ARAÚJO NETO, H. B.;
ALVES, V. R. F.
Resumo: Visa o presente trabalho debater acerca da titularidade e do monopólio do petróleo e gás natural na conjuntura brasileira atual, por força de suas profundas e importantes alterações decorrentes das mudanças estruturais recentes, e porventura futuras, do setor energético. Analisar-se-á, com afinco, o Capítulo III, da Lei n° 9.478/97, em especial a questão do monopólio, além de um breve sobrevôo das definições técnicas insertas na Seção II, do capítulo sub examine. Apresentaremos a evolução dos regimes concernentes à exploração destes insumos, com particular ênfase à guinada ocorrida por força da EC 09/95 e seus reflexos diretos e indiretos no sistema jurídico-econômico. Esboçará pontos de relevo no que tange à participação das empresas privadas no setor do petróleo e gás natural, além de elementos determinantes da regulamentação do setor concernentes às definições de institutos do Direito Administrativo aplicados à indústria do petróleo. Aduzirá ainda a discutida constitucionalidade da Lei do Petróleo, que teve seu vigésimo sexto artigo como objeto da ADI 3.273/2004-PR. Ultimando, abordará ainda a Proposta de Emenda à Constituição 410/05, que objetivava retirar do concessionário a propriedade do produto da lavra, assim como, a descoberta do dos megacampos do pré-sal e a conseqüente reafirmação da insegurança jurídica que amedronta os investidores do setor.
Palavras-Chaves: Monopólio. Sistema Jurídico. Proposta de Emenda à Constituição. Insegurança Jurídica.
Abstrack: The present work intends to discuss about the titularity and the monopoly of the oil and natural gas in the present brazilian scenery, because of its important and deep variation elapsing of the recent structural changes, and by chance futures, of the energectic sector. Intends to analyze, with eagerness, The Chapter III, of the Rule nº 9.478/97, in special the question about the monopoly, beyond a short overview of the technics definitions inside the Section II of the refered chapter intends to analyze, with eagerness. Moreover, going to show the evolution of the regimes concerning to the exploration of these resources, with a particular focusing in the deviation occurred by the EC 09/95 and its reflexes direts and indirets ate the legal-economic system. Exposes important points about the participation of private firms at the sector of oil and natural gas, moreover other determinant elements of the regulamentation of this area concerning to the institutes defined in the administrative law aplicated to the industry of the oil. Shows the discuted constitucionality of the Law of the Oil, that had its twentieth sixth article how an object of the ADI 3.273/2004-PR. Concluded, go aboard again the proposal of she mends on the Constitution 410/05, what itends to take away of the concessionaire the real estate of the product from the mine, just as, the finding of the mega fields of pre-salt and the reaffirmation of the legal insecurity what frightened the investors of the sector.
Key-Words: Monopoly. Law System. Proposal of Constitution Amendment. Legal Insecurity.
SUMÁRIO: 1 INTRODUÇÃO; 2 DEFINIÇÕES TÉCNICAS; 3 SISTEMAS DE PROPRIEDADE DO SUBSOLO; 3.1 Evolução no direito brasileiro; 4 A EMENDA CONSTITUCIONAL N.°09/95 E A FLEXIBILIZAÇÃO DO MONOPÓLIO; 5 LEI DO PETRÓLEO E EXPLORAÇÃO PRIVADA; 5.1 Modalidades de uso de bem público pelo particular; 5.2.1 Autorização e concessão de uso; 5.2.2 Permissão de uso: atecnia?; 6 DEBATES JURÍDICOS: AS INSEGURANÇAS DO SETOR ENERGÉTICO; 6.1 A ADI n°. 3.273/2004 - PR; 6.2 A proposta de emenda à constituição 410/05; 6.3 Os megacampos do pré-sal; 7. CONSIDERAÇÕES FINAIS; Referências.
1 INTRODUÇÃO
O presente trabalho colima desmistificar as relevantes questões no que concerne a titularidade e o monopólio do petróleo e gás. Tratando-se de ramo notadamente rentável não é difícil a ocorrência de dissensos jurídicos constantes acerca de, por vezes, detalhes nas regulamentações, mas que representam bilhões em lucros ou em investimentos perdidos.
Assim, objetiva-se tracejar um panorama acerca da temática com os pontos mais relevantes das evoluções legais, sem olvidar dos elementos mais recentes destes importantes debates no setor, apresentado os possíveis cenários resultantes e suas implicações jurídicas, econômicas e sociais.
2. DEFINIÇÕES TÉCNICAS
É notória a necessidade de se lastrear em conceitos bem delimitados e sistematizados quando se busca trabalhar com ciência, pois assim possibilita-se a formação de um referencial teórico indispensável à produção de conhecimento. Mais flagrante ainda se faz esta necessidade (apesar de críticas doutrinárias à interpretação autêntica da norma) quando se lida com campo a ser regulamentado em que seja imprescindível o norteamento de caracteres técnicos.
Assim, consigna-se na Lei do Petróleo, na Seção II, do Título II, em seu art. 6º, as definições técnicas[1] que servirão de pedra angular para a compreensão plena da norma. Para se depreender também as exposições no corpo deste artigo faz-se mister atentar para a análise destes elementos.
Principie-se com a definição do que viria ser petróleo. Assenta-se o conceito legal [2] em dois caracteres básicos: ser um hidrocarboneto e apresentar-se naturalmente no estado líquido. Exemplifica a norma citando o óleo cru e o condensado.
Impende comentar ainda que este conceito é bastante genérico, existindo, em verdade, diversos tipos de petróleo, determinados pela sua formação geológica. Assim, há óleos com compostos relativamente distintos, por exemplo, óleos leves ou óleos pesados[3].
Tal como o petróleo o gás natural[4] (ou simplesmente gás) também é um hidrocarboneto. Contudo, diferentemente, o gás permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas normais. Como existem reservatórios de gás na modalidade associada e não-associada ao petróleo, a sua definição prevê que será considerada como gás mesmo se extraído de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos.
A refinação ou refino[5] é apreendida como o conjunto de operações utilizadas no beneficiamento do petróleo. O processo básico ocorre com a utlilização da torre de craqueamento (palavra advinda do inglês – crack – que significa quebra) na qual o óleo bruto é aquecido, e em virtude dos pontos de ebulição diferenciados dos compostos ocorre à separação dos mesmos em várias frações que a posterior são transformadas nos mais variados insumos comercializáveis.
Quanto ao gás natural, há o tratamento e o processamento[6], etapas análogas ao refino do petróleo, delineadas como o rol de processos necessários para se possibilitar o transporte, a distribuição e a utilização do gás.
A necessidade de processamento decorre da composição original comumente encontrada do gás natural, que apresenta uma grande parcela de metano e etano – principais componentes ao término do tratamento – mas também quantias variadas de outros hidrocarbonetos mais pesados, além de poder conter também água, sulfeto de hidrogênio, gás carbônico, nitrogênio, hélio ou outros contaminantes e diluentes. Assim, a utilização segura e eficiente do gás depende de um tratamento prévio para retirada dessas partículas indesejáveis no gás a ser comercializado.
A distinção entre transporte[7] e transferência[8] requer um pouco de atenção. Enquanto esta é uma forma de movimentação de cargas, só que realizadas em virtude de um interesse específico e exclusivo, de um eventual proprietário ou de um explorador; aquela é a mobilização de petróleo, derivados ou gás, mas que o caminho percorrido por estes materiais estaria sujeito a um interesse compreendido como geral.
Mais do que notória é a distinção dos interesses que regem a mobilização das cargas, no caso do transporte (geral) e no caso da transferência (particular). Assim, um oleoduto que leva óleo de um poço produtor para uma refinaria certamente é um caso de transporte. No entanto, um gasoduto direcionado exclusivamente a uma indústria de tecidos, e.g., caracteriza-se como um caso de transferência.
Nesses casos simples torna-se fácil distinguir. Contudo, na prática, impende delimitar, a movimentação de qualquer grande quantidade de derivados de petróleo, visto que fontes energéticas fundamentais da sociedade, certamente apresentem um interesse coletivo de fundo. Sendo assim, categorizar-se o interesse de uma movimentação de óleos de um grande reservatório, por diversos dutos, diretamente para vários postos de gasolina não é tarefa das mais simples.
Em virtude da disposição legal é relevante efetuar tal categorização. Logicamente, pelos conceitos tracejados, podem ocorrer casos de o legislador imputar taxações para a transferência e não para o transporte, por exemplo. Assim, distinguir qual a modalidade de movimentação e a partir de que ponto ela se inicia será bastante salutar para a ordenação do sistema de distribuição.
O conceito de bloco[9], de certa maneira, é o centro do modelo atual de concessão da exploração de petróleo. Anteriormente, em um regime de monopólio, não se fazia necessário definir a quem caberia determinada área, ou como define a Lei do Petróleo, determinado bloco, visto que todos eram de um só explorador. No regime hodierno são delimitados os blocos que serão licitados e esta é uma necessidade imperiosa para a organização do setor.
Os blocos são delimitações espaciais em bacias sedimentares, em formatos poligonais definidos através de coordenadas geográficas, que determinam os limites superficiais de uma determinada área. Ponto interessante que engloba o conceito de bloco é que os limites definidos superficialmente apresentam profundidade indeterminada. Assim, se em determinado bloco existir mais de um reservatório, em estratos rochosos diferentes, poderá o concessionário explorar ambos.
Cabe ainda ressaltar um fato que tem gerado implicações jurídicas peculiares no âmbito do Direito do Petróleo: os contratos de unitização. Ocorre que, por vezes, blocos são delimitados de forma limítrofe e arrematados por concessionários distintos. Entretanto, a natureza em seus processos não leva em conta as fronteiras pactuadas pelo ser humano. Sendo assim, é plenamente possível um determinado depósito ultrapassar os limites de apenas um bloco, sendo fundamental um acerto entre os concessionários que se encontram nesta situação para que se possa garantir o efetivo aproveitamento da jazida. O meio eleito comumente para sanar este caso sui generis é o contrato de unitização, em que é pactuada a forma de se explorar essa área em conjunto.
A lavra ou produção[10] de petróleo e gás é compreendida como o conjunto de atividades direcionadas para se extrair o petróleo ou gás do subsolo bem como para iniciar sua movimentação. Etapa distinta do desenvolvimento[11], que é uma decorrência da fase de produção, compreendendo os investimentos e esforços voltados a possibilitar a melhor produtividade de um determinado campo.
A fase de desenvolvimento tem passado por muitos avanços recentes. Antigamente, a lavra de combustíveis fósseis se dava de forma bastante predatória, colimando a retirada máxima no menor lapso temporal, não se vislumbrando a busca pela manutenção da produção do poço.
Com essa maneira de produção, era corriqueiro que jazidas gigantescas tivessem índices baixos de recuperação, ou seja, apenas um pequeno percentual do material existente na jazida era efetivamente lavrado restando sua maior parcela inexplorada. A mudança de concepção e técnicas bastante modernas de produção tem alterado este quadro garantindo poços produtivos por um maior período e com taxas de recuperação elevadas.
Por evidente que nem sempre as perfurações de poços redundam no encontro de reservatórios de petróleo ou gás. Em verdade esta é uma clara a exceção à regra. Os esforços exploratórios apresentam um baixo índice de acerto efetivo. E mesmo quando se acerta não necessariamente é economicamente viável a lavra de determinado depósito. Assim, tem relevo a definição da descoberta comercial [12], sendo aquela que, levando-se em conta os preços praticados no mercado, seja possível haver algum retorno dos pesados investimentos nas fases de produção e desenvolvimento.
A distribuição[13] e a revenda[14] são elementos estratégicos para a utilização de qualquer matriz energética. Estas fases no processo de utilização das fontes energéticas (compreendido desde as etapas de exploração até a utilização pelo consumidor final) são o ponto nevrálgico do abastecimento de uma nação, sendo determinante para um efetivo desenvolvimento econômico.
O conceito legal engloba na idéia de distribuição o repasse em meio atacadista para a rede de varejo e para os grandes consumidores, não se inserindo nesta etapa os consumidores finais; estes últimos estão compreendidos no conceito de revenda, compreendida como a venda a varejo, isto é, a qualquer consumidor.
Ponto digno de relevo quanto a estes dois conceitos é concernente aos legitimados para atuar nesses determinados ramos. A definição de distribuição exige o exercício único e exclusivo por meio de empresas especializadas na atividade, evidentemente, em conformidade com os regramentos legais aplicáveis. No caso da revenda o exercício deverá ser realizado por postos de serviço ou revendedores, em consonância com os ditames legais específicos.
Por fim, outra distinção entre as duas definições reside no objeto. Conforme previsão da Lei do Petróleo, a atividade de revenda compreende apenas combustíveis, lubrificantes e gás liquefeito envasado. Por outro lado, a atividade de distribuição é mais abrangente, além dos insumos arrolados como passíveis de revenda, há previsão também para a distribuição de asfalto.
Por suas peculiaridades, o gás natural tem uma distribuição[15] e estocagem[16], com definições prórprias.
Quanto à distribuição de gás canalizado pontue-se o advento da Emenda Constitucional (EC) n.º 5/95. Anteriormente à referida Emenda a redação do §2º, do art. XX da Constituição Federal que caberia aos Estados, de forma direta ou através de uma concessão, dirigida a uma empresa estatal, que deteria a exclusividade na distribuição de gás canalizado.
