I.2
CONTRATO DE CONCESSÃO
I.2.1 Conceito
O sistema de concessão é o mais antigo adotado no mundo e se confunde com a história da
exploração de petróleo e gás, que se iniciou no século 19 nos Estados Unidos e, no início no século
passado, nos países do Oriente Médio. Desde então, esse sistema foi muito modificado, influenciado
pelas diversas razões históricas que determinaram mudanças de conteúdo nos instrumentos contratuais
que regulam essa indústria.
Os contratos de concessão adotados nas primeiras décadas do século 20, ainda que firmados
entre o Estado e as companhias petrolíferas (Oil Companies – “OC”), tinham um caráter privado e sem
qualquer regulação exógena do Estado aplicável a eles. Na verdade, poucas obrigações, excetuando a
contraprestação ao Estado pela outorga, e ainda assim a um custo baixo, recaíam sobre as OCs concessionárias daquele período.
Por exemplo: (i) as OCs não tinham metas de investimento para perfuração, tampouco de
produção: (ii) o poder concedente não tinha mecanismos de intervenção ou fiscalização; (iii) as áreas de
concessão eram extraordinariamente grandes e com prazos de exploração longos; e (iv) os pagamentos
de royalties, na maioria das vezes, eram calculados sobre o volume ou peso do petróleo e não sobre
o valor de mercado. Este tema será aprofundado quando tratarmos das características do regime de
concessão.
Por causa desses fatores de desequilíbrio contratual nas relações entre as partes e as vantagens
excessivas conferidas às OCs em detrimento dos governos dos países produtores situados no Oriente
Médio (principalmente)12, a partir de meados do século passado começou a operar uma mudança política que deu contornos contratuais bastante distintos daqueles até então em vigor.13
A partir dos anos 1950, grandes mudanças jurídicas para estabelecer uma nova ordem de
equilíbrio nas relações contratuais iniciaram-se no Oriente Médio, e muitos países optaram por renegociar os seus contratos de concessão, especialmente no tocante aos prazos contratuais,14 à extensão das
áreas concedidas e à forma de remuneração pela extração do petróleo, com participação no lucro da
atividade, por via de royalties calculados sobre o preço de mercado ou em espécie.
Nesse diapasão, nos países onde começaram as atividades de concessão para exploração e
explotação de petróleo, como já dito, houve uma brusca mudança política, como reação às desvantagens econômicas e à falta de comutatividade nessas relações jurídicas entre os Estados detentores das
reservas de petróleo e as empresas petrolíferas estrangeiras.
Essa transmutação comportamental dos Estados hospedeiros foi determinante não só para o
desenvolvimento de um novo regime de concessão, diametralmente oposto àquele inicialmente constituído, como deu azo ao surgimento de novos regimes de exploração, conhecidos na indústria internacional como: (i) o PSC; (ii) o Services Agreement (Contrato de Serviços); e (iii) Participation Agreements – PA
(Contratos Associativos), mais conhecidos como Joint Ventures.
12
13
14
Nota do autor: adicionado à descoberta de grandes reservas no Oriente Médio.
Nota do autor: vale ressaltar que a reação do Governo mexicano foi ainda mais drástica, levando à nacionalização de toda a indústria
petrolífera em 1939.
Nota do autor: em alguns casos eram, inclusive, por prazo indeterminado, caracterizando uma perpetuidade no direito de explorar
essas áreas de concessão.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
19
Os novos regimes contratuais serão objeto de análise própria nos próximos capítulos deste
trabalho, devendo o foco, neste momento, centrar-se na definição atual do regime de concessão.
O ponto de partida para podermos conceituá-lo é identificar o que é primordialmente diferente
desse regime em relação aos demais. Sem dúvida, o principal elemento diferenciador é a inexistência
de titularidade direta do petróleo já extraído dos reservatórios por parte dos Estados concedentes, excetuando-se aquela detida por empresas estatais.
Houve, porém, mudanças estruturais que o aproximaram de outros regimes – algo sem o qual,
possivelmente, não teria sobrevivido, dada a forte repercussão negativa gerada pela não-equidade sistêmica do modelo, traço marcante de seu perfil inicial.
Foi essa capacidade de adaptação e de receptividade aos dispositivos utilizados em outros
regimes que fez do sistema de concessão o modelo mais adotado no mundo, mormente com forte presença nos países desenvolvidos.
Aspecto relevante desse processo evolutivo foi a adoção de um procedimento mais competitivo
de seleção da OC, prevalecendo critérios objetivos para a escolha, embora em alguns casos permeado
por certa subjetividade seletiva.
A partir desse momento, os países produtores começaram a ter maior ingerência e discricionariedade na forma de contratação, refletidas nas cláusulas que começaram a ser adotadas, tais como:
(i) áreas de concessão menores e prazos e fases contratuais bem definidos e com lapso temporal mais
reduzido; (ii) poder de intervenção do Estado concedente, via fiscalização e aplicação de penalidades,
inclusive o de revogar a concessão; (iii) prazos para investimento de programas exploratórios; (iv) apresentação de plano de desenvolvimento e devolução de áreas não utilizadas; (v) conteúdo local mínimo,
gerando obrigação de contratar empresas nacionais de serviços ou de equipamentos; e (vi) obrigação
de gerar empregos para os nacionais e de investir em formação profissional.
Diante desse panorama, os critérios definidos para a captação da riqueza gerada com a explotação sofreram alterações significativas, consubstanciadas: (i) no pagamento de royalties dos hidrocarbonetos explotados em base de mercado; (ii) no aumento da carga tributária; e (iii) num rígido controle
contábil dos custos associados às atividades, inclusive no tocante às regras de transfer pricing.
Feitas estas considerações preliminares, podemos conceituar, em linhas gerais, a contratação
via concessão na indústria do petróleo e gás como sendo aquela na qual o titular dos direitos sobre os
hidrocarbonetos, via de regra o Estado – podendo ser representado por uma agência estatal ou empresa pública – concede a uma ou mais OCs nacionais ou estrangeiras o direito exclusivo de explorar
e produzir hidrocarbonetos, por sua conta e risco, tornando-se proprietárias do óleo e gás produzidos
e podendo deles dispor livremente, observando, contudo, as regras do contrato e os mecanismos de
taxação aplicáveis.
Além disso, em virtude do caráter estratégico desses recursos, é comum que haja para as OCs
a obrigação de destinar uma determinada parcela da produção ao abastecimento do mercado interno
do país produtor. Cabe ao Estado, por meio de órgão competente, o acompanhamento e a fiscalização
das operações desenvolvidas pelas concessionárias, podendo, ainda, determinar os níveis de incidência
das participações governamentais devidas.
No modelo da concessão, o instrumento jurídico a ser celebrado entre o titular dos direitos
sobre os hidrocarbonetos e as OCs possui algumas variações, podendo resultar em uma Licença, Lease
ou Contrato de Concessão propriamente dito.
A Licença é uma modalidade contratual adotada principalmente no Mar do Norte (Noruega e
Grã-Bretanha), que embora tenha um caráter contratual por natureza, possui detalhadas disposições na
20
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
lei do petróleo e demais regulamentos do país produtor, as quais suprem as disposições mais simplificadas do contrato firmado entre as partes.
