O conteúdo deste trabalho é de responsabilidade do autor e não reflete necessariamente a opinião da Consultoria Legislativa do Senado Federal.

Projeto gráfico: Lília Alcântara

O objetivo do presente estudo é o de avaliar as vantagens e desvantagens de dois tipos contratuais utilizados para a pesquisa e exploração de petróleo: o regime de concessão e o regime de partilha de produção. O estudo está dividido em seis capítulos, a seguir sumariados.

O primeiro capítulo descreve as linhas gerais do modelo de concessão, como internacionalmente concebido. Esse capítulo faz paralelo com o terceiro capítulo, o qual descreve o modelo internacionalmente utilizado de contrato de partilha de produção e, ao final, descreve também o contrato de prestação de serviços, menos utilizado. Tais capítulos são a essência do presente estudo.

O quinto capítulo sumaria as vantagens e desvantagem de cada modelo, concessão e partilha de produção. Sintetiza, assim, os pontos controvertidos dos dois modelos, como apresentados nos capítulos primeiro e terceiro.

O sexto capítulo tece as linhas conclusivas do estudo, em tópicos.

Admite-se, ainda, o pagamento pelo concessionário ao Estado de outras taxas, tais como bônus de assinatura (pago na assinatura do contrato de concessão), participação especial (sobre lucros extraordinários do projeto de exploração e produção de petróleo, se níveis elevados de petróleo forem produzidos) e taxa por ocupação ou retenção de área.

O bônus de assinatura possui a vantagem de ser um instrumento que gera renda ao Estado bem no início do projeto, bem como requer menos monitoramento administrativo do Estado no recolhimento dessa receita. A experiência internacional recomenda que os bônus de assinatura não sejam fixados em valor certo; devem assumir a forma progressiva, isto é, variável conforme o aumento no volume de produção de petróleo.

O bônus de assinatura pode desencorajar o investimento, especialmente se há risco geológico (o campo pode não ser produtivo) ou político (Estado sujeito a instabilidades institucionais). De toda a forma, se o ambiente é de incerteza quanto à produtividade do campo, o bônus a ser pago será menor do que o "correto", isto é, o valor presente do recurso mineral depositado.

A adoção do modelo de bônus de assinatura como critério fundamental na escolha do vencedor favorece firmas maiores, as únicas capazes de antecipar elevadas somas de dinheiro e, assim, pagar maiores valores a título de bônus de assinatura.

No caso brasileiro e no caso da maioria dos países, essa taxa existe e é chamada de participação especial. Mas a cobrança de tal taxa especial não afasta a incidência do imposto de renda, como anota a experiência da maioria dos países; em tais casos, porém, o imposto incide a alíquotas constantes, isto é, não progressivas.

Os tributos convencionais (imposto de renda, ICMS, contribuições etc.) devem incidir no setor de petróleo, em princípio, com as mesmas alíquotas aplicáveis aos demais setores da economia, mas: a) se o risco exploratório for alto, será necessário promover incentivo fiscal como meio de atrair investidores, b) se o valor do petróleo alcança nível elevado, há tendência à adoção de um regime fiscal mais rigoroso, c) em todos os casos, seja na concessão ou na partilha de produção, a tendência é de adoção de alíquotas progressivas.

Outro ponto a ser considerado é a crítica, deduzida pelas empresas petrolíferas transnacionais, aos sistemas jurídicos dos seus países de origem, os quais não aceitam deduzir, do pagamento de imposto de renda em tais países, os valores gastos, no país

A taxa especial de retorno, chamada no Brasil de participação especial, constitui dispositivo de captura progressiva de renda em projetos lucrativos e garante estabilidade de ganhos para o Estado; incide, portanto, apenas se elevados volumes de petróleo são produzidos, sendo calculada, no modelo brasileiro, a uma alíquota que varia entre dez e quarenta por cento da receita líquida auferida, isto é, deduzidos os custos de exploração e produção do petróleo.

O sistema de participações especiais confere progressividade ao regime de concessão, caracterizado pelo aumento progressivo da participação do Estado nas receitas, como decorrência de aumento no volume de produção. Tal sistema faz convergir os interesses do Estado com os incentivos para as companhias petrolíferas, dado que elevadas participações governamentais estão associadas à extração de elevados volumes de petróleo.

A taxa especial de retorno, entretanto, não reflete uma significativa renda adicional para o Estado, porque: a) há dificuldades para o desenho da taxa, em especial quanto à definição do limite de isenção e das alíquotas; b) se as isenções forem elevadas, a taxa especial de retorno raramente será paga; c) se as isenções forem baixas, haverá enorme desincentivo ao investimentos, dado que os riscos geológicos envolvidos não são desprezíveis; d) se as isenções forem baixas e altas forem as alíquotas, as companhias petrolíferas terão forte incentivo em fraudar informações sobre custos, fato

este de difícil detecção; e) trata-se de renda sobre receita líquida, o que significa que custos elevados de exploração podem reduzir sensivelmente a renda estatal. Uma solução usual é a de criar um teto para a recuperação de custos, cláusula esta comum no contrato de partilha de produção.