Com a EC 5/95 houve uma alteração no referido parágrafo. Esse continuou resguardando ainda para os Estados a modalidade direta de exploração e a concessão, mas extirpou o excerto referente à exclusividade da empresa pública e transmitindo para a legislação infraconstitucional regular a concessão da atividade de distribuição de gás canalizado.
Quanto à estocagem de gás natural, esta é o armazenamento de gás, tanto em acondicionadores apropriados para tal, bem como eventuais formações naturais e artificiais propícias para esta prática.
Característica interessante dos gases é a sua compressibilidade que lhes possibilita armazenar grandes quantidades em reservatórios relativamente pequenos, o que é uma grande vantagem para o setor de gás natural. Ademais, esta estocagem permite a possibilidade de um serviço contínuo, atendendo a demanda, mesmo nas hipóteses de decréscimos consideráveis na quantidade de gás ofertado.
Analisadas as definições técnicas que norteiam toda a compreensão da Lei do Petróleo, pode-se agora alçar vôos maiores, através de uma perspectiva científica, visto que a complexa terminologia do setor já foi apreendida. Avançe-se então para perscrutar a evolução dos sistemas de titularidade e monopólio, bem como questões extremamente hodiernas que tem trazido extensos debates no setor energético brasileiro.
3 SISTEMAS DE PROPRIEDADE DO SUBSOLO
Diante da sede insaciável de recursos minerais, principalmente de petróleo, o direito real de propriedade, nos últimos séculos, vem sendo alvo de constantes mudanças.
O regime de domínio, quanto às faculdades de usar, gozar, dispor e reivindicar do bem, e do conseqüente aproveitamento das jazidas minerais, dentro do variado quadro de realidades econômicas, políticas e militares, vem sendo, cada vez mais e de forma técnica e precisa, incorporado ao ordenamento jurídico de vários países.
Neste diapasão, tecnicamente, os sistemas jurídicos de exploração e aproveitamento das jazidas, são: fundiário ou de acessão; dominial ou regaliano; industrial, res nullius, ou liberal; ocupação; e, concessão.
O regime fundiário confere a propriedade da jazida ao proprietário do solo. Para o dominial ou regaliano, a propriedade do subsolo distingue-se da propriedade do solo para fins de exploração, constituindo as jazidas propriedade do Estado. Já o industrial, res nullius, ou liberal, preceitua que os recursos naturais não pertencem a ninguém, razão pela qual o Estado concede a sua exploração.
Em relação aos dois últimos modelos, resta dizer que para o regime da ocupação a jazida cabe àquele que descobrir, ou seja, ao seu primeiro ocupante. Por fim, quanto ao modelo da concessão, a jazida pertence ao Estado, podendo este conceder ao particular a sua exploração e aproveitamento[17].
Assim, com a aludida ficção jurídica, ou seja, a distinção da propriedade do solo e do subsolo, permitiu-se que os recursos minerais, individualizados e economicamente viáveis, situados na profundeza terrestre, fossem explorados sem a interferência do proprietário da superfície.
3.1 Evolução no direito brasileiro
Consoante os mencionados sistemas jurídicos de exploração e aproveitamento das jazidas, historicamente, frente ao direito brasileiro, do período colonial ao império, o modelo abraçado foi o regaliano. Em 1981, com a primeira Constituição da República, adotou-se o fundiário.
Desde a Carta Magna de 1934, que o Brasil vem adotando o princípio da distinção entre propriedade do solo e a do subsolo, para efeito de exploração e aproveitamento, conforme já previa o Código Mineiro de Napoleão, de 1810.
A Carta Política de 1934, assim como o Código de Mineração, adotou o sistema de concessão. A Carta Magna de 1937 manteve este sistema, desde que fosse conferido somente a nacionais ou a empresas constituídas por eles. Outrossim, as Cartas Políticas de 1946 e 1967 mantiveram o sistema da concessão, porém, a “Carta dutraniana”, extinguiu a participação nos lucros, mantendo o direito de preferência dos brasileiros; já a “Carta militar” instituiu o regime de participação do proprietário do solo nos resultados da lavra e extinguiu o direito de preferência dos nacionais.
Nesta ótica de distinção entre o que está na superfície e o que se encontra no interior da terra, para efeitos de exploração e aproveitamento, a atual Carta Magna, prevê em seu artigo 176 que as jazidas e demais recursos minerais são juridicamente compreendidas como um patrimônio dissociado do solo, sendo tais bens de titularidade da União Federal. No entanto, caso eventual concessionário venha a efetuar a lavra, torna-se proprietário direto do produto lavrado, em consonância com o princípio de interesse nacional, inscrito no art. 176, § 1°, da Constituição Federal, e no art. 5°, da Lei do Petróleo.
4 A EMENDA CONSTITUCIONAL N.° 09/95 E A FLEXIBILIZAÇÃO DO MONOPÓLIO
Em 1953, em pleno governo Vargas, após um incansável debate entre nacionalistas e entreguistas, como corolário da campanha “o Petróleo é nosso”, foi promulgada a Lei n. 2.004/53. Esta lei estabeleceu o monopólio estatal e criou a PETROBRÁS - Petróleo Brasileiro SA, empresa estatal que durante quarenta e quatro (44) anos foi responsável por exercer, exclusivamente, todas as atividades da cadeia produtiva do petróleo e do gás natural.
Com a promulgação da Carta Política de 1988, denominada “Constituição Cidadã”, em virtude da ênfase dada ao aspecto social, com a nítida intenção de criar um Estado social, as políticas econômicas brasileiras tiveram que ser repensadas. Neste sentido, com fulcro nos fundamentos e objetivos da República e nos princípios gerais da atividade econômica, em especial o da livre iniciativa, a intervenção estatal de forma direta no domínio econômico foi, extremamente, abrandada.
Mundialmente, diante de uma política neoliberal calcada num fenômeno desenfreado denominado globalização, onde os países passaram a depender, sem sobra de dúvidas, uns dos outros, haja vista, todo o aparato técnico-científico que os aproximam, a figura do Estado como agente normativo e regulador, exercendo as funções de fiscalização, incentivo e planejamento, passou a preponderar.
Neste contexto, perante uma civilização moderna e “mineral”, e com a ideologia trazida pela Carta Magna de 1988, o Brasil diante da necessidade de desenvolver o seu setor energético, precisava alterar o seu marco regulatório. Assim, com fulcro no princípio do interesse nacional, iniciaram-se os debates sobre a flexibilização do regime de exploração ligado às atividades petrolíferas do país.
Após um novo e também incansável embate, - entre a bancada parlamentar que defendia a flexibilização como saída necessária e viável, amparada no capital e ousadia do setor privado, em busca do incremento que o setor energético exigia e exige; e, a bancada defensora da “soberania nacional”, em defesa de um bem público estratégico, da eficiência da Petrobrás, em detrimento das condições do Estado de regular e fiscalizar o setor -, foi aprovada, em 1995, a Emenda Constitucional de n. 09, responsável pela abertura institucional, que permitiu a concorrência em atividades da indústria do petróleo.
A Emenda Constitucional n.° 09/95, em regra, não implicou quebra do monopólio, pois continua este pertencendo à União Federal, mas apenas permitiu que a execução das atividades de pesquisa e lavra das jazidas, refino, importação, exportação e transporte, não ficassem a cargo, exclusivamente, da Petrobrás, e sim pudesse ser compartilhada com outras empresas privadas, até mesmo estrangeiras, desde que estejam regularmente constituídas sob as leis brasileiras e tenham sede e administração no território nacional.
Com a flexibilização, o direito regulatório precisava ser estabelecido, tendo em vista que a citada emenda remeteu à lei a afirmação das condições de contratação das empresas que irão desenvolver as atividades, a garantia de fornecimento dos derivados de petróleo em todo o território nacional e a elaboração da estrutura e das atribuições do órgão regulador da indústria do petróleo.
Nesta linha, consoante sólida previsão constitucional (art. 177, § 2°, III, da CF), surgiu por meio da Lei Federal n. 9.478/97, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Assim, a República Federativa do Brasil, Estado capitalista e neoliberal, passou a intervir no setor petrolífero, não mais de forma direta, mas por meio da ANP, órgão regulador detentor da atribuição de definir o marco regulatório, lastreado em definições técnicas distanciadas das conveniências políticas.
É válido ressaltar que, apesar da atuação da ANP, o exercício direto da atividade econômica pelo Estado foi mantido através da Petrobrás. Sendo assim, a exploração do setor petrolífero tanto é realizada pelo Estado como por empresas privadas, na defesa do mercado competitivo em incentivo a concorrência.
5 A LEI DO PETRÓLEO E A EXPLORAÇÃO PRIVADA
5.1 Modalidades de uso de bem público pelo particular
Dentro do nosso modelo regulatório, estar prevista a forma de uso de bem público pelo particular, in casu, petróleo, gás natural e seus derivados. Os institutos que concedem o uso do bem público de forma privativa ou especial ao particular, mediante um título jurídico individual baseado na exclusividade, são: autorização, permissão e concessão de uso.
A Lei do Petróleo, responsável pelo citado marco regulatório, privilegiou os institutos da autorização e da concessão de uso, como formas de possibilitar que o particular tenha acesso a certas atividades da indústria do petróleo e gás natural; em respeito à previsão constitucional.
5.1.1 Da autorização e concessão de uso
O instituto da autorização de uso, privilegiado pela Lei do Petróleo em seus artigos 5º, § 2º, 53, 56 e 60, refere-se a um ato administrativo unilateral, discricionário, com alto de grau de precariedade e de caráter transitório. Este ato que concede ao particular a possibilidade de utilizar-se de bem público com exclusividade, dispensa o procedimento licitatório[18].
Na autorização o interesse maior é do particular, mas o instituto só se perfaz com exclusiva manifestação de vontade do Poder Público, segundo considerações de oportunidade e conveniência, podendo, em caso de interesse público, ser revogado a qualquer momento, fato este que reveste o ato de maior precariedade do que os demais.
Atribuí-se ao regime da autorização, v.g., as atividades de transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, onde o risco maior é do próprio investidor, ainda assim, é mais ousado e investe bem mais do que se investiria o Poder Público, mesmo diante de poucos poderes e garantias conferidos.
Diferentemente da autorização, a concessão de uso é um contrato administrativo de natureza pública, bilateral, oneroso, comutativo, intuitu personae, que depende de prévia licitação. Na concessão o interesse é, essencialmente, público, onde a Administração, diante da afetação dada ao bem público, faculta ao particular a sua utilização privativa em prazo predeterminado (estabilidade)[19].
A Lei do Petróleo (art. 5º), com fulcro na utilidade pública de maior vulto e na estabilidade, determinou sob o modelo de concessão, entre outras, as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, seus derivados e gás natural (art. 23), e a de distribuição de gás canalizado, sendo estas atividades, por fim, por conta e risco do concessionário.
5.1.2 Permissão de uso: atecnia?
Por atecnia ou não, a permissão de uso não foi prestigiada pelo nosso legislador infraconstitucional. Este instituto, apesar de se revestir de uma relativa precariedade, frente ao da autorização, resta-se mais estável, pois prevalece o interesse público na outorga de uso, apesar de ser também um ato administrativo unilateral e discricionário, pelo o qual a Administração faculta a utilização de bem público ao particular[20].
Ao contrário da autorização de uso, a permissão depende de licitação prévia e, em virtude do interesse público preponderante, obriga o uso, sob pena de caducidade.
Poderíamos - considerando que o petróleo e seus derivados são bens estratégicos e determinantes ao crescimento e desenvolvimento de uma nação, sendo de interesse nacional a certeza energética e sua distribuição em todo o país -, dizer que em contraponto ao instituto da autorização, a permissão de uso seria o mais adequado ao modelo adotado, face ao interesse público e a relativa estabilidade conferida, em nada afetando os princípios da livre iniciativa e da concorrência.
Todavia, com a autorização o Estado se exime dos altos riscos proporcionados pela atividade e, apesar do interesse particular liderante, a Administração, por meio da ANP, rigorosamente, regulamenta as atividades impondo a adequação do interesse particular ao público, argumento que justifica o prestígio dado pelo legislador infraconstitucional à autorização frente à permissão.
6 DEBATES JURÍDICOS: AS INSEGURANÇAS DO SETOR ENERGÉTICO
6.1 ADI n.° 3.273/2004-PR
Ante o exposto, a exploração do subsolo brasileiro pode tanto ser realizada pela estatal ou por empresas privadas, conforme prevê a nossa Carta Magna e em harmonia, a Lei do Petróleo para os casos específicos.
Mesmo diante da certeza de que a propriedade mineral, da forma que foi posta pela Constituição Federal de 1988 após a Emenda Constitucional de n. 09/95 e, conseqüentemente, pela Lei do Petróleo, tem por característica a vinculação da riqueza ao interesse da coletividade e não ao interesse exclusivo de uma única pessoa, o modelo é alvo de constantes debates.
A Ação Direta de Inconstitucionalidade (ADI) de n. 3.273/2004-PR, ajuizada pelo Governador do Estado do Paraná, então legitimado ativo (art. 103, V, da CF), foi à primeira investida contra o modelo atual de exploração, em ataque específico ao art. 26, da Lei do Petróleo, dispositivo que preceitua que o concessionário é proprietário do petróleo ou gás natural explorado em determinado bloco, por sua conta e risco, a partir do momento em que os extrai do subsolo.
