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Pré-sal

Proposta de modelo regulatório: as regras não são claras

25/09/2009 | 13h00
Proposta de modelo regulatório: as regras não são claras
Proposta de modelo regulatório: as regras não são claras Proposta de modelo regulatório: as regras não são claras

“Além de não ter regras claras em diversos pontos, há questio-namentos quanto à constituciona-lidade destas propostas”, afirma a advogada Marilda Rosado de Sá Ribeiro, do escritório Dória, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados Associados. Doutora em Direito e Negócios do Petróleo, Gás e Energia e membro das principais entidades mundiais de Direito, Marilda fala à TN Petróleo sobre a proposta elaborada pela comissão interminis-terial criada pelo Governo Federal, depois de mais um ano de discussão a portas fechadas. “Não houve um debate democrático”, diz a advogada, que atua há quase três décadas no setor de petróleo. A começar pela tese “As joint ventures da indústria do petróleo”, com a qual obteve o doutorado em Direito Internacional pela Universidade de São Paulo (USP). Some-se a isto 22 anos na Petrobras, na qual foi assessora do Departamento de Exploração e Produção, participou das discussões sobre a questão de parcerias no segmento do upstream. Foi ainda chefe da assessoria jurídica da Petrobras Internacional (1985- 1991) e do setor de Contratos da Superintendência de Contratos de Exploração - Contratos de Risco da Petrobras (1980-1984). Ex-superintendente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombus-tíveis (ANP), de 2005 a 2007, Marilda ainda não sabe dimensionar o possível esvaziamento da agência com a criação da Petro-sal. “Há pouca clareza em relação ao desenho institucional do novo modelo. A começar pelo papel de cada um dos agentes, entre os quais da ANP e do próprio Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)”, frisa ela. Enquanto não houver um amplo debate e esclarecimento de todos os pontos deste projeto – “e isso não pode ser feito em 90 dias”, garante a advogada – continuaremos sem ver a luz no fim do túnel.

 

Portal Naval – As novas regras propostas pelo governo para a área do pré-sal, as quais mudam substan-cialmente o marco regulatório brasileiro no que diz respeito à exploração e produção de petróleo e gás, não significariam a instituição de um pseudomonopólio?

Marilda Rosado – É compreensível que se use essa expressão ‘pseudomonopólio’, uma vez que o projeto apresentado cria a possibilidade de a Petrobras, não participando das licitações, ter outorga de áreas para conduzir o processo de exploração, desenvolvimento e produção. Esse privilégio, que estaria sendo dado à Petrobras, lembra, na verdade, o tempo de contrato de risco, outros tempos vividos no Brasil, mas em um regime jurídico diverso do que temos hoje, pós-Constituição de 1988 e pós-emendas de meados da década de 1990, que estabeleceram o fim do monopólio na exploração e produção de petróleo.

 

Há quem diga que este sistema de partilha lembra um pouco o contrato de risco, principalmente no que diz respeito a quem banca o risco. O que acha?

De certa forma, uma vez que os contratos são híbridos e qualquer contrato de exploração e produção, hoje, incorpora algumas características dos anteriores. Há toda uma classificação funcional dos contratos. Os diferentes autores agrupam os contratos de acordo com classificações diferentes. As classificações que levavam em conta as peculiaridades jurídicas terminavam indo para uma tipologia de cinco contratos até, porque incluíam submodalidades, contratos de associação ou de prestação de serviço com cláusula de risco, contrato de tax and royalties, de concessão, de partilha de produção, de serviço puro. Mas os que têm uma análise funcional, relacionada aos parâmetros econômicos, agrupam uma tipologia menos numerosa. Ou o tax and royalties ou uma forma de partilha de produção. Então, o contrato de serviço com cláusula de risco tem certa semelhança: o investidor não tem a propriedade do óleo, recebendo uma remuneração decorrente da descoberta comercial feita, dentro dos parâ-metros estabelecidos, e o reembolso pelas despesas incorridas. Nesse aspecto, realmente, se assemelham. Mas o contrato de partilha de produção é infinitamente mais complexo e mais difícil de ser gerenciado.

 

Quais os principais pontos positivos e negativos, do ponto de vista jurídico de mercado, desta proposta?