Uma forma de o Estado garantir receitas é licitar tamanhos menores de blocos, em especial se as perspectivas geológicas forem positivas. Tamanhos menores auxiliam o contratante a reduzir seus custos de exploração, o que aumenta a renda auferida pelo Estado com imposto de renda e participação especial, dado que essas receitas permitem a dedução de custos incorridos pelo contratante.

Na concessão, o Estado não assume qualquer risco com o custo da exploração, desenvolvimento, execução das obras e produção de petróleo. O risco do Estado é o de, no máximo, verificar a ocorrência de leilões negativos (isto é, sem que qualquer interessado apresente oferta) e, assim, ver adiada a exploração do petróleo nos campos ofertados em licitação.

O risco de exploração é suportado inteiramente pelo concessionário, em caráter exclusivo, ou seja, o concessionário possui a obrigação de arcar com todos os prejuízos em que venha a incorrer, sem direito a qualquer pagamento, reembolso ou indenização, caso não haja descoberta comercial no bloco concedido ou caso o volume de petróleo produzido seja insuficiente para a recuperação dos investimentos realizados e o reembolso das despesas, direta ou indiretamente, incorridas.

Será também, o concessionário, o único responsável civil pelos seus próprios atos e os de seus prepostos e subcontratados, bem como pela reparação de todos e quaisquer danos causados pelas operações e sua execução, independentemente da existência de culpa, devendo ressarcir ao Estado quaisquer ônus que este venha a suportar em conseqüência de eventuais demandas motivadas por atos de responsabilidade do concessionário.

O contrato de concessão propicia ao Estado um menor controle sobre as fases de exploração e produção, bem como um menor controle sobre a política comercial (comercialização) do petróleo extraído, que é de propriedade do concessionário e que, portanto, decide a quem vende e a quanto vende, bem como se exporta ou não. O concessionário, portanto, possui o direito de controlar integralmente o processo, da exploração à comercialização, em uma área específica e por um certo período de tempo.

Mas é comum em diversos países, inclusive no Brasil, a possibilidade de o Estado restringir a venda ou exportação do petróleo, cru ou refinado, por exemplo, em caso de risco de desabastecimento de combustíveis no país, ou se o interesse ou a emergência nacional assim o exigir.

Regras no contrato de concessão que incentivam o investimento pelos agentes privados (exploradores de petróleo) são comuns em quase todos os países. São exemplos de tais regras: a) a recuperação integral dos custos incorridos na fase de exploração e produção, a qual é aplicável, no Brasil, sem limite de valor, no cálculo do imposto de renda e da participação especial, b) a permissão para o cálculo do valor da depreciação de bens de forma acelerada, também permitida no Brasil, c) a assunção, pela companhia exploradora, de créditos fiscais derivados de valores investidos, d) isenções tributárias temporárias e taxas reduzidas para áreas pouco exploradas, e) carregamento de prejuízos, por tempo ilimitado, para fins de deduções de bases de cálculos em etapas posteriores do projeto de exploração e produção de petróleo.

O contrato de concessão é mais utilizado em países com regime fiscal-tributário desenvolvido e sólido. Isso justifica seu uso mais freqüente no Ocidente.

Esse argumento foi utilizado pelo Brasil na escolha, à época da Lei do Petróleo, do regime de concessão como modelo contratual único para a exploração do petróleo. As recentes descobertas do pré-sal, entretanto, demonstram que a informação disponível no setor aumentou, em prol de cenários de menor risco exploratório.

Das regras editadas pela Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, com foco na pesquisa e prospecção de petróleo, merecem destaque os tópicos a seguir.

O foco da política energética nacional reside no fomento à competitividade e ao desenvolvimento econômico do setor. Trata-se de um argumento favorável à adoção, no Brasil, de um sistema jurídico misto, admitindo-se que a exploração de petróleo se faça tanto por meio da concessão como por meio da partilha de produção, levando-se em consideração a diversidade de riscos geológicos e os volumes de petróleo existentes em cada campo de petróleo.

O desenvolvimento do setor, a valorização dos recursos energéticos, a conservação da energia, a garantia de fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, a promoção da livre concorrência e a ampliação da competitividade do País no mercado internacional e a atração de investimentos na produção de energia são os princípios diretamente afetados na definição do marco regulatório de pesquisa e prospecção de petróleo.

O desafio está, assim, na modulação de um regime de regulação que garanta o uso racional e eficiente dos recursos naturais, de um lado, e atração de investimentos em um ambiente que garanta competitividade e impeça o uso abusivo de poder econômico, de outro.

O CNPE, por sua vez, tem por missão promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País, bem como estabelecer diretrizes para a importação e exportação, de maneira a atender as necessidades de consumo interno de petróleo e seus derivados, gás natural e condensado, assegurar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e garantir cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis.

