O PLC 78/18 e a cessão onerosa no pré-sal: contexto e perspectivas

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Trata-se da lei que, no governo do presidente Lula, foi aprovada para viabilizar uma complexa operação de aumento de capital da Petrobrás por meio da subscrição, pela União, de ações preferenciais.

Luiz Alberto dos Santos*

Em julho de 2018, a Câmara dos Deputados aprovou o Projeto de Lei (PL) 8.939, de 2017, do deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), enviando-o à apreciação do Senado Federal, onde tramita como Projeto de Lei da Câmara (PLC) 78, de 2018 [1].

A proposição, originalmente, era composta de apenas dois artigos, e promovia duas alterações à Lei 12.276, de 30 de junho de 2010.

Trata-se da lei que, no governo do presidente Lula, foi aprovada para viabilizar uma complexa operação de aumento de capital da Petrobrás por meio da subscrição, pela União, de ações preferenciais. Por meio dessa operação a participação da União, diretamente ou por meio do BNDES e BNDESPAR, no capital social total da Petrobrás aumentou de 39,8% para 48,3%, e a participação no capital com direito a voto aumentou de 57,5% para 63,4%.

Como a União não dispunha de recursos para esse aporte, e a Petrobrás necessitava aumentar a sua capacidade de alavancagem para as suas operações, elaborou-se uma complexa operação por meio da qual a União, titular dos direitos de exploração do petróleo (monopólio estatal), repassaria à Petrobrás um determinado volume de petróleo a ser extraído da área do Pré-sal, sem licitação, e sem sujeição ao regime de concessão (Lei 9.478/97).

Em troca, a Petrobrás pagaria, à União, por essa cessão, preferencialmente mediante títulos do Tesouro, o seu valor a preços a serem estabelecidos em contrato. A União, por sua vez, foi autorizada a subscrever ações da Petrobras, e a integralizá-las com títulos da dívida pública mobiliária federal. Assim, os títulos a ela destinados pela Petrobrás retornariam à empresa em troca das ações a serem emitidas.

Para esse fim, a União cederia à Petrobras o direito, intransferível, à exploração de até 5 bilhões de barris de petróleo, em blocos na área do pré-sal.

Essa operação foi aprovada pela mencionada lei e complementada por um contrato de cessão onerosa. Nesse contrato constam cláusulas para que, quando ocorresse a declaração de comercialidade das áreas que lhe foram destinadas, o contrato fosse revisado, podendo a Petrobrás vir a se tornar credora ou devedora da União, nessa ocasião.

Nos termos desse contrato, foram destinados à Petrobras seis blocos definitivos (Tupi Sul, Florim, Tupi Nordeste, Guará Leste, Franco e Iara), além de um bloco contingente (Peroba), e definiu-se que o valor inicial da cessão onerosa em barris de óleo equivalentes seria de R$ 74,808 bilhões.

O prazo fixado para que a Petrobrás exercesse as atividades de exploração, ou seja, a busca do petróleo nas áreas (blocos) reservadas para esse fim, foi de 4 anos, podendo ser prorrogado por mais dois anos, mas o contrato previu que os 5 bilhões de barris poderiam ser extraídos no horizonte de 40 anos, com possibilidade de prorrogação por mais 5 anos.

Assim, de acordo com os termos contratuais, a partir de 2016 a fase de produção já deveria se iniciar, e é nesse momento que poderia haver a revisão do contrato, podendo chegar a alterações nos seguintes itens: (1) Valor do Contrato; (2) Volume Máximo; (3) Prazo de Vigência; e (4) Percentuais mínimos de Conteúdo Local.

Assim, a depender de fatores como o volume de petróleo efetivamente encontrado, ou o seu valor na data da declaração de comercialidade, aspectos essenciais poderiam ser ajustados, atualizando os valores contratuais originais.

Em face dessa revisão, a União poderia se tornar “credora”, fazendo jus a aumento no valor a ser pago pela Petrobrás em troca do direito de produção de 5 bilhões de barris, ou reduzindo esse volume, inclusive com a possibilidade de devolução pela Petrobras de Blocos contidos na Área do Contrato.