Nessa modalidade verifica-se ampla ingerência do Estado hospedeiro, por meio de órgão
governamental competente, sobre os mecanismos decisórios, prazos, especificação dos programas mínimos a serem cumpridos, obrigações financeiras das OCs e até, em alguns casos, dos parceiros com
os quais estas deverão se associar em cada operação.
Ademais, a regulamentação ambiental e as normas relativas à segurança no trabalho passaram a assumir papel relevante nos custos da operação e até mesmo nas especificações sobre concepção
dos equipamentos e abandono das instalações.
O Lease, que por sua vez se consubstancia em um contrato de arrendamento,15 é o documento
legal celebrado entre o titular dos direitos sobre os hidrocarbonetos (“Lessor”) e o arrendador (“Lessee”),
que permite a prospecção e a exploração da propriedade para a extração de hidrocarbonetos. Este regime é adotado especialmente nos Estados Unidos da América e equivale, estruturalmente, aos termos
da Licença, incorporando a esta algumas características adicionais inerentes ao peculiar regime norteamericano de Direito Minerário e Petrolífero; por exemplo, em áreas onshore, o proprietário da terra
também é o proprietário dos direitos de exploração dos recursos minerais do subsolo.
O Contrato de Concessão propriamente dito, conforme utilizado no Brasil, é o instrumento
pelo qual as OCs adquirem o direito exclusivo de explorar e explotar petróleo e gás, por sua conta e
risco. Em comparação com a Licença, o Contrato de Concessão é um instrumento mais detalhado e
robusto, contendo a maior parte dos direitos e obrigações das partes, apesar de sua sujeição a normas
exógenas no Estado hospedeiro.
As OCs são as titulares dos equipamentos e ativos e possuem controle sobre as operações, mas
o Estado possui um papel regulador e de acompanhamento e fiscalização das atividades da indústria.
Em contrapartida, as OCs têm a propriedade do petróleo produzido, ficando livres para dele
dispor, devendo efetuar o pagamento de participações governamentais e tributos ao Estado hospedeiro
conforme a produção e as receitas auferidas, respectivamente.
15
Nota do autor: Vide discussão doutrinária acerca na natureza jurídica do Lease no item I.2.2.3 a seguir.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
21
I.2.2 Principais características
I.2.2.1Aspectos Gerais
Como diz Pedro Van Meurs, “the concession was the original system used in the world, and it is still
the most widely used today”.16
Conforme mencionado no item I.2.1, acima, muitas adaptações e melhorias foram impostas
aos modelos básicos e tradicionais das Concessões, sendo que estas continuam sendo adotadas em
países produtores exportadores, como é o caso da Noruega e Abu Dhabi.
Nesse sentido, como mais uma vez explica Pedro Van Meurs:
“No sistema de licenciamento antigo, o Estado não estava diretamente envolvido nas operações
de petróleo e as receitas do petróleo somente eram geradas através de tributação. No entanto, nos
últimos anos o relacionamento entre o Governo e o licenciado tem sido modificado: (i) primeiro,
novas previsões permitem que o governo exerça um controle direto de operações de petróleo (p.e.
apresentação de um programa anual de trabalho e orçamento e de um plano de desenvolvimento
ao governo), e (ii) segundo, o Governo pode participar da licença.”17
Em linhas gerais, o Regime de Concessão se reinventou, organizado em uma estrutura regulatória, financeira e contratual que guarda poucas relações com as suas origens, como se verá adiante.
I.2.2.2Propriedade dos Hidrocarbonetos Produzidos
Como forma de garantir a soberania sobre os recursos minerais, todos os países ora analisados, com exceção dos Estados Unidos da América, asseguram expressamente em seus ordenamentos
jurídicos, que a propriedade dos hidrocarbonetos in situ – ou seja, em sua condição natural na superfície
ou no subsolo, antes de produzidos – são de propriedade exclusiva do Estado.
No plano internacional, a soberania do Estado hospedeiro sobre os recursos naturais é afirmada em alguns tratados internacionais, como na Carta dos Direitos e Deveres Econômicos dos Estados,
de 1974, da ONU, que em seu artigo 2o estabelece que: “cada Estado detém e exerce livremente uma
soberania completa e permanente sobre as suas riquezas, recursos naturais e atividades econômicas,
que compreende o poder e o direito de delas se utilizar e dispor.”
Com relação à propriedade do hidrocarboneto explotado, pode-se dizer, conforme já apontado, que esta é a diferença fundamental do Regime da Concessão em relação ao PSC e ao Contrato de
Serviço: seja por meio de contrato de concessão, licença ou Lease, a propriedade dos hidrocarbonetos
produzidos é transferida para as OCs atuantes na área objeto da outorga.
16
VAN MEURS, Pedro. Financial and fiscal arrangements for petroleum development – an economic analysis. In Petroleum Investments in
Developing Countries. Walde, Thomas W. e Beredjick, Nicky. Springer 1st Ed., 1989, pág. 89: “A concessão foi o sistema original utilizado no mundo,
e continua sendo o mais utilizado hoje em dia.”
17
Idem.
22
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
Como explica Bernard Taverne18 “a transferência da propriedade do petróleo, do dono do
petróleo in situ (i.e. o Estado ou, conforme o caso, o proprietário privado ou público da terra contendo o
depósito de petróleo) para o detentor de uma licença exclusiva de produção ocorre no momento em que
o petróleo entra no poço do licenciado”.19
Como compensação pela outorga do direito de explotar o hidrocarboneto, a OC paga ao
Estado hospedeiro tributos e participações governamentais que serão melhor explicados no item I.2.2.4
deste trabalho.
I.2.2.3Instrumento Jurídico Celebrado entre o País Produtor e as OCs
Como já mencionado, na Concessão o instrumento jurídico a ser celebrado entre o país produtor
e as OCs pode ser a Licença, o Lease ou o Contrato de Concessão. Passamos a analisar cada um deles.
A. Contrato de Concessão
O Contrato de Concessão é o instrumento pelo qual a OC adquire o direito exclusivo de explorar e produzir hidrocarbonetos por sua conta e risco. Adicionalmente, preserva-se o interesse nacional
por meio de uma série de deveres, obrigações e responsabilidades incorridos pela OC, conforme estipulado no próprio contrato ou na legislação aplicável, incluindo investimentos obrigatórios, pagamento
de obrigações financeiras e outros tributos aplicáveis, proteção ambiental, incentivos ao crescimento e
especialização da mão-de-obra local, entre outros.
Em contrapartida, a OC passa a ser a proprietária do petróleo produzido, ficando livre para
dele dispor, assegurada a disponibilidade de determinada parcela ao abastecimento interno do Estado
hospedeiro, a depender da legislação aplicável.
No que diz respeito à natureza jurídica do Contrato de Concessão, existe uma grande discussão doutrinária, não havendo um verdadeiro consenso a respeito do assunto.