Entre 2001 e agosto de 2008, o CNPE editou setenta e quatro resoluções, com destaque para as orientações a seguir indicadas.

Primeiro, o conhecimento de bacias sedimentares deve ser ampliado. Isso reduz a assimetria de informação no setor, o que amplia as chances de o Estado negociar formas contratuais, alíquotas de remuneração e critérios de isenções que sejam aderentes à real lucratividade do projeto de exploração e produção de petróleo.

Terceiro, as licitações devem tratar com isonomia a fixação de empresas nacionais ou estrangeiras no Brasil, regra que fomenta a competição no setor.

Quarto, deve ser incentivada a aquisição de bens e serviços, de produção nacional, para as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. Trata-se do conceito de "conteúdo local", que adiante será analisado. Há forte regra de incentivo para o conteúdo local, dado que o volume de bens de conteúdo local que o concessionário adquirir constitui um dos critérios para a vitória em licitações.

Sobre a exploração e a produção de petróleo, merecem atenção as seguintes regras:

a) as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo serão exercidas apenas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação;

b) os blocos do contrato de concessão serão definidos pela ANP; e

c) os contratos de concessão deverão prever duas fases: a de exploração e a de produção; incluem-se na fase de exploração as atividades de avaliação de eventual descoberta de petróleo, para determinação de sua comercialidade; a fase de produção incluirá também as atividades de desenvolvimento.

O contrato de concessão possui duas fases: a) fase de exploração, com período de tempo definido, com o intuito de proceder à descoberta, e que se encerra com a declaração de comercialidade do campo; b) fase de produção, também com período de tempo definido, a qual engloba avaliação, desenvolvimento e produção de petróleo.

A fase de exploração tem por objetivo viabilizar a descoberta de jazidas e, em seguida, permitir que o concessionário avalie tal descoberta. Entre as obrigações do concessionário, está a de cumprir o programa exploratório mínimo proposto na oferta

vendedora, com período variável entre três e oito anos. Nesse período, as empresas devem adquirir dados, realizar novos estudos geológicos e geofísicos, perfurar poços exploratórios e avaliar se as eventuais descobertas são comercialmente viáveis.

A avaliação da descoberta será realizada integral e necessariamente durante a fase de exploração. E antes do término da fase de exploração, o concessionário poderá, a seu critério exclusivo, efetuar a declaração de comercialidade da descoberta.

A fase de produção de cada campo começará na data da entrega pelo concessionário, à ANP, da respectiva declaração de comercialidade, e terá a duração de 27 (vinte e sete) anos, podendo ser reduzida ou prorrogada, conforme o contrato de concessão. A prorrogação poderá ser requerida pelo concessionário ou pela própria ANP. Concluída a fase de produção, o campo será devolvido à ANP.

No início da fase de produção, deve o concessionário entregar o plano de desenvolvimento, preparado com observância da racionalização da produção e o controle do declínio das reservas, de acordo com a legislação brasileira aplicável e com as melhores práticas da indústria do petróleo.

São de inteira responsabilidade do concessionário todas as construções, instalações e o fornecimento dos equipamentos para a extração, tratamento, coleta, armazenamento, medição e transferência da produção.

Quando se tratar de campos que se estendam por blocos vizinhos, onde atuem concessionários distintos, deverão eles celebrar acordo para a individualização da produção. Se as partes não chegarem a um acordo, em prazo máximo fixado pela ANP, caberá a esta determinar, com base em laudo arbitral, como serão eqüitativamente apropriados os direitos e obrigações sobre os blocos, com base nos princípios gerais de direito aplicáveis.

Cabe à ANP fiscalizar a execução do contrato de concessão e o cumprimento das obrigações assumidas pelo concessionário, em especial: a) os pagamentos pela ocupação (ou retenção) das áreas; b) o pagamento dos royalties; c) o pagamento das participações especiais sobre campos de grande volume de produção ou de alta rentabilidade; d) as condições de devolução das áreas; e) a vigência, duração do contrato e os prazos e programas de trabalho para as atividades de exploração e produção; f) o compromisso com a aquisição de bens e serviços de fornecedores nacionais; g) o compromisso com a realização do Programa Exploratório Mínimo proposto na oferta vencedora; h) as responsabilidades das concessionárias, inclusive quanto a danos ao meio ambiente.

O contrato de concessão prevê ainda que a ANP – diretamente ou mediante convênios com órgãos dos Estados ou do Distrito Federal – exercerá o acompanhamento e fiscalização permanentes das operações realizadas nos blocos concedidos.

O objetivo é o de assegurar que o concessionário adote as melhores práticas da indústria internacional do petróleo e obedeça às normas e procedimentos técnicos e científicos pertinentes – inclusive com vistas à segurança das pessoas e equipamentos, à conservação dos reservatórios e de outros recursos naturais e à proteção do meio ambiente.

Possui a ANP, nos termos das concessões firmadas, livre acesso às áreas da concessão e às operações em curso, aos equipamentos e instalações utilizados, bem como a todos os registros, estudos e dados técnicos disponíveis, inspeção de instalações e de equipamentos.

