2014-3, que cuidou da auditoria de avaliação da gestão das obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), e no TC-014.720/2014-0, fiscalização sobre aquisições e alienações de ativos promovidas pela Petrobras. Dessa forma, apenas trechos do Relatório de Auditoria serão mantidos em sigilo.

65. Finalmente, mostra-se oportuno que a companhia também seja ouvida, no presente processo, acerca de tema absolutamente ligado ao ora discutido, trazido por meio de solicitação do Congresso Nacional (SCN) – examinada mediante o TC-025.179/2015-2, de minha relatoria, ainda sem julgamento. A essência do pedido da Comissão de Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal pode ser perfeitamente atendida com os resultados da fiscalização do presente processo, o que deverá ser informado, em breve, à comissão da Casa Legislativa. Todavia, entendo ser favorável à celeridade processual que, já nesta ocasião, a estatal se pronuncie também, conforme sugerido naqueles autos de SCN, sobre das providências adotadas pela empresa, no sentido de mitigar problemas causados, principalmente aos governos estaduais e municipais relacionados aos empreendimentos, da decisão de encerrar os projetos de investimento das Refinarias Premium I e II.

Diante do exposto, voto por que o Tribunal aprove o acórdão que ora submeto ao Plenário.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 4 de novembro de 2015.

JOSÉ MÚCIO MONTEIRO Relator

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ACÓRDÃO Nº 2824/2015 – TCU – Plenário

1. Processo TC-004.920/2015-52. Grupo II, Classe V – Auditoria3. Interessado: Tribunal de Contas da União3.1 Responsáveis: Venina Velosa da Fonseca (CPF 550.496.306-06), na condição de Gerente Executivo do Abastecimento Corporativo, Paulo Sergio Rodrigues Alonso (CPF 389.752.627-15), na condição de Substituto do Gerente Executivo de Materiais, Pedro José Barusco Filho (CPF 987.145.708-15), na condição de Gerente Executivo de Engenharia, Paulo Roberto Costa (CPF 302.612.879-15), na condição de Diretor do Abastecimento e de membro da Diretoria Executiva, José Sérgio Gabrielli de Azevedo (CPF 042.750.395-72), Maria das Graças Silva Foster (CPF 694.772.727-87), Almir Guilherme Barbassa (CPF 012.113.586-15), Guilherme de Oliveira Estrella (CPF 012.771.627-00), José Alcides Santoro Martins (CPF 892.522.258-20), Jorge Luiz Zelada (CPF 447.164.787-34), José Antonio de Figueiredo (CPF 507.172.357-34), José Eduardo de Barros Dutra (CPF 347.586.406-10) e José Miranda Formigli Filho (CPF 553.031.707-30), na condição de membros da Diretoria Executiva, Ricardo Luís Carneiro Beltrão (CPF 491.944.107-0), na condição de Substituto do Gerente Executivo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello, Celso Fernando Lucchesi (CPF 117.047.300-82), na condição de Diretor Gerente Estratégia e Desempenho Empresarial, Wilson Guilherme Ramalho da Silva (CPF 845.513.807-68), na condição de Gerente Executivo de Abastecimento Programas de Investimento, Abilio Paulo Pinheiro Ramos (CPF 412.818.707-06), na condição de Gerente Executivo do Abastecimento Corporativo, Mauricio de Oliveira Guedes (CPF 839.297.467-00), na condição de Gerente Executivo de Engenharia para Empreendimentos de Abastecimento, e Marcos Isaac Assayag (CPF 117.047.300-82), na condição de Gerente Executivo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello, e José Carlos Cosenza (CPF 222.066.200-495), na condição de Diretor do Abastecimento e de membro da Diretoria Executiva 4. Unidade: Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)5. Relator: Ministro José Múcio Monteiro6. Representante do Ministério Público: não atuou7. Unidade Técnica: SeinfraPetróleo8. Advogado constituído nos autos: não há

9. Acórdão:VISTOS, relatados e discutidos estes autos de auditoria realizada na Petróleo Brasileiro S.A.

(Petrobras), com o objetivo de examinar os atos de gestão relativos ao prejuízo da ordem de R$ 2,8 bilhões, reconhecido no balanço Patrimonial de 2014 da companhia, decorrente do encerramento dos projetos para a construção das Refinarias Premium I e II.

ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, com base nos arts. 157, caput, e 250, incisos IV e V, do Regimento Interno do TCU, arts. 43 e 44 da Resolução TCU 259/2014, e arts. 23 e 28 da Lei 12.527/2011, e ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1 determinar à SeinfraPetróleo que constitua fiscalização, em autos específicos, para a avaliação da responsabilidade do Conselho de Administração da Petrobras, nos termos de suas obrigações corporativas relacionadas à Lei 6.404/1976 (Lei das S.A.), tendo em vista a constatação de possível omissão desse órgão em relação a seu dever estatutário e legal de fiscalizar a gestão da Diretoria Executiva, observada no período das decisões relacionadas ao prejuízo verificado nas Refinarias Premium I e II, empreendimentos que, em conjunto com as Refinarias do Comperj e Abreu e Lima, eram considerados estratégicos para o atingimento de metas corporativas relacionadas à

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ampliação da capacidade de refino no País, devendo a unidade técnica, levando também em consideração a resposta da Petrobras em relação à oitiva autorizada no subitem 9.2 deste acórdão, abordar os seguintes aspectos nessa análise de responsabilidades:

9.1.1 avaliação do cumprimento do dever de diligência (art. 153 da Lei 6.404/1976) por parte dos membros do Conselho de Administração, sob os aspectos do dever de vigiar (culpa in vigilando) e acompanhar a gestão da Diretoria Executiva, e do dever de se informar, referente à busca de esclarecimentos relevantes e razoavelmente disponíveis para suas decisões acerca dos Planos de Negócio da companhia;

9.1.2 verificação de possível conduta omissiva do Conselho de Administração em relação aos demais projetos de investimento do Abastecimento, considerados estratégicos em conjunto com as Refinarias Premium (Comperj e Rnest) para o alcance de metas e implementação de estratégias corporativas relacionadas a essa área de negócio, tais como “Capacidade de Processamento no Brasil” e “Expansão do Refino”;

9.1.3 exame, em separado, da conduta dos Conselheiros Presidentes no período, para avaliar eventual descumprimento do dever de informar (art. 157 da Lei 6.404/1976) ao Conselho de Administração fatos relevantes sobre esses projetos de investimento a respeito dos quais esses conselheiros obrigatoriamente tinham conhecimento por também integrarem a Diretoria Executiva, órgão responsável pela aprovação das passagens de fase dos projetos, verificando ainda possível falta de comprometimento com a preservação da empresa, o que pode caracterizar, em última instância, descumprimento do dever de lealdade, imposto pelo art. 155 da Lei das S.A.;

9.1.4 avaliar, com base nas informações que solicitadas ao Ministério Público e à Polícia Federal em resposta ao item 9.4.4 deste acórdão, eventual descumprimento do dever de lealdade de algum membro desses órgãos, em relação aos empreendimentos objeto do processo;

9.1.5 levantar possíveis dissidências registradas em ata por membros desse órgão, caso seja constatada a responsabilidade do Conselho de Administração;

9.2 realizar oitiva da Petróleo Brasileiro S.A., para que, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência, se manifeste:

9.2.1 acerca dos indícios de irregularidades apontados nos fundamentos desta deliberação, consideradas especialmente as condutas descritas no anexo 4 do relatório de fiscalização da SeinfraPetróleo (peça 188);

9.2.2 sobre eventuais providências adotadas no sentido de implementar a seguinte recomendação feita pelo Conselho Fiscal à Alta Administração da Companhia: “(...) adote imediatas providências na busca da mais ampla indenização dos prejuízos impostos à Companhia por seus ex-administradores, bem como por empresas contratadas para fornecimento de materiais, bens e serviços independentemente das medidas já propostas ou que vierem a ser propostas pelo Ministério Público, protagonizando assim a defesa dos seus próprios interesses”;

9.2.3 acerca da forma e dos limites adotados para aplicação do disposto § 1º do art. 23 do seu Estatuto Social, bem como sobre possível afronta desse dispositivo ao estabelecido no art. 158 da Lei 6.404/1976, devendo ser este assunto examinado em processo apartado criado especificamente para esse fim;

9.2.4 a respeito das providências adotadas pela empresa, no sentido de mitigar problemas causados, principalmente aos governos estaduais e municipais relacionados aos empreendimentos, da decisão de encerrar os projetos de investimento das Refinarias Premium I e II;

9.3 retirar a chancela de sigilo do relatório de fiscalização (peça 188 dos autos), exceto em relação aos seus parágrafos 395, 396, 452 a 456 e 458;

9.4 encaminhar cópia desta deliberação, acompanhada do relatório e do voto que a fundamentam:

9.4.1 à Comissão Externa da Câmara dos Deputados constituída para investigar o cancelamento da construção das Refinarias Premium I e II da Petrobras;

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9.4.2 à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional (CMO), por se tratar de fiscalização inscrita no Fiscobras 2015;

9.4.3 à Diretoria de Governança, Risco e Conformidade, ao Conselho Fiscal e ao Conselho de Administração da Petrobras;

9.4.4 ao Ministério Público Federal e à Polícia Federal, solicitando sua colaboração no sentido de informar a este Tribunal se no âmbito das investigações da Operação Lava Jato foi observada conduta delitiva por parte de algum dos responsáveis arrolados no presente processo, especificamente na condução dos projetos de investimento das Refinarias Premium I e II, a fim de subsidiar a análise de eventual descumprimento de outros deveres, em especial do dever de lealdade, impostos a administradores de Sociedade Anônima, nos termos da Lei 6.404/1976;

9.4.5 à Comissão de Valores Mobiliários.

10. Ata n° 44/2015 – Plenário.11. Data da Sessão: 4/11/2015 – Ordinária.12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-2824-44/15-P.13. Especificação do quorum: 13.1. Ministros presentes: Aroldo Cedraz (Presidente), Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler, Augusto Nardes, José Múcio Monteiro (Relator) e Bruno Dantas.13.2. Ministro-Substituto convocado: Augusto Sherman Cavalcanti.13.3. Ministros-Substitutos presentes: Marcos Bemquerer Costa, André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira.

(Assinado Eletronicamente)AROLDO CEDRAZ

(Assinado Eletronicamente)JOSÉ MÚCIO MONTEIRO

Presidente Relator

Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)PAULO SOARES BUGARIN

Procurador-Geral

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