Glossaire et abréviations

participar como operadora em todos os blocos de licitados no pré-sal e de atuar com uma parcela mínima nas operações de 30%. A modificação reduz sobremaneira o protagonismo da estatal na exploração do Pré-sal e reduz o controle do Estado sobre as atividades desenvolvidas na região.

Em razão de a licitação referente ao primeiro contrato de partilha de produção ter sido realizado ainda sendo a Petrobras operadora única e especialmente, será necessário comentar os efeitos do incentivo que essa norma lançou ao mercado, no entanto, a conclusão acerca dos custos e benefícios do marco regulatório do Pré-sal irão incluir a inovação legislativa trazida pela Lei 13.365/2016.

4.2.1 COMPARATIVO ENTRE OS MODELOS DE CONTRATO DE CONCESSÃO E PARTILHA DE PRODUÇÃO

Os contratos de concessão, regulados nos termos da Lei 9.478/1997, representam o momento no qual o Brasil se abriu para investimentos privados e estrangeiros no setor

upstream de petróleo e gás, sendo qualquer empresa que cumpra as condições estipuladas nas

licitações autorizada a efetuar o desenvolvimento de pesquisa, exploração e produção de hidrocarbonetos no país.

A questão da apropriação do resultado da lavra se mostra a diferença mais sensível entre os contratos de concessão e os contratos de partilha de produção, uma vez que os primeiros restringem o benefício econômico do Estado, mesmo que a produção gere lucros altos, enquanto o segundo permite uma divisão mais equitativa do produto da atividade exploradora.

No que concerne aos contratos de concessão, a Lei do Petróleo estabelece como participações governamentais o bônus de assinatura, os royalties, a participação especial, e o pagamento pela retenção ou ocupação da área, sendo obrigatório o pagamento de royalties e de retenção pela ocupação da área.

As participações governamentais podem ser conceituadas como obrigações pecuniárias pagas pelo concessionário em razão da assinatura de um contrato de concessão de

campo de petróleo e/ou gás natural ou pela exploração e produção destes251, o que implica dizer que seu pagamento independe do sucesso da empreitada, apesar dos valores pagos serem variáveis de acordo com a produtividade do campo concedido. Tais participações dependem não apenas de previsão contratual, mas também de lei que expressamente as admita, não se autorizando a cobrança de participações governamentais que não estejam previstas em lei.

O Decreto nº 2.705 editado em 03 de agosto de 1998 trata especificamente da remuneração estatal prevista no art. 45 da Lei do Petróleo, definindo critérios para o cálculo e cobrança destes.

O bônus de assinatura está definido no art. 9º do supracitado decreto como o valor ofertado pelo licitante vencedor na proposta para a obtenção da concessão da área de exploração de petróleo e gás natural, observando que este montante não pode ser inferior ao fixado inicialmente pela Agência Nacional de Petróleo, sendo o valor máximo do bônus elemento vencedor da proposta feita pela empresa que se candidata a concessão.

O parágrafo único do mesmo dispositivo legal atesta ainda que o valor integral referente ao bônus de assinatura deverá ser pago no momento da assinatura do contrato de concessão, em parcela única. O adimplemento desta obrigação inicial ocorre sem qualquer garantia de que a área autorizada para exploração seria economicamente viável, não havendo possibilidade de ressarcimento.

Paralelamente, a Lei 12.351/2010 também prevê o pagamento de bônus de assinatura, determinando, da mesma forma, sua integral quitação no momento da assinatura, inadmitindo-se ressarcimento. No entanto, não há lances entre os concorrentes, sendo o valor previamente fixado e anunciado pelo Ministério de Minas e Energia.

Outra diferença relativa aos contratos de partilha de produção e de concessão se referem ao conteúdo local, compromisso das empresas contratadas/concessionárias em adquirir bens e serviços de empresas brasileiras que atuem na cadeia produtiva de petróleo, em bases competitivas252, se refere ao papel dessa participação com a qual se compromete a empresa no processo de licitação. Nos contratos de partilha, o percentual de conteúdo local é

251

NASCIMENTO, Arthur Bernardo Maia do; BEZERRA, Juliano César Petrovich; FRANÇA, Vladmir da Rocha. Participações Governamentais nos Contratos de Concessão de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural. Revista Brasileira de Direito do Petróleo, Gás e Energia, Rio de Janeiro, n. 2, p.111-147, set. 2006. Disponível em: <http://www.e-publicacoes.uerj.br/index.php/rbdp/article/view/5727/4167>. Acesso em: 25 nov. 2016. p 114-115.

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empregado como critério de seleção da empresa, enquanto na partilha de produção, da mesma forma que o bônus de assinatura, o percentual é fixado previamente no edital.

Os contratos de concessão, uma vez concedido o bloco para exploração, prevê apenas uma forma de remuneração obrigatória que varia de acordo com a produção, que são os

royalties, já que as participações especiais são excepcionais. Assim, depreende-se que os

bônus de assinatura, nos contratos de concessão, exercem um peso muito maior na remuneração total que o Estado recebe do que quando comparados aos contratos de partilha de produção.