A concessão exige que o concessionário obedeça um programa anual de produção, por ele elaborado e entregue à ANP até o dia 31 de outubro de cada ano civil.

O programa anual de produção exige que o concessionário forneça explicações cabíveis, sempre que o total anual da produção sofra uma variação, a menor ou a maior, igual ou maior do que 10% (dez por cento), quando comparado com o total anual respectivo previsto no plano de desenvolvimento em vigor aplicável ao Campo. Não se admite, ainda, variação, a menor ou a maior, que supere 15% (quinze por cento) em relação ao nível de produção previsto para cada mês, exceto quando essa variação resultar de motivos técnicos, caso fortuito ou força maior, conforme justificativa a ser apresentada à ANP.

Acerca da reversão, todos e quaisquer bens móveis e imóveis, principais e acessórios, integrante da área de concessão, cujos custos de aquisição são dedutíveis, de acordo com as regras aplicáveis para o cálculo da participação especial e que, a critério exclusivo da ANP, sejam necessários para permitir a continuidade das operações ou sejam passíveis de utilização de interesse público, reverterão à posse e propriedade da União Federal e à administração da ANP, quando for excluído bloco da área de concessão ou quando houver extinção do contrato de concessão.

No entanto, se houver compartilhamento de bens para as operações de dois ou mais Campos numa mesma área de concessão, o concessionário poderá reter tais bens até o encerramento de todas as operações.

A devolução de áreas, assim como a reversão de bens, não implicará ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP, nem conferirá ao concessionário qualquer direito de indenização pelos serviços, poços, imóveis e bens reversíveis, os quais passarão à propriedade da União e à administração da ANP.

A concessão se extingue: I – pelo vencimento do prazo contratual; II – por acordo entre as partes; III – pelos motivos de rescisão previstos em contrato; IV – ao término da fase de exploração, sem que tenha sido feita qualquer descoberta comercial, conforme definido no contrato; V – no decorrer da fase de exploração, se o concessionário exercer a opção de desistência e de devolução das áreas em que, a seu critério, não justifique investimentos em desenvolvimento.

O CNPE, ao editar a Res. nº 8, de 2003, impôs diretrizes licitatórias a serem seguidas pela ANP. Essa Resolução exige que a ANP fixe percentual mínimo de bens, produzidos no Brasil, a serem utilizados na exploração e produção de petróleo e gás natural, percentual este que deve ser ajustado à capacidade de produção nacional (volume de produção) e aos seus limites tecnológicos.

O modelo de delimitação de blocos deve ser flexível, a fim de que o licitante possua flexibilidade de escolha, de forma a maximizar seu interesse exploratório.

O bônus de assinatura terá seu valor mínimo estabelecido no edital e corresponderá ao pagamento ofertado pelo licitante vencedor na proposta para obtenção da concessão de petróleo, o qual deverá ser efetivado no ato da assinatura do contrato, em parcela única.

Desde 1997, a ANP já arrecadou, em bônus de assinatura, um valor aproximado de R$ 3,3 bilhões.

Os royalties constituem compensação financeira devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, e serão pagos mensalmente, com relação a cada campo, a partir do mês em que ocorrer a respectiva data de início da produção, vedadas quaisquer deduções. A alíquota básica é de dez por cento do valor da produção de petróleo ou gás natural, podendo ser reduzida em até cinco por cento, conforme será detalhado adiante.

A alíquota de dez por cento poderá ser reduzida em até cinco por cento pela ANP, tendo em conta os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes. Tal redução deve ser prevista no edital de licitação correspondente.

No caso de campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão, onde atuem concessionários distintos, o acordo celebrado entre os concessionários para a individualização da produção definirá a participação de cada um com respeito ao pagamento dos royalties.

O concessionário deverá apresentar à ANP, todos os meses, os preços de venda do petróleo produzido no campo, bem como, sempre que exigido pela ANP, deverá apresentar a documentação de suporte para a comprovação das quantidades vendidas e dos preços de venda do petróleo. Fica clara, portanto, a necessidade de a ANP possuir

um sistema de fiscalização eficaz, sob pena de se estimular as companhias petrolíferas a subfaturar o montante produzido e/ou o preço praticado.

O preço mínimo do petróleo extraído de cada campo será fixado pela ANP, em cada mês, com base no valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos de petróleo, similares ao extraído no campo, cotados no mercado internacional.

Sobre a participação especial, o edital e o contrato estabelecem que, nos casos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação especial, regulamentada em decreto do Presidente da República.

Constitui a participação especial, assim, compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, e será paga, com relação a cada campo de uma dada área de concessão, a partir do trimestre em que ocorrer a data de início da respectiva produção.

Em suma, a participação especial corresponde a uma forma de compartilhamento de lucros (chamado, no caso, de "receita líquida"), dado que os custos, royalties e tributação podem ser deduzidos da base de cálculo da participação especial.