Outra alternativa seria a União se tornar “devedora”, devendo pagar à Petrobras uma compensação em função do valor por ela já antecipado de R$ 74,8 bilhões. Em nenhuma hipótese, porém, por força do limite legalmente fixado, a União poderia ceder à Petrobras o direito a explorar mais do que 5 bilhões de barris de petróleo sob aquele regime.

Essa revisão deveria dar-se em relação a cada um dos blocos que foram destinados à Petrobras, cujos volumes de petróleo e valores estimados são os seguintes:

BLOCO

VOLUME DA CESSÃO ONEROSA (MILHÕES DE BARRIS)

VALOR DO BARRIL (USD/BOE)

VALOR INICIAL DA CESSÃO ONEROSA

BLOCO I - FLORIM

467

9,0094

4.207.389.800

BLOCO II - FRANCO

3.058

9,0400

27.644.320.000

BLOCO III - SUL DE GUARÁ

319

7,9427

2.533.721.300

BLOCO IV - ENTORNO DE IARA

600

5,8157

3.489.420.000

BLOCO V - SUL DE TUPI

128

7,8531

1.005.196.800

BLOCO VI - NORDESTE DE TUPI

428

8,5357

3.653.279.600

BLOCO VII - CONTINGENTE

PEROBA

-

-

-

TOTAL

5.000

-

42.533.327.500

TAXA DE CÂMBIO

1,7588

Valor Inicial do Contrato em Reais (R$)

74.807.616.407

Fonte: Contrato de Cessão Onerosa

Na hipótese de devolução de blocos pela Petrobras, caso não fosse realizada a descoberta de petróleo, ou de conclusão da produção do volume de reservas autorizadas em cada um deles, rezava o contrato que essa devolução se daria em caráter definitivo e sem resultar em ônus ou obrigações de qualquer natureza para a União, obrigando-se a Cessionária a cumprir rigorosamente as normas ambientais.

Sob o aspecto econômico, ainda, a Lei da Cessão Onerosa criou um regime diferenciado de participação da União, dos Estados, do DF e dos Municípios no resultado da produção.

Diversamente do regime de concessão, a cessão onerosa se deu sem o pagamento de bônus de assinatura (por não haver “concessão”, já que o valor do bônus é um dos critérios para a definição de quem oferece a melhor proposta no leilão) e com a previsão de que a alíquota de royalties sobre o volume produzido seria de 10%, ou seja, a mesma estabelecida no regime de concessão, mas, todavia, sem a aplicação de participação especial, que é uma retribuição adicional devida em função da elevada rentabilidade ou de grande volume de produção.

Assim, tanto a União, quanto os estados, DF e municípios, sofreram, de pronto, perda na arrecadação dessas fontes de receitas, dado que, se explorados em regime de concessão, os 5 bilhões de barris resultariam em maior volume de recursos a ser distribuído com fundamento no art. 20, § 1º da Constituição [2].

O Projeto de Lei 8.939, de 2018, em sua redação original, tendo como pano de fundo o momento em que se daria a revisão contratual, propunha afastar a vedação de transferência do direito a exploração dos 5 bilhões de barris cedidos à Petrobras, ou seja, visava autorizar a empresa a “negociar e transferir a titularidade do contrato da cessão”, fixando para tanto que deveria manter participação de, no mínimo, 30% de participação em consórcio a ser formado para a exploração da área do volume que viesse a transferir.

Nesse caso, porém, a transferência da cessão onerosa implicaria na manutenção das regras originalmente fixadas para a Petrobras, no contrato, em relação ao consórcio a ser formado.

A proposta previa, ainda, que caberia à ANP regular e fiscalizar as atividades a serem realizadas nas áreas cedidas ao consórcio, aplicando-se, no que coubesse, as regras do regime de concessão. A autorização concedida vigoraria por doze meses.

A apresentação da proposta objetivava, segundo a justificação apresentada pelo Autor, atender às necessidades decorrentes do aumento da dívida líquida da Petrobras, que passou de USD 36,7 bilhões, em 2010, para USD 96,4 bilhões. Ademais, essa elevação gerou a perda do grau de investimento da empresa, levando a um aumento na taxa de juros de suas operações financeiras. Dessa forma, alegou o parlamentar que houve um aumento de 270% na despesa com juros da companhia, que passou de US$ 1,7 bilhão, em 2009, para US$ 6,3 bilhões em 2015.