Analisando a citada ADI, o Supremo Tribunal Federal (STF) pacificou entendimento, preceituando que a garantia da propriedade do produto da lavra em favor do concessionário é inerente ao sistema capitalista brasileiro, tornando-se inviável economicamente a concessão para explorar sem a devida apropriação do bem lavrado.
Acreditamos acertada a posição do Tribunal guardião da nossa Carta Magna, pois na conjuntura hodierna frente à ideologia constitucional, não há como negarmos que a propriedade da lavra seja conferida ao concessionário, pois sem esta contrapartida cremos que não haveria interesse do particular em explorar as atividades concernentes a indústria do petróleo e gás natural no Brasil, haja vista, tratar-se de um ramo econômico de alto custo e repleto de riscos.
6.2 A proposta de emenda à constituição 410/05
Para apreciar a Proposta de Emenda à Constituição (PEC), concernente ao escopo do presente trabalho acadêmico, é salutar compreender em linhas genéricas a tramitação de uma PEC no âmago das casas legislativas.
Logo após ser apresentada pelo congressista, a PEC passa pela Comissão de Constituição e Justiça, que irá analisar a proposta intentada no que tange a alguns critérios objetivos, a saber: a constitucionalidade, a legalidade e a técnica legislativa. O primeiro e o segundo critério visam delimitar se não há eventual choque entre o texto da proposta em debate com a Constituição Federal e a legislação esparsa inferior, respectivamente. O terceiro critério concerne aos elementos técnicos, materiais e formais (e.g., estruturação da norma, quoruns a serem obedecidos) utilizados na produção de diplomas normativos.
Caso seja aprovada, no que concerne aos critérios supra-arrolados, é criada uma comissão especial que tem o desiderato de produzir um parecer acerca de tal Proposta. Essa comissão tem um prazo de 40 (quarenta) sessões para apresentar seu posicionamento. Logo após a emissão desse parecer, a PEC é votada em dois turnos, necessitando de 3/5 (três quintos) dos congressistas.
Em eventual aprovação, a proposta é encaminhada à outra casa legislativa, para a Comissão de Constituição e Justiça desta assembléia para análise. A posteriori, deve ser analisada pelo plenário, onde deverá ser votada em dois turnos e atingir também o mesmo quorum que fora necessário para sua aprovação anterior.
Delimitados estes elementos, que servirão de necessário lastro para se apreender as transformações legislativas, pode-se adentrar no caso concreto.
Conforme amplamente debatido supra, a regulamentação de um setor estratégico como o petrolífero, necessita de bases sólidas e organizadas, possibilitando uma segurança jurídica propícia ao investimento. Ocorre que em um país com um cipoal jurídico desestruturado e colidente, além de um relativo desvelo do poder legiferante, atuando através de conveniências (e conivências) políticas, manter a estabilidade é tarefa das mais complexas.
Destarte, mesmo após o pronunciamento do Supremo Tribunal Federal no sentido de que o produto da lavra pertence ao concessionário, surge uma Proposta de Emenda à Constituição (PEC) de n.º 410 de 2005, que intentava extirpar o excerto final do art. 176 da Constituição Federal.
Esse artigo sub examine preleciona que, nos casos de aproveitamento e exploração, são consideradas como propriedades dissociadas do solo as jazidas, os recursos minerais e os potenciais de energia hidráulica, sendo esses de titularidade da União. O nó górdio subsiste no trecho final deste artigo aduzindo que pertencerá ao concessionário à propriedade do produto lavrado.
Visando alterar este quadro, o Deputado Luciano Zica, do Partido dos Trabalhadores (PT) patrocinou a PEC 410/05[21] que visa retirar a hipótese de o produto da lavra pertencer ao concessionário. Na defesa de sua proposta afirma o caráter estratégico dos recursos energéticos, sendo uma questão de soberania nacional a sua proteção. Frisa ainda que surgiram diversas alterações ocorridas nos marcos regulatórios de outros países da América Latina, com o mesmo intuito de trazer para o controle estatal esta atividade.
Os argumentos que dão sustentáculo a proposta baseiam-se em duas linhas principais. Primeiramente que se os bens passam à propriedade do concessionário o monopólio não seria nada mais do que letra morta. Em segundo lugar, aduz ainda que não há qualquer grau de certeza de que exista comprometimento dos produtores de petróleo com o abastecimento do mercado interno, sustentando que o Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o Plano Anual Estratégico de Estoque de Combustíveis, previstos legalmente desde 1991 e que nunca foram encaminhados para a aprovação do Congresso Nacional.
Atualmente, a PEC aqui examinada, consoante consulta ao sítio da Câmara, através do módulo de tramitação de processos, constava que a Proposta restava arquivada com fulcro no disposto no art. 105 do Regimento Interno da Câmara, isto é, havia sido arquivada automaticamente em virtude do término de uma legislatura.
Sendo assim, até a consecução efetiva deste artigo científico não restou delimitado se ocorreu ou não o reingresso da PEC 410/05 na pauta de debates das casas legislativas. Todavia, resta ainda indefinido o cenário político, existindo ainda possibilidade de reabertura de tal discussão.
É deveras interessante, para efeitos meramente acadêmicos, averiguar quais seriam as implicações de ordem prática supervenientes ao advento desta transformação estrutural tão radical e profunda nas regras do jogo do setor petrolífero. Muito se especulou e se discutiu acerca da viabilidade, ou da total inviabilidade e desnecessidade desta Proposta. Contudo, é interessante frisar que interpretações desarrazoadas e apressadas conduziram a entendimentos nem sempre coerentes com o ordenamento jurídico.
O modelo criado para a flexibilização do setor petrolífero brasileiro é, sem dúvida, um dos mais bem estruturados, sendo tomado como referência em vários outros países. No modelo nacional, os recursos naturais do subsolo são de titularidade da União, enquanto resguardados em seu local de origem, abaixo do solo. Assim, através da Emenda Constitucional n.º 09/95, ocorreu à flexibilização do monopólio de modo a possibilitar que empresas privadas participassem também da exploração no setor. Para garantir o interesse da iniciativa privada há a previsão de que os concessionários arrogam para si à propriedade do produto lavrado.
Os defensores da flexibilização do setor encampam a tese de que esta PEC traria uma guinada no setor de Exploração e Produção petrolífera, sendo este ato o primeiro passo para um retorno ao monopólio da atividade[22]. Ademais a impossibilidade de se tornar proprietário do produto da lavra geraria o total desinteresse da iniciativa privada em investir no setor, consoante hipótese já acolhida pelo Colendo STF, como já foi explicitado.
Há ainda os que explanem que a busca pelo comprometimento dos que atuam no setor não deveria ser intentada por este meio. Uma modalidade mais prática deveria ter sido exigir do Conselho Nacional de Política Energética um papel mais eficaz neste contexto do que atentar contra todo um modelo já estruturado. Sobreleva ainda a questão do monopólio de escolha, ou seja, não há o monopólio de fato e direto da União sobre os bens explorados, todavia subsiste o direito de a União escolher quem irá deter este bem, cabendo ao ente estatal, já que dita as regras, a monopolização decisória[23].
Sustentando as benesses da flexibilização esboçam o inconteste aumento nas pesquisas e na descoberta de novas jazidas, bem como dos altíssimos investimentos realizados neste curto lapso temporal de participação da iniciativa privada. O setor teria arrecadado em bônus de assinatura, apenas com a sétima rodada, mais de R$ 1 bilhão de reais, além do efetivo crescimento da indústria nacional e a geração de diversos postos de trabalho[24]. Assim, a adoção da PEC 410/05 poderia ser definida como um retrocesso sem precedentes na indústria petrolífera nacional.
Inegável que a PEC 410/05 realmente trouxe um choque para o setor, pois demonstrou um vislumbre de instabilidade política que poderia redundar em uma quebra do marco regulatório com conseqüências complexas de se mensurar. Para demonstrar o clima de incerteza, delineou-se, por exemplo, que a adoção da Emenda acarretaria a quebra dos contratos celebrados a partir da 7ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis e, com isso a União deveria arcar com multas bilionárias em virtude da rescisão contratual[25]. Por outro lado esboçou-se que não ocorreria a quebra de contrato, pois se sustentaria o direito adquirido daqueles que consubstanciaram suas relações jurídicas antes das alterações normativas.[26] Soluções das mais diversas surgiram. Até mesmo a possibilidade de não aplicação do dispositivo à indústria do petróleo, com visas a evitar os eventuais danos ao setor[27].
Outrossim, apesar dos sustos causados pela PEC 410/05 nos investidores do mercado petrolífero, o Brasil ainda é visto como um dos marcos regulatórios mais bem estruturados para investimentos, em comparação com outros países. A Venezuela, a Argentina e a Bolívia, por exemplo, efetuaram alterações nas suas regras que têm legado preocupações aos que investem neste setor. No caso do Brasil, pesquisa do primeiro trimestre de 2006 considerou o país como líder no que concerne a atratividade de investimentos, quando analisados critérios fiscais e políticos do setor de exploração e produção petrolífera[28].
6.3 Os megacampos do pré-sal
No âmbito das discussões aqui já engendradas, acerca da titularidade dos das jazidas petrolíferas, foram abordadas temáticas que, pode-se dizer, encontram-se relativamente superadas. É fato que a ADI 3.723/2004-PR já está devidamente publicada e gerando efeitos na ordem jurídica. Assim também o é com a PEC n.º 410/05 que se encontra no momento arquivada. Porém, nunca é irrelevante perscrutar a evolução do panorama de uma determinada temática, visto que é lastreado nos prováveis erros e possíveis acertos já efetuados, bem como amparado nas discussões já realizadas outrora, que se pode divisar as atitudes futuras a serem tomadas.
Partindo dessa premissa, abordemos a questão do megacampo de Tupi.
Em 08 de novembro de 2007 a Petrobras anuncia uma grande descoberta. Um gigantesco campo de petróleo e gás, em uma área ultra-profunda, situado a cerca de 280 quilômetros de Santos, no litoral paulista. Com volume estimado de petróleo recuperável de 5 (cinco) a 8 (oito) bilhões de barris, somente este campo responderia por uma acréscimo de cerca de 50% (cinqüenta por cento) nas reservas brasileiras.
Para se ter uma dimensão da euforia que tamanha descoberta causou, o valor das ações da Petrobras acumulou uma alta de 14,8% (desde o anúncio da descoberta - 08 de novembro – até o dia 07 de dezembro do ano de 2007)[29], o presidente Lula passou a ser chamado de “Magnata do Petróleo” e se principiou até mesmo a discutir o ingresso do Brasil – até poucos anos atrás um franco importador – na Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
Superadas algumas considerações desarrazoadas, é inegável que a descoberta de uma grande jazida em um momento em que o barril do petróleo oscilava a casa dos US$ 90,00 (noventa dólares) e a provável escassez futura deste insumo não renovável são razões mais do que suficiente para se comemorar. Porém, no meio de toda euforia, os reflexos desta grande descoberta começaram a se insurgir no âmbito da segurança jurídica do marco regulatório do setor petrolífero.
Bem próximo à data da realização da 9ª Rodada de Licitação pela ANP, ocorreu à divulgação da grande descoberta do campo de Tupi. A partir deste anúncio, o governo, buscando angariar mais recursos ante a nova grande jazida, retirou do leilão 41 (quarenta e um) blocos sitos em zonas próximas ao megacampo e começou a suscitar discussões no que tange a alterações na tributação de tais campos, ou até mesmo a alteração do modelo exploratório dos mesmos.
O resultado direto desta exaltação que varreu o setor foi um certo boicote à 9ª Rodada. Alegando a famigerada insegurança jurídica resultante de tal conduta, grandes companhias do setor, tais como a Chevron, a Shell, a EXXON, a BG, a BP e a Repsol, decidiram não participar da rodada.
Convém expor que a retirada unilateral dos 41 blocos próximos ao megacampo de Tupi, realmente configura-se em uma afronta a confiabilidade do marco regulatório estipulado. Contudo, deve ser observado que no caso em exame, em virtude da descoberta desta grande jazida, o status quo foi alterado, ou seja, a potencialidade de um campo limítrofe ao de Tupi aumentou vertiginosamente; e, como é sabido, no sistema de concessão, os riscos da exploração cabem ao concessionário.
Neste caso, a situação propícia em que se encontravam estes 41 blocos dão ensejo a um razoável desequilíbrio entre as partes, visto que o governo estaria ofertando determinadas regiões com valores de bônus de assinatura irreais, pois não refletiriam a devida potencialidade do campo, bem como as participações do Estado estariam à evidência subdimensionadas.
Logo pode ser até considerado plenamente razoável que se retirem os blocos do processo licitatório de modo a garantir que eles sejam arrematados por valores mais próximos da realidade. Evidentemente, outras soluções mais condizentes com o sistema legal poderiam ser engendradas. Poderia-se, por exemplo, fazer um aditamento ao edital de convocação dos licitantes alterando o valor dos bônus de assinatura dos 41 blocos objeto de toda esta discussão, sob o mesmo argumento de resguardo do interesse público, mas com a benesse de que tal solução não se choca com os ditames da segurança jurídica.
Apesar do aparente esvaziamento, a 9ª Rodada apresentou arrecadação, nas áreas menos promissoras, da ordem de R$ 2,1 bilhões de reais, a maior até o momento. Porém, Haroldo Lima, diretor-geral da ANP, salientou que caso não tivessem sido retirada as 41 áreas próximas ao campo de Tupi os bônus de assinatura atingiriam a casa dos R$ 8 a R$ 10 bilhões de reais[30]. Contudo, esta aparente perda em bônus de assinatura, revelou uma medida salutar, pois que cautelosa com a nova realidade com a descoberta das jazidas do pré-sal.