Sobre a questão relativa à majoração das alíquotas, considera-se, do ponto de vista jurídico, que a alteração das alíquotas não exige edição de lei, mas apenas de novo Decreto. Ocorre, porém, como será visto adiante (item 2.5.3.1), que os atuais contratos de concessão em vigor fazem referência às alíquotas de participações especiais nos termos do Decreto nº 2.705, de 1998.

Eventual majoração das alíquotas por novo Decreto não poderia, portanto, ser aplicada aos contratos em vigor, mas tão-somente aos novos contratos, dado que a redação dos contratos atuais sinaliza alíquotas de participação especial nos termos do Decreto nº 2.705, de 1998. Esse foi, inclusive, o posicionamento do Conselho Nacional de Política Energética.

O Anexo I apresenta o detalhamento do cálculo das participações especiais.

Ponto relevante na análise das participações especiais está no cálculo da receita líquida de produção, a qual leva em consideração a possibilidade de dedução de custos incorridos pelo concessionário na produção do petróleo. O tema está regulado na Portaria nº 10, de 13 de janeiro de 1999, da Agência Nacional do Petróleo.

Pela Portaria citada:

a) a receita líquida da produção de cada campo corresponde à receita bruta da produção do campo somada às adições prescritas e descontadas as deduções autorizadas;

b) o período-base de incidência da participação especial devida é o trimestre do ano civil; e

Antes de a agenda política brasileira discutir a descoberta de reservas de petróleo no pré-sal, estava em voga o argumento utilizado pelas empresas petrolíferas, no sentido de que a participação especial, como estruturada no Decreto em vigor, pode desestimular a instalação de um segundo sistema de produção (planta industrial de exploração de petróleo), porquanto o aumento da produção, em um campo que já produz volume com margem sujeita à participação especial, fará incidir, cada vez mais e mais, alíquotas progressivas de participação especial.

É evidente que, para o aumento significativo de produção de petróleo, é necessária a instalação de outro sistema de produção no mesmo campo. O segundo sistema custa o mesmo ou mais do que o primeiro sistema de produção. E, ao se aumentar a produção, a participação especial amplia sua alíquota progressivamente, desestimulando assim o investimento adicional no campo de produção.

A descoberta de reservas de petróleo no pré-sal suscitou outro debate: admite-se a elevação das alíquotas da participação especial para os contratos de concessão em vigor ?

O pagamento pela ocupação ou retenção de área estará previsto no edital e no contrato e deverá ser apurado em cada ano civil, a partir da data de assinatura do contrato de concessão, e é aplicável, sucessivamente, às fases de exploração e de produção, e respectivo desenvolvimento.

O valor é fixado por quilômetro quadrado ou fração da superfície do bloco, na forma do Decreto nº 2.705, de 1998, do Presidente da República.

Pelo Decreto, os valores unitários, em reais por quilômetro quadrado ou fração da área de concessão, adotados para fins de cálculo do pagamento pela ocupação ou retenção de área, serão fixados, no edital e na concessão, pela ANP, a qual levará em conta as características geológicas, a localização da bacia sedimentar em que o bloco objeto da concessão se situar, assim como outros fatores pertinentes, respeitando-se as seguintes faixas de valores:

I – Fase de Exploração: R$10,00 (dez reais) a R$500,00 (quinhentos reais) por quilômetro quadrado ou fração;

II – Prorrogação da Fase de Exploração: duzentos por cento do valor fixado para a fase de Exploração;

III – Período de Desenvolvimento da Fase de Produção: R$20,00 (vinte reais) a R$1.000,00 (hum mil reais) por quilômetro quadrado ou fração;

A União arrecadou, apenas em 2007, R$ 130 milhões a título de retenção de área.

A taxa por ocupação ou retenção de área é utilizada em diversos países. No modelo brasileiro, seus valores não são elevados, o que minimiza seu aspecto negativo: criar barreira estrutural à entrada de empresas de pequeno e médio porte, porquanto seu pagamento é devido antes mesmo de o campo de petróleo ingressar na fase produtiva.

contrato de concessão serão reajustados com periodicidade anual, a partir da data da assinatura do contrato, pelo IGP – DI acumulado nos doze meses antecedentes à data de cada reajuste.

Trata-se de direito assegurado pela Constituição, no parágrafo segundo do art. 176: "É assegurada participação ao proprietário do solo nos resultados da lavra, na forma e no valor que dispuser a lei".

A participação será distribuída na proporção da produção realizada nas propriedades regularmente demarcadas na superfície do bloco. A Portaria da ANP nº 143, de 28 de setembro de 1998, regula a matéria e estabelece os critérios de pagamento do direito de superfície aos proprietários.

O pagamento da participação devida aos proprietários da terra obedece a periodicidade mensal, a partir do mês em que ocorrer o efetivo início da produção.