Os espanhóis Florentino Quevedo Vega20 e Alcalá Zamora21 defendem em suas obras que
a concessão administrativa é um ato oficial ou de soberania dirigido à constituição de um direito real
sobre coisas de domínio público, envolvendo a transmissão parcial de tal domínio público, que, uma
vez criada, vem a ser uma exploração limitada em todos os casos pelo mesmo domínio público. Vega e
Zamora afirmam, ainda, que na concessão para exploração de hidrocarbonetos existe sempre o caráter
transitório do referido direito real, embora ele não seja criado em primeiro momento, mas apenas na
fase de produção das reservas naturais, surgindo então o caráter bilateral gerador de tal direito real. Os
motivos apontados por Quevedo, para tanto, são os seguintes: (i) este aspecto decorre da própria legislação, que considera os hidrocarbonetos como patrimônio da Nação, (ii) trata-se de um direito passível
de caducidade nos casos previstos em lei, e (iii) apresenta profundas limitações quanto à disponibilidade,
à forma de utilização e aos gravames dos direitos outorgados pelo Poder Público.22
18
19
20
21
22
TAVERNE, Bernard. Petroleum, Industry and Governments – A Study of the Involvement of Industry and Governments in the Production and Use
of Petroleum. 2nd Ed. Holanda: Klumer Law International, 2008, pág. 124.
“(...) a transfer of ownership of petroleum takes place from the owner of the petroleum in situ (i.e., either State or, as the case may be, the public
or private owner of the land overlying the petroleum deposit) to the holder of an exclusive production license at the moment the petroleum enters
this licensee’s well.”
VEGA, Florentino Quevedo. Derecho Español de Minas: Tratado Teórico Prático. Madrid, Editorial Revista de Derecho Privado, 1964.
ZAMORA, Niceto Alcalá. La Concesión como Contrato y como Derecho Real. Madrid, 1978.
BARBOSA, Alfredo Ruy. A Natureza Jurídica da Concessão para Exploração de Petróleo e Gás Natural, pp. 6-10. In VALOIS, Paulo.
Temas de Direito do Petróleo e do Gás Natural II. Rio de Janeiro, Lúmen Júris, 2005.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
23
Por sua vez, a doutrina francesa estabeleceu a tese de que a concessão administrativa se assemelha a um serviço público, e que, por sua vez, a concessão para exploração de hidrocarbonetos se
assemelha à concessão de serviços públicos, em razão de ambos derivarem de um ato unilateral da
Administração Pública, embora a tese admita que os objetos dessas modalidades de concessão sejam
opostos.
Adicionalmente, a doutrina francesa estabelece, comparando a concessão para exploração
de hidrocarbonetos com a de serviço público, que tal concessão é uma atividade administrativa a qual
o agente público deve assegurar, regular e controlar, de modo que tal atividade não pode realizar-se
efetivamente sem a intervenção da força governamental. Tal escola doutrinária sustenta ainda que a
concessão para a exploração de hidrocarbonetos cria uma nova pessoa jurídica, o poço de produção,
uma vez que anteriormente nada mais havia do que um simples elemento material de condição jurídica
incerta, a jazida.23
Ao analisar o mesmo tema, Henry Cattan24 discorre também sobre as semelhanças com a
concessão de serviço público, como o fato de ambas serem concedidas pelo Estado e tratarem da exploração de recursos minerais de posse do Estado. Não obstante certos aspectos em comum, o autor diz
que os dois tipos de concessão diferem diametralmente no seu objeto, natureza e efeitos legais. Exemplo
das diferenças é o fato de que, numa concessão pública, o concessionário assume a responsabilidade
de prestar serviço público em nome da respectiva autoridade governamental, tendo o direito de cobrar
taxas aos usuários do serviço, sendo tal taxa geralmente pré-determinada.
No caso de uma concessão para exploração de hidrocarbonetos, o concessionário não presta serviços públicos que recolhem taxas (tarifas) dos usuários. Na verdade, o concessionário adquire
o direito de conduzir uma atividade comercial por meio de um contrato com o Estado hospedeiro, ou
com a NOC, e em decorrência deste contrato adquire o direito de produzir, exportar e comercializar um
recurso mineral com exclusividade, em retorno de uma compensação financeira paga ao país produtor
diretamente ou à NOC.
A conclusão de Cattan é que o Contrato de Concessão para exploração de hidrocarbonetos
“é um ato sui generis, o qual não pode ser classificado em nenhuma outra categoria. É um ato que possui características da natureza de um ato unilateral, uma vez que depende da autorização estatal e ao
mesmo tempo possui características de um contrato privado, de modo que necessita de um acordo de
vontade entre o Estado hospedeiro e o concessionário”.25
B. Licença
A Licença, como a Concessão, tem natureza contratual, sendo certo que uma entidade representativa da administração, direta ou indireta, do país produtor, e a OC, firmam um instrumento jurídico
que governará e regrará as suas relações e a condução das operações pela OC. É importante notar
que, comumente, autores e legislações não fazem distinções entre a Concessão e a Licença, tratando-as
como o regime de outorga dos direitos minerários do Estado para a OC, com a última correndo os riscos
operacionais e financeiros da atividade.
No entanto, pode-se dizer que a diferença mais relevante em relação ao Contrato de Concessão, é que a Licença é um instrumento mais simplificado, uma vez que grande parte do detalhamento
das regras para exercícios das atividades de exploração e produção e os direitos e obrigações das OCs
estão estipulados na lei de hidrocarbonetos ou nas regulações específicas do Estado hospedeiro. Assim,
23
24
25
24
Idem.
CATTAN, Henry. The Law of Oil Concessions in the Middle East and North Africa. New York, Dobbs Ferry, 1967, pp. 76-78.
SMITH, Ernest E.; DZIENKOWSKI, John S.; OWEN, Anderson L.; CONINE, Gary B.; LOWE, John S.; KRAMER, Breuce M. International
Petroleum Transactions. Second Edition, Denver, Colorado, Rocky Mountain Mineral Foundation, 2000, pp. 428 e 429.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
é comum que a legislação do país produtor estabeleça cláusulas padrão, as quais, portanto, dependem
de alteração legislativa para sua modificação.
C. Lease
A natureza jurídica do Lease é tema controvertido.
Como explica John S. Lowe, “A modern oil and gas lease is a unique instrument that fits uneasily
into existing legal categories. An oil and gas lease is both a conveyance and a contract, more a deed than a
lease, and creates rights that have proved hard do classify”.26
Assim, segundo os professores e grandes especialistas no tema Richard W. Hemingway27 e
John S. Lowe,28 a definição da natureza jurídica do instrumento do Lease depende da intenção das partes ao elaborá-lo e dos termos nele incluídos. Basicamente, o Lease pode tomar forma de Contrato de
Arrendamento (Lease) ou de uma Escritura (Deed).
Ainda que de importância mais teórico-jurídica do que prática, sua classificação, segundo
os autores, depende de aspectos como (i) o pagamento inicial para a adjudicação do instrumento (ou
para adquirir o Lease), (ii) a forma da cláusula de outorga, conforme melhor explicado adiante, (iii) a
existência ou não da obrigatoriedade de se desenvolver a área e de se perfurar um poço, (iv) o prazo de
outorga, e (v) previsões de rescisão.