Para entender esta euforia é conveniente apreciar os debates travados. Inicialmente aventou-se a possibilidade de se modificar o sistema de taxação destes campos ditos “especiais”. Três alternativas foram sugeridas.[31] A primeira se consubstanciaria em uma maior cobrança ante um campo com grande rentabilidade[32]. A segunda diria respeito à redução dos níveis exigidos para a cobrança das participações especiais[33]. Ou ainda, uma terceira possibilidade, de se aumentar à alíquota da participação especial, que hoje é de 40% (quarenta por cento).
Atente-se que enquanto as discussões residiam sobre um aumento de taxação, apesar é claro de se acarretar um relativo incômodo nos investidores, não se engendrou uma direta ruptura do marco regulatório. Prova disso é que a maioria das hipóteses aventadas acima apresentavam substrato legal no modelo já em vigor, contudo, restavam apenas, até o momento, inaplicadas. Eventualmente, seriam necessárias somente algumas alterações pontuais do texto legal ou através de um simples decreto seria possível a modificação da carga de participação estatal.
Entretanto, a real problemática para o setor adveio da discussão que se suscitou a posteriori. Passou-se a abordar a possibilidade de se modificar o modelo do setor de exploração de petróleo.
Como já foi exposto, nos primórdios deste trabalho, o Brasil passou um largo lapso de tempo com um regime monopolista no setor. Com o advento da Emenda Constitucional n.º 09/95 e a posterior regulamentação advinda da Lei do Petróleo (Lei n.º 9.478/97) adotou-se um regime flexibilizado. Neste caso, a União continua com a propriedade da jazida, licita blocos pré-definidos para exploração, e os particulares, através de um regime de concessão, exploram a jazida, sendo a estes garantida a propriedade do produto lavrado. E até o presente momento, com as ressalvas da ADI e da PEC alhures explicitadas, tudo ia caminhando sem muitos percalços.
Porém, diante de 5 (cinco) a 8 (oito) bilhões de barris de petróleo, alguns setores governamentais passaram a sugerir a adoção de um novo modelo, distinto deste sistema de concessão, buscando-se uma nova forma através da qual a intervenção estatizante fosse mais direta.
Um desses modelos é denominado de “partilha da produção”[34]. Neste modelo o detentor do petróleo extraído é o Estado. O “concessionário” deve arcar com todos os custos exploratórios e os riscos advindos da produção, cabendo a este, reversamente ao modelo atual adotado no Brasil, uma participação nos valores auferidos. Esta modalidade é mais utilizada em países com poucas reservas, excepcionando-se o Iraque, que detém grandes reservas porém adota o modelo em tela.
Há ainda um outro modelo que foi suscitado, o de “contrato de serviços” Neste caso, o Estado contrataria empresas privadas para realizar as atividades de pesquisa e exploração, como contrataria qualquer serviço. Este modelo é adotado em países como México, Irã e Venezuela.
Se no início estas propostas de alterações profundas não eram sequer levadas a sério, pois o modelo brasileiro de concessão vinha (e vem) funcionando a contento, as descobertas posteriores ao campo de Tupi serviram para apimentar o debate. Carioca, Guará, Parati, Iara, Júpiter, Bem-te-vi e Caramba, além de Tupi são as simpáticas denominações das oito acumulações de óleo no pré-sal que tem fomentado os importantes embates e levaram o governo a se mobilizar e delinear um novo marco regulatório para o pré-sal. Através do Decreto de 17 de julho de 2008 foi instituída uma “Comissão Interministerial com a finalidade de estudar e propor as alterações necessárias na legislação, no que se refere à exploração e à produção de petróleo e gás natural nas novas províncias petrolíferas descobertas em área denominada Pré-Sal” [35].
Sobre a camada pré-sal, já é sabido que a mesma se estende do Espírito Santo até Santa Catarina, abrangendo cerca de 160km2. Pairam ainda incertezas (ou as certezas ainda não foram divulgadas) em relação à quantidade de petróleo existente (com estimativas variando entre 50 a 100 bilhões de barris de óleo equivalente) e a efetiva viabilidade econômica da exploração destas jazidas.
Quanto a este último ponto da viabilidade econômica, deve-se ter em conta os grandes desafios técnicos e a necessidade de vultosos investimentos de uma exploração petrolífera há cerca de 300km da costa, com a jazida situada há cerca de 7.000m (sete mil metros) de profundidade. Tais investimentos, conforme declaração do Ministro de Minas Energia, Edison Lobão, seriam da ordem de cerca de US$ 270 bilhões de dólares[36]. Contudo, há estudos que indicam a impressionante cifra de US$ 1 trilhão de dólares de investimentos[37] para a exploração do pré-sal. Por essa imprescindibilidade de investimentos, o preço do barril no mercado internacional tem um grande peso nas decisões. José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras, por exemplo, afirmou que o pré-sal é viável com a cotação do barril variando entre US$ 40 (quarenta dólares) a US$ 50 (cinqüenta dólares)[38].
Fato é que, o auge da discussão sobre o pré-sal se deu em um momento de especulação dos preços do petróleo no mercado internacional. Em junho de 2008, o barril chegou próximo à casa dos inimagináveis US$ 150,00 (cento e cinqüenta dólares). Contudo, a crise econômica internacional, advinda do estouro da bolha do setor imobiliário norte-americano, gerou uma queda abrupta no valor das commodities, fazendo o barril do petróleo cair mais de US$ 100,00 (cem dólares) em menos de um ano, e, por conseqüência, arrefecendo os debates acerca da exploração do pré-sal.
Com a economia mundial sendo reerguida por planos de salvamento estatais, o preço do petróleo começa a atingir patamares que irão viabilizar a exploração das jazidas do pré-sal. Estes novos preços trouxeram novo fôlego às discussões acerca do modelo exploratório. As orientações recentes parecem caminhar para a instituição de um regime distinto para as jazidas do pré-sal, arcabouço este que seria similar ao sistema engendrado na Noruega.
O modelo norueguês serviu de inspiração ao modelo brasileiro atual de concessões, e continua sendo alvo de atenção pelas recentes alterações. Ressalte-se que, na Noruega as jazidas petrolíferas no subsolo também são do Estado, o qual efetua a concessão das áreas para exploração dos particulares.
Uma breve reminiscência histórica norueguesa é relevante. Em 1972 foi criada a estatal Statoil, a qual atuava como exploradora e produtora de petróleo e também representava o Estado em parcerias empresariais com outras empresas concessionárias, sendo obrigatória sua participação nas concessões. O governo norueguês, atento ao crescente poder da empresa, criou em 1985 o SDFI (State’s direct financial interest - Interesse Financeiro Direto do Estado, em tradução livre), o qual funciona como um fundo que administrava os lucros da exploração. Em 1996, o Governo Norueguês retirou a obrigatoriedade da Statoil participar das concessões, passando a estatal a ser mais um agente de mercado, competindo igualmente com os particulares. Com a abertura do capital da Statoil em 2001, o governo criou uma estatal, a Petoro AS, apenas para gerir o SDFI.
Em linhas gerais, o atual modelo norueguês conta com uma empresa de exploração e produção de petróleo com forte participação estatal (Statoil), a qual compete igualmente com os particulares nas rodadas de licitação e uma empresa estatal enxuta que não funciona como operadora, mas gerencia um fundo que detém direitos financeiros das concessões (Petoro AS).
Em 28 de março de 2009, em uma conferência realizada no Chile, o Presidente Lula afirmou que seria criado um Fundo para investimentos em educação e para a erradicação da pobreza com os recursos advindos da extração do petróleo do pré-sal[39]. O governo já sinalizou que o novo marco regulatório do setor sairia em abril de 2009 e, aparentemente, seria inspirado no modelo norueguês[40], com a instituição do modelo de partilha para a área do pré-sal e a manutenção das concessões para as outras áreas, além da criação de uma estatal não operacional (já denominada pela imprensa de Petrosal) gerindo apenas recursos financeiros.
Registre-se que é plenamente cabível que o Brasil detenha um modelo para cada tipo de campo ou de exploração. Ou seja, um modelo de partilha para as áreas do pré-sal, em virtude do baixo risco exploratório, revertido em uma maior rentabilidade para o Estado, e o modelo de concessão para áreas com maior risco de exploração. Não há qualquer óbice para tal, desde que haja vontade e decisão política isto seria possível.
Aparentemente, a decisão governamental já está tomada. Será realmente criada uma estatal que não opera, apenas participa como parceira e gere os recursos advindos da receita do petróleo. Resta aguardar e torcer para que a futura estatal cumpra efetivamente seu papel, sem se transformar em um cabide de empregos de apadrinhados políticos, e que o fundo por ela gerido atenda aos seus auspiciosos ideais e aos anseios da sociedade, sem se tornar em mais uma fonte para a sangria da corrupção.
7 CONSIDERAÇÕES FINAIS
O aparato estatal é por demais volumoso para se adaptar com a velocidade devida às vertiginosas mudanças neste mundo globalizado. Sendo assim, a competição pelos mercados, evidentemente direcionada e regrada pelo Estado, tem-se mostrado salutar para o pleno desenvolvimento econômico.
Neste prisma, a flexibilização do monopólio petrolífero foi fundamental para o avanço na exploração e produção nestes últimos dez anos no Brasil. Destarte, ocorreu o favorecimento da progressão do setor energético, estratégico sustentáculo para o devido crescimento de qualquer nação.
Assim, mesmo diante do cenário proporcionado pela flexibilização, é inegável que o Brasil possui todas as condições necessárias para atrair investimentos mais vultosos para o setor petrolífero. Porém, muito dependerá dos estudiosos e operadores do Direito, aos quais compete à árdua e relevante tarefa de estudar e aperfeiçoar a legislação mineral do nosso País em busca de soluções que o setor energético reclama há tempos.
Por derradeiro, é salutar assentir que as inegáveis e necessárias mudanças, não devem ser mais apenas lentas e graduais, mas sim céleres e eficazes, acompanhando os clamores cada vez mais urgentes da sociedade; haja vista que, ao longo dos anos, o Direito tem se tornado, em vez de uma mola propulsora, mais um sádico entrave ao crescimento da indústria pátria do petróleo e gás natural.
Por derradeiro, ressalte-se que as alterações regulatórias devem ser lastreadas em critérios mais técnicos e sempre objetivando a legalidade, evitando ingratas surpresas aos que por aqui investem, pois tais rupturas incongruentes geram apenas descrédito, vide o emblemático caso do gás boliviano. Por evidente, estamos distantes de uma situação tão irreal como o imbróglio com nosso vizinho andino, contudo um pouco de cautela na regulamentação de um setor tão estratégico não faz mal a ninguém.
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Palavras-Chaves: Monopólio. Sistema Jurídico. Proposta de Emenda à Constituição. Insegurança Jurídica.
Abstrack: The present work intends to discuss about the titularity and the monopoly of the oil and natural gas in the present brazilian scenery, because of its important and deep variation elapsing of the recent structural changes, and by chance futures, of the energectic sector. Intends to analyze, with eagerness, The Chapter III, of the Rule nº 9.478/97, in special the question about the monopoly, beyond a short overview of the technics definitions inside the Section II of the refered chapter intends to analyze, with eagerness. Moreover, going to show the evolution of the regimes concerning to the exploration of these resources, with a particular focusing in the deviation occurred by the EC 09/95 and its reflexes direts and indirets ate the legal-economic system. Exposes important points about the participation of private firms at the sector of oil and natural gas, moreover other determinant elements of the regulamentation of this area concerning to the institutes defined in the administrative law aplicated to the industry of the oil. Shows the discuted constitucionality of the Law of the Oil, that had its twentieth sixth article how an object of the ADI 3.273/2004-PR. Concluded, go aboard again the proposal of she mends on the Constitution 410/05, what itends to take away of the concessionaire the real estate of the product from the mine, just as, the finding of the mega fields of pre-salt and the reaffirmation of the legal insecurity what frightened the investors of the sector.
Key-Words: Monopoly. Law System. Proposal of Constitution Amendment. Legal Insecurity.
SUMÁRIO: 1 INTRODUÇÃO; 2 DEFINIÇÕES TÉCNICAS; 3 SISTEMAS DE PROPRIEDADE DO SUBSOLO; 3.1 Evolução no direito brasileiro; 4 A EMENDA CONSTITUCIONAL N.°09/95 E A FLEXIBILIZAÇÃO DO MONOPÓLIO; 5 LEI DO PETRÓLEO E EXPLORAÇÃO PRIVADA; 5.1 Modalidades de uso de bem público pelo particular; 5.2.1 Autorização e concessão de uso; 5.2.2 Permissão de uso: atecnia?; 6 DEBATES JURÍDICOS: AS INSEGURANÇAS DO SETOR ENERGÉTICO; 6.1 A ADI n°. 3.273/2004 - PR; 6.2 A proposta de emenda à constituição 410/05; 6.3 Os megacampos do pré-sal; 7. CONSIDERAÇÕES FINAIS; Referências.
1 INTRODUÇÃO
O presente trabalho colima desmistificar as relevantes questões no que concerne a titularidade e o monopólio do petróleo e gás. Tratando-se de ramo notadamente rentável não é difícil a ocorrência de dissensos jurídicos constantes acerca de, por vezes, detalhes nas regulamentações, mas que representam bilhões em lucros ou em investimentos perdidos.