O valor da participação devida aos proprietários de terra corresponde a 1% (um por cento) do volume total de produção de petróleo, salvo nos campos marginais de petróleo, onde o percentual poderá ser reduzido no edital para um mínimo de até 0,5% (cinco décimos por cento).

Em 2007, foram pagos R$ 96 milhões aos proprietários de terras, valor esse que corresponde à soma da produção de petróleo e gás natural.

O conteúdo local corresponde a uma exigência imposta ao concessionário, no contrato de concessão firmado pela ANP com a empresa vencedora, correspondente a

um percentual mínimo de participação de empresas brasileiras no fornecimento de bens, sistemas e serviços para o desenvolvimento das atividades objeto da concessão. Este percentual é determinado no edital de licitação e é detalhado no contrato de concessão.

A exigência de conteúdo local, prevista na Resolução n. 8, de 2003, do CNPE, visa a impulsionar o desenvolvimento da indústria nacional afeta à produção de petróleo.

O contrato de concessão também exige que o concessionário contrate o fornecedor brasileiro sempre que sua oferta apresente condições de preço, prazo e qualidade equivalentes às de outros fornecedores.

O modelo padrão de contrato de concessão, disponível no sítio da ANP, sugere um mínimo de 37 % de conteúdo local para a fase de exploração de blocos em águas profundas, isto é, acima de 400 metros, e um máximo de 77% de conteúdo local para a fase de desenvolvimento de blocos em terra.

Mas tais percentuais são revistos em cada rodada de licitação e, a partir da quinta rodada, o conteúdo local abrangeu aproximadamente 80% na fase de exploração e 85% na fase de desenvolvimento.

A adoção de taxas crescentes de conteúdo local pode desestimular o investimento no setor, em especial se o parque industrial brasileiro não puder atender, com prazos e preços competitivos, a demanda das empresas petrolíferas. Tal medida prejudica especialmente as empresas nacionais e estrangeiras que possuem acesso competitivo a ativos e recursos tecnológicos provenientes de outros países.

Os percentuais exigidos pela ANP podem ser reduzidos caso: a) o concessionário receba proposta de preço excessivamente elevado para aquisição de bens e serviços locais, quando comparados com os preços praticados no mercado internacional, b) os prazos de entrega ofertados forem muito superiores aos praticados pelo mercado internacional, e c) o concessionário opte por nova tecnologia, não disponível por ocasião da licitação, não-prevista nas planilhas do contrato de concessão e não oferecida pelos fornecedores locais.

A ANP poderá ainda autorizar a transferência de excedente de percentual de cumprimento de conteúdo local na fase de exploração para a etapa de desenvolvimento.

O cumprimento dos parâmetros de conteúdo local prometido pelo licitante vencedor é aferido por etapas, à medida que são montadas as instalações. A sanção imposta pelo contrato de concessão, em caso de descumprimento do volume de conteúdo nacional prometido, é a aplicação de multa pecuniária, a qual é gradativa e,

O contrato de concessão, ao assegurar o direito de propriedade do petróleo extraído ao concessionário, confere-lhe ampla discricionariedade em formular sua política comercial de venda do petróleo, tais como exportar o óleo cru, vendê-lo a refinarias para que abasteça o mercado interno ou mesmo para que exporte os derivados do refino de petróleo, em uma estratégia que corrobora o forte grau de verticalização industrial existente no setor.

Está assegurado ao concessionário, assim, a livre disposição dos volumes de petróleo e gás natural, por ele recebidos no ponto de medição da produção.

Mas, mesmo no regime de concessão, o Estado pode restringir a amplitude da política comercial do concessionário.

O custo das sondas é elevado e isso constitui uma barreira estrutural à entrada no mercado de exploração e produção de petróleo, caracterizada pelos altos investimentos iniciais necessários ao desempenho da atividade econômica no setor.

A elevação dos preços do petróleo no cenário prévio à crise financeira instalada ao final de 2008 produziu, também, um aumento nos custos da atividade. As sondas de segunda e terceira gerações, um pouco mais antigas, tiveram, no período de 12 meses, um acréscimo de cem mil dólares no valor de suas diárias, chegando a trezentos e

Exploração e Produção da Shell do Brasil, e Ricardo de Moura Albuquerque Maranhão, Ex-Presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobrás, AEPET.

As reservas petrolíferas que constam dos ativos de uma companhia produtora, tema sensível ao valor de suas ações nas Bolsas, são aceitas internacionalmente em duas modalidades.

A primeira modalidade é a SPE, SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEER, a qual considera contabilizável para a companhia petrolífera todo o óleo que possa ser extraído do campo, independentemente do prazo de concessão. Essas são as reservas chamadas SPE.

Como no Brasil a concessão possui prazo de 27 anos, as companhias petrolíferas alegam estarem sendo penalizadas de acordo com o critério SEC. A solução, para as companhias petrolíferas, está na oferta, pela ANP, de certificado escrito que ateste a possibilidade de prorrogação da concessão, se a operadora atender as melhores práticas da indústria. A SEC reconhece o valor de tal documento, desde que emitido pela agência reguladora.