Prefiro começar realçando criticamente os aspectos negativos, uma vez que o governo louvou o projeto e os aspectos supostamente positivos do modelo. Prefiro realçar criticamente os pontos negativos. Do ponto de vista jurídico, vejo cinco pontos questionáveis. A começar pela constitucionalidade do modelo apresentado. Primeiro, pelo fato que já pontuamos na primeira questão, de ter outorga, mesmo sem participar de licitações, uma vez que a Petrobras é uma sociedade de economia mista, sujeita ao regime jurídico de direito privado. E esses princípios de consagração da livre iniciativa, da defesa da concorrência, estão espraiados na nossa Constituição e fundamentam, então, o quadro infraconstitucional, norma-tivo, e que é um ponto que certamente será objeto de controvérsia e questionamentos.

 

E qual o outro questionamento, referente à constitucionalidade da proposta?

O outro ponto, talvez mais discutível, é em relação à própria opção por um modelo que não estava previsto na nossa Constituição, enquanto que o atual modelo de concessão estava. Quando se invoca, no entanto, o artigo 176 da Constituição, a discussão da constitucio-nalidade, com base nesse aspecto, talvez fique enfraquecida à luz de argumentos apresentados em controvérsias recentes. De qualquer maneira, só o fato de levantarmos esses dois pontos na esfera constitucional já demonstra que será um tema pelo menos controvertido nesse aspecto constitucional.

 

Qual o segundo ponto negativo?

É a opção, sem discussão, pela mudança do modelo contratual, que foi elaborado com o suporte de vários especialistas que questionam esta proposta. Nós temos a opção de um contrato de concessão feito há mais de dez anos. É bom lembrar que a primeira minuta do contrato de concessão no país foi sofrendo uma série de aperfeiçoamentos dentro de um diálogo que tem de haver entre o órgão regulador e o investidor. Ou seja: ao longo dos anos, este instrumento foi aperfeiçoado. O órgão regulador ainda está numa curva de aprendizagem, assim como o Judiciário, que é quem faz os checks and balances da atuação do órgão regulador. A ANP constituiu um corpo técnico através de concursos públicos nos últimos quatro ou cinco anos. Houve todo um processo em torno de um modelo de contrato bem sucedido. Sinto que essa migração para contrato de partilha de produção, pela exposição de motivos, pelas razões que foram invocadas, está sendo feita por premissas que não são compatíveis. Não são premissas jurídicas nem lógicas. São premissas geológicas, igualmente controvertidas, que é a questão do baixo risco: a alegação de que o modelo de contrato de concessão seria incompatível numa área de baixo risco.

 

Não há uma premissa forte do ponto de vista jurídico?

Este segundo ponto é bem mais complexo, porque não se esgota na discussão do modelo de contrato. Ele também poderia invocar o que o oil & gas law, que é o direito do petróleo, nessa comparação. Ocorre que estes contratos vigentes hoje, no mundo, são contratos híbridos. Cerca de 80% dos termos desses contratos são mais ou menos uniformes, termos standard, padrão contratual. Então, os países hospedeiros podem fazer uso desses contratos, utilizando ainda outras ferramentas complementares. Em nosso caso, temos o decreto de participações governamentais, as regras de tributação mais gerais, como a lei do royalty. Quer dizer, a apropriação pelo Estado do resultado daquela atividade econômica somente se dá por meio de outros instrumentos complementares e não só pelo contrato. E há outro aspecto complementar, que diz respeito à organização da licitação.

 

Ou seja, por mexer com o próprio modelo licitatório...

Exatamente. Por que é negativa essa mudança? Porque nós temos um sistema licitatório consagrado com base nos princípios que foram estabelecidos na lei e que foram desenvolvidos por uma portaria da ANP, que se revelou bastante estável. É a portaria 174 de 1999, que permitiu a realização de diversas rodadas de licitação, com um sistema blindado, à prova de interferência. Tanto que nunca houve qualquer insinuação de corrupção, por ter seu resultado processado em tempo real, acessível pela internet, com padrões de julgamento divulgados claramente no edital. Em relação a esse novo sistema, não sabemos como será, pois as diretrizes iniciais parecem pouco claras e se anuncia que bônus de assinatura não seria fator de julgamento. Então, estamos comparando o conhecido com o desconhecido. Para estarmos convencidos da necessidade da mudança, precisaríamos de uma argumentação mais clara, que mostrasse os benefícios efetivos que se pretende com essa mudança.