Dessa forma, asseverou, o Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2017-2021 da Petrobras teria sido orientado à redução de seu endividamento, por meio de cortes de investimentos, implementação de parcerias e desinvestimentos. Em decorrência, os seus investimentos foram reduzidos para US$ 74 bilhões no PNG 2017-2021, para serem mais condizentes com a capacidade de geração operacional da empresa.

Mesmo assim, alegava o autor, seria essencial à empresa obter US$ 19 bilhões em parcerias e desinvestimentos, e, entre os ativos passíveis de serem desinvestidos, os campos de petróleo seriam uma opção especialmente interessante. Assim, no caso dos campos contratados no regime de cessão onerosa, “a sua transferência viria para o bem da Petrobras e do Brasil, pois permitiria a antecipação da extração do petróleo que jaz enterrando nas profundezas do pré-sal”, o que contribuiria, ainda, para uma geração mais rápida de “receitas para a empresa, impostos e royalties para a União, estados, Distrito Federal e municípios, saldo positivo na balança comercial, encomendas para a indústria nacional e empregos e renda para os brasileiros”.

A aprovação do projeto, porém, se deu em contexto mais complexo do que o da sua apresentação.

Em setembro de 2014, portanto antes da apresentação do projeto de lei, deu-se o início da renegociação do contrato de cessão onerosa, mas tal processo não se concluiu com celeridade, em parte devido à sua complexidade, mas também, pela existência de divergências entre a Petrobras e o governo.

O PL 8.939, de 2017, teve a sua tramitação iniciada em outubro de 2017, mas, até o mês de abril de 2018, nada indicava que a proposição teria sua tramitação concluída. Nenhum parecer foi apresentado pelos relatores designados e a proposta ainda aguardava parecer na primeira comissão a que foi distribuída na Câmara dos Deputados (Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria, Comércio e Serviço).

No entanto, em 17 de janeiro de 2018, foi publicada a Portaria Interministerial 15, de 2018, dos Ministros da Fazenda, Planejamento e Minas e Energia, criando uma comissão interministerial com o objetivo de concluir os termos da revisão de contrato de cessão onerosa celebrado entre a União e Petrobras em 2010, no prazo de 60 dias, prorrogáveis por mais 60 dias.

Até o mês de maio, porém, essa comissão ainda não havia conseguido chegar a um acordo com a Petrobras, inviabilizando a revisão contratual.

Logo a seguir à conclusão de seus trabalhos, porém, o Plenário da Câmara aprovou, em 16 de junho deste ano, um requerimento de urgência para apreciar o projeto. O deputado Fernando Coelho Filho, ex-ministro de Minas e Energia, assumiu a relatoria da matéria, e apresentou um substitutivo, no qual ampliou significativamente o alcance da proposição. Esse substitutivo, claramente, foi orientado para assegurar vantagens à Petrobras e seus potenciais parceiros, mas atendendo, também, a interesses específicos da União.

Já no dia 19 de junho, a matéria começou a ser discutida pelo plenário, e, em face da polêmica instaurada sobre o conteúdo da proposta, a votação só foi concluída em 5 de julho de 2018.

A proposta aprovada, ao final, reflete um conjunto normativo mais amplo do que o originalmente proposto, embora objetive, essencialmente, ao mesmo fim.

Na essência, são preservadas as propostas originais: permitir a transferência a terceiros do direito à produção de petróleo no regime de cessão onerosa, que é mais vantajoso às petroleiras, financeiramente, que os regimes de partilha e de concessão.

Apesar de manter o limite máximo de barris a serem objeto de produção pela cessão onerosa em 5 bilhões, ela torna o contrato, ao final, letra morta quanto ao prazo de 40 anos para essa exploração, ao prever que a cessão onerosa produzirá efeitos até que esse volume seja extraído. Trata-se de regra bem mais vantajosa do que a prevista na própria Lei de Partilha, que prevê que os contratos não poderão ter prazo maior do que 35 anos.

Entre as inovações do substitutivo, há a previsão de que no caso de a revisão resultar em saldo credor em favor da Petrobrás, o pagamento poderá ser feito em barris de petróleo, ainda que supere o limite de 5 bilhões autorizados. Assim, isso implicaria em ampliar os direitos da Petrobras à exploração do petróleo sob o mesmo regime.