As companhias petrolíferas consideram fundamental o incentivo da legislação à aquisição de equipamentos e de novas tecnologias, capazes, por exemplo, de permitir a extração de petróleo extra pesado.

O licenciamento ambiental é uma das preocupações da indústria petrolífera, em especial porque torna imprevisível o planejamento econômico e financeiro para aquisição e instalação das sondas.

As companhias petrolíferas criticam o detalhamento excessivo da cartilha da ANP voltada para a definição das obrigações de conteúdo local. O cenário aponta para regras que podem ser simplificadas.

O risco de investir constitui ponto essencial na indústria do petróleo. A fase de exploração possui custos aproximados de oitenta a duzentos milhões de dólares sem qualquer garantia de que haverá produção. Isso corresponde a sessenta por cento do que será desembolsado em todo o projeto de exploração, desenvolvimento e produção do petróleo, ou seja, tais sessenta por cento dos custos são gastos antes do início da produção.

Os custos elevados da fase de exploração (e os riscos elevados do negócio, por consequência) estão relacionados ao fato de que os métodos indiretos de localização de petróleo (análise das formações geológicas) não são suficientes: é indispensável que se faça um furo, pelo menos, para se identificar a existência do petróleo; esse furo dá indícios da existência do petróleo e de suas características, tais como permeabilidade, porosidade etc. Mas, para que o volume de petróleo seja definido, são necessários outros furos de avaliação, o que amplia os custos.

Outra questão está relacionada ao início da produção: leva em média dez anos para iniciar, a contar do primeiro centavo gasto pela companhia petrolífera, ao pagar o bônus de assinatura.

O crescimento da indústria do petróleo provoca uma guerra mundial por recursos humanos, em especial por engenheiros e geólogos. Criam-se empregos e os salários estão crescendo nesse setor.

Os critérios de isenção e as alíquotas da participação especial foram desenhados em 1998, quando o barril do petróleo custava catorze dólares. Ao preço atual do barril do petróleo, a isenção oferecida saltou aproximadamente oito vezes em termos de valor, isto é, hoje o Brasil isenta oito vezes mais do que isentava em 1998. A atualização do Decreto de participações especiais constitui, assim, medida necessária, independentemente do cenário configurado após as descobertas anunciadas de petróleo na camada de pré-sal.

A elevação do preço do petróleo conduz a uma percepção de que as isenções devem diminuir (em volume de petróleo) e as alíquotas da participação especial devem ser maiores. Outra mudança estaria em abandonar as referências feitas em volume de petróleo extraído e adotar critérios vinculados ao faturamento da companhia petrolífera, de acordo com o preço de mercado do petróleo e da rentabilidade auferida pelo produtor.

O pré-sal corresponde a uma área que vai da divisa de Santa Catarina, avança pelo Paraná, São Paulo e Rio de Janeiro, em forma de trapézio, e termina no Espírito Santo. É, portanto, uma região extremamente grande.

O risco exploratório no Brasil, que era alto em 1998, hoje é considerado baixo. E, além disso, deve-se observar que o volume de produção na área do pré-sal também é relevante, por ser elevado, isto é, trata-se de um cenário de alto potencial de produção.

Se os reservatórios de blocos distintos são contínuos, é necessário realizar a chamada individualização da produção ou unitização, antes de iniciada a produção. Daí a discussão sobre a franja do pré-sal ser um elemento relevante, porque se a franja do pré-sal for um reservatório contínuo, como se especula, os atuais concessionários terão uma vantagem enorme, caso não seja realizada a unitização.

A primeira aplicação do contrato de partilha de produção, nos moldes que possui na atualidade, remonta à Venezuela, que o adotou nos anos 60. O formato mais refinado e moderno desse modelo contratual foi desenvolvido na Indonésia, em 1966.

A partilha de produção foi originariamente concebida como resposta nacionalista ao modelo de concessão.

Pelo contrato de partilha de produção, a propriedade do petróleo extraído é exclusiva do Estado, em contraste com a propriedade exclusiva do concessionário, no caso da concessão. Cabe ao contratante explorar e extrair o petróleo, às suas expensas, em troca de uma parte do petróleo extraído. As reservas não extraídas permanecem na propriedade do Estado.

O contratante assume todos os custos e riscos da exploração, bem como é o único que opera a exploração, não possuindo qualquer direito de indenização contra o Estado caso o campo explorado não seja comerciável. Tais custos e riscos são assumidos pelo contratante em troca de uma partilha da produção resultante.

Ao assinar o contrato, o contratante submete ao Estado o cronograma de trabalho e o orçamento do projeto (as despesas), o qual deve refletir um mínimo de esforço exploratório a ser desempenhado pelo contratante.

O contratante assume, ainda, o controle gerencial do projeto de exploração e produção de petróleo, sendo de sua propriedade os equipamentos utilizados na

exploração e produção de petróleo, os quais passarão a ser de propriedade do Estado quando o contratante for, integralmente, ressarcido pelos custos incorridos.