 

Há algum aspecto positivo que valha ressaltar?

Eu diria que o principal ponto positivo não é da proposta em si e sim permitir que haja, da parte de qualquer Estado hospedeiro, um juízo de valor, uma revisão dos parâmetros, das condições existentes, para ver se estão sendo as melhores para o país hospedeiro. A iniciativa, em si, não pode ser considerada negativa, pois o país hospedeiro tem soberania e deve procurar o que é melhor para ele. Portanto, é positiva essa iniciativa de revisão, de análise crítica do modelo existente. Mas não da forma como foi concebida, uma vez que foi um debate a portas fechadas durante um ano e meio e foram tomadas medidas precipitadas em relação à suspensão de efeito do quadro jurídico em vigor. Isso é que é negativo. Nós deveríamos ter uma proposta lançada com maior transparência, discutida com a sociedade, utilizando os canais próprios, como as universidades, os inúmeros programas de petróleo existentes. Usando um trocadilho, eu diria que aquilo que poderia ter sido feito não foi ainda, mas poderá ser feito: ou seja, uma discussão democrática, envolvendo inclusive recursos naturais não renováveis etc. Essa seria uma discussão legítima. Por essa razão, a proposta não pode ser processada em regime de urgência. É necessário que essa discussão seja feita com muita serenidade e esteja respaldada na expertise disponível sobre o tema.

 

Quanto tempo seria necessário para a aprovação deste projeto? Muitos questionam o regime de emergência para um tema tão complexo...

Se eu fosse fazer um baliza-mento, usaria o balizamento da realidade e não o que seria o ideal para a discussão de uma lei dessa complexidade. Vamos balizar pela própria Lei do Petróleo, que teve emenda aprovada em 1995, mas só foi editada em 97, dois anos depois. E, ainda assim, mesmo considerada um diploma legal interessante, foi passível de diversas críticas, anseios não correspondidos, questionamen-tos em relação a aspectos que não foram tão abrangentes – ela foi mais ampla na questão do upstrean e mais ‘econômica’ no que diz respeito ao midstrean e downstrean. Já se tomarmos como exemplo a Lei do Gás, cuja aprovação demorou muito mais, pois havia interesses conflitantes, ainda que legítimos, vemos que é necessário muito mais tempo para consolidar um diploma legal dessa envergadura. Se balizarmos por estas duas leis, precisaríamos de pelo menos um ou dois anos e não apenas 90 dias. Não é viável e não vejo, tampouco, justificativa para esse açodamento, pois estamos falando de contratos de exploração e produção de 25, 35 anos. E em geral se demora a chegar ao ciclo normal das atividades desses contratos, na fase de produção. Estaríamos fazendo uma projeção para o futuro. Então, nossa responsabilidade histórica é maior. Além disso, se temos um regime jurídico em vigor, não há razão para suspender, mudar, cancelar o que vinha sendo feito.

 

Afinal, quem vai levar a área na hora da licitação: o melhor preço ou a melhor proposta de partilha de óleo dada ao governo? Este percentual de produção vai ser fixo ou quem definirá é o consórcio que disputará o leilão?

Esses pontos ainda não estão muito claros no projeto. No que diz respeito a custos, o comunicado da Petrobras à imprensa, por exemplo, falava em profit oil, que é a parte da international oil company, do investidor internacional, que sobra depois de subtraído o cost oil. É bom destacar que os contratos de partilha de produção se diversificaram muito, de acordo com o modelo adotado país a país – temos o modelo de contrato de partilha da Indonésia, de Angola, que são diferentes. Esses contratos vêm evoluindo: o modelo indonésio, que tinha um gap de 40% para as despesas do investidor, para o tal cost oil, pelas condições de atratividade do país, entre outros fatores, com o tempo foi aumentando, chegando a 80 e até 100%.

 

Quais as alternativas que você considera mais viáveis para tornar esta proposta menos polêmica? Ou, de qualquer forma, ela representa uma quebra das regras existentes?

Essa é uma pergunta difícil de responder, uma vez que são tantos os pontos. Somente um debate mais profundo... o tempo, é que vai mostrar como poderemos superar alguns impasses gerados por essa proposta.