Assim, objetiva-se tracejar um panorama acerca da temática com os pontos mais relevantes das evoluções legais, sem olvidar dos elementos mais recentes destes importantes debates no setor, apresentado os possíveis cenários resultantes e suas implicações jurídicas, econômicas e sociais.
2. DEFINIÇÕES TÉCNICAS
É notória a necessidade de se lastrear em conceitos bem delimitados e sistematizados quando se busca trabalhar com ciência, pois assim possibilita-se a formação de um referencial teórico indispensável à produção de conhecimento. Mais flagrante ainda se faz esta necessidade (apesar de críticas doutrinárias à interpretação autêntica da norma) quando se lida com campo a ser regulamentado em que seja imprescindível o norteamento de caracteres técnicos.
Assim, consigna-se na Lei do Petróleo, na Seção II, do Título II, em seu art. 6º, as definições técnicas[1] que servirão de pedra angular para a compreensão plena da norma. Para se depreender também as exposições no corpo deste artigo faz-se mister atentar para a análise destes elementos.
Principie-se com a definição do que viria ser petróleo. Assenta-se o conceito legal [2] em dois caracteres básicos: ser um hidrocarboneto e apresentar-se naturalmente no estado líquido. Exemplifica a norma citando o óleo cru e o condensado.
Impende comentar ainda que este conceito é bastante genérico, existindo, em verdade, diversos tipos de petróleo, determinados pela sua formação geológica. Assim, há óleos com compostos relativamente distintos, por exemplo, óleos leves ou óleos pesados[3].
Tal como o petróleo o gás natural[4] (ou simplesmente gás) também é um hidrocarboneto. Contudo, diferentemente, o gás permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas normais. Como existem reservatórios de gás na modalidade associada e não-associada ao petróleo, a sua definição prevê que será considerada como gás mesmo se extraído de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos.
A refinação ou refino[5] é apreendida como o conjunto de operações utilizadas no beneficiamento do petróleo. O processo básico ocorre com a utlilização da torre de craqueamento (palavra advinda do inglês – crack – que significa quebra) na qual o óleo bruto é aquecido, e em virtude dos pontos de ebulição diferenciados dos compostos ocorre à separação dos mesmos em várias frações que a posterior são transformadas nos mais variados insumos comercializáveis.
Quanto ao gás natural, há o tratamento e o processamento[6], etapas análogas ao refino do petróleo, delineadas como o rol de processos necessários para se possibilitar o transporte, a distribuição e a utilização do gás.
A necessidade de processamento decorre da composição original comumente encontrada do gás natural, que apresenta uma grande parcela de metano e etano – principais componentes ao término do tratamento – mas também quantias variadas de outros hidrocarbonetos mais pesados, além de poder conter também água, sulfeto de hidrogênio, gás carbônico, nitrogênio, hélio ou outros contaminantes e diluentes. Assim, a utilização segura e eficiente do gás depende de um tratamento prévio para retirada dessas partículas indesejáveis no gás a ser comercializado.
A distinção entre transporte[7] e transferência[8] requer um pouco de atenção. Enquanto esta é uma forma de movimentação de cargas, só que realizadas em virtude de um interesse específico e exclusivo, de um eventual proprietário ou de um explorador; aquela é a mobilização de petróleo, derivados ou gás, mas que o caminho percorrido por estes materiais estaria sujeito a um interesse compreendido como geral.
Mais do que notória é a distinção dos interesses que regem a mobilização das cargas, no caso do transporte (geral) e no caso da transferência (particular). Assim, um oleoduto que leva óleo de um poço produtor para uma refinaria certamente é um caso de transporte. No entanto, um gasoduto direcionado exclusivamente a uma indústria de tecidos, e.g., caracteriza-se como um caso de transferência.
Nesses casos simples torna-se fácil distinguir. Contudo, na prática, impende delimitar, a movimentação de qualquer grande quantidade de derivados de petróleo, visto que fontes energéticas fundamentais da sociedade, certamente apresentem um interesse coletivo de fundo. Sendo assim, categorizar-se o interesse de uma movimentação de óleos de um grande reservatório, por diversos dutos, diretamente para vários postos de gasolina não é tarefa das mais simples.
Em virtude da disposição legal é relevante efetuar tal categorização. Logicamente, pelos conceitos tracejados, podem ocorrer casos de o legislador imputar taxações para a transferência e não para o transporte, por exemplo. Assim, distinguir qual a modalidade de movimentação e a partir de que ponto ela se inicia será bastante salutar para a ordenação do sistema de distribuição.
O conceito de bloco[9], de certa maneira, é o centro do modelo atual de concessão da exploração de petróleo. Anteriormente, em um regime de monopólio, não se fazia necessário definir a quem caberia determinada área, ou como define a Lei do Petróleo, determinado bloco, visto que todos eram de um só explorador. No regime hodierno são delimitados os blocos que serão licitados e esta é uma necessidade imperiosa para a organização do setor.
Os blocos são delimitações espaciais em bacias sedimentares, em formatos poligonais definidos através de coordenadas geográficas, que determinam os limites superficiais de uma determinada área. Ponto interessante que engloba o conceito de bloco é que os limites definidos superficialmente apresentam profundidade indeterminada. Assim, se em determinado bloco existir mais de um reservatório, em estratos rochosos diferentes, poderá o concessionário explorar ambos.
Cabe ainda ressaltar um fato que tem gerado implicações jurídicas peculiares no âmbito do Direito do Petróleo: os contratos de unitização. Ocorre que, por vezes, blocos são delimitados de forma limítrofe e arrematados por concessionários distintos. Entretanto, a natureza em seus processos não leva em conta as fronteiras pactuadas pelo ser humano. Sendo assim, é plenamente possível um determinado depósito ultrapassar os limites de apenas um bloco, sendo fundamental um acerto entre os concessionários que se encontram nesta situação para que se possa garantir o efetivo aproveitamento da jazida. O meio eleito comumente para sanar este caso sui generis é o contrato de unitização, em que é pactuada a forma de se explorar essa área em conjunto.
A lavra ou produção[10] de petróleo e gás é compreendida como o conjunto de atividades direcionadas para se extrair o petróleo ou gás do subsolo bem como para iniciar sua movimentação. Etapa distinta do desenvolvimento[11], que é uma decorrência da fase de produção, compreendendo os investimentos e esforços voltados a possibilitar a melhor produtividade de um determinado campo.
A fase de desenvolvimento tem passado por muitos avanços recentes. Antigamente, a lavra de combustíveis fósseis se dava de forma bastante predatória, colimando a retirada máxima no menor lapso temporal, não se vislumbrando a busca pela manutenção da produção do poço.
Com essa maneira de produção, era corriqueiro que jazidas gigantescas tivessem índices baixos de recuperação, ou seja, apenas um pequeno percentual do material existente na jazida era efetivamente lavrado restando sua maior parcela inexplorada. A mudança de concepção e técnicas bastante modernas de produção tem alterado este quadro garantindo poços produtivos por um maior período e com taxas de recuperação elevadas.
Por evidente que nem sempre as perfurações de poços redundam no encontro de reservatórios de petróleo ou gás. Em verdade esta é uma clara a exceção à regra. Os esforços exploratórios apresentam um baixo índice de acerto efetivo. E mesmo quando se acerta não necessariamente é economicamente viável a lavra de determinado depósito. Assim, tem relevo a definição da descoberta comercial [12], sendo aquela que, levando-se em conta os preços praticados no mercado, seja possível haver algum retorno dos pesados investimentos nas fases de produção e desenvolvimento.
A distribuição[13] e a revenda[14] são elementos estratégicos para a utilização de qualquer matriz energética. Estas fases no processo de utilização das fontes energéticas (compreendido desde as etapas de exploração até a utilização pelo consumidor final) são o ponto nevrálgico do abastecimento de uma nação, sendo determinante para um efetivo desenvolvimento econômico.
O conceito legal engloba na idéia de distribuição o repasse em meio atacadista para a rede de varejo e para os grandes consumidores, não se inserindo nesta etapa os consumidores finais; estes últimos estão compreendidos no conceito de revenda, compreendida como a venda a varejo, isto é, a qualquer consumidor.
Ponto digno de relevo quanto a estes dois conceitos é concernente aos legitimados para atuar nesses determinados ramos. A definição de distribuição exige o exercício único e exclusivo por meio de empresas especializadas na atividade, evidentemente, em conformidade com os regramentos legais aplicáveis. No caso da revenda o exercício deverá ser realizado por postos de serviço ou revendedores, em consonância com os ditames legais específicos.
Por fim, outra distinção entre as duas definições reside no objeto. Conforme previsão da Lei do Petróleo, a atividade de revenda compreende apenas combustíveis, lubrificantes e gás liquefeito envasado. Por outro lado, a atividade de distribuição é mais abrangente, além dos insumos arrolados como passíveis de revenda, há previsão também para a distribuição de asfalto.
Por suas peculiaridades, o gás natural tem uma distribuição[15] e estocagem[16], com definições prórprias.
Quanto à distribuição de gás canalizado pontue-se o advento da Emenda Constitucional (EC) n.º 5/95. Anteriormente à referida Emenda a redação do §2º, do art. XX da Constituição Federal que caberia aos Estados, de forma direta ou através de uma concessão, dirigida a uma empresa estatal, que deteria a exclusividade na distribuição de gás canalizado.
Com a EC 5/95 houve uma alteração no referido parágrafo. Esse continuou resguardando ainda para os Estados a modalidade direta de exploração e a concessão, mas extirpou o excerto referente à exclusividade da empresa pública e transmitindo para a legislação infraconstitucional regular a concessão da atividade de distribuição de gás canalizado.
Quanto à estocagem de gás natural, esta é o armazenamento de gás, tanto em acondicionadores apropriados para tal, bem como eventuais formações naturais e artificiais propícias para esta prática.
Característica interessante dos gases é a sua compressibilidade que lhes possibilita armazenar grandes quantidades em reservatórios relativamente pequenos, o que é uma grande vantagem para o setor de gás natural. Ademais, esta estocagem permite a possibilidade de um serviço contínuo, atendendo a demanda, mesmo nas hipóteses de decréscimos consideráveis na quantidade de gás ofertado.
Analisadas as definições técnicas que norteiam toda a compreensão da Lei do Petróleo, pode-se agora alçar vôos maiores, através de uma perspectiva científica, visto que a complexa terminologia do setor já foi apreendida. Avançe-se então para perscrutar a evolução dos sistemas de titularidade e monopólio, bem como questões extremamente hodiernas que tem trazido extensos debates no setor energético brasileiro.
3 SISTEMAS DE PROPRIEDADE DO SUBSOLO
Diante da sede insaciável de recursos minerais, principalmente de petróleo, o direito real de propriedade, nos últimos séculos, vem sendo alvo de constantes mudanças.
O regime de domínio, quanto às faculdades de usar, gozar, dispor e reivindicar do bem, e do conseqüente aproveitamento das jazidas minerais, dentro do variado quadro de realidades econômicas, políticas e militares, vem sendo, cada vez mais e de forma técnica e precisa, incorporado ao ordenamento jurídico de vários países.
Neste diapasão, tecnicamente, os sistemas jurídicos de exploração e aproveitamento das jazidas, são: fundiário ou de acessão; dominial ou regaliano; industrial, res nullius, ou liberal; ocupação; e, concessão.
O regime fundiário confere a propriedade da jazida ao proprietário do solo. Para o dominial ou regaliano, a propriedade do subsolo distingue-se da propriedade do solo para fins de exploração, constituindo as jazidas propriedade do Estado. Já o industrial, res nullius, ou liberal, preceitua que os recursos naturais não pertencem a ninguém, razão pela qual o Estado concede a sua exploração.
Em relação aos dois últimos modelos, resta dizer que para o regime da ocupação a jazida cabe àquele que descobrir, ou seja, ao seu primeiro ocupante. Por fim, quanto ao modelo da concessão, a jazida pertence ao Estado, podendo este conceder ao particular a sua exploração e aproveitamento[17].
Assim, com a aludida ficção jurídica, ou seja, a distinção da propriedade do solo e do subsolo, permitiu-se que os recursos minerais, individualizados e economicamente viáveis, situados na profundeza terrestre, fossem explorados sem a interferência do proprietário da superfície.
3.1 Evolução no direito brasileiro
Consoante os mencionados sistemas jurídicos de exploração e aproveitamento das jazidas, historicamente, frente ao direito brasileiro, do período colonial ao império, o modelo abraçado foi o regaliano. Em 1981, com a primeira Constituição da República, adotou-se o fundiário.
Desde a Carta Magna de 1934, que o Brasil vem adotando o princípio da distinção entre propriedade do solo e a do subsolo, para efeito de exploração e aproveitamento, conforme já previa o Código Mineiro de Napoleão, de 1810.
A Carta Política de 1934, assim como o Código de Mineração, adotou o sistema de concessão. A Carta Magna de 1937 manteve este sistema, desde que fosse conferido somente a nacionais ou a empresas constituídas por eles. Outrossim, as Cartas Políticas de 1946 e 1967 mantiveram o sistema da concessão, porém, a “Carta dutraniana”, extinguiu a participação nos lucros, mantendo o direito de preferência dos brasileiros; já a “Carta militar” instituiu o regime de participação do proprietário do solo nos resultados da lavra e extinguiu o direito de preferência dos nacionais.