A parte da produção que cabe ao Estado é retida e vendida ou armazenada pelo próprio Estado, mas o Estado poderá se valer de uma empresa estatal para gerenciar a comercialização de seu petróleo ou mesmo poderá contratar o próprio explorador do campo para administrar e comercializar o petróleo de propriedade do Estado.

Foi amplamente divulgado pela mídia brasileira que o contrato de partilha de produção exige a criação de uma nova empresa estatal. Ocorre que, de um ponto de vista estritamente jurídico, trata-se de uma afirmação falsa. Explica-se.

Caso o Estado opte por receber sua parte de petróleo em dinheiro, é evidente a desnecessidade de uma empresa estatal.

Isso constitui atividade econômica, a qual, nos termos dos arts. 170, parágrafo único, e 173, § 1º, da Constituição, somente por ser exercida por empresas privadas ou por empresas estatais, que são pessoas jurídicas de direito privado.

Como a ANP não é uma empresa estatal e sim uma agência reguladora, não se admite, do ponto de vista jurídico-constitucional, que ela realize, diretamente, a comercialização ou estocagem do petróleo de propriedade da União.

Essa restrição constitucional possui justificativa jurídico-econômica: como pessoa jurídica de direito público que é, a Agência está imune de pagar impostos. O exercício de atividade econômica (no caso, comercialização de petróleo) por uma agência reguladora criaria, assim, uma forte e inconstitucional distorção competitiva, dado que a Agência, ao não pagar impostos, poderia vender seu petróleo para as

refinarias em valores muito abaixo do praticado pelas empresas, públicas ou privadas, as quais devem suportar toda a carga tributária.

Percebe-se, em conclusão, que a criação de uma nova estatal é apenas uma opção, a se concretizar caso o Estado não prefira atribuir tal função à Petrobras nem queira contratar empresa privada para realizar o encargo de comercializar o petróleo de propriedade estatal.

do Estado; b) o preço do petróleo, o qual, se maior, favorece a adoção de uma fração mais favorável ao Estado; c) a taxa de retorno esperada pelo investimento, tema esse que pode ser levado em consideração pelos licitantes quando da oferta deduzida no leilão, induzindo-os a ofertar uma parcela maior ou menor ao Estado, quando da efetivação dos seus lances.

Trata-se de uma cláusula interessante para o Estado, em especial se o projeto for de baixa lucratividade, e que põe um limite à possibilidade de o contratante superfaturar seus custos.

Um ponto importante a ser observado reside no momento em que o Estado recebe sua parcela de petróleo: se no início do contrato, se no final do contrato ou mesmo se há equilíbrio, ao longo do contrato, no pagamento das receitas estatais.

A despeito de admitir todas as hipóteses em sua pactuação, o contrato de partilha de produção costuma garantir, ao contratante, receitas no início da execução contratual; ao Estado cabe, em consequência, receitas mais expressivas ao final do contrato.

Por conseqüência, tal sistema não propicia renda ao Estado no início do contrato, situação essa que se inverte ao final do contrato, momento em que a fatia do Estado poderá aumentar significativamente, em boa parte devido ao mecanismo de limitação de recuperação de custos, de modo a compensar a ausência de ganhos no início do contrato.

Outro aspecto do contrato de partilha é que este modelo contratual facilita a leitura, pelo contratante, do regime fiscal adotado no País, dado que todas essas regras estarão no contrato de partilha.

Se comparado ao contrato de concessão, o contrato de partilha exige mais experiência dos agentes do Estado em negociar contrato de exploração e produção de petróleo. Isso porque se trata de um contrato mais complexo e, nessas circunstâncias, as companhias petrolíferas possuem uma facilidade maior, se comparadas ao Estado, em identificar o verdadeiro conteúdo econômico (o valor real) do contrato firmado.

Essa facilidade decorre do maior volume de informações disponível em favor da companhia, em especial no que se refere à exata compreensão dos custos envolvidos no projeto de exploração e produção de petróleo.

Os agentes do Estado, portanto, devem conhecer tanto quanto, ou até melhor do que as empresas exploradoras, os detalhes sobre riscos do negócio, custos de exploração, tecnologias envolvidas, qualidade do petróleo produzido etc.

Outro aspecto do contrato de partilha de produção reside na possibilidade jurídica de sua revisão ou contestação judicial de suas cláusulas. Como a maior parte do regramento está no contrato, e não em leis, a posição jurídica do contratante é fortalecida diante do Estado, dado que o contratante se considera legitimado a discutir cláusulas de um contrato em igualdade de posição jurídica frente ao Estado. Na concessão, como a maior parte das regras está prevista em lei, o contratante não possui a mesma vantagem jurídica, já que a inserção da regra em lei confere maior força vinculante ao comando normativo.

Não há uma vantagem intrínseca no contrato de partilha de produção, quando comparado ao modelo de concessão, no que se refere à rentabilidade assegurada ao Estado.