 

Esta ‘quebra de regras’, uma vez que são mudanças substanciais, é algo comum em outros países produtores de petróleo, ou estamos cada vez mais próximos dos modelos Chávez e Morales?

A revisão de legislação é um processo cíclico, sobretudo numa área sensível como o petróleo. Então é compreensível que haja ciclos de renovação, de revisão, críticas etc. Mas o que é preocupante em relação à América Latina é que ela tem um histórico mais pendular ainda em relação a esses posiciona-mentos quanto ao investimento estrangeiro. E nos últimos anos houve um ressurgimento do que se chama ‘nacionalismo energético’ – que até bem pouco tempo parecia afligir mais os países como Vene-zuela, Equador, Bolívia. O Brasil estava mais alinhado com países mais pragmáticos, do ponto de vista do investimento estrangeiro, como a Colômbia, mais recentemente, e, ainda em relação ao petróleo, com o Peru. O Chile estaria numa ponta extrema. Esses movimentos, que ainda se davam de forma subliminar, como a suspensão da Oitava Rodada de licitações, a exclusão de blocos do offshore na Décima Rodada. Com a divulgação desse projeto de lei, ficou claro para todos que a questão do nacionalismo energético contaminou, perpassou as discussões em torno de suas diretrizes. O que é um perigo. Os analistas da área de petróleo destacam que a performance da PDVSA tem ficado abaixo da média, bem aquém de todo o seu histórico de sucesso. Ou seja, o uso político de uma empresa estatal de petróleo não é uma boa ideia, principalmente quando se trata do maior recurso do país, como é o caso da Venezuela. O Brasil tem mais sorte nesse aspecto por ter uma matriz energética diversificada, assim como o seu parque industrial e toda a sua atividade econômica.

 

Você acredita que o país sai com a imagem arranhada lá fora, uma vez que o modelo regulatório vigente era considerado muito bom?

Este é um ponto muito importante. A confiança do investidor, o grade do Brasil como cenário de investimento é decorrente de um clima pragmático dessa abertura. Quando recebemos o investment grade, quando tivemos um upgrade nessa nossa avaliação, isso foi o resultado dessa política pragmática. Não tenho dúvida disso. E episódios como o da suspensão da rodada rompem este processo, como explicitei em um parecer que dei ao Instituto Brasileiro do Petróleo e que foi publicado agora no livro que lancei essa semana, Novos mundos do direito do petróleo. Nele, utilizo tanto a argumentação do direito internacional quanto a argumentação do direito constitucional, e do direito administrativo brasileiro de que essas atitudes geram uma quebra, uma confiança ilegítima no investidor, porque rompe as expectativas legítimas. Uma coisa é falar de direito adquirido, outra é falar das expectativas do investidor, que tem uma perda a ser considerada, ou seja, o custo da oportunidade: deixou de investir num outro país e alocou recursos financeiros, técnicos, operacionais, para fazer o investimento num dado país. Isso talvez não esteja sendo avaliado quando ouço declarações de que não haverá perda de interesses. Não posso afirmar que os investidores vão ou não se desinteressar pelo Brasil, mas, do ponto de vista jurídico, as mudanças de regras, quando feitas de forma pouco transparente, não democráticas, prejudicam essa visão de estabilidade jurídica, tão importante para o investidor.

 

Você que foi superintendente da ANP, de 2005 a 2007, não acha que a agência perde poder com a criação de uma nova estatal?

Não está muito clara a extensão do esvaziamento da ANP nesse projeto. Eu ainda não sei avaliar se a criação da Petro-sal representa uma perda automática de poder. Há pouca clareza em relação ao desenho institucional do novo modelo. A começar pelo papel de cada um dos agentes, entre os quais o próprio CNPE. Em segundo lugar, a divisão dessas atribuições entre o Ministério de Minas e Energia (MME) e a ANP. Em tese, quem teria um corpo técnico seria a ANP, à qual caberia preparar todas as propostas para enviar ao MME, que, por sua vez, encaminharia para a avaliação, que é mais política, do CNPE. Não podemos esquecer a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), que talvez, nos bastidores, tenha tido uma atuação mais onipresente em tudo isso. Nessa correlação de forças, tal divisão de atribuições não fica tão clara somente com a leitura do projeto.

 

Afinal, que tipo de estatal é esta? Administrativa ou fiscalizadora, uma vez que não vai operar? Existem estatais similares no Brasil ou no exterior?