Nesta ótica de distinção entre o que está na superfície e o que se encontra no interior da terra, para efeitos de exploração e aproveitamento, a atual Carta Magna, prevê em seu artigo 176 que as jazidas e demais recursos minerais são juridicamente compreendidas como um patrimônio dissociado do solo, sendo tais bens de titularidade da União Federal. No entanto, caso eventual concessionário venha a efetuar a lavra, torna-se proprietário direto do produto lavrado, em consonância com o princípio de interesse nacional, inscrito no art. 176, § 1°, da Constituição Federal, e no art. 5°, da Lei do Petróleo.
4 A EMENDA CONSTITUCIONAL N.° 09/95 E A FLEXIBILIZAÇÃO DO MONOPÓLIO
Em 1953, em pleno governo Vargas, após um incansável debate entre nacionalistas e entreguistas, como corolário da campanha “o Petróleo é nosso”, foi promulgada a Lei n. 2.004/53. Esta lei estabeleceu o monopólio estatal e criou a PETROBRÁS - Petróleo Brasileiro SA, empresa estatal que durante quarenta e quatro (44) anos foi responsável por exercer, exclusivamente, todas as atividades da cadeia produtiva do petróleo e do gás natural.
Com a promulgação da Carta Política de 1988, denominada “Constituição Cidadã”, em virtude da ênfase dada ao aspecto social, com a nítida intenção de criar um Estado social, as políticas econômicas brasileiras tiveram que ser repensadas. Neste sentido, com fulcro nos fundamentos e objetivos da República e nos princípios gerais da atividade econômica, em especial o da livre iniciativa, a intervenção estatal de forma direta no domínio econômico foi, extremamente, abrandada.
Mundialmente, diante de uma política neoliberal calcada num fenômeno desenfreado denominado globalização, onde os países passaram a depender, sem sobra de dúvidas, uns dos outros, haja vista, todo o aparato técnico-científico que os aproximam, a figura do Estado como agente normativo e regulador, exercendo as funções de fiscalização, incentivo e planejamento, passou a preponderar.
Neste contexto, perante uma civilização moderna e “mineral”, e com a ideologia trazida pela Carta Magna de 1988, o Brasil diante da necessidade de desenvolver o seu setor energético, precisava alterar o seu marco regulatório. Assim, com fulcro no princípio do interesse nacional, iniciaram-se os debates sobre a flexibilização do regime de exploração ligado às atividades petrolíferas do país.
Após um novo e também incansável embate, - entre a bancada parlamentar que defendia a flexibilização como saída necessária e viável, amparada no capital e ousadia do setor privado, em busca do incremento que o setor energético exigia e exige; e, a bancada defensora da “soberania nacional”, em defesa de um bem público estratégico, da eficiência da Petrobrás, em detrimento das condições do Estado de regular e fiscalizar o setor -, foi aprovada, em 1995, a Emenda Constitucional de n. 09, responsável pela abertura institucional, que permitiu a concorrência em atividades da indústria do petróleo.
A Emenda Constitucional n.° 09/95, em regra, não implicou quebra do monopólio, pois continua este pertencendo à União Federal, mas apenas permitiu que a execução das atividades de pesquisa e lavra das jazidas, refino, importação, exportação e transporte, não ficassem a cargo, exclusivamente, da Petrobrás, e sim pudesse ser compartilhada com outras empresas privadas, até mesmo estrangeiras, desde que estejam regularmente constituídas sob as leis brasileiras e tenham sede e administração no território nacional.
Com a flexibilização, o direito regulatório precisava ser estabelecido, tendo em vista que a citada emenda remeteu à lei a afirmação das condições de contratação das empresas que irão desenvolver as atividades, a garantia de fornecimento dos derivados de petróleo em todo o território nacional e a elaboração da estrutura e das atribuições do órgão regulador da indústria do petróleo.
Nesta linha, consoante sólida previsão constitucional (art. 177, § 2°, III, da CF), surgiu por meio da Lei Federal n. 9.478/97, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Assim, a República Federativa do Brasil, Estado capitalista e neoliberal, passou a intervir no setor petrolífero, não mais de forma direta, mas por meio da ANP, órgão regulador detentor da atribuição de definir o marco regulatório, lastreado em definições técnicas distanciadas das conveniências políticas.
É válido ressaltar que, apesar da atuação da ANP, o exercício direto da atividade econômica pelo Estado foi mantido através da Petrobrás. Sendo assim, a exploração do setor petrolífero tanto é realizada pelo Estado como por empresas privadas, na defesa do mercado competitivo em incentivo a concorrência.
5 A LEI DO PETRÓLEO E A EXPLORAÇÃO PRIVADA
5.1 Modalidades de uso de bem público pelo particular
Dentro do nosso modelo regulatório, estar prevista a forma de uso de bem público pelo particular, in casu, petróleo, gás natural e seus derivados. Os institutos que concedem o uso do bem público de forma privativa ou especial ao particular, mediante um título jurídico individual baseado na exclusividade, são: autorização, permissão e concessão de uso.
A Lei do Petróleo, responsável pelo citado marco regulatório, privilegiou os institutos da autorização e da concessão de uso, como formas de possibilitar que o particular tenha acesso a certas atividades da indústria do petróleo e gás natural; em respeito à previsão constitucional.
5.1.1 Da autorização e concessão de uso
O instituto da autorização de uso, privilegiado pela Lei do Petróleo em seus artigos 5º, § 2º, 53, 56 e 60, refere-se a um ato administrativo unilateral, discricionário, com alto de grau de precariedade e de caráter transitório. Este ato que concede ao particular a possibilidade de utilizar-se de bem público com exclusividade, dispensa o procedimento licitatório[18].
Na autorização o interesse maior é do particular, mas o instituto só se perfaz com exclusiva manifestação de vontade do Poder Público, segundo considerações de oportunidade e conveniência, podendo, em caso de interesse público, ser revogado a qualquer momento, fato este que reveste o ato de maior precariedade do que os demais.
Atribuí-se ao regime da autorização, v.g., as atividades de transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, onde o risco maior é do próprio investidor, ainda assim, é mais ousado e investe bem mais do que se investiria o Poder Público, mesmo diante de poucos poderes e garantias conferidos.
Diferentemente da autorização, a concessão de uso é um contrato administrativo de natureza pública, bilateral, oneroso, comutativo, intuitu personae, que depende de prévia licitação. Na concessão o interesse é, essencialmente, público, onde a Administração, diante da afetação dada ao bem público, faculta ao particular a sua utilização privativa em prazo predeterminado (estabilidade)[19].
A Lei do Petróleo (art. 5º), com fulcro na utilidade pública de maior vulto e na estabilidade, determinou sob o modelo de concessão, entre outras, as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, seus derivados e gás natural (art. 23), e a de distribuição de gás canalizado, sendo estas atividades, por fim, por conta e risco do concessionário.
5.1.2 Permissão de uso: atecnia?
Por atecnia ou não, a permissão de uso não foi prestigiada pelo nosso legislador infraconstitucional. Este instituto, apesar de se revestir de uma relativa precariedade, frente ao da autorização, resta-se mais estável, pois prevalece o interesse público na outorga de uso, apesar de ser também um ato administrativo unilateral e discricionário, pelo o qual a Administração faculta a utilização de bem público ao particular[20].
Ao contrário da autorização de uso, a permissão depende de licitação prévia e, em virtude do interesse público preponderante, obriga o uso, sob pena de caducidade.
Poderíamos - considerando que o petróleo e seus derivados são bens estratégicos e determinantes ao crescimento e desenvolvimento de uma nação, sendo de interesse nacional a certeza energética e sua distribuição em todo o país -, dizer que em contraponto ao instituto da autorização, a permissão de uso seria o mais adequado ao modelo adotado, face ao interesse público e a relativa estabilidade conferida, em nada afetando os princípios da livre iniciativa e da concorrência.
Todavia, com a autorização o Estado se exime dos altos riscos proporcionados pela atividade e, apesar do interesse particular liderante, a Administração, por meio da ANP, rigorosamente, regulamenta as atividades impondo a adequação do interesse particular ao público, argumento que justifica o prestígio dado pelo legislador infraconstitucional à autorização frente à permissão.
6 DEBATES JURÍDICOS: AS INSEGURANÇAS DO SETOR ENERGÉTICO
6.1 ADI n.° 3.273/2004-PR
Ante o exposto, a exploração do subsolo brasileiro pode tanto ser realizada pela estatal ou por empresas privadas, conforme prevê a nossa Carta Magna e em harmonia, a Lei do Petróleo para os casos específicos.
Mesmo diante da certeza de que a propriedade mineral, da forma que foi posta pela Constituição Federal de 1988 após a Emenda Constitucional de n. 09/95 e, conseqüentemente, pela Lei do Petróleo, tem por característica a vinculação da riqueza ao interesse da coletividade e não ao interesse exclusivo de uma única pessoa, o modelo é alvo de constantes debates.
A Ação Direta de Inconstitucionalidade (ADI) de n. 3.273/2004-PR, ajuizada pelo Governador do Estado do Paraná, então legitimado ativo (art. 103, V, da CF), foi à primeira investida contra o modelo atual de exploração, em ataque específico ao art. 26, da Lei do Petróleo, dispositivo que preceitua que o concessionário é proprietário do petróleo ou gás natural explorado em determinado bloco, por sua conta e risco, a partir do momento em que os extrai do subsolo.
Analisando a citada ADI, o Supremo Tribunal Federal (STF) pacificou entendimento, preceituando que a garantia da propriedade do produto da lavra em favor do concessionário é inerente ao sistema capitalista brasileiro, tornando-se inviável economicamente a concessão para explorar sem a devida apropriação do bem lavrado.
Acreditamos acertada a posição do Tribunal guardião da nossa Carta Magna, pois na conjuntura hodierna frente à ideologia constitucional, não há como negarmos que a propriedade da lavra seja conferida ao concessionário, pois sem esta contrapartida cremos que não haveria interesse do particular em explorar as atividades concernentes a indústria do petróleo e gás natural no Brasil, haja vista, tratar-se de um ramo econômico de alto custo e repleto de riscos.
6.2 A proposta de emenda à constituição 410/05
Para apreciar a Proposta de Emenda à Constituição (PEC), concernente ao escopo do presente trabalho acadêmico, é salutar compreender em linhas genéricas a tramitação de uma PEC no âmago das casas legislativas.
Logo após ser apresentada pelo congressista, a PEC passa pela Comissão de Constituição e Justiça, que irá analisar a proposta intentada no que tange a alguns critérios objetivos, a saber: a constitucionalidade, a legalidade e a técnica legislativa. O primeiro e o segundo critério visam delimitar se não há eventual choque entre o texto da proposta em debate com a Constituição Federal e a legislação esparsa inferior, respectivamente. O terceiro critério concerne aos elementos técnicos, materiais e formais (e.g., estruturação da norma, quoruns a serem obedecidos) utilizados na produção de diplomas normativos.
Caso seja aprovada, no que concerne aos critérios supra-arrolados, é criada uma comissão especial que tem o desiderato de produzir um parecer acerca de tal Proposta. Essa comissão tem um prazo de 40 (quarenta) sessões para apresentar seu posicionamento. Logo após a emissão desse parecer, a PEC é votada em dois turnos, necessitando de 3/5 (três quintos) dos congressistas.
Em eventual aprovação, a proposta é encaminhada à outra casa legislativa, para a Comissão de Constituição e Justiça desta assembléia para análise. A posteriori, deve ser analisada pelo plenário, onde deverá ser votada em dois turnos e atingir também o mesmo quorum que fora necessário para sua aprovação anterior.
Delimitados estes elementos, que servirão de necessário lastro para se apreender as transformações legislativas, pode-se adentrar no caso concreto.
Conforme amplamente debatido supra, a regulamentação de um setor estratégico como o petrolífero, necessita de bases sólidas e organizadas, possibilitando uma segurança jurídica propícia ao investimento. Ocorre que em um país com um cipoal jurídico desestruturado e colidente, além de um relativo desvelo do poder legiferante, atuando através de conveniências (e conivências) políticas, manter a estabilidade é tarefa das mais complexas.
Destarte, mesmo após o pronunciamento do Supremo Tribunal Federal no sentido de que o produto da lavra pertence ao concessionário, surge uma Proposta de Emenda à Constituição (PEC) de n.º 410 de 2005, que intentava extirpar o excerto final do art. 176 da Constituição Federal.
Esse artigo sub examine preleciona que, nos casos de aproveitamento e exploração, são consideradas como propriedades dissociadas do solo as jazidas, os recursos minerais e os potenciais de energia hidráulica, sendo esses de titularidade da União. O nó górdio subsiste no trecho final deste artigo aduzindo que pertencerá ao concessionário à propriedade do produto lavrado.
Visando alterar este quadro, o Deputado Luciano Zica, do Partido dos Trabalhadores (PT) patrocinou a PEC 410/05[21] que visa retirar a hipótese de o produto da lavra pertencer ao concessionário. Na defesa de sua proposta afirma o caráter estratégico dos recursos energéticos, sendo uma questão de soberania nacional a sua proteção. Frisa ainda que surgiram diversas alterações ocorridas nos marcos regulatórios de outros países da América Latina, com o mesmo intuito de trazer para o controle estatal esta atividade.