Foram, ainda, incluídas clausulas relativas à revisão contratual destinadas a beneficiar a Petrobras, inclusive mediante a consideração de prejuízos fiscais acumulados pela empresa, e premissas a serem consideradas nos cálculos, não previstas originalmente. Por exemplo, prevê-se a amortização de bônus de assinatura, os quais, contudo, jamais foram pagos pela empresa, e a definição de critérios de atualização monetária a partir de média aritmética de índices de preços utilizados no mercado norte-americano.

É prevista, ainda, a possibilidade de que União e Petrobras acordem a devolução de áreas contratadas, sem prejuízo do volume total autorizado, ou seja, a União poderia, desde que mantido o volume total nos demais blocos, receber a devolução, em situações que não foram previstas no contrato original, de áreas atualmente reservadas à Petrobras, e, assim, promover licitação para a sua exploração, sujeita ao regime de partilha de produção. Essa devolução deverá ser justificada mediante a publicação de motivações técnicas, econômicas e jurídicas pela Petrobras e a Agência Nacional de Petróleo (ANP).

Nesse caso, a Petrobras deverá ser ressarcida, utilizando-se os parâmetros já definidos e permitindo o ressarcimento em direitos de exploração e produção de petróleo, sob o regime da cessão onerosa.

São, ainda, acrescidos artigos à Lei da Cessão, para dispor sobre a licitação de volumes excedentes, ou seja, independentemente de haver a cessão de áreas, mas havendo volume de óleo que ultrapasse os cinco bilhões de barris cedidos contratualmente, a União poderia de imediato promover essa licitação, sob o regime de partilha de produção, devendo, porém, ser respeitados os direitos da Petrobras fixados em contrato.

Ao se conceder, dessa forma, poderes à União para nova licitação, estaria havendo, em tese, quebra de contrato, pois a Petrobrás detém, atualmente, direito a explorar, nos blocos que lhe foram cedidos, em caráter de exclusividade, e pelo prazo definido no contrato, os cinco bilhões de barris. A revisão contratual, na forma atualmente prevista, poderia, em tese, levar à devolução pela Petrobrás de blocos à União (cláusula 8.8, “b” [3]), desde que constatado que o contrato original destinou volume máximo excessivo, mas, sem tal revisão, que deve resultar de um acordo entre as partes, essa possibilidade inexiste, legalmente.

O projeto, portanto, amplia as possibilidades de devolução, em detrimento do direito da Petrobras, mas, por outro, lhe concede a prerrogativa de alienar o direito à exploração de até 70% dos cinco bilhões de barris que recebeu pela cessão onerosa a empresas privadas, que seriam enormemente beneficiadas pelas condições vantajosas de exploração desses volumes.

Assim, a Petrobrás, quem quer que venha a explorar a parte que vier a alienar, deverá manter 30% do volume contratual em cada uma das áreas que lhe foram outorgadas pela Lei da Cessão Onerosa.

No entanto, nessa hipótese, não haverá a obrigatoriedade de que o consórcio a ser constituído, ou a empresa a quem seja cedido o direito, observem o regime de licitações para compras de equipamentos e contratações de serviços, seja o regime da Lei 8.666, de 1993, seja o da Lei 13.303, de 2016. As exigências contratuais de conteúdo local, contudo, continuariam a ser exigidas, mesmo no caso de transferência de direitos.

O pano de fundo dessa discussão é o fato de que estimativas elaboradas pela certificadora independente Gaffney, Cline & Associates, contratada pela ANP, que apontam que haveria, apenas nos Blocos já outorgados à Petrobras sob regime de cessão onerosa, entre 6 e 15 bilhões a mais de barris de petróleo [4]. As projeções apontariam a existência de volumes entre 6,068 bilhões (P90), 10,836 bilhões (P50) e 15,062 (P10) bilhões de barris de óleo [5]. Segundo a Resolução 1, de 2014, do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), estimativas efetuadas pela ANP, com base em estudos realizados pela Petrobras, indicavam que nas áreas de Buzios (ex-Franco), Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Iara, contratadas sob o regime de cessão onerosa existiriam volumes adicionais entre 9,8 e 15,2 bilhões de barris equivalentes de petróleo.