Uma pergunta interessante essa. O que vemos no projeto de lei divulgado é que essa Petro-sal teria, em tese, um representante nos diferentes grupos de empresas, nos consórcios, com poder de veto. Isso me pareceu uma inconsistência. Em primeiro lugar quanto à duplicidade da representação da União nesses consórcios: num mesmo consórcio terão assento a Petrobras e um representante da Petro-sal? Como se exerceria um poder de veto, que teria uma natureza mais política, numa instância que é precipuamente operacional – porque essas reuniões são regidas pelo assim intitulado joint operation agreement (JOA), que é um acordo de operações? E se estamos falando de uma estatal enxuta, com poucos empregados, como vai dispor de um corpo técnico qualificado tecnicamente para atuar nas reuniões em que os JOAs são assinados (um para cada bloco), se são várias reuniões por ano? Vamos precisar de outra equipe técnica, da Petrobras? Quando estes aspectos afloram, vemos que há de fato necessidade de uma discussão maior dessas propostas.

 

Será necessário fazer dois leilões diferentes: um para as áreas estratégicas e outro para as áreas ‘comuns’?

É mais um ponto em que as regras não estão claras, inclusive no que diz respeito aos critérios que definem o que e quais são as áreas estratégicas. Até mesmo porque os próprios geólogos estão dizendo que o pré-sal pode estar presente em outras áreas. Qual vai ser, então, o substrato técnico – e quem vai dar este substrato – para respaldar as decisões do CNPE na definição do que é estratégico ou não? Será a ANP? Esses estudos terão que ser feitos de forma a agregar um componente a mais para aquelas análises, que eram só exploracio-nistas, na divisão de áreas – até então definidas entre áreas maduras, as de alto potencial e as novas fronteiras. Vamos ter uma quarta categoria: as áreas estratégicas. Se isso vai poder ser acomodado em um leilão é uma questão de semântica, porque mesmo sendo em um leilão, será necessário um edital A e um edital B, como foi a Sétima Rodada, com regras diferenciadas.

 

E quanto à questão dos royalties: no que as novas regras afetam os royalties?

A tributação do petróleo não pode ser encarada apenas do ponto de vista dos royalties, para não termos um quadro distorcido. Mas se encamparmos a questão da participação especial e da tributação das operações de comercialização (ICMS), vamos ver que, na outra ponta, os efeitos perversos atingem os estados produtores. Por isso, acredito que essa análise tem que englobar todos os envolvidos. Outra conta tem que ser feita em relação à parte da União. O secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Petróleo, Indústria e Comércio, Júlio Bueno, mostrou que a parte dos estados produtores é efetivamente menor do que aquela que estava sendo anunciada, quando se calculava a participação da União. Essa discussão realmente é muito complexa e deverá envolver a representação política dos diferentes estados.

 

São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo querem tratamento diferenciado. No entanto, se Paraná e Santa Catarina também estão na área de abrangência da Bacia de Santos, como assegurar a isonomia entre estados neste cenário?

Essa discussão envolvendo os estados limítrofes no Brasil já é uma ‘liberdade poética’ da nossa legislação, no sentido de beneficiar os estados confrontantes na premissa de que a área produtora de petróleo traz um bônus, mas também um ônus para o estado que dá o apoio a estas operações. Tanto em termos de infraestrutura como de qualidade de vida, e há a inflação gerada em função desta atividade etc. O paralelo dessa controvérsia é a que envolve os estados limítrofes. Quando temos recursos petrolíferos na fronteira entre dois países, existem dois caminhos: ou os países entram em uma guerra interminável, em que os próprios recursos podem ficar comprometidos, ou apelam para o caminho do direito internacional. Ou seja, firmam um tratado para o desenvolvimento compartilhado de reservatórios petrolíferos. No nosso caso, usamos os critérios do IBGE na demarcação da área de abran-gência. Os municípios questionam tanto o IBGE como a ANP. Acredito que seja necessário haver uma convergência, critérios transparentes que possam ser divulgados e debatidos, de como essa linha é traçada. De certa forma, temos agora a oportunidade de levantar esses aspectos relacionados aos royalties, envolvendo esse conflito de interesses, os questionamentos desses municípios que se sentem lesados, demandando novas análises.

Fonte: Beatriz Cardoso
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