Os argumentos que dão sustentáculo a proposta baseiam-se em duas linhas principais. Primeiramente que se os bens passam à propriedade do concessionário o monopólio não seria nada mais do que letra morta. Em segundo lugar, aduz ainda que não há qualquer grau de certeza de que exista comprometimento dos produtores de petróleo com o abastecimento do mercado interno, sustentando que o Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o Plano Anual Estratégico de Estoque de Combustíveis, previstos legalmente desde 1991 e que nunca foram encaminhados para a aprovação do Congresso Nacional.
Atualmente, a PEC aqui examinada, consoante consulta ao sítio da Câmara, através do módulo de tramitação de processos, constava que a Proposta restava arquivada com fulcro no disposto no art. 105 do Regimento Interno da Câmara, isto é, havia sido arquivada automaticamente em virtude do término de uma legislatura.
Sendo assim, até a consecução efetiva deste artigo científico não restou delimitado se ocorreu ou não o reingresso da PEC 410/05 na pauta de debates das casas legislativas. Todavia, resta ainda indefinido o cenário político, existindo ainda possibilidade de reabertura de tal discussão.
É deveras interessante, para efeitos meramente acadêmicos, averiguar quais seriam as implicações de ordem prática supervenientes ao advento desta transformação estrutural tão radical e profunda nas regras do jogo do setor petrolífero. Muito se especulou e se discutiu acerca da viabilidade, ou da total inviabilidade e desnecessidade desta Proposta. Contudo, é interessante frisar que interpretações desarrazoadas e apressadas conduziram a entendimentos nem sempre coerentes com o ordenamento jurídico.
O modelo criado para a flexibilização do setor petrolífero brasileiro é, sem dúvida, um dos mais bem estruturados, sendo tomado como referência em vários outros países. No modelo nacional, os recursos naturais do subsolo são de titularidade da União, enquanto resguardados em seu local de origem, abaixo do solo. Assim, através da Emenda Constitucional n.º 09/95, ocorreu à flexibilização do monopólio de modo a possibilitar que empresas privadas participassem também da exploração no setor. Para garantir o interesse da iniciativa privada há a previsão de que os concessionários arrogam para si à propriedade do produto lavrado.
Os defensores da flexibilização do setor encampam a tese de que esta PEC traria uma guinada no setor de Exploração e Produção petrolífera, sendo este ato o primeiro passo para um retorno ao monopólio da atividade[22]. Ademais a impossibilidade de se tornar proprietário do produto da lavra geraria o total desinteresse da iniciativa privada em investir no setor, consoante hipótese já acolhida pelo Colendo STF, como já foi explicitado.
Há ainda os que explanem que a busca pelo comprometimento dos que atuam no setor não deveria ser intentada por este meio. Uma modalidade mais prática deveria ter sido exigir do Conselho Nacional de Política Energética um papel mais eficaz neste contexto do que atentar contra todo um modelo já estruturado. Sobreleva ainda a questão do monopólio de escolha, ou seja, não há o monopólio de fato e direto da União sobre os bens explorados, todavia subsiste o direito de a União escolher quem irá deter este bem, cabendo ao ente estatal, já que dita as regras, a monopolização decisória[23].
Sustentando as benesses da flexibilização esboçam o inconteste aumento nas pesquisas e na descoberta de novas jazidas, bem como dos altíssimos investimentos realizados neste curto lapso temporal de participação da iniciativa privada. O setor teria arrecadado em bônus de assinatura, apenas com a sétima rodada, mais de R$ 1 bilhão de reais, além do efetivo crescimento da indústria nacional e a geração de diversos postos de trabalho[24]. Assim, a adoção da PEC 410/05 poderia ser definida como um retrocesso sem precedentes na indústria petrolífera nacional.
Inegável que a PEC 410/05 realmente trouxe um choque para o setor, pois demonstrou um vislumbre de instabilidade política que poderia redundar em uma quebra do marco regulatório com conseqüências complexas de se mensurar. Para demonstrar o clima de incerteza, delineou-se, por exemplo, que a adoção da Emenda acarretaria a quebra dos contratos celebrados a partir da 7ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis e, com isso a União deveria arcar com multas bilionárias em virtude da rescisão contratual[25]. Por outro lado esboçou-se que não ocorreria a quebra de contrato, pois se sustentaria o direito adquirido daqueles que consubstanciaram suas relações jurídicas antes das alterações normativas.[26] Soluções das mais diversas surgiram. Até mesmo a possibilidade de não aplicação do dispositivo à indústria do petróleo, com visas a evitar os eventuais danos ao setor[27].
Outrossim, apesar dos sustos causados pela PEC 410/05 nos investidores do mercado petrolífero, o Brasil ainda é visto como um dos marcos regulatórios mais bem estruturados para investimentos, em comparação com outros países. A Venezuela, a Argentina e a Bolívia, por exemplo, efetuaram alterações nas suas regras que têm legado preocupações aos que investem neste setor. No caso do Brasil, pesquisa do primeiro trimestre de 2006 considerou o país como líder no que concerne a atratividade de investimentos, quando analisados critérios fiscais e políticos do setor de exploração e produção petrolífera[28].
6.3 Os megacampos do pré-sal
No âmbito das discussões aqui já engendradas, acerca da titularidade dos das jazidas petrolíferas, foram abordadas temáticas que, pode-se dizer, encontram-se relativamente superadas. É fato que a ADI 3.723/2004-PR já está devidamente publicada e gerando efeitos na ordem jurídica. Assim também o é com a PEC n.º 410/05 que se encontra no momento arquivada. Porém, nunca é irrelevante perscrutar a evolução do panorama de uma determinada temática, visto que é lastreado nos prováveis erros e possíveis acertos já efetuados, bem como amparado nas discussões já realizadas outrora, que se pode divisar as atitudes futuras a serem tomadas.
Partindo dessa premissa, abordemos a questão do megacampo de Tupi.
Em 08 de novembro de 2007 a Petrobras anuncia uma grande descoberta. Um gigantesco campo de petróleo e gás, em uma área ultra-profunda, situado a cerca de 280 quilômetros de Santos, no litoral paulista. Com volume estimado de petróleo recuperável de 5 (cinco) a 8 (oito) bilhões de barris, somente este campo responderia por uma acréscimo de cerca de 50% (cinqüenta por cento) nas reservas brasileiras.
Para se ter uma dimensão da euforia que tamanha descoberta causou, o valor das ações da Petrobras acumulou uma alta de 14,8% (desde o anúncio da descoberta - 08 de novembro – até o dia 07 de dezembro do ano de 2007)[29], o presidente Lula passou a ser chamado de “Magnata do Petróleo” e se principiou até mesmo a discutir o ingresso do Brasil – até poucos anos atrás um franco importador – na Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
Superadas algumas considerações desarrazoadas, é inegável que a descoberta de uma grande jazida em um momento em que o barril do petróleo oscilava a casa dos US$ 90,00 (noventa dólares) e a provável escassez futura deste insumo não renovável são razões mais do que suficiente para se comemorar. Porém, no meio de toda euforia, os reflexos desta grande descoberta começaram a se insurgir no âmbito da segurança jurídica do marco regulatório do setor petrolífero.
Bem próximo à data da realização da 9ª Rodada de Licitação pela ANP, ocorreu à divulgação da grande descoberta do campo de Tupi. A partir deste anúncio, o governo, buscando angariar mais recursos ante a nova grande jazida, retirou do leilão 41 (quarenta e um) blocos sitos em zonas próximas ao megacampo e começou a suscitar discussões no que tange a alterações na tributação de tais campos, ou até mesmo a alteração do modelo exploratório dos mesmos.
O resultado direto desta exaltação que varreu o setor foi um certo boicote à 9ª Rodada. Alegando a famigerada insegurança jurídica resultante de tal conduta, grandes companhias do setor, tais como a Chevron, a Shell, a EXXON, a BG, a BP e a Repsol, decidiram não participar da rodada.
Convém expor que a retirada unilateral dos 41 blocos próximos ao megacampo de Tupi, realmente configura-se em uma afronta a confiabilidade do marco regulatório estipulado. Contudo, deve ser observado que no caso em exame, em virtude da descoberta desta grande jazida, o status quo foi alterado, ou seja, a potencialidade de um campo limítrofe ao de Tupi aumentou vertiginosamente; e, como é sabido, no sistema de concessão, os riscos da exploração cabem ao concessionário.
Neste caso, a situação propícia em que se encontravam estes 41 blocos dão ensejo a um razoável desequilíbrio entre as partes, visto que o governo estaria ofertando determinadas regiões com valores de bônus de assinatura irreais, pois não refletiriam a devida potencialidade do campo, bem como as participações do Estado estariam à evidência subdimensionadas.
Logo pode ser até considerado plenamente razoável que se retirem os blocos do processo licitatório de modo a garantir que eles sejam arrematados por valores mais próximos da realidade. Evidentemente, outras soluções mais condizentes com o sistema legal poderiam ser engendradas. Poderia-se, por exemplo, fazer um aditamento ao edital de convocação dos licitantes alterando o valor dos bônus de assinatura dos 41 blocos objeto de toda esta discussão, sob o mesmo argumento de resguardo do interesse público, mas com a benesse de que tal solução não se choca com os ditames da segurança jurídica.
Apesar do aparente esvaziamento, a 9ª Rodada apresentou arrecadação, nas áreas menos promissoras, da ordem de R$ 2,1 bilhões de reais, a maior até o momento. Porém, Haroldo Lima, diretor-geral da ANP, salientou que caso não tivessem sido retirada as 41 áreas próximas ao campo de Tupi os bônus de assinatura atingiriam a casa dos R$ 8 a R$ 10 bilhões de reais[30]. Contudo, esta aparente perda em bônus de assinatura, revelou uma medida salutar, pois que cautelosa com a nova realidade com a descoberta das jazidas do pré-sal.
Para entender esta euforia é conveniente apreciar os debates travados. Inicialmente aventou-se a possibilidade de se modificar o sistema de taxação destes campos ditos “especiais”. Três alternativas foram sugeridas.[31] A primeira se consubstanciaria em uma maior cobrança ante um campo com grande rentabilidade[32]. A segunda diria respeito à redução dos níveis exigidos para a cobrança das participações especiais[33]. Ou ainda, uma terceira possibilidade, de se aumentar à alíquota da participação especial, que hoje é de 40% (quarenta por cento).
Atente-se que enquanto as discussões residiam sobre um aumento de taxação, apesar é claro de se acarretar um relativo incômodo nos investidores, não se engendrou uma direta ruptura do marco regulatório. Prova disso é que a maioria das hipóteses aventadas acima apresentavam substrato legal no modelo já em vigor, contudo, restavam apenas, até o momento, inaplicadas. Eventualmente, seriam necessárias somente algumas alterações pontuais do texto legal ou através de um simples decreto seria possível a modificação da carga de participação estatal.
Entretanto, a real problemática para o setor adveio da discussão que se suscitou a posteriori. Passou-se a abordar a possibilidade de se modificar o modelo do setor de exploração de petróleo.
Como já foi exposto, nos primórdios deste trabalho, o Brasil passou um largo lapso de tempo com um regime monopolista no setor. Com o advento da Emenda Constitucional n.º 09/95 e a posterior regulamentação advinda da Lei do Petróleo (Lei n.º 9.478/97) adotou-se um regime flexibilizado. Neste caso, a União continua com a propriedade da jazida, licita blocos pré-definidos para exploração, e os particulares, através de um regime de concessão, exploram a jazida, sendo a estes garantida a propriedade do produto lavrado. E até o presente momento, com as ressalvas da ADI e da PEC alhures explicitadas, tudo ia caminhando sem muitos percalços.
Porém, diante de 5 (cinco) a 8 (oito) bilhões de barris de petróleo, alguns setores governamentais passaram a sugerir a adoção de um novo modelo, distinto deste sistema de concessão, buscando-se uma nova forma através da qual a intervenção estatizante fosse mais direta.
Um desses modelos é denominado de “partilha da produção”[34]. Neste modelo o detentor do petróleo extraído é o Estado. O “concessionário” deve arcar com todos os custos exploratórios e os riscos advindos da produção, cabendo a este, reversamente ao modelo atual adotado no Brasil, uma participação nos valores auferidos. Esta modalidade é mais utilizada em países com poucas reservas, excepcionando-se o Iraque, que detém grandes reservas porém adota o modelo em tela.
Há ainda um outro modelo que foi suscitado, o de “contrato de serviços” Neste caso, o Estado contrataria empresas privadas para realizar as atividades de pesquisa e exploração, como contrataria qualquer serviço. Este modelo é adotado em países como México, Irã e Venezuela.
Se no início estas propostas de alterações profundas não eram sequer levadas a sério, pois o modelo brasileiro de concessão vinha (e vem) funcionando a contento, as descobertas posteriores ao campo de Tupi serviram para apimentar o debate. Carioca, Guará, Parati, Iara, Júpiter, Bem-te-vi e Caramba, além de Tupi são as simpáticas denominações das oito acumulações de óleo no pré-sal que tem fomentado os importantes embates e levaram o governo a se mobilizar e delinear um novo marco regulatório para o pré-sal. Através do Decreto de 17 de julho de 2008 foi instituída uma “Comissão Interministerial com a finalidade de estudar e propor as alterações necessárias na legislação, no que se refere à exploração e à produção de petróleo e gás natural nas novas províncias petrolíferas descobertas em área denominada Pré-Sal” [35].