Os valores mínimos dos bônus de assinatura são estabelecidos pela ANP, variando de acordo com o potencial produtivo e custos de produção dos campos licitados. Quanto mais atraentes as áreas ofertadas aos licitantes, mais alto será o valor mínimo do bônus de assinatura, podendo o montante inicial de diferentes campos oscilar entre o equivalente a pouco mais de um salário mínimo até muitos milhões de reais253.

Os royalties, previstos nos artigos 47 e 48 da Lei 9.478/97, se tratam de obrigação

contínua a ser paga enquanto houver produção. O Decreto 2.705 de 98 conceitua os royalties como um tipo de compensação financeira devida pelos concessionários em função da exploração e produção de petróleo ou gás natural, devendo ser pagos mês a mês, em moeda nacional, devendo a produção de cada campo ser considerada individualmente, tendo a obrigação o seu começo a partir do mês em que ocorrer a respectiva data de início da produção, sendo vedadas quaisquer deduções.

Os royalties são cobrados em função da produção e não da lucratividade de cada

campo, que apresentam uma homogeneidade em aspectos econômicos, geológicos e técnicos. Cada campo de petróleo ou gás natural é considerado uma unidade produtora individualizada, sendo atribuída a cada um deles uma alíquota, que deverá ser aplicada sobre o valor da produção, além de preços próprios.

O art. 47 da Lei do Petróleo estabelece que, em regra, os royalties cobrados das concessionárias corresponderão a 10% da produção mensal. Contudo, o mesmo dispositivo prevê, em seu parágrafo primeiro, a possibilidade de redução desta alíquota em função dos riscos geológicos, expectativas de produção e outros fatores pertinentes. Caso seja verificado

253

A exemplo da sétima rodada de licitações, na qual foram leiloados os blocos de Alagamar, localizado na Baia de Sergipe e o bloco S-M-510, localizado na bacia de Campos. O primeiro teve lance mínimo de R$ 1.000,00 (mil reais), enquanto o segundo teve lance inicial de R$ 15.000.000,00 (quinze milhões de reais) (NASCIMENTO, Arthur Bernardo Maia do; BEZERRA, Juliano César Petrovich; FRANÇA, Vladmir da Rocha. Ob. cit. p. 122).

que, em razão das condições de exploração e produção do campo, tais atividades ficam inviabilizadas economicamente em razão da cobrança da alíquota máxima, a ANP está autorizada a reduzir o valor dos royalties no edital de licitação daquela área, até uma alíquota mínima de 5%.

Como já mencionado, a alíquota prevista para a cobrança de royalties nos contratos de partilha de produção é de 15% e não sofrem variação, sendo a porcentagem mais elevada e una em razão das características homogêneas das reservas no Pré-sal e da abundância dos recursos.

Descritas no art. 50 da Lei do Petróleo e no art. 21 do Decreto 2.705/98, as participações especiais se tratam de compensações econômicas financeiras extraordinárias devidas pelas empresas que firmaram contratos de concessão para a produção e exploração de petróleo e gás natural quando há um grande volume de produção ou o campo tem uma alta rentabilidade, devendo ser paga trimestralmente a partir do trimestre em que se der o início da efetiva produção, devendo, para tanto, ser identificado cada campo individualmente.

Novamente, as características geológicas das reservas encontradas no Pré-sal justificam a diferença de tratamento para os contratos que têm por objeto blocos localizados nesta região. Como os estudos sobre as condições exploratórias no Pré-sal são bastante otimistas, optou-se por um modelo no qual o sucesso de produção dos poços seja dividido com o Estado, que é o caso do modelo de partilha de produção.

A participação especial é calculada sobre a receita líquida trimestral da produção em cada campo, uma vez deduzidos os royalties, investimentos na exploração, custos operacionais, a depreciação e os devidos tributos (seria a receita bruta menos as deduções), sobre a qual serão aplicadas alíquotas progressivas, as quais serão fixadas de acordo com a localização da lavra (se estão localizadas em terra, rios, lagos, ilhas fluviais ou lacustres, plataforma continental com profundidade barimétrica inferior ou superior a 400 metros), o número de anos de produção e o volume da produção trimestral fiscalizada.

O pagamento pela ocupação ou retenção da área, como determina o art. 51 da Lei 9.478 de 97, é previsto tanto no edital quanto no contrato de concessão. O pagamento deverá ser feito pelo concessionário anualmente, fixado por quilômetro quadrado ou fração da superfície do bloco. O valor referente a esta obrigação será calculado considerando-se o número de dias de vigência do contrato no calendário civil, podendo ser aumentado de acordo com percentual fixado pela ANP sempre que o prazo de exploração for prorrogado.

Este tipo de obrigação, também conhecido como rental fee em contratos internacionais da indústria petrolífera254, quando referente a bloco de concessão localizado em terra, faz com que se deva constar no contrato de concessão cláusula que determine o pagamento aos proprietários da terra de participação equivalente a um percentual que pode oscilar de 0,5 a um por cento da produção de petróleo e gás natural, em moeda corrente. O percentual deverá ser definido pela ANP.

O pagamento de taxa de ocupação não é previsto na lei que disciplina os contratos de partilha de produção, posto que as operações no Pré-sal ocorrem no oceano, a quilômetros da costa, o que pode ser revisto pelo legislador caso sejam descobertas áreas estratégicas em terra.