A Resolução 1, de 2014, considerando caber ao CNPE propor, visando à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da Política Energética Nacional, a contratação direta da Petrobras, pela União, para a exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, nos termos do at. 12 da Lei 12.351, de 22 de dezembro de 2010, aprovou essa contratação para a produção dos volumes acima dos limites contratados sob o regime de cessão onerosa, naquelas áreas, fixando o prazo de 35 anos de vigência dos contratos de partilha de produção a serem firmados, contados a partir do início da produção de óleo, sob o regime de cessão onerosa, para cada uma das áreas contratada. Nesses casos, o excedente em óleo da União, foram fixados, em cada área, entre 50,6% e 51,48%, e o bônus de assinatura fixado foi de R$ 2 bilhões, para o conjunto delas.

A Resolução 1, de 2014, portanto, considerava que a Petrobras continuariam explorando, com exclusividade, os blocos objeto da cessão onerosa, e que poderia continuar explorando o óleo excedente, mediante contratação direta, em horizonte de tempo equivalente ao originalmente previsto (40 anos), pagando por isso um bônus de assinatura modesto, e um excedente em óleo inferior ao que, em outros leilões no pre-sal, a União vinha obtendo.

Não obstante a previsão de que seria promovida essa contratação, não houve desdobramentos concretos da Resolução. Tendo se iniciado em setembro de 2014 as tratativas para revisão do contrato de cessão onerosa, e diante da expectativa da Petrobras de que seria credora da União, esse passou a ser o objeto central da discussão, e a constituição de uma comissão interministerial foi o meio encontrado para tentar a solução do problema.

Nesse interim, porém, o impeachment da presidente da República Dilma Rousseff, e a posse de Michel Temer, conferiram a essa questão um rumo diametralmente oposto, já que orientado à privatização em todas as áreas de atuação das empresas estatais.

A aprovação da Lei 13.365, de 29 de novembro de 2016, afastou a obrigatoriedade de que a Petrobras seria a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, com participação mínima de 30% nos consórcios a serem formados. Em lugar disso, passou a prever que o CNPE, considerando o interesse nacional, ofereceria à Petrobras a preferência para ser operador dos blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção, devendo a empresa se manifestar sobre o direito de preferência, em cada caso, no prazo de até 30 dias, apresentando suas justificativas. Apenas se a empresa manifestasse esse interesse é que seriam assegurada a sua participação como operadora e a participação de 30%, no mínimo, em cada consórcio.

Passou a ser de interesse do governo, dessa forma, promover licitações para que empresas privadas pudessem explorar o excedente, e conduzir a renegociação do contrato de cessão onerosa para que a Petrobras deixasse de ser a exploradora exclusiva do óleo existente nas áreas já a ela cedidas em 2010.

Em 11 de setembro de 2018, o Presidente do CNPE publicou a Resolução 12, que, considerando que a Comissão instituída pela Portaria Interministerial 15/2018 concluiu as discussões relativas à revisão do Contrato de Cessão Onerosa, sobre o valor do contrato, o volume máximo, o prazo de vigência e os percentuais mínimos de conteúdo local, e que “é de interesse da União contratar as atividades de exploração e produção dos volumes excedentes da Cessão Onerosa de modo a promover o aproveitamento racional dos recursos petrolíferos nessas jazidas”, recomendou a submissão para análise do Tribunal de Contas da União, de minutas de Edital e de Contrato da Rodada de Licitações sob o regime de partilha de produção para os volumes excedentes aos contratados sob regime de Cessão Onerosa, bem como da minuta de Aditivo ao referido Contrato.

Em caso de essa licitação ser viabilizada, estima-se que a União receberia, a título de bônus de assinatura, cerca de USD 100 bilhões, que, em face do disposto na Lei do Regime de Partilha de Produção, ingressariam totalmente nos cofres do Tesouro Nacional. Haveria, ainda, o direito ao montante, a ser oferecido pelo vencedor da licitação, de excedente em óleo, ou seja, a uma participação pecuniária da União no próprio volume de petróleo a ser extraído. Caso esse volume seja, por exemplo, de 15 bilhões de barris, e o excedente em óleo seja de 60% do total, a receita da União apenas com esse excedente ultrapassaria USD 500 bilhões, a ingressarem nos cofres públicos ao longo da fase de produção, e destinados ao Fundo Social.

