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Os custos de transação são definidos como os custos totais da operação que se empreende ou se pretende empreender, incluindo os custos relativos à pesquisa, custos de informação, os custos da negociação, em suma, todos os gastos necessários tidos pelas partes para que o contrato fosse formalizado257.

No caso em tela, não há uma negociação livre entre Estado e empresas. A atividade econômica de produção e exploração é formalizada por meio de contratos pré-ajustados oferecidos pela União, que estão atrelados ao edital. Logo, a apuração dos custos se dividiria em dois momentos: na oferta de um melhor contrato para atrair candidatos a contratantes por parte da União, e na avaliação por parte das empresas questionando se contrato lhe auferirá lucro ou não.

Os contratos de exploração de petróleo firmados pela União têm seus contornos delineados por lei, sendo adequados ao modelo exploratório, tendo a Lei 9.478/97 introduzido

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os contratos de concessão, o que implica dizer que a implementação de uma nova modalidade de exploração e, consequentemente, de contrato, iria requerer, necessariamente, uma inovação legislativa.

Os custos da introdução de transação das alterações legislativas no caso em comento ficam latentes sob quando vislumbrados: a) os custos implicados na elaboração das normas; b) o tempo necessário para que a legislação entrasse em vigor, c) os custos de adaptação da estrutura administrativa ao novo marco legal; d) os custos de oportunidade decorrentes da suspensão da realização de rodadas de licitação e dos aportes feitos para a capitalização da Petrobras; e e) as externalidades.

Richard Posner ilumina a questão dos custos referentes à elaboração das leis, considerando que um bom aparato legal necessita de uma estrutura extremamente custosa e que, no entanto, reduz custos no momento da aplicação das leis258.

Os custos de elaboração de leis no Brasil se mostram elevadas pelo alto valor de seus parlamentares e da infraestrutura do legislativo, especialmente na esfera Federal. Além do próprio legislativo, a formulação e pesquisa para que fossem delineados os contornos do marco regulatório do Pré-sal contou com a participação de diversos outros órgãos e entes públicos, como exposto no primeiro capítulo deste trabalho. Também não se pode olvidar que foram contratadas empresas especializadas de consultoria técnica e jurídica para respaldar sua adoção.

Ademais, verifica-se que o insumo tempo foi bastante consumido nos estudos e negociações parlamentares, aprovação das leis e implementação das mesmas, que importaram na adaptação estrutural que já estava devidamente regulamentado e que precisou passar por adaptações.

Da data em que foi emitida a resolução nº 6 do CNPE, em 8 de novembro de 2007, que retirou 41 blocos de exploração da 9ª rodada para a assinatura do primeiro contrato de partilha de produção, em 2 de dezembro de 2013, mais de seis anos se passaram, tempo suficiente para que campos do Pré-sal, caso houvessem sido concedidos à época já houvessem superado a fase exploratória e entrado em efetiva produção.

O tempo de intervalo entre os dois acontecimentos se justifica pela necessidade de estudo acerca dos melhores modelos aplicado aos contratos de exploração e produção de petróleo, devendo-se considerar também a morosidade dos trâmites das leis que compõe o

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POSNER, Richard. Creating a Legal Framework for Economic Development. World Bank Research

marco regulatório do Pré-sal, tendo todas as propostas de lei a ela referentes sido apresentadas em setembro de 2009, sendo aprovadas em julho, agosto e dezembro do ano seguinte.

Ainda, nos termos originais do marco regulatório, estava prevista a capitalização da Petrobras para que fosse factível sua participação como operadora única dos contratos de partilha de produção. O processo não apenas necessitava de tempo para ser concretizado, como também exigiu muitos recursos financeiros estatais.

A opção pela suspensão da concessão dos blocos em prol da estruturação do arcabouço jurídico e operacional, assim como a alocação de recursos para a capitalização da Petrobras devem ser vistos como custos de oportunidade259, ou seja, a continuidade da aplicação dos contratos de concessão, que gerariam um ganho para o estado por meio das atividades de exploração e produção, seja diretamente pelas remunerações governamentais ou indiretamente pelo aquecimento da economia, bem como os recursos dos entes estatais, com destaque para os do BNDES, poderiam ter sido empregados em vários outros setores da economia e, da mesma forma, gerado vantagens econômicas diretas e indiretas e atingido objetivos sociais igualmente caros ao interesse público.

É importante frisar, no entanto, que, como contrapartida aos custos havidos da cessão onerosa e capitalização da Petrobras, os campos cedidos no polígono pré-sal estão em sendo operados pela estatal, tendo o Campo de Sapinhoá, um dos objetos da cessão, produzido 10.587.970m³ de petróleo no ano de 2015260.

Ou seja, os custos de oportunidade representado pela alocação de recursos devem ser sopesados considerando que a opção do legislador por ceder onerosamente, de forma direta, sem licitação ou pagamento de rendas governamentais, com exceção dos royalties, porém, com início das operações imediatamente após a assinatura do contrato de concessão e com o pagamento em reais de mais de R$ 6 bilhões ainda em 2010, conclui-se que a partir de então passaram a existir benefícios econômicos em razão da Pré-sal.

No que concerne ao fato de a Lei 13.365/2010 ter esvaziado o propósito da cessão onerosa e capitalização da Petrobras, trata-se que alteração legislativa que buscou não reverter os efeitos da capitalização, por julgá-la ineficiente ou desnecessária, mas, considerando que a estatal passava por um período de necessário reajuste financeiro em razão de fatores que, conjuntamente, reduziram sobremaneira a capacidade de investimento da estatal, quais sejam: a) investigação sobre a corrupção na empresa, b) a vertiginosa queda do preço barril de

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Segundo a tradutora da obra de Mackaay e Russeau, Rachel Sztajn, “o custo de uma opção é o melhor uso alternativo que se encontre”. MACKAAY, Ejan. RUSSEAU, Stephane. Ob. cit. p. 119.

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petróleo entre os anos de 2014 e 2016, que durante o período saiu de uma relativa estabilidade, cotado em aproximadamente 100 dólares, chegando a ser cotado em valores inferiores a 30 dólares; e c) a alta do dólar frente ao real, que impactou profundamente a contabilidade da empresa, que tem a maior parte dos ativos cotados em real e passivos, referente a empréstimos, principalmente, cotados na moeda americana.

Tais fatores são elementos previsíveis e devem ser considerados em qualquer plano de desenvolvimento, especialmente em uma estatal que tenha o porte e grande impacto econômico e social como a Petrobras. No entanto, ocorridos no concomitantemente e de forma muito intensa, tiveram efeitos deveras prejudiciais ao funcionamento da empresa e que não foram previstos pelo legislador.

O custo havido pela a cessão onerosa e capitalização da Petrobras com fins de aprimoramento da capacidade de investimento e operação dos campos no Pré-sal e o posterior esvaziamento das operações determinadas pelo marcos regulatório por após a edição da lei 13.365/2010, não será considerado apenas custos inerentes ao mercado, posto que a corrupção se trata de uma externalidade, a qual é definida como os custos ou benefícios transmitidos de fora de um mercado, com os quais as partes em um acordo não concordaram e sobre a qual não têm controle261. Já a alta do dólar e a queda do preço do petróleo são meros reflexos do funcionamento do mercado.

No que diz respeito aos custos de adaptação da estrutura administrativa, estes são considerados na inserção do modelo dos contratos de partilha de produção à uma estrutura já adaptada aos contratos de concessão. Segundo o marco regulatório, ANP, MME e a própria Petrobras ganham diferentes atribuições e os próprios contratos elaborados pela administração precisam conter cláusulas próprias previstas em lei.