20 anos da flexibilização do monopólio do petróleo

20 anos da flexibilização do monopólio do petróleo Por: Luiz Cezar Quintans Em novembro próximo celebraremos os vinte anos da promulgação da Emenda Constitucional (EC) nº 9, de 09 de novembro de 1995 (DOU de 10.11.1995), que deu nova redação ao art. 177 da Constituição Federal, em especial, ao seu parágrafo primeiro, admitindo que a União possa contratar com empresas estatais ou privadas a realização das atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos. Naquele momento, constitucionalmente falando, perdia a Petrobras o privilégio de atuar sozinha no mercado nacional, dando origem à flexibilização do monopólio. No entanto, a EC nº 9⁄95 em si não era suficiente para operacionalizar a também chamada “relativização” do monopólio. Havia a necessidade de uma lei para a regulamentação do tema. Deste modo, em 6 de agosto de 1997, surgiu a Lei nº 9.478, mais conhecida como a “Lei do Petróleo”, que consagrou o conhecido regime de Concessão, que é o modelo regulatório aplicado em 50% dos contratos de petróleo no mundo. Muitos fatos transcorreram ao longo desses vinte anos. A 1ª Rodada de licitações ocorreu em 1999. Desde de então as licitações foram promovidas anualmente. Todavia, a partir de 2006, com a suspensão da 8ª Rodada de Licitações da ANP, confirmado o seu cancelamento em 2012, as questões regulatórias voltaram a ter influências políticas mais fortes. Na sequência, a 9ª Rodada de Licitações excluiu 41 blocos importantes, poucos dias antes do leilão. Na 10ª Rodada as ofertas de blocos no certame foram apenas em terra (onshore) e depois disso o país ficou quase cinco anos sem rodadas de licitação, porque no ano de 2010, ou seja, apenas treze anos depois da instituição do modelo de concessão, o governo instituiu mais dois modelos regulatórios criando a cessão onerosa (Lei nº 12.276/2010) estabelecendo um contrato exclusivo com a Petrobras; e o modelo de partilha da produção (Lei nº 12.304/2010), que se caracteriza pela propriedade do óleo como sendo da União, possibilita a recuperação dos custos de exploração (cost oil - em média em 30% é recuperado) e partilha o lucro em óleo (profit oil) entre a União e os partícipes do contrato. Somando-se o tempo desperdiçado e o cancelamento de uma das rodadas, o Brasil perdeu quase seis anos de atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de petróleo e gás natural. Esse vazio está fazendo falta agora! Vários outros fatores estão influenciando negativamente a atividade, tais como a não sinalização de outros leilões no chamado “Pré-Sal Jurídico”; o evento “operação lava jato” que forçou o enfraquecimento do poder de investir da Petrobras; e ainda os próprios defeitos regulatórios do regime de partilha da produção. A reunião dessas questões e seus efeitos reflexos nos demais partícipes da indústria, em especial, nos fornecedores, nos faz constatar, hoje, uma indústria do petróleo enfraquecida. O “Pré-Sal Jurídico” foi uma invenção regulatória que se tornou legal. Definiu uma

determinada área, conhecida como “polígono do Pré-Sal”, para a exploração e produção de petróleo e gás exclusivamente pelo regime de partilha da produção, com exceção dos contratos pré-existentes de concessão e do contrato de cessão onerosa. Não se reclama trabalhar com um regime jurídico novo ou diferente. Todas as empresas internacionais e também a Petrobras estão acostumadas aos regimes existentes no mundo. O problema é que nos contratos brasileiros de partilha da produção foram criadas duas situações distintas, em relação aos contratos no mundo, a saber: A) A criação do operador único, sem possibilidades de cessão de seus direitos de

operadora. Isso obrigou a Petrobras a participar de todo e qualquer bloco que seja leiloado no polígono do Pré-Sal. Para não falar que representa afronta aos princípios da livre iniciativa e da livre concorrência, em termos empresariais, força a empresa a ter que ter recursos tanto para o bônus de assinatura quanto para operacionalizar cada bloco, na proporção de suas quotas, considerando uma quota mínima de 30%. Sem falar na afeição societária (affectio societatis) que não existe, por ser imposta a parceria com o consórcio vencedor e com a PPSA, mesmo que a Petrobras não goste dos parceiros ou não tenha feito parte do consórcio que deu o lance vencedor. Esse tipo de imposição legal quebra qualquer planejamento financeiro e bagunça o budget de qualquer empresa.

B) Foi criada uma empresa 100% nacional para fazer parte do regime de partilha, a

chamada PPSA. Em termos regulatórios e na prática, nos contratos de partilha da produção no mundo, se vê realmente uma NOC (National Oil Company) presente nos contratos, mas, o que não se vê costumeiramente é a empresa fazer parte do Comitê que executa e opera a Exploração e Produção, compondo o Comitê Operacional com 50% dos votos, nomeando o presidente do comitê que também detém o poder de veto em quaisquer questões e ainda o voto qualificado ou de minerva, em caso de empate nas questões operacionais. Nem na China, nem na Indonésia, nem na Nigéria existem essas regras. As decisões, em caso de empate, ou são decididas pelo que deliberar o Contratado ou, no máximo, por arbitragem. Nem em Angola, país que o legislador brasileiro resolveu copiar para incluir a NOC no Comitê Operacional, as questões são decididas pelo Presidente do Comitê. Lá, em caso de empate, as partes resolvem também por arbitragem. E ainda há um contrassenso jurídico porque mesmo a PPSA fazendo parte do comitê que decide tudo sobre a operação, a lei tratou de excluir a sua responsabilidade pela execução, direta ou indireta, das atividades de E&P.

Basicamente, essas duas condições motivaram a baixa atratividade do 1o Leilão do PréSal, que teve apenas um consórcio concorrente, que arrematou o bloco pelo lance mínimo vencido pela Petrobras (40%) e mais quatro concessionários: Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%). .

Passados apenas 20 anos da flexibilização, que na prática são 16 anos (a primeira rodada ocorreu em 1999); e considerando os quase 6 anos sem atividades tivemos apenas 10 anos de intensa atividade não monopolizada. É muito pouco tempo para que as empresas possam se desenvolver. O Brasil precisa de mais rodadas e muito mais negociações. É preciso que as regras não se alterem drasticamente, especialmente, em curtos espaços de tempo. Enfim, é preciso que as empresas criem raízes, criem negócios e relações fortes, de modo a não serem desestimuladas a sair ou repatriar investimentos. As empresas de petróleo têm condições de gerar emprego, renda e movimentar a economia, de forma que os fornecedores possam também se desenvolver e consequentemente agregar inovação, tecnologia, investimento, emprego, renda. Essa filosofia é que é a verdadeira política para Conteúdo Local. Esperamos que sejam revistas as regras do “Pré-Sal Jurídico”, a periodicidade das rodadas, as políticas de Conteúdo Local e em especial as políticas sobre os regimes jurídicos praticados no Brasil, de forma que possamos retomar o crescimento da indústria do petróleo.