Por sua vez, a produção do petróleo passaria a estar sujeita a royalties de 15%, ou seja, o ingresso com essa receita seria maior do que sob o regime de cessão onerosa.

Mantidas as regras da cessão onerosa, a receita com royalties, grosso modo, considerando-se o valor de USD 60,00 por barril [6] seria da ordem de R$ 348 bilhões, ao longo do período de exploração. Já sob o regime de partilha de produção, essa arrecadação passaria a ser de R$ 522,5 bilhões, ou seja, R$ 174,2 bilhões a mais. Já os estados e municípios teriam uma perda de receita, apenas com royalties, da ordem de 85,3 bilhões, que é a diferença entre a receita oriunda da destinação de 49% (24,5% para Estados e 24,5% para municípios) do total dos royalties sob a alíquota de 15%, prevista para o regime de partilha, e a receita originada pela alíquota de 10%, prevista no regime da cessão onerosa.

No entanto, nem a Resolução 1, de 2014, nem o PLC 78/18, consideram essa possibilidade. Em todos os casos, o excedente de petróleo existente nos blocos da cessão onerosa passaria a reger-se pela Lei 12.351, de 2010, ou seja, passaria a observar as regras do regime de partilha de produção. A diferença reside, essencialmente, no valor a ser revertido à União mediante bônus de assinatura e excedente em óleo, que seriam maiores no caso de ser viabilizada a licitação.

Já quanto ao volume objeto da cessão onerosa, a possibilidade de que seja explorado por empresas privadas interessa, sobretudo, à Petrobrás, que alienaria um ativo de alto valor, com ingresso imediato de recursos, ainda que inferiores ao que obteria da própria atividade de produção [7], e aos parceiros privados, que adquiriam direito a produzir elevado volume de petróleo em condições muito vantajosas e com risco praticamente nulo de insucesso.

Ocorre, contudo, que o Senado Federal conduziu negociações com o Poder Executivo no sentido de condicionar a aprovação do PLC 78/2018 à adoção de medidas, seja por meio de novo projeto de lei, seja por meio de medida provisória, que assegurem que os Estados, DF e Municípios receberão parte dos recursos a serem destinados à União, inclusive como forma de compensação pelas perdas tributárias decorrentes da dedução da base de cálculo do Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica – IRPJ, afetando a sua participação nas receitas tributarias da União, dos valores a serem pagos a título de bônus de assinatura e royalties. Essas perdas são estimadas em mais de R$ 70 bilhões. Uma das propostas discutidas implicava em permitir que pelo menos 30% do valor do bônus de assinatura e 30% do excedente em óleo fossem distribuídos aos Estados, DF e Municípios, segundo as regras de partilha dos Fundos de Participação. Para evitar o uso desses recursos sem limitações, considerava-se vincular a sua aplicação à mesma destinação já estabelecida para os royalties, dado que, com efeito, se trata de recursos que tem a mesma natureza, ou seja, resultam do direito assegurado pelo § 1º do art. 20 da Constituição à “participação no resultado da exploração de petróleo ou gás natural”.

O próprio bônus de assinatura passaria a ser classificado como receita da mesma natureza que os royalties, visto que, com efeito, se trata de uma participação governamental nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo. Assim são tratadas, indistintamente, as participações governamentais (bônus de assinatura; royalties; participação especial; e pagamento pela ocupação ou retenção de área), nos termos do art. 1º do Decreto 2.705, de 3 de agosto de 1998, que regulamenta a Lei 9.478/97, quanto a essas participações.

Assim, ainda que o bônus de assinatura seja um critério usual para escolha da melhor proposta em licitações no regime de concessão, assim como no regime de partilha, e associado à expectativa das empresas quanto ao potencial produtivo dos blocos disputados e ao grau de competição pela área na rodada de licitação, mas cujo pagamento independe de o quanto esse potencial seja, efetivamente, alcançado, ele representa, de fato, uma antecipação da receita a ser originada dessas atividades. O fato de, por hipótese, não vir a ser efetivada a receita prevista, não descaracteriza aquela natureza, para fins de afastar a aplicação do § 1º do art. 20 da Constituição e o direito dos entes subnacionais a parcela do montante [8].

Por outro lado, há que se considerar que o § 1º do art. 20 da CF também permite que essas receitas sejam classificadas como compensações financeiras, que são devidas, segundo o entendimento do STF [9], não apenas em decorrência da exploração em si, mas dos problemas – inclusive ambientais – que geram. Assim, seja por meio de uma ou outra interpretação, estaria assegurada a imunidade às limitações de aumento de transferências classificáveis como despesas da União, fixadas pela Emenda Constitucional (EC) 95, que instituiu o Novo Regime Fiscal.

Como tal, essas receitas não estariam submetidas aos limites da EC 95, já que, nos termos daquela Emenda, não se incluem na base de cálculo e nos limites de despesa por ela estabelecidos as “transferências constitucionais estabelecidas no § 1º do art. 20” da Constituição”.

Essas receitas, compensando em parte as renúncias tributárias asseguradas à indústria do petróleo, e que afetam os estados e municípios, se converteriam numa importante contribuição para a redução das necessidades de financiamento dos entes subnacionais, ainda que limitada a sua aplicação, pela Lei 12.858, de 2013, exclusivamente para a educação pública, com prioridade para a educação básica, e para a saúde.

Essa solução seria compatível com os objetivos maiores do Fundo Social, de evitar que os recursos sejam empregados livremente e para despesas de custeio ou dívida pública, direcionando-os para o atendimento de necessidades essenciais da sociedade e gerando espaço fiscal para outras medidas de interesse dos entes federativos, inclusive o pagamento da dívida pública.

Todavia, a participação do TCU nesse processo, provocada pelo Poder Executivo, acabou por se tornar problemática, à medida em que as suas áreas técnicas passaram a expressar o entendimento de que a devolução de blocos pela Petrobrás, hoje sujeitos ao regime de cessão onerosa, ou a licitação de volumes excedentes, nos mesmos blocos, não exigiria a aprovação de lei pelo Congresso Nacional, podendo ser equacionada mediante a revisão contratual prevista na Lei 12.276/10.

Essa solução, que passou a contar com a simpatia e interesse do Poder Executivo, que não estaria disposto a aceitar o compartilhamento de receitas, tornou-se um elemento de conflito, gerando reação imediata do Presidente do Senado e a própria ameaça de que, se concretizada, haveria o recurso ao Supremo Tribunal Federal para impedir que haja a devolução de blocos e a licitação do excedente, sem contar a absoluta ilegalidade da transferência, pela Petrobras, a terceiros, de parcela dos barris de petróleo objeto da cessão onerosa.

Não obstante, em sessão do dia 12.12.2018, o TCU deliberou por requerer ao Ministério de Minas e Energia e ao Conselho Nacional de Política Energética o envio, no prazo de 45 dias, de informações complementares a respeito das negociações em torno da revisão do contrato de cessão onerosa firmado entre a Petrobras e a União e o leilão de excedentes, considerando “precárias e incompletas” as informações encaminhadas anteriormente pelo ministério.

No seu voto, o relator, ministro José Múcio Monteiro, requer o envio dos estudos técnicos e econômicos que “embasam a proposta de aproveitamento dos volumes excedentes nas áreas destinadas à produção da cessão onerosa bem como a produção de novas minutas que contemplem o núcleo de conteúdo de análise de forma integrada à revisão do contrato da cessão onerosa”.

Até que tais informações sejam prestadas, fica suspensa a continuação do processo de licitação para outorga do excedente, nas áreas do pré-sal, embora não haja obstáculo concreto a que a própria revisão contratual seja ultimada, com base nas conclusões apresentadas pela Comissão, ainda que limitada às possibilidades já mencionadas.

Todavia, qualquer que seja o desfecho da análise do TCU, as questões legais e contratuais permanecerão como fatores críticos, capazes de gerar enorme insegurança jurídica e riscos de questionamentos perante o Poder Judiciário. Decisões que venham a ser adotadas contra o texto da Lei 12.726, de 2010, ainda que fundadas na Lei 12.351, de 2010, como ocorreu quando da edição da Resolução 1, de 2014, do CNPE, poderão vir a ser nulificadas, inclusive liminarmente.

E, do ponto de vista político, nada indica que, sem o encerramento das negociações iniciadas ao final da presente sessão legislativa no Senado e o atendimento dos pleitos de ganhos por parte dos Estados e dos Municípios, a apreciação do PLC 78, de 2018, será concluída.

Assim, a Legislatura que se inicia em fevereiro de 2019 terá o grande desafio de encontrar o ponto de equilíbrio entre os diversos interesses envolvidos, assegurando o respeito ao Pacto Federativo e a preservação do interesse público e da soberania nacional, e evitar que essa já complexa e conflituosa situação prejudique ainda mais os ganhos que o pré-sal pode trazer ao País.

(*) Consultor legislativo do Senado Federal, advogado, mestre em Administração e doutor em Ciências Sociais

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NOTAS

[1] Em 27.11.2018, o ministro Luiz Fux indeferiu medida liminar no Mandado de Segurança 36.121-DF, impetrado pela Senadora Lídice da Mata, a qual requeria a suspensão do trâmite do PLC 78/2018, impedindo sua votação no Senado Federal, e, ao final, proibir que o Congresso Nacional apreciasse projeto de lei que trate do petróleo contido nas áreas sob regime de cessão onerosa e seus excedentes sem antes definir a transferência da receita aos entes federados. O Relator entendeu que não caberia à Corte impedir a deliberação parlamentar do PLC 78/2018, por considerar ser essa a solução que prestigia o desenho institucional delineado pelo constituinte de 1988 e “promove de forma mais satisfatória os postulados democráticos, sem asfixiar o âmbito de atuação constitucionalmente assegurado ao Poder Legislativo”.

[2] § 1º É assegurada, nos termos da lei, aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a órgãos da administração direta da União, participação no resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica e de outros recursos minerais no respectivo território, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, ou compensação financeira por essa exploração.

[3] Na data de conclusão da Revisão, caso o Valor Revisto do Contrato seja superior ao Valor Inicial do Contrato, a Cessionária poderá, mediante prévio acordo com a Cedente, utilizar quaisquer das modalidades de pagamento abaixo descritas, individual ou conjuntamente:
....
(b) redução do Volume Máximo a ser produzido sob a égide deste Contrato, inclusive com a possibilidade de devolução de Blocos contidos na Área do Contrato.”

[4] Cfe ANP - Oportunidades no Setor de petróleo e Gás no Brasil, jan 2018. http://www.anp.gov.br/images/publicacoes/Livreto_Upstream_2018-P.pdf

[5] In https://bepetroleo.editorabrasilenergia.com.br/bonus-de-r-100-bi-para-cessao-onerosa/

[6] Em 12.12.2018, o valor do barril de petróleo “brent” estava em USD 60,15 (https://br.investing.com/commodities/brent-oil-historical-data). O valor médio do ano de 2018 foi de USD 72,14. Considerando-se o valor atual, e a expectativa de exploração de 15 bilhões de barris, a receita total estimada seria de USD 900 bilhões, o que corresponderia a USD 135 bilhões em royalties. Ao câmbio atual (USD 1,00 = R$ 3,87), a receita total estimada seria de R$ 522,5 bilhões.

[7] Estima-se que os custos para a extração do petróleo na área do pre-sal esteja, atualmente, em torno de USD 20 por barril, o que permite uma receita por barril, de cerca de USD 40, antes da aplicação dos royalties.

[8] A questão de ser ou não o bônus de assinatura sujeito ao § 1º do art. 20 da CF foi submetido ao STF na Ação Cível Original 747, sob a relatoria do min. Luiz Fux, que aguarda julgamento desde 2012. A ação foi ajuizada pelo Governador do Estado do Rio de Janeiro, mas a União alega que “os ‘bônus de assinatura’ não devem ser repassados aos Estados-membros porquanto sua natureza jurídica não se inclui no gênero ‘participação no resultado da exploração’, a que se refere o § 1º do art. 20 da Constituição do Brasil”, e que “independem da efetiva exploração dos recursos minerais, sendo devidos mesmo que não haja produção alguma no bloco que é objeto da concessão”. A cautelar foi indeferida pelo então relator, Min. Eros Grau em 2005, por ser considerada satisfativa, que, assim, deixou a questão a ser examinada para quando do julgamento do mérito da matéria.

[9] Cfe. Recurso Extraordinário 228.800/DF, 1ª Turma, Rel. Min. Sepúlveda Pertence, DJ de 16.11.2001.

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