Não obstante a sua correta classificação, em qualquer caso a OC tem o direito exclusivo de
explorar e produzir hidrocarbonetos na área especificada no Lease.
Nesse sentido, o Lease é um instrumento por meio do qual o proprietário do mineral (Lessor
ou Grantor) – que no caso norte-americano é o dono da terra, que pode ser ente privado ou público –
transfere o seu direito de explotá-lo (e consequentemente sua propriedade) à OC (Lessee ou Grantee), a
qual deverá exercê-lo sob certas condições e obrigações especificadas no Lease.
Outrossim, como explicam os autores, não há formato padrão para esses instrumentos, sendo
certo que existem centenas, se não milhares, de variações de formas de Leases, já que muitos proprietários de terras produtivas e as OCs desenvolveram seus próprios modelos.
I.2.2.4 Mecanismos Típicos de Remuneração ao Governo e à OC
Como já demonstrado anteriormente, o modelo característico atual de Concessão estabelece
que o risco integral de exploração e produção é da OC, que passa a ter a propriedade do hidrocarboneto explotado.
Neste Regime, os recursos financeiros gerados pela indústria do petróleo e transferidos ao Estado são genericamente denominados participações governamentais (sendo o royalty o mais difundido e
conhecido), que são recebidas pelo Poder Público como forma de compensação pelos reflexos negativos
causados pela exploração e produção desses recursos naturais não-renováveis. Assim, as OCs são proprietárias do hidrocarboneto em troca de pagamento de royalties e outras participações governamentais.
26
27
28
LOWE, John S. Oil and Gas Law in a Nut Shell. St. Paul, Minnesota: West Publishing Co., 2003, p. 171: “O lease moderno de petróleo
e gás é um instrumento peculiar que não se encaixa facilmente nas categorias jurídicas existentes. Um lease de petróleo e gás é tanto
um modo de transmissão de propriedade como um contrato, mais uma escritura do que um contrato de arrendamento, e cria direitos
comprovadamente difíceis de classificar.”
HEMINGWAY, Richard W. The Law of Oil and Gas. 3rd Ed. St. Paul, Minnesota: West Publishing Co., 1991.
LOWE, John S. op. cit.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
25
Segundo Bernard Taverne,29 as fontes de receita do Estado hospedeiro, relacionadas à Concessão, podem ser divididas em royalty, aluguel de área, bônus financeiros, imposto de renda e tributos
sobre lucros extraordinários.
Ainda segundo o autor, o royalty é o pagamento expresso como uma porcentagem do petróleo
e/ou gás natural produzido pelo licenciado e pagável em espécie ou in natura. O royalty deve ser pago
ao proprietário do petróleo in situ. O royalty é o mais básico e antigo tributo de petróleo.
Com relação ao sistema de tributação de petróleo de alguns países produtores ora analisado,
e conforme será melhor explicado nos itens específicos, podemos apontar os seguintes exemplos:
Na Noruega, como será detalhado no capítulo correspondente, não existe pagamento de
royalties, sendo que o sistema de tributação é baseado nas regras de imposto sobre a renda. Além da
alíquota do imposto de renda ordinário de 28%, um imposto extraordinário de 50% incide sobre a receita da venda do hidrocarboneto. No entanto, ao calcular a renda tributária, tanto do imposto ordinário
quanto do extraordinário, um investimento está sujeito à depreciação em uma base linear durante seis
anos. Além disso, as OCs podem deduzir todas as despesas, incluindo exploração, pesquisa e desenvolvimento. Como outras fontes de receita do Estado, podemos apontar a participação direta em campos
na plataforma continental, por meio da SDFI (State Direct Financial Interest), os dividendos recebidos da
Statoil, dentre outras que serão abordados no item I.2.3.4.4.1 deste trabalho.30
Nos Estados Unidos, segundo o American Petroleum Institute (API), as participações governamentais sobre a exploração e produção de petróleo são distribuídas a três órgãos na seguinte proporção: cerca de 50% para o tesouro dos EUA, aproximadamente 20% para o Fundo de Conservação
da Terra e das Águas, que tem por finalidade adquirir e desenvolver terras para projetos federais, e o
restante dos royalties é distribuído aos Estados federados que abriguem ou confrontem campos de produção em terras da União.
As alíquotas relacionadas a terras privadas não são fixas e dependem dos termos do Lease,
podendo se basear nos valores de mercado ou variar de acordo com a espécie do royalty. As alíquotas relacionadas a terras públicas são melhor delimitadas. Em relação aos Leases federais onshore, o
Mineral Lands Leasing Act prevê que a alíquota de royalty corresponde a, no mínimo, 1/8 do valor da
produção. Já para os Leases federais offshore, o Outer Continental Shelf Lands Act – OCSLA prevê a alíquota de royalty correspondente a 1/6 do valor da produção. O Congresso Norte-Americano, por meio
de legislação especial, e o Ministério da Fazenda podem modificar tais alíquotas.
Nos EUA, a alíquota geral do imposto de renda é de 35% no âmbito federal. As atividades de
exploração e produção estão sujeitas às normas federais gerais relativas ao imposto de renda. Contudo,
as indústrias de petróleo estão sujeitas à incidência de uma espécie de Imposto sobre a Propriedade
Predial e Territorial Urbana, imposto sobre propriedade pessoal, imposto sobre a transferência e uso em
aquisições de propriedade pessoal (há requisitos específicos quando a transferência é feita para acionistas e sócios estrangeiros) e taxas de transferência nas vendas de bens imóveis.
Há incentivos especiais, tais como deduções relativas ao custo de perfuração, depreciação acelerada de equipamentos de produção e perfuração, e amortização dos depósitos minerais disponíveis.
As atividades de transporte, comércio e distribuição são, em geral, sujeitas às mesmas regras aplicáveis
a outros tipos de serviços. Neste país produtor existe um tributo sobre a renda estadual, cuja alíquota
varia, dependendo do Estado.
Atualmente, no Brasil, as chamadas participações governamentais (government take) se compõem dos bônus pagos nas rodadas de licitações, do pagamento pela ocupação das áreas sob con29
30
26
TAVERN, Bernard. op. cit. p. 286.
Ministry of Petroleum and Energy. The Norwegian Petroleum Sector – Facts 2007.
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cessão, dos pagamentos aos proprietários em terra, dos royalties e das participações especiais para os
campos de alta rentabilidade e produção, que incidem sobre o lucro do petróleo ou gás produzido.
O bônus de assinatura é a exação que condiciona a assinatura do contrato de E&P, podendo
ser determinado por um processo de licitação (bonus building), pela via de negociação ou pela legislação
de um país.
Os royalties sempre foram e continuam sendo bastante adotados, tendo em vista a facilidade
de apuração dos valores devidos, calculados pela multiplicação de uma alíquota pelo valor da produção
(= produção x preço).
A maior parte dos países produtores que adotam este modelo cria uma forma de remuneração
que responde aos aumentos de preço e volume de produção. No Brasil é denominada Participação Especial. Esta apropriação dos lucros extraordinários da indústria do petróleo, cobrada quando os preços
sobem de forma significativa, também existe nos EUA (Windfall Profit Tax), no Reino Unido (Petroleum
Revenue Tax), na Noruega (Hydrocarbon Tax), na Austrália (Petroleum Resources Rent Tax) e no Canadá
(Canadian Frontier Royalties).
Enquanto o impacto dos royalties é regressivo, sendo menor quanto mais lucrativo for o campo,
a participação especial é crescente com alíquotas progressivas com a produção. O lucro de um campo
é mais sensível às variações de preço, câmbio e produção do que os royalties.
No Brasil, existem ainda todos os demais impostos cobrados na cadeia de produção, incluindo
os tributos diretos, IRPJ e CSSL que somam cerca de 34%, o PIS e a COFINS sobre vendas domésticas,
que chegam a 9,25%. Existem, ainda, os tributos indiretos sobre equipamentos e serviços, que são:
Imposto de Importação, IPI, Imposto sobre a Circulação de Mercadorias, PIS-importação, Cofins-importação, CIDE e ISS.
I.2.2.5 Papéis e Responsabilidades da OC e do Governo
Levando em conta as peculiaridades dos regimes adotados por país produtor31 para a condução das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, percebe-se que o arcabouço
institucional relacionado à outorga do direito de exploração e produção de hidrocarbonetos depende,
acima de tudo, do regime político-constitucional adotado.
Nos Estados hospedeiros que adotam o Regime da Concessão, alguns órgãos institucionais,
podem ser destacados, como por exemplo (i) governo do Estado hospedeiro representado por agências
reguladoras, ou ministérios, que têm a função de outorgar e fiscalizar os direitos e atividades de exploração e produção das OCs, e a (ii) NOC, que em certos países tem direito à participação nas áreas
concedidas ou possui tratamento igualitário em relação às OCs na aquisição do direito minerário.
No que diz respeito à atuação do Governo dos países, observa-se, com variações entre os regimes, que, seja por meio de agências reguladoras, seja por meio de ministérios, ou outro tipo de ente administrativo, geralmente, os aspectos relativos à indústria petrolífera são regulados subsidiariamente por
outros órgãos, na medida em que as atividades de exploração e produção têm grande abrangência. A
depender do tipo de atividade a ser realizada, podem estar envolvidos órgãos reguladores relacionados
à navegação (no caso de exploração offshore), transportes terrestres, além do constante envolvimento
dos agentes fiscais e daqueles responsáveis pela proteção ambiental.
31
Vide item I.1.2 deste documento.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
27
A atuação de tais entes, muitas vezes, se dá por intermédio de agências reguladoras. Tal formato apresenta inúmeros precedentes na estrutura administrativa. Na Inglaterra, por exemplo, a partir
de 1884, surgiram entes autônomos, criados pelo Parlamento para regular medidas previstas em lei,
sendo que para cada lei regulando um assunto de importância elevada, criava-se um novo ente para
sua aplicação prática. Nos Estados Unidos e na França, sofrendo influências da Inglaterra, proliferaramse, também, embora sob diferentes formas jurídicas, entidades autônomas dentro da estrutura administrativa de tais países.32
I.2.2.6 Fases Contratuais
No Regime de Concessão, especificamente no Contrato de Concessão e na Licença,33 existem
duas fases contratuais distintas, que possuem especificidades tanto sob o aspecto temporal, quanto sob
o aspecto obrigacional: a fase de exploração e a de produção.
No que se refere ao aspecto temporal, a fase de exploração é sempre mais curta que a de
produção, como forma de garantir e encorajar atividades de exploração (com a finalidade de descoberta de hidrocarbonetos comercializáveis) eficientes e rápidas. A fase de exploração, por ser mais
curta, também garante a soberania do Estado hospedeiro, já que evita que as OCs, utilizando-se de
sua exclusividade sobre a área, retenham as reservas indefinidamente, sem efetivamente envidar esforços financeiros e operacionais para o seu desenvolvimento. No que diz respeito à fase de produção,
esta tem a duração mais longa, visando à máxima extração das reservas de hidrocarbonetos existentes
na área da concessão.
Em geral, quando consideramos os Contratos de Concessão e as Licenças utilizadas ao redor
do mundo, verifica-se que a fase de exploração dura entre 6 e 10 anos, a depender da localização das
áreas (onshore e offshore) e, portanto, do nível de investimento necessário para a descoberta e avaliação
das jazidas.
Outrossim, é comum que essa fase seja dividida em períodos exploratórios. Segundo Peter D.
Cameron,34 são basicamente três as vantagens de se ter a fase dividida em períodos: (i) os programas de
trabalho e investimentos mínimos ou obrigatórios são estipulados para cada período e, assim, detalhes
sobre completação de linhas sísmicas, poços exploratórios e despesas mínimas podem ser especificados
para cada período, permitindo um maior controle do Estado hospedeiro sobre as atividades da OC, (ii)
a OC recebe uma opção ao fim de cada período para entrar no próximo ou terminar o contrato, e (iii)
o requisito de devolução de áreas, que permite ao Estado hospedeiro retomar áreas menos promissoras, oferecendo um incentivo para que a OC concentre os esforços exploratórios em áreas com maior
potencial.
Sobre a devolução de áreas, pode-se dizer que este é um importante instrumento de controle
do Estado sobre o ritmo das atividades exploratórias e um meio eficiente para garantir a sua soberania
sobre as reservas de hidrocarbonetos. Esse requisito evita que as OCs retenham grandes áreas em que
não estejam concentrando esforços exploratórios, como melhor explicado a seguir.
32
33
34
28
GROTTI, Dinorá Adelaide Musetti. Em: Revista Eletrônica de Direito Administrativo Econômico; Número 6, Maio/Junho/Julho 2006; pp. 3
e 4.
O Lease é um instrumento mais flexível e possui suas especificidades sob o aspecto das fases, dividindo-se em Período Inicial, que
geralmente é mais curto que a fase de exploração da concessão/licença, cujo término dá azo a consequências diferentes, como o
pagamento de arrendamento ao dono da terra.
CAMERON, Peter D. The Structure of Petroleum Agreements. In Petroleum Investments in Developing Countries. Walde, Thomas W. e Beredjick, Nicky. Springer 1st Ed, 1989, p. 32.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
Em geral, contando com a fase de exploração, o prazo de um Contrato de Concessão ou de
uma Licença dura de 30 a 40 anos.35
No que diz respeito ao Lease norte-americano, segundo John Lowe,36 este é dividido em prazo
inicial (primary term) e prazo secundário (secondary term). O primary term é o período em que o Lessee
pode manter a área arrendada sem efetivamente perfurar poços produtivos, uma vez que é durante
esse tempo que ele se prepara financeiramente, realiza contratações e faz as primeiras atividades exploratórias, como sísmica. O primary term geralmente dura entre um e cinco anos em áreas com grande
potencial e maduras, e de cinco a 10 anos em novas fronteiras exploratórias. O secondary term equivale
à fase de desenvolvimento e produção no Contrato de Concessão. É comum estabelecer em Leases que
este durará enquanto a produção do(s) campo(s) for economicamente viável; ao contrário dos Contratos
de Concessão e Licenças, que, via de regra, estipulam prazos finais, até para dar a oportunidade ao
Estado hospedeiro de oferecê-las novamente em rodadas de licitação subsequentes.
Sob o aspecto obrigacional das fases contratuais, há o Programa de Trabalho e Investimentos
Mínimos ou Obrigatórios, na fase de exploração, e na fase de produção existem o Plano de Desenvolvimento e os Programas de Produção.
O cerne da maioria dos Programas de Trabalho e Investimentos Mínimos ou Obrigatórios é
a realização de sísmica na área de concessão e perfuração de poços exploratórios e pioneiros (wildcat
wells), sempre com a finalidade de aumentar o conhecimento sobre as reservas contidas nessas áreas. A
entrada nos diferentes períodos exploratórios, ou até a extensão da fase de exploração, depende sempre da correta e satisfatória execução do programa de trabalho, sendo certo que este geralmente forma
um elemento da licitação de outorga da Concessão. O objetivo da execução do Programa de Trabalho
é a descoberta de hidrocarbonetos e a comprovação de sua comercialidade, o que é feito por meio de
atividade de avaliação também dentro da fase de exploração.
Uma vez declarada a comercialidade da jazida, a OC elabora o Plano de Desenvolvimento
para aprovação da entidade competente representativa do país produtor, cuja finalidade é estimar o
volume das reservas recuperáveis, o perfil da produção, os prazos das atividades, além de detalhar as
operações necessárias para a explotação do hidrocarboneto, incluindo o planejamento de atividades e
o design, construção e instalação de equipamentos e máquinas. O Programa de Produção, que é submetido periodicamente à aprovação do Estado hospedeiro, detalha o ritmo e o nível de produção pela
OC até o final do prazo contratual.
Por fim, vale registrar que a estipulação de fases contratuais, juntamente com os prazos
correspondentes e as obrigações relacionadas com as atividades de exploração, desenvolvimento e
produção, são os instrumentos mais importantes do país produtor no Regime da Concessão para o
controle das atividades e o ritmo de produção de hidrocarbonetos palas OCs.
I.2.2.7 Mecanismos de Escolha e Contratação das OCs
Primeiramente, ressaltamos que os mecanismos de escolha e contratação das OCs independem do regime adotado pelo país produtor, sendo aplicáveis a qualquer uma das hipóteses de modo
semelhante. Desta forma, tais mecanismos não devem ser utilizados como parâmetros para diferenciação entre os regimes analisados.
35
36
TAVERNE, Bernard. Petroleum, Industry and Governments – A Study of the Involvement of Industry and Governments in the Production and Use
of Petroleum, p. 125.
LOWE, John S. Oil and Gas Law in a Nut Shell. pp. 191 e 192.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
29
Assim, em qualquer regime jurídico-regulatório existem, de forma genérica, dois tipos de métodos para a escolha da OC: a negociação direta e a licitação. A possibilidade de se adotar um ou outro
método de escolha das OCs, ou até mesmo os dois, sempre dependerá dos termos da legislação do
país produtor.
Negociação Direta
A negociação direta é a opção para escolha e contratação das OCs por meio da qual o Estado, utilizando-se de seu poder discricionário, negocia e contrata diretamente com uma determinada OC,
sem a obrigatoriedade de apresentação de propostas por OCs competidoras.
Muitas vezes os contratos são negociados entre a OC e a NOC, esta substituindo o Governo.
Nestes casos, por determinação de legislação específica, a NOC detém o controle das reservas de hidrocarbonetos do Estado hospedeiro e é a monopolista das atividades de E&P, podendo delegá-la ou
não. Geralmente, a NOC encontra-se em uma situação melhor do que o Governo para negociar com
as OCs por três motivos: (i) a NOC geralmente detém melhor conhecimento e informações sobre os depósitos minerais e sobre a capacidade de determinada OC para desempenhar as atividades de E&P; (ii)
a NOC geralmente é percebida pela comunidade internacional e pelos cidadãos do Estado hospedeiro
como sendo menos politicamente motivada que o Governo e, (iii) considerando que as NOCs costumam
ter como um de seus objetivos controlar todas as atividades de exploração e produção domésticas, a
cooperação com empresas estrangeiras aumentará o conhecimento técnico e a expertise do quadro da
NOC.37 Esta expertise pode tanto ajudar em outros projetos que a NOC decida empreender, assim como
permitir eventual operação, diretamente pela NOC, de blocos originalmente desenvolvidos por OCs.38
Os primeiros contratos de concessão celebrados foram negociados diretamente entre o governante do país produtor e a OC.
O exemplo clássico do acima exposto é a Saudi Aramco. Mediante negociações com o governo
saudita, a Companhia de Petróleo Saudita foi originalmente formada pela Chevron (e posteriormente
com participações da Texaco, Exxon e Mobil) em janeiro de 193339 e obteve direitos de explorar e produzir hidrocarbonetos em extensas áreas naquele país. No entanto, a companhia teve o total de sua
participação societária adquirida pelo Reinado Árabe em 1988. A partir da nacionalização da Saudi
Aramco, a empresa passou a controlar a totalidade dos recursos petrolíferos do país, sendo responsável
inclusive por contratar empresas estrangeiras para o desenvolvimento das reservas do país.
Outro exemplo de utilização da negociação direta para outorga de direitos de exploração e
produção de hidrocarbonetos no Regime de Concessão é o caso atual dos contratos de Lease, em áreas
onshore nos Estados Unidos. Nesse caso, em se tratando do direito de explorar e desenvolver petróleo
nas propriedades privadas, as atividades são regidas pelos termos do Lease a ser firmado entre as partes, juntamente com determinados regulamentos federais e estaduais envolvendo, entre outros aspectos,
a proteção ambiental.
Tratando-se de negociações entre as OCs e os proprietários privados de terras, é certo que as
partes dispõem de liberdade para usar os formatos mais comuns ou dispor de termos e condições específicas ao respectivo Lease. Com relação a terras (onshore) federais, o Lease será negociado diretamente e
assinado com o Bureau of Land Management do Departamento de Interior.40 No caso de outorga em terras
37
38
39
40
30
BINDEMANN, Kirsten; “Production Sharing Agreement: An Economic Analysis”; publicado por “Oxford Institute of Energy Studies”,
1999, p. 8.
SMITH, Ernest E. et al.; “International Petroleum Transactions” Ed. Rocky Mountain Mineral Law Foundation, 2. Edição, 2000; pág. 395.
Disponível em: http://countrystudies.us/saudi-arabia/40.htm, pp. 2 e 5. Acesso em 21/10/08.
CALDWELL, Charles; LEWIS, Cathy; NETTLES, Larry e VIGDOR, William. Getting the Deal Through: Oil Regulation, United States. London,
Law Business Research, 2008, p. 173.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
de propriedade do Estado, as agências deste Estado é que são competentes para realizar a outorga.
Licitação
Nos sistemas competitivos de licitação, os participantes devem atender a certos requisitos técnicos, financeiros e jurídicos, sendo que os critérios das ofertas a serem analisadas pelo poder concedente variam conforme o Estado. Dentre estas variações de critério, podem-se distinguir dois processos
básicos: (i) a escolha da oferta com maior bônus de assinatura e (ii) a utilização de critérios específicos
para cada licitação (como por exemplo critérios técnicos), não sendo escolhida necessariamente a oferta
com maior bônus.
Tome-se como exemplo o regime utilizado nos Estados Unidos para outorga de direitos petrolíferos em áreas offshore. Neste caso, o sistema utilizado é o processo competitivo de licitação, e o critério
utilizado é baseado no bônus financeiro de assinatura oferecido pelas OCs, que recebem um Lease.41
O modelo da Turquia é outro exemplo da peculiaridade dos regimes em que se adota o processo
competitivo de licitações. No procedimento usual, as companhias podem requerer uma licença, não-exclusiva, para explorar área determinada por três anos, com possível extensão para um quarto ano, durante
o qual o licenciado paga remunerações anuais ao Governo, e é esperado que realize perfurações. Se for
encontrado petróleo, o licenciado recebe um Lease sobre a área da descoberta, e as áreas vizinhas à da
descoberta são concedidas por meio de processo competitivo de licitação, como definido pelo artigo 65 do
seu Código de Petróleo.42 O mesmo artigo 65, em seu item no 4 estabelece a ressalva de que “uma oferta
de uma área para licitação não envolve a obrigação de aceitação da maior, ou qualquer oferta ”.43
Seguindo a linha no item 4 do Código Turco de Petróleo, acima disposto, identificam-se modelos baseados em processos competitivos mais seletivos, nos quais para cada licitação são elaboradas
certas exigências. Deste modo, não necessariamente a maior oferta financeira é escolhida como vencedora, uma vez que a escolha das OCs depende das exigências elencadas no documento licitatório.
Exemplificando, no caso de licitação de um bloco em águas muito profundas, seria selecionada a OC
com maior tecnologia e expertise em tal tipo de perfuração, e não necessariamente aquela que oferecesse o maior bônus de assinatura.
Na experiência norueguesa, que será melhor explicada oportunamente, observa-se regime
parecido, no sentido da licitação seletiva. No caso deste país, na publicação que notifica a licitação de
blocos específicos, publicam-se também os critérios objetivos e factuais a serem seguidos na escolha
dos vencedores, assim como os requisitos e condições para participação no certame. Todavia, a mesma
seção 3-5, da referida lei, estabelece que com a licitação não é criada a obrigação de que seja escolhida
uma OC para a concessão de licença.44
41
42
43
44
SMITH, Ernest E.; DZIENKOWSKI, John S.; OWEN, Anderson L.; CONINE, Gary B.; LOWE, John S.; KRAMER, Breuce M.. International
Petroleum Transactions. Second Edition, Denver, Colorado, Rocky Mountain Mineral Foundation, 2000, pp. 405 e 406
Idem. p.p. 397 e 403.
Código Turco de Petróleo. 1954.
Lei do Petróleo da Noruega. Ato no 72, de 29 de novembro de 1996, relativo a atividades petrolíferas. Seção 3-5. “(...) A concessão
de uma licença de produção deverá ser realizada com base em critérios factuais e objetivos, além de nos requisitos e condições dispostos na
notificação. O Rei não fica obrigado a conceder qualquer licença de produção com base nas ofertas recebidas.(...)”
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
31
I.2.2.8 Propriedade das Instalações Utilizadas na Exploração e
Produção
Um dos motivos pela escolha da Concessão por Estados hospedeiros é o fato de este ser um
modelo no qual os riscos e custos das atividades de exploração, desenvolvimento e produção são arcados unicamente pela OC, que possui total responsabilidade pela aquisição e instalação dos equipamentos necessários para a condução das atividades, e, deste modo, detém a propriedade ou a posse sobre
eles. Como já mencionado acima, a contrapartida é a transferência da propriedade dos hidrocarbonetos
explotados para a OC.
Depois de cumpridas as fases e etapas contratuais, chega-se ao fim do período de concessão,
com o abandono da área. Com exceção do Lease, a titularidade das instalações utilizadas para as atividades de exploração, desenvolvimento e produção é transferida para o Estado hospedeiro.
A reversão de propriedade, porém, só se dá nos bens considerados reversíveis, que no caso
brasileiro, por exemplo, são todos e quaisquer bens móveis e imóveis, principais e acessórios, de propriedade da OC, existentes em qualquer parcela da área da concessão, excluindo instalações em áreas
compartilhadas entre campos, conforme definido pela Resolução ANP no 28/06.45
No Brasil, a prática acima referida toma forma na Lei do Petróleo,46 além das disposições
contidas no próprio Contrato de Concessão,47 estabelecendo a reversão da titularidade sobre os bens
móveis e imóveis que a ANP julgue necessários para permitir a continuidade das operações, ou sejam
passíveis de utilização de interesse público.
Outro exemplo de Estado hospedeiro a aplicar a reversão da propriedade é a Noruega, que,
em sua lei do petróleo,48 resguarda o direito de reverter a propriedade das instalações utilizadas nas
atividades petrolíferas após a expiração da Licença. A peculiaridade apresentada na lei deste país é a
exigência de as instalações se encontrarem, quando da reversão, em condições adequadas de manutenção para assegurar sua capacidade funcional de operação, sendo passível inclusive a aplicação de
compensação a ser paga pela OC para o Estado hospedeiro quando da falta de manutenção.
45
46
47
48
32
Considera-se que instalações e equipamento alugados e arrendados de terceiros não são reversíveis.
BRASIL. Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997. Art. 28, §§ 1o e 2o “§ 1o A devolução de áreas, assim como a reversão de bens, não implicará
ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP, nem conferirá ao concessionário qualquer direito de indenização pelos serviços, poços,
imóveis e bens reversíveis, os quais passarão à propriedade da União e à administração da ANP, na forma prevista no inciso VI do art. 43.
§ 2o Em qualquer caso de extinção da concessão, o concessionário fará, por sua conta exclusiva, a remoção dos equipamentos e bens que não sejam
objeto de reversão, ficando obrigado a reparar ou indenizar os danos decorrentes de suas atividades e praticar os atos de recuperação ambiental
determinados pelos órgãos competentes.”
Modelo de Contrato de Concessão da Nona Rodada de Licitações. Disponível em http://www.brasil-rounds.gov.br/portugues/contratos_ e_editais.asp#modelos. “18.18 Em decorrência e aplicação dos artigos 28, § 1o e 2o, e 43, inciso VI, da Lei do Petróleo, todos e quaisquer
bens móveis e imóveis, principais e acessórios, integrante da Área da Concessão, cujos custos de aquisição são dedutíveis, de acordo com as regras
aplicáveis para o cálculo da Participação Especial e que, a critério exclusivo da ANP, sejam necessários para permitir a continuidade das Operações
ou sejam passíveis de utilização de interesse público, reverterão à posse e propriedade da União Federal e à administração da ANP, quando da exclusão do(s) Bloco(s) da Área de Concessão, ou na extinção do Contrato de Concessão, caso a Área de Concessão compreenda apenas um Bloco.
No entanto, se houver compartilhamento de bens para as Operações de dois ou mais Campos numa mesma Área de Concessão, o Concessionário
poderá reter tais bens até o encerramento de todas as Operações. (...)
18.19 Os bens que não serão revertidos sob o parágrafo 0, inclusive os inservíveis, serão removidos e descartados pelo Concessionário, por sua conta
e risco, de acordo com as disposições deste Contrato e da legislação brasileira aplicável.”
NORUEGA. Lei do Petróleo da Noruega. Ato no 72, de 29 de Novembro de 1996, relativo a atividades petrolíferas. Item 5-6 “O Estado
tem o direito de tomar posse das instalações fixas dos licenciados uma vez expirada, interrompida ou revogada a licença, ou quando tal instalação terminar permanentemente.
O Rei decide, com efeito vinculante, se alguma compensação deve ser paga pela tomada de posse. Em caso positivo, o Rei também decide
até qual extensão tal compensação vai.
No caso de tomada de posse de uma instalação onshore ou em leito oceânico sujeito a direitos de propriedade privados, compensação deve
ser paga até a medida que segue outras regras aplicáveis.
Se o Estado tenha confirmado que deseja exercitar seus direitos de tomada de posse das instalações, esta tomada deve ter efeito 6 meses após
a licença ter expirado, interrompida por outros motivos, ou o uso da instalação tenha sido terminado permanentemente, exceto contrariamente
decidido ou acordado pelo Ministério.
Na tomada de posse, as instalações devem se encontrar nas condições que a manutenção adequada permite para assegurar a sua capacidade
funcional para operação. Qualquer disputa em relação a este assunto, e se aplicável, com relação à compensação a ser paga ao Estado por
falta de manutenção deve ser determinada por estimativa.”
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
1.2.2.9 Dispositivos de Revisão Contratual e Disputa
Considerando que na indústria de E&P existe competição internacional entre países produtores
por investimentos de OCs, minorar os riscos a que a essas empresas estão expostas nas atividades de
E&P configura um fator-chave na atratividade destes para as OCs.
Um investidor privado estrangeiro (que é o caso da maioria das OCs) que deseje investir em
um país com ideologias socioeconômicas diferentes ou um sistema jurídico-legal diverso, sempre terá
de assumir certo risco de que suas expectativas sejam frustradas pelo Estado hospedeiro durante o curso
dos geralmente longos prazos de vigência destes acordos. A história nos dá alguns exemplos de drástica
mudança no tratamento conferido ao investimento estrangeiro, como o caso dos processos de descolonização do Terceiro Mundo e das transformações ideológicas ocorridas nos países soviéticos antes e
após as guerras mundiais.49
Por óbvio, a garantia pelo Estado hospedeiro de manutenção, tanto das questões jurídicas,
como do equilíbrio econômico das Concessões, conforme originalmente pactuado pelas partes, facilita a
atração de investimento pelas OCs. Afinal, a posição econômica (lucratividade) da OC será determinada
pelo: (i) percentual e modalidades de tributação e taxação da renda e demais tributos diretos e indiretos
eventualmente incidentes, (ii) percentual aplicável dos royalties, e (iii) valor das taxas de arrendamento, se
estas forem pagas periodicamente. Assim, qualquer alteração pelos países produtores nos fatores acima
elencados afetará diretamente a lucratividade da OC.
Como uma resposta a esta preocupação por parte das OCs, surgiram as “Cláusulas de Estabilização” dos contratos, que têm como objetivo garantir a manutenção das condições originalmente
pactuadas. Este compromisso pode estar previsto no próprio contrato firmado entre as partes ou pode
estar previsto na legislação aplicável.
Nas Concessões clássicas do Oriente Médio no início do século passado, esta questão já era
objeto de preocupação pelas OCs, em especial ante o grande prazo de duração daqueles acordos.
Assim, nos contratos firmados na década de 1930 já havia previsão expressa para garantir a estabilidade dos termos acordados. Os termos pactuados só poderiam ser alterados pelo Estado hospedeiro
caso o concessionário concordasse que tais alterações eram desejáveis e do interesse de ambas as
partes.50
Um clássico exemplo de preocupação com a garantia da estabilidade dos termos é a Lei do
Petróleo da Líbia, de 1955, conforme alterada em 1966. A cláusula 16 das Condições Gerais contidas
no Modelo de Contrato incluso naquela lei, em uma tradução livre, previa que:
“O Governo da Líbia tomará todas as medidas necessárias para garantir que o concessionário goze
de todos os direitos concedidos pela presente concessão. Os direitos expressamente criados por
esta concessão não poderão ser alterados, exceto por mútuo acordo das partes. Esta concessão deverá, durante seu integral período de vigência, ser interpretada de acordo com a Lei do Petróleo e os
regulamentos vigentes na data de sua assinatura. Quaisquer modificações ou substituições destas
normas não deverá afetar os direitos contratualmente estabelecidos e conferidos ao concessionário
sem seu expresso consentimento.”
No mesmo sentido, em um exemplo mais recente, temos o modelo de Contrato publicado pela
República da Bulgária em 1993, para promover a segunda rodada de licenciamentos do Mar Negro. Tal
norma prevê que quaisquer leis publicadas pela Bulgária após a assinatura da Licença, que alterem as
49
50
MANIRUZZAMAN, A. F. M.; “AIPN Research on Stabilization in Investment Contracts and Change of Rules by Host Countries: Tools for O&G
Investors”; University of Portsmouth, 2006, p. 2.
TAVERNE, Bernard; “Petroleum, Industry and Governments”; Ed. Wolters Kluver, 2ª. ed., 2008, p. 134.
RELATÓRIO I - REGIMES JURÍDICO-REGULATÓRIOS E CONTRATUAIS DE E&P DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
33
condições pactuadas de tal forma que se diminua ou expanda materialmente os direitos da licenciada,
as partes terão o direito de reajustar o acordo de forma a restabelecer os direitos e obrigações existentes
na data de sua assinatura. Percebe-se, assim, que a Bulgária optou não por garantir a manutenção dos
termos originalmente pactuados, mas sim pelo reajuste dos termos originalmente pactuados de modo
que a participação das OCs retorne aos patamares originais. O resultado final almejado por ambas as
formas é o mesmo, ou seja, a garantia de manutenção do equilíbrio original entre a participação da OC
e a participação governamental.
Atualmente, a maioria dos Estados hospedeiros incorporou alguma forma de “estabilização”
de suas Concessões. Em princípio, novas regras não são aplicadas aos contratos firmados antes de sua
promulgação, com exceção das normas que tratem de segurança, saúde ou meio ambiente.
Exemplo de proteção contra alteração unilateral pelo país produtor é a Lei Federal Alemã sobre
Mineração, de 1980.51 O art. 16 do referido diploma legal prevê que alterar ou modificar qualquer condição depois da outorga de uma licença é permissível desde que tal modificação seja comercialmente
aceitável pelo licenciado, tecnicamente factível e alinhada com os propósitos da licença.
51
34
Lei da República Federal da Alemanha sobre Mineração, de 13 de agosto de 1980.
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