Sobre a camada pré-sal, já é sabido que a mesma se estende do Espírito Santo até Santa Catarina, abrangendo cerca de 160km2. Pairam ainda incertezas (ou as certezas ainda não foram divulgadas) em relação à quantidade de petróleo existente (com estimativas variando entre 50 a 100 bilhões de barris de óleo equivalente) e a efetiva viabilidade econômica da exploração destas jazidas.
Quanto a este último ponto da viabilidade econômica, deve-se ter em conta os grandes desafios técnicos e a necessidade de vultosos investimentos de uma exploração petrolífera há cerca de 300km da costa, com a jazida situada há cerca de 7.000m (sete mil metros) de profundidade. Tais investimentos, conforme declaração do Ministro de Minas Energia, Edison Lobão, seriam da ordem de cerca de US$ 270 bilhões de dólares[36]. Contudo, há estudos que indicam a impressionante cifra de US$ 1 trilhão de dólares de investimentos[37] para a exploração do pré-sal. Por essa imprescindibilidade de investimentos, o preço do barril no mercado internacional tem um grande peso nas decisões. José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras, por exemplo, afirmou que o pré-sal é viável com a cotação do barril variando entre US$ 40 (quarenta dólares) a US$ 50 (cinqüenta dólares)[38].
Fato é que, o auge da discussão sobre o pré-sal se deu em um momento de especulação dos preços do petróleo no mercado internacional. Em junho de 2008, o barril chegou próximo à casa dos inimagináveis US$ 150,00 (cento e cinqüenta dólares). Contudo, a crise econômica internacional, advinda do estouro da bolha do setor imobiliário norte-americano, gerou uma queda abrupta no valor das commodities, fazendo o barril do petróleo cair mais de US$ 100,00 (cem dólares) em menos de um ano, e, por conseqüência, arrefecendo os debates acerca da exploração do pré-sal.
Com a economia mundial sendo reerguida por planos de salvamento estatais, o preço do petróleo começa a atingir patamares que irão viabilizar a exploração das jazidas do pré-sal. Estes novos preços trouxeram novo fôlego às discussões acerca do modelo exploratório. As orientações recentes parecem caminhar para a instituição de um regime distinto para as jazidas do pré-sal, arcabouço este que seria similar ao sistema engendrado na Noruega.
O modelo norueguês serviu de inspiração ao modelo brasileiro atual de concessões, e continua sendo alvo de atenção pelas recentes alterações. Ressalte-se que, na Noruega as jazidas petrolíferas no subsolo também são do Estado, o qual efetua a concessão das áreas para exploração dos particulares.
Uma breve reminiscência histórica norueguesa é relevante. Em 1972 foi criada a estatal Statoil, a qual atuava como exploradora e produtora de petróleo e também representava o Estado em parcerias empresariais com outras empresas concessionárias, sendo obrigatória sua participação nas concessões. O governo norueguês, atento ao crescente poder da empresa, criou em 1985 o SDFI (State’s direct financial interest - Interesse Financeiro Direto do Estado, em tradução livre), o qual funciona como um fundo que administrava os lucros da exploração. Em 1996, o Governo Norueguês retirou a obrigatoriedade da Statoil participar das concessões, passando a estatal a ser mais um agente de mercado, competindo igualmente com os particulares. Com a abertura do capital da Statoil em 2001, o governo criou uma estatal, a Petoro AS, apenas para gerir o SDFI.
Em linhas gerais, o atual modelo norueguês conta com uma empresa de exploração e produção de petróleo com forte participação estatal (Statoil), a qual compete igualmente com os particulares nas rodadas de licitação e uma empresa estatal enxuta que não funciona como operadora, mas gerencia um fundo que detém direitos financeiros das concessões (Petoro AS).
Em 28 de março de 2009, em uma conferência realizada no Chile, o Presidente Lula afirmou que seria criado um Fundo para investimentos em educação e para a erradicação da pobreza com os recursos advindos da extração do petróleo do pré-sal[39]. O governo já sinalizou que o novo marco regulatório do setor sairia em abril de 2009 e, aparentemente, seria inspirado no modelo norueguês[40], com a instituição do modelo de partilha para a área do pré-sal e a manutenção das concessões para as outras áreas, além da criação de uma estatal não operacional (já denominada pela imprensa de Petrosal) gerindo apenas recursos financeiros.
Registre-se que é plenamente cabível que o Brasil detenha um modelo para cada tipo de campo ou de exploração. Ou seja, um modelo de partilha para as áreas do pré-sal, em virtude do baixo risco exploratório, revertido em uma maior rentabilidade para o Estado, e o modelo de concessão para áreas com maior risco de exploração. Não há qualquer óbice para tal, desde que haja vontade e decisão política isto seria possível.
Aparentemente, a decisão governamental já está tomada. Será realmente criada uma estatal que não opera, apenas participa como parceira e gere os recursos advindos da receita do petróleo. Resta aguardar e torcer para que a futura estatal cumpra efetivamente seu papel, sem se transformar em um cabide de empregos de apadrinhados políticos, e que o fundo por ela gerido atenda aos seus auspiciosos ideais e aos anseios da sociedade, sem se tornar em mais uma fonte para a sangria da corrupção.
7 CONSIDERAÇÕES FINAIS
O aparato estatal é por demais volumoso para se adaptar com a velocidade devida às vertiginosas mudanças neste mundo globalizado. Sendo assim, a competição pelos mercados, evidentemente direcionada e regrada pelo Estado, tem-se mostrado salutar para o pleno desenvolvimento econômico.
Neste prisma, a flexibilização do monopólio petrolífero foi fundamental para o avanço na exploração e produção nestes últimos dez anos no Brasil. Destarte, ocorreu o favorecimento da progressão do setor energético, estratégico sustentáculo para o devido crescimento de qualquer nação.
Assim, mesmo diante do cenário proporcionado pela flexibilização, é inegável que o Brasil possui todas as condições necessárias para atrair investimentos mais vultosos para o setor petrolífero. Porém, muito dependerá dos estudiosos e operadores do Direito, aos quais compete à árdua e relevante tarefa de estudar e aperfeiçoar a legislação mineral do nosso País em busca de soluções que o setor energético reclama há tempos.
Por derradeiro, é salutar assentir que as inegáveis e necessárias mudanças, não devem ser mais apenas lentas e graduais, mas sim céleres e eficazes, acompanhando os clamores cada vez mais urgentes da sociedade; haja vista que, ao longo dos anos, o Direito tem se tornado, em vez de uma mola propulsora, mais um sádico entrave ao crescimento da indústria pátria do petróleo e gás natural.
Por derradeiro, ressalte-se que as alterações regulatórias devem ser lastreadas em critérios mais técnicos e sempre objetivando a legalidade, evitando ingratas surpresas aos que por aqui investem, pois tais rupturas incongruentes geram apenas descrédito, vide o emblemático caso do gás boliviano. Por evidente, estamos distantes de uma situação tão irreal como o imbróglio com nosso vizinho andino, contudo um pouco de cautela na regulamentação de um setor tão estratégico não faz mal a ninguém.
REFERÊNCIAS
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NOTAS
[1] Art. 6º. Para os fins desta Lei e de sua regulamentação, ficam estabelecidas as seguintes definições:
[2] I – Petróleo: todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado.
[3] Esta distinção quanto a densidade é uma das mais relevantes na indústria do petróleo pois será fator preponderante nos usos e aplicações do óleo. Tal qualificação resulta do tamanho da cadeia carbônica dos compostos do óleo, sendo as cadeias menores mais presentes nos óleos leves, e, por oposição, nos óleos pesados há predominância de cadeias grandes.
[4] II – Gás Natural ou Gás: todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos.
[5] V – Refino ou refinação: conjunto de processos destinados a transformar o petróleo em derivados de petróleo.
[6] VI – Tratamento ou Processamento de Gás Natural: conjunto de operações destinadas a permitir o seu transporte, distribuição e utilização.
[7] VII – Transporte: movimentação de petróleo e seus derivados ou gás natural em meio ao percurso considerado de interesse geral.
[8] VIII – Transferência: Movimentação de petróleo, derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse específico e exclusivo do proprietário ou explorador das facilidades.
[9] XIII – Bloco: parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo ou gás natural.
[10] XVI – Lavra ou Produção: conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma jazida e de preparo para sua movimentação.
[11] XVII – Desenvolvimento: conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo e gás.
[12] XVIII – Descoberta Comercial: descoberta de petróleo ou gás natural em condições que, a preços de mercado, tornem possível o retorno dos investimento no desenvolvimento e na produção.
[13] XX – Distribuição: atividade de comercialização por atacado com a rede varejista ou com grandes consumidores de combustíveis, lubrificantes, asfaltos e gás liquefeito envasado,e exercida por empresas especializadas, na forma das leis e regulamentos aplicáveis.
[14] XXI –Revenda – Atividade de venda a varejo de combustíveis, lubrificantes e gás liquefeito envasado, exercida por postos de serviço ou revendedores, na forma das leis e regulamentos aplicáveis.
[15] XXII – Distribuição de Gás Canalizado: serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos estados, diretamente ou mediante concessão, nos termos do §2º art. 25 da CF.
[16] XXIII – Estocagem de gás natural: armazenamento de gás natural em reservatórios próprios, formações naturais ou artificiais.
[17] DI PIETRO, Maria Sylvia Zanella. Direito Administrativo. 19 ed. São Paulo: Atlas, 2006, p. 689-690.
[18] DI PIETRO, Maria Sylvia Zanella. Direito Administrativo. 19 ed. São Paulo: Atlas, 2006, p. 658.
[19] DI PIETRO, Maria Sylvia Zanella. Direito Administrativo. 19 ed. São Paulo: Atlas, 2006, p. 661-663.
[20] DI PIETRO, Maria Sylvia Zanella. Direito Administrativo. 19 ed. São Paulo: Atlas, 2006, p. 659-661.
[21] DEPARTAMENTO NACIONAL DE PRODUÇÃO MINERAL. Proposta de Emenda À Constituição 410, 2005. Disponível em:
[22] INSTITUTO BRASILEIRO DO PETRÓLEO. Retrospectiva Rio Oil&Gás 2006. Disponível em: < documentid="%">. Acesso em: 06 mar. 2007.
[23] QUINTANS, Luiz Cesar P. Mais um Round contra o modelo de concessão de E&P. Disponível em:
[24] TRIBUNAL REGIONAL FEDERAL DA PRIMEIRA REGIÃO. Clipping. Retrocesso na Indústria Brasileira do Petróleo. Disponível em:
[25] PRESIDÊNCIA DA REPÚBLICA. Clipping. O petróleo é nosso. Mas só Nosso? Disponível em: <>. Acesso em: 10 mar. 2007.
[26] INSTITUTO BRASILEIRO DO PETRÓLEO. Retrospectiva Rio Oil&Gás 2006. Disponível em: < documentid="%">. Acesso em: 06 mar. 2007.
[27] INSTITUTO BRASILEIRO DO PETRÓLEO. Retrospectiva Rio Oil&Gás 2006. Disponível em: < documentid="%">. Acesso em: 06 mar. 2007.
[28] INSTITUTO BRASILEIRO DO PETRÓLEO. Retrospectiva Rio Oil&Gás 2006. Disponível em: < documentid="%">. Acesso em: 06 mar. 2007.
[29] PORTAL EXAME. Petrobras acumula alta desde a descoberta de Tupi. Disponível em:
[30] ESTADÃO.COM. Balanço da 9ª Rodada da ANP. Disponível em:
[31] O GLOBO ON LINE. ANP defende alteração das normas para pagamento de participações especiais:. Disponível em: <>. Acesso em: 8 de dezembro de 2007.
[32] Pode ocorrer de um campo ter pouca produção mas, pela qualidade do óleo, ser de extrema rentabilidade. Esta hipótese de taxação já vem prevista na Lei do Petróleo. Contudo, restava inaplicada. Apenas a taxação concernente a grandes produções já estava sendo aplicada.
[33] Hodiernamente, qualquer campo que tenha uma produção por trimestre inferior a 450 milhões de m3 de petróleo equivalente (potencial de gás e petróleo) não precisa pagar participação especial. Há limites específicos para exploração na plataforma continental (com lâmina d’água até 400m, o limite é de 900 milhões de m3, acima de 400m, o limite passa a ser de 1,35 milhões de m3).
[34] ESTADÃO.COM. Governo quer mais de 50% da receita do petróleo do megacampo. Disponível em:
[35] BRASIL. Decreto de 17 de julho de 2008. Institui Comissão Interministerial com a finalidade de estudar e propor as alterações necessárias na legislação, no que se refere à exploração e à produção de petróleo e gás natural nas novas províncias petrolíferas descobertas em área denominada Pré-Sal. Disponível em:
[36] G1. Brasil precisa de US$270 bi para reservas do pré-sal, diz Lobão. Disponível em: <>. Acesso em: 07 de abril de 2009.
[37] BBC BRASIL. Petróleo e etanol devem dar novo status ao Brasil até 2020. Disponível em: <>. Acesso em: 07 de abril de 2009.
[38] AGÊNCIA ESTADO. Gabrielli: crise afetou debate para explorar pré-sal. Disponível em: <>. Acesso em: 07 de abril de 2009.
[39] G1. Lula anuncia criação de fundo social com dinheiro do petróleo. Disponível em: <>. Acesso em: 07 de abril de 2009.
[40] G1. Governo deve anunciar marco do pré-sal em abril. Disponível em:
