NOVO EXÍLIO

segunda-feira, 10 de outubro de 2016

Inteiro teor do Projeto de lei PL 4567/2016 que altera a Lei 12351/2010

Presidência da República
Casa Civil Subchefia para Assuntos Jurídicos

LEI Nº 12.351, DE 22 DE DEZEMBRO DE 2010.

Dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas; cria o Fundo Social - FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos; altera dispositivos da Lei n^o 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências.

O PRESIDENTE DA REPÚBLICA Faço saber que o Congresso Nacional decreta e eu sanciono a seguinte Lei:

CAPÍTULO I

DISPOSIÇÕES PRELIMINARES

Art. 1^o Esta Lei dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas, cria o Fundo Social - FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos, e altera a Lei n^o 9.478, de 6 de agosto de 1997.

CAPÍTULO II

DAS DEFINIÇÕES TÉCNICAS

Art. 2^o Para os fins desta Lei, são estabelecidas as seguintes definições:

I - partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo em óleo, do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato;

II - custo em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, exigível unicamente em caso de descoberta comercial, correspondente aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações, sujeita a limites, prazos e condições estabelecidos em contrato;

III - excedente em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos a ser repartida entre a União e o contratado, segundo critérios definidos em contrato, resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties devidos e, quando exigível, à participação de que trata o art. 43;

IV - área do pré-sal: região do subsolo formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices estabelecidas no Anexo desta Lei, bem como outras regiões que venham a ser delimitadas em ato do Poder Executivo, de acordo com a evolução do conhecimento geológico;

V - área estratégica: região de interesse para o desenvolvimento nacional, delimitada em ato do Poder Executivo, caracterizada pelo baixo risco exploratório e elevado potencial de produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos;

VI - operador: a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção;

VII - contratado: a Petrobras ou, quando for o caso, o consórcio por ela constituído com o vencedor da licitação para a exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção;

VIII - conteúdo local: proporção entre o valor dos bens produzidos e dos serviços prestados no País para execução do contrato e o valor total dos bens utilizados e dos serviços prestados para essa finalidade;

IX - individualização da produção: procedimento que visa à divisão do resultado da produção e ao aproveitamento racional dos recursos naturais da União, por meio da unificação do desenvolvimento e da produção relativos à jazida que se estenda além do bloco concedido ou contratado sob o regime de partilha de produção;

X - ponto de medição: local definido no plano de desenvolvimento de cada campo onde é realizada a medição volumétrica do petróleo ou do gás natural produzido, conforme regulação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP;

XI - ponto de partilha: local em que há divisão entre a União e o contratado de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos produzidos, nos termos do respectivo contrato de partilha de produção;

XII - bônus de assinatura: valor fixo devido à União pelo contratado, a ser pago no ato da celebração e nos termos do respectivo contrato de partilha de produção; e

XIII - royalties: compensação financeira devida aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a órgãos da administração direta da União, em função da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção, nos termos do § 1^o do art. 20 da Constituição Federal.

CAPÍTULO III

DO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

Seção I

Disposições Gerais

Art. 3^o A exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos na área do pré-sal e em áreas estratégicas serão contratadas pela União sob o regime de partilha de produção, na forma desta Lei.

Art. 4^o A Petrobras será a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, sendo-lhe assegurado, a este título, participação mínima no consórcio previsto no art. 20.

Art. 5^o A União não assumirá os riscos das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção decorrentes dos contratos de partilha de produção.

Art. 6^o Os custos e os investimentos necessários à execução do contrato de partilha de produção serão integralmente suportados pelo contratado, cabendo-lhe, no caso de descoberta comercial, a sua restituição nos termos do inciso II do art. 2^o.

Parágrafo único. A União, por intermédio de fundo específico criado por lei, poderá participar dos investimentos nas atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção na área do pré-sal e em áreas estratégicas, caso em que assumirá os riscos correspondentes à sua participação, nos termos do respectivo contrato.

Art. 7^o Previamente à contratação sob o regime de partilha de produção, o Ministério de Minas e Energia, diretamente ou por meio da ANP, poderá promover a avaliação do potencial das áreas do pré-sal e das áreas estratégicas.

Parágrafo único. A Petrobras poderá ser contratada diretamente para realizar estudos exploratórios necessários à avaliação prevista no caput.

Art. 8^o A União, por intermédio do Ministério de Minas e Energia, celebrará os contratos de partilha de produção:

I - diretamente com a Petrobras, dispensada a licitação; ou

II - mediante licitação na modalidade leilão.

§ 1^o A gestão dos contratos previstos no caput caberá à empresa pública a ser criada com este propósito.

§ 2^o A empresa pública de que trata o § 1^o deste artigo não assumirá os riscos e não responderá pelos custos e investimentos referentes às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção decorrentes dos contratos de partilha de produção.

Seção II

Das Competências do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE

Art. 9^o O Conselho Nacional de Política Energética - CNPE tem como competências, entre outras definidas na legislação, propor ao Presidente da República:

I - o ritmo de contratação dos blocos sob o regime de partilha de produção, observando-se a política energética e o desenvolvimento e a capacidade da indústria nacional para o fornecimento de bens e serviços;

II - os blocos que serão destinados à contratação direta com a Petrobras sob o regime de partilha de produção;

III - os blocos que serão objeto de leilão para contratação sob o regime de partilha de produção;

IV - os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção;

V - a delimitação de outras regiões a serem classificadas como área do pré-sal e áreas a serem classificadas como estratégicas, conforme a evolução do conhecimento geológico;

VI - a política de comercialização do petróleo destinado à União nos contratos de partilha de produção; e

VII - a política de comercialização do gás natural proveniente dos contratos de partilha de produção, observada a prioridade de abastecimento do mercado nacional.

Seção III

Das Competências do Ministério de Minas e Energia

Art. 10. Caberá ao Ministério de Minas e Energia, entre outras competências:

I - planejar o aproveitamento do petróleo e do gás natural;

II - propor ao CNPE, ouvida a ANP, a definição dos blocos que serão objeto de concessão ou de partilha de produção;

III - propor ao CNPE os seguintes parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção:

a) os critérios para definição do excedente em óleo da União;

b) o percentual mínimo do excedente em óleo da União;

c) a participação mínima da Petrobras no consórcio previsto no art. 20, que não poderá ser inferior a 30% (trinta por cento);

d) os limites, prazos, critérios e condições para o cálculo e apropriação pelo contratado do custo em óleo e do volume da produção correspondente aos royalties devidos;

e) o conteúdo local mínimo e outros critérios relacionados ao desenvolvimento da indústria nacional; e

f) o valor do bônus de assinatura, bem como a parcela a ser destinada à empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o;

IV - estabelecer as diretrizes a serem observadas pela ANP para promoção da licitação prevista no inciso II do art. 8^o, bem como para a elaboração das minutas dos editais e dos contratos de partilha de produção; e

V - aprovar as minutas dos editais de licitação e dos contratos de partilha de produção elaboradas pela ANP.

§ 1^o Ao final de cada semestre, o Ministério de Minas e Energia emitirá relatório sobre as atividades relacionadas aos contratos de partilha de produção.

§ 2^o O relatório será publicado até 30 (trinta) dias após o encerramento do semestre, assegurado amplo acesso ao público.

Seção IV

Das Competências da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP

Art. 11. Caberá à ANP, entre outras competências definidas em lei:

I - promover estudos técnicos para subsidiar o Ministério de Minas e Energia na delimitação dos blocos que serão objeto de contrato de partilha de produção;

II - elaborar e submeter à aprovação do Ministério de Minas e Energia as minutas dos contratos de partilha de produção e dos editais, no caso de licitação;

III - promover as licitações previstas no inciso II do art. 8^o desta Lei;

IV - fazer cumprir as melhores práticas da indústria do petróleo;

V - analisar e aprovar, de acordo com o disposto no inciso IV deste artigo, os planos de exploração, de avaliação e de desenvolvimento da produção, bem como os programas anuais de trabalho e de produção relativos aos contratos de partilha de produção; e

VI - regular e fiscalizar as atividades realizadas sob o regime de partilha de produção, nos termos do inciso VII do art. 8^o da Lei n^o 9.478, de 6 de agosto de 1997.

Seção V

Da Contratação Direta

Art. 12. O CNPE proporá ao Presidente da República os casos em que, visando à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética, a Petrobras será contratada diretamente pela União para a exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção.

Parágrafo único. Os parâmetros da contratação prevista no caput serão propostos pelo CNPE, nos termos do inciso IV do art. 9^o e do inciso III do art. 10, no que couber.

Seção VI

Da Licitação

Art. 13. A licitação para a contratação sob o regime de partilha de produção obedecerá ao disposto nesta Lei, nas normas a serem expedidas pela ANP e no respectivo edital.

Art. 14. A Petrobras poderá participar da licitação prevista no inciso II do art. 8^opara ampliar a sua participação mínima definida nos termos da alínea c do inciso III do art. 10.

Subseção I

Do Edital de Licitação

Art. 15. O edital de licitação será acompanhado da minuta básica do respectivo contrato e indicará, obrigatoriamente:

I - o bloco objeto do contrato de partilha de produção;

II - o critério de julgamento da licitação, nos termos do art. 18;

III - o percentual mínimo do excedente em óleo da União;

IV - a formação do consórcio previsto no art. 20 e a respectiva participação mínima da Petrobras;

V - os limites, prazos, critérios e condições para o cálculo e apropriação pelo contratado do custo em óleo e do volume da produção correspondente aos royalties devidos;

VI - os critérios para definição do excedente em óleo do contratado;

VII - o programa exploratório mínimo e os investimentos estimados correspondentes;

VIII - o conteúdo local mínimo e outros critérios relacionados ao desenvolvimento da indústria nacional;

IX - o valor do bônus de assinatura, bem como a parcela a ser destinada à empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o;

X - as regras e as fases da licitação;

XI - as regras aplicáveis à participação conjunta de empresas na licitação;

XII - a relação de documentos exigidos e os critérios de habilitação técnica, jurídica, econômico-financeira e fiscal dos licitantes;

XIII - a garantia a ser apresentada pelo licitante para sua habilitação;

XIV - o prazo, o local e o horário em que serão fornecidos aos licitantes os dados, estudos e demais elementos e informações necessários à elaboração das propostas, bem como o custo de sua aquisição; e

XV - o local, o horário e a forma para apresentação das propostas.

Art. 16. Quando permitida a participação conjunta de empresas na licitação, o edital conterá, entre outras, as seguintes exigências:

I - comprovação de compromisso, público ou particular, de constituição do consórcio previsto no art. 20, subscrito pelas proponentes;

II - indicação da empresa responsável no processo licitatório, sem prejuízo da responsabilidade solidária das demais proponentes;

III - apresentação, por parte de cada uma das empresas proponentes, dos documentos exigidos para efeito de avaliação da qualificação técnica e econômico-financeira do consórcio a ser constituído; e

IV - proibição de participação de uma mesma empresa, conjunta ou isoladamente, em mais de uma proposta na licitação de um mesmo bloco.

Art. 17. O edital conterá a exigência de que a empresa estrangeira que concorrer, em conjunto com outras empresas ou isoladamente, deverá apresentar com sua proposta, em envelope separado:

I - prova de capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e fiscal;

II - inteiro teor dos atos constitutivos e prova de se encontrar organizada e em funcionamento regular, conforme a lei de seu país;

III - designação de um representante legal perante a ANP, com poderes especiais para a prática de atos e assunção de responsabilidades relativamente à licitação e à proposta apresentada; e

IV - compromisso de constituir empresa segundo as leis brasileiras, com sede e administração no Brasil, caso seja vencedora da licitação.

Subseção II

Do Julgamento da Licitação

Art. 18. O julgamento da licitação identificará a proposta mais vantajosa segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo para a União, respeitado o percentual mínimo definido nos termos da alínea b do inciso III do art. 10.

Seção VII

Do Consórcio

Art. 19. A Petrobras, quando contratada diretamente ou no caso de ser vencedora isolada da licitação, deverá constituir consórcio com a empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o desta Lei, na forma do disposto no art. 279 da Lei n^o 6.404, de 15 de dezembro de 1976.

Art. 20. O licitante vencedor deverá constituir consórcio com a Petrobras e com a empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^odesta Lei, na forma do disposto no art. 279 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976.

§ 1^o A participação da Petrobras no consórcio implicará sua adesão às regras do edital e à proposta vencedora.

§ 2^o Os direitos e as obrigações patrimoniais da Petrobras e dos demais contratados serão proporcionais à sua participação no consórcio.

§ 3^o O contrato de constituição de consórcio deverá indicar a Petrobras como responsável pela execução do contrato, sem prejuízo da responsabilidade solidária das consorciadas perante o contratante ou terceiros, observado o disposto no § 2^o do art. 8^odesta Lei.

Art. 21. A empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o integrará o consórcio como representante dos interesses da União no contrato de partilha de produção.

Art. 22. A administração do consórcio caberá ao seu comitê operacional.

Art. 23. O comitê operacional será composto por representantes da empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o e dos demais consorciados.

Parágrafo único. A empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o indicará a metade dos integrantes do comitê operacional, inclusive o seu presidente, cabendo aos demais consorciados a indicação dos outros integrantes.

Art. 24. Caberá ao comitê operacional:

I - definir os planos de exploração, a serem submetidos à análise e à aprovação da ANP;

II - definir o plano de avaliação de descoberta de jazida de petróleo e de gás natural a ser submetido à análise e à aprovação da ANP;

III - declarar a comercialidade de cada jazida descoberta e definir o plano de desenvolvimento da produção do campo, a ser submetido à análise e à aprovação da ANP;

IV - definir os programas anuais de trabalho e de produção, a serem submetidos à análise e à aprovação da ANP;

V - analisar e aprovar os orçamentos relacionados às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção previstas no contrato;

VI - supervisionar as operações e aprovar a contabilização dos custos realizados;

VII - definir os termos do acordo de individualização da produção a ser firmado com o titular da área adjacente, observado o disposto no Capítulo IV desta Lei; e

VIII - outras atribuições definidas no contrato de partilha de produção.

Art. 25. O presidente do comitê operacional terá poder de veto e voto de qualidade, conforme previsto no contrato de partilha de produção.

Art. 26. A assinatura do contrato de partilha de produção ficará condicionada à comprovação do arquivamento do instrumento constitutivo do consórcio no Registro do Comércio do lugar de sua sede.

Seção VIII

Do Contrato de Partilha de Produção

Art. 27. O contrato de partilha de produção preverá 2 (duas) fases:

I - a de exploração, que incluirá as atividades de avaliação de eventual descoberta de petróleo ou gás natural, para determinação de sua comercialidade; e

II - a de produção, que incluirá as atividades de desenvolvimento.

Art. 28. O contrato de partilha de produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos não se estende a qualquer outro recurso natural, ficando o operador obrigado a informar a sua descoberta, nos termos do inciso I do art. 30.

Art. 29. São cláusulas essenciais do contrato de partilha de produção:

I - a definição do bloco objeto do contrato;

II - a obrigação de o contratado assumir os riscos das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção;

III - a indicação das garantias a serem prestadas pelo contratado;

IV - o direito do contratado à apropriação do custo em óleo, exigível unicamente em caso de descoberta comercial;

V - os limites, prazos, critérios e condições para o cálculo e apropriação pelo contratado do custo em óleo e do volume da produção correspondente aos royalties devidos;

VI - os critérios para cálculo do valor do petróleo ou do gás natural, em função dos preços de mercado, da especificação do produto e da localização do campo;

VII - as regras e os prazos para a repartição do excedente em óleo, podendo incluir critérios relacionados à eficiência econômica, à rentabilidade, ao volume de produção e à variação do preço do petróleo e do gás natural, observado o percentual estabelecido segundo o disposto no art. 18;

VIII - as atribuições, a composição, o funcionamento e a forma de tomada de decisões e de solução de controvérsias no âmbito do comitê operacional;

IX - as regras de contabilização, bem como os procedimentos para acompanhamento e controle das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção;

X - as regras para a realização de atividades, por conta e risco do contratado, que não implicarão qualquer obrigação para a União ou contabilização no valor do custo em óleo;

XI - o prazo de duração da fase de exploração e as condições para sua prorrogação;

XII - o programa exploratório mínimo e as condições para sua revisão;

XIII - os critérios para formulação e revisão dos planos de exploração e de desenvolvimento da produção, bem como dos respectivos planos de trabalho, incluindo os pontos de medição e de partilha de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos produzidos;

XIV - a obrigatoriedade de o contratado fornecer à ANP e à empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o relatórios, dados e informações relativos à execução do contrato;

XV - os critérios para devolução e desocupação de áreas pelo contratado, inclusive para a retirada de equipamentos e instalações e para a reversão de bens;

XVI - as penalidades aplicáveis em caso de inadimplemento das obrigações contratuais;

XVII - os procedimentos relacionados à cessão dos direitos e obrigações relativos ao contrato, conforme o disposto no art. 31;

XVIII - as regras sobre solução de controvérsias, que poderão prever conciliação e arbitragem;

XIX - o prazo de vigência do contrato, limitado a 35 (trinta e cinco) anos, e as condições para a sua extinção;

XX - o valor e a forma de pagamento do bônus de assinatura;

XXI - a obrigatoriedade de apresentação de inventário periódico sobre as emissões de gases que provocam efeito estufa - GEF, ao qual se dará publicidade, inclusive com cópia ao Congresso Nacional;

XXII - a apresentação de plano de contingência relativo a acidentes por vazamento de petróleo, de gás natural, de outros hidrocarbonetos fluidos e seus derivados; e

XXIII - a obrigatoriedade da realização de auditoria ambiental de todo o processo operacional de retirada e distribuição de petróleo e gás oriundos do pré-sal.

Art. 30. A Petrobras, na condição de operadora do contrato de partilha de produção, deverá:

I - informar ao comitê operacional e à ANP, no prazo contratual, a descoberta de qualquer jazida de petróleo, de gás natural, de outros hidrocarbonetos fluidos ou de quaisquer minerais;

II - submeter à aprovação do comitê operacional o plano de avaliação de descoberta de jazida de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, para determinação de sua comercialidade;

III - realizar a avaliação da descoberta de jazida de petróleo e de gás natural nos termos do plano de avaliação aprovado pela ANP, apresentando relatório de comercialidade ao comitê operacional;

IV - submeter ao comitê operacional o plano de desenvolvimento da produção do campo, bem como os planos de trabalho e de produção, contendo cronogramas e orçamentos;

V - adotar as melhores práticas da indústria do petróleo, obedecendo às normas e aos procedimentos técnicos e científicos pertinentes e utilizando técnicas apropriadas de recuperação, objetivando a racionalização da produção e o controle do declínio das reservas; e

VI - encaminhar ao comitê operacional todos os dados e documentos relativos às atividades realizadas.

Art. 31. A cessão dos direitos e obrigações relativos ao contrato de partilha de produção somente poderá ocorrer mediante prévia e expressa autorização do Ministério de Minas e Energia, ouvida a ANP, observadas as seguintes condições:

I - preservação do objeto contratual e de suas condições;

II - atendimento, por parte do cessionário, dos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pelo Ministério de Minas e Energia; e

III - exercício do direito de preferência dos demais consorciados, na proporção de suas participações no consórcio.

Parágrafo único. A Petrobras somente poderá ceder a participação nos contratos de partilha de produção que obtiver como vencedora da licitação, nos termos do art. 14.

Art. 32. O contrato de partilha de produção extinguir-se-á:

I - pelo vencimento de seu prazo;

II - por acordo entre as partes;

III - pelos motivos de resolução nele previstos;

IV - ao término da fase de exploração, sem que tenha sido feita qualquer descoberta comercial, conforme definido no contrato;

V - pelo exercício do direito de desistência pelo contratado na fase de exploração, desde que cumprido o programa exploratório mínimo ou pago o valor correspondente à parcela não cumprida, conforme previsto no contrato; e

VI - pela recusa em firmar o acordo de individualização da produção, após decisão da ANP.

§ 1^o A devolução de áreas não implicará obrigação de qualquer natureza para a União nem conferirá ao contratado qualquer direito de indenização pelos serviços e bens.

§ 2^o Extinto o contrato de partilha de produção, o contratado fará a remoção dos equipamentos e bens que não sejam objeto de reversão, ficando obrigado a reparar ou a indenizar os danos decorrentes de suas atividades e a praticar os atos de recuperação ambiental determinados pelas autoridades competentes.

CAPÍTULO IV

DA INDIVIDUALIZAÇÃO DA PRODUÇÃO

Art. 33. O procedimento de individualização da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos deverá ser instaurado quando se identificar que a jazida se estende além do bloco concedido ou contratado sob o regime de partilha de produção.

§ 1^o O concessionário ou o contratado sob o regime de partilha de produção deverá informar à ANP que a jazida será objeto de acordo de individualização da produção.

§ 2^o A ANP determinará o prazo para que os interessados celebrem o acordo de individualização da produção, observadas as diretrizes do CNPE.

Art. 34. A ANP regulará os procedimentos e as diretrizes para elaboração do acordo de individualização da produção, o qual estipulará:

I - a participação de cada uma das partes na jazida individualizada, bem como as hipóteses e os critérios de sua revisão;

II - o plano de desenvolvimento da área objeto de individualização da produção; e

III - os mecanismos de solução de controvérsias.

Parágrafo único. A ANP acompanhará a negociação entre os interessados sobre os termos do acordo de individualização da produção.

Art. 35. O acordo de individualização da produção indicará o operador da respectiva jazida.

Art. 36. A União, representada pela empresa pública referida no § 1^o do art. 8^o e com base nas avaliações realizadas pela ANP, celebrará com os interessados, nos casos em que as jazidas da área do pré-sal e das áreas estratégicas se estendam por áreas não concedidas ou não partilhadas, acordo de individualização da produção, cujos termos e condições obrigarão o futuro concessionário ou contratado sob regime de partilha de produção.

§ 1^o A ANP deverá fornecer à empresa pública referida no § 1^o do art. 8^o todas as informações necessárias para o acordo de individualização da produção.

§ 2^o O regime de exploração e produção a ser adotado nas áreas de que trata o caput independe do regime vigente nas áreas adjacentes.

Art. 37. A União, representada pela ANP, celebrará com os interessados, após as devidas avaliações, nos casos em que a jazida não se localize na área do pré-sal ou em áreas estratégicas e se estenda por áreas não concedidas, acordo de individualização da produção, cujos termos e condições obrigarão o futuro concessionário.

Art. 38. A ANP poderá contratar diretamente a Petrobras para realizar as atividades de avaliação das jazidas previstas nos arts. 36 e 37.

Art. 39. Os acordos de individualização da produção serão submetidos à prévia aprovação da ANP.

Parágrafo único. A ANP deverá se manifestar em até 60 (sessenta) dias, contados do recebimento da proposta de acordo.

Art. 40. Transcorrido o prazo de que trata o § 2^o do art. 33 e não havendo acordo entre as partes, caberá à ANP determinar, em até 120 (cento e vinte) dias e com base em laudo técnico, a forma como serão apropriados os direitos e as obrigações sobre a jazida e notificar as partes para que firmem o respectivo acordo de individualização da produção.

Parágrafo único. A recusa de uma das partes em firmar o acordo de individualização da produção implicará resolução dos contratos de concessão ou de partilha de produção.

Art. 41. O desenvolvimento e a produção da jazida ficarão suspensos enquanto não aprovado o acordo de individualização da produção, exceto nos casos autorizados e sob as condições definidas pela ANP.

CAPÍTULO V

DAS RECEITAS GOVERNAMENTAIS NO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

Art. 42. O regime de partilha de produção terá as seguintes receitas governamentais:

I - royalties; e

II - bônus de assinatura.

~~§ 1^o Os royalties correspondem à compensação financeira pela exploração de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o~~ § 1º do art. 20 da Constituição Federal, ~~vedada sua inclusão no cálculo do custo em óleo.~~

§ 1^o Os royalties, com alíquota de 15% (quinze por cento) do valor da produção, correspondem à compensação financeira pela exploração do petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos líquidos de que trata o § 1º do art. 20 da Constituição Federal, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado e sua inclusão no cálculo do custo em óleo. (Redação dada pela Lei nº 12.734, de 2012

§ 2^o O bônus de assinatura não integra o custo em óleo, corresponde a valor fixo devido à União pelo contratado e será estabelecido pelo contrato de partilha de produção, devendo ser pago no ato de sua assinatura.

§ 2^o O bônus de assinatura não integra o custo em óleo e corresponde a valor fixo devido à União pelo contratado, devendo ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção e pago no ato da sua assinatura, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado. (Redação dada pela Lei nº 12.734, de 2012

Art. 42-A. Os royalties serão pagos mensalmente pelo contratado em moeda nacional, e incidirão sobre a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, calculados a partir da data de início da produção comercial. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

§ 1^o Os critérios para o cálculo do valor dos royalties serão estabelecidos em ato do Poder Executivo, em função dos preços de mercado do petróleo, do gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, das especificações do produto e da localização do campo. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

§ 2^o A queima de gás em flares, em prejuízo de sua comercialização, e a perda de produto ocorrida sob a responsabilidade do contratado serão incluídas no volume total da produção a ser computada para cálculo dos royalties, sob os regimes de concessão e partilha, e para cálculo da participação especial, devida sob regime de concessão. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

Art. 42-B. Os royalties devidos em função da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção serão distribuídos da seguinte forma: (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

I - quando a produção ocorrer em terra, rios, lagos, ilhas lacustres ou fluviais: (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

a) 20% (vinte por cento) para os Estados ou o Distrito Federal, se for o caso, produtores; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

b) 10% (dez por cento) para os Municípios produtores; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

c) 5% (cinco por cento) para os Municípios afetados por operações de embarque e desembarque de petróleo, gás natural e outro hidrocarboneto fluido, na forma e critérios estabelecidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP); (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

d) 25% (vinte e cinco por cento) para constituição de fundo especial, a ser distribuído entre Estados e o Distrito Federal, se for o caso, de acordo com os seguintes critérios:

1. os recursos serão distribuídos somente para os Estados e, se for o caso, o Distrito Federal, que não tenham recebido recursos em decorrência do disposto na alínea “a” deste inciso, na alínea “a” do inciso II deste artigo, na alínea “a” do inciso II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e no inciso II do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

2. o rateio dos recursos do fundo especial obedecerá às mesmas regras do rateio do Fundo de Participação dos Estados e do Distrito Federal (FPE), de que trata o art. 159 da Constituição; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

3. o percentual que o FPE destina aos Estados e ao Distrito Federal, se for o caso, que serão excluídos do rateio dos recursos do fundo especial em decorrência do disposto no item 1 será redistribuído entre os demais Estados e o Distrito Federal, se for o caso, proporcionalmente às suas participações no FPE; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

4. o Estado produtor ou confrontante, e o Distrito Federal, se for produtor, poderá optar por receber os recursos do fundo especial de que trata esta alínea, desde que não receba recursos em decorrência do disposto na alínea “a” deste inciso, na alínea “a” do inciso II deste artigo, na alínea “a” do inciso II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e no inciso II do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

5. os recursos que Estados produtores ou confrontantes, ou que o Distrito Federal, se for o caso, tenham deixado de arrecadar em função da opção prevista no item 4 serão adicionados aos recursos do fundo especial de que trata esta alínea; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

e) 25% (vinte e cinco por cento) para constituição de fundo especial, a ser distribuído entre os Municípios de acordo com os seguintes critérios: (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

1. os recursos serão distribuídos somente para os Municípios que não tenham recebido recursos em decorrência do disposto nas alíneas “b” e “c” deste inciso e do inciso II deste artigo, nas alíneas “b” e “c” do inciso II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e no inciso III do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

2. o rateio dos recursos do fundo especial obedecerá às mesmas regras do rateio do Fundo de Participação dos Municípios (FPM), de que trata o art. 159 da Constituição; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

f) 15% (quinze por cento) para a União, a ser destinado ao Fundo Social, instituído por esta Lei, deduzidas as parcelas destinadas aos órgãos específicos da Administração Direta da União, nos termos do regulamento do Poder Executivo; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

II - quando a produção ocorrer na plataforma continental, no mar territorial ou na zona econômica exclusiva: (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

a) 22% (vinte e dois por cento) para os Estados confrontantes; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

b) 5% (cinco por cento) para os Municípios confrontantes; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

c) 2% (dois por cento) para os Municípios afetados por operações de embarque e desembarque de petróleo, gás natural e outro hidrocarboneto fluido, na forma e critérios estabelecidos pela ANP; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

d) 24,5% (vinte e quatro inteiros e cinco décimos por cento) para constituição de fundo especial, a ser distribuído entre Estados e o Distrito Federal, se for o caso, de acordo com os seguintes critérios: (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

1. os recursos serão distribuídos somente para os Estados e, se for o caso, o Distrito Federal, que não tenham recebido recursos em decorrência do disposto na alínea “a” do inciso I e deste inciso II, na alínea “a” do inciso II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e no inciso II do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

4. o Estado produtor ou confrontante, e o Distrito Federal, se for produtor, poderá optar por receber os recursos do fundo especial de que trata esta alínea, desde que não receba recursos em decorrência do disposto na alínea “a” do inciso I e deste inciso II, na alínea “a” do inciso II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e no inciso II do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

e) 24,5% (vinte e quatro inteiros e cinco décimos por cento) para constituição de fundo especial, a ser distribuído entre os Municípios de acordo com os seguintes critérios: (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

1. os recursos serão distribuídos somente para os Municípios que não tenham recebido recursos em decorrência do disposto nas alíneas “b” e “c” do inciso I e deste inciso II, nas alíneas “b” e “c” do inciso II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e no inciso III do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

3. o percentual que o FPM destina aos Municípios que serão excluídos do rateio dos recursos do fundo especial em decorrência do disposto no item 1 será redistribuído entre Municípios proporcionalmente às suas participações no FPM; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

4. o Município produtor ou confrontante poderá optar por receber os recursos do fundo especial de que trata esta alínea, desde que não receba recursos em decorrência do disposto nas alíneas “b” e “c” do inciso I e deste inciso II, nas alíneas “b” e “c” do inciso II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e no inciso III do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

5. os recursos que Municípios produtores ou confrontantes tenham deixado de arrecadar em função da opção prevista no item 4 serão adicionados aos recursos do fundo especial de que trata esta alínea; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

~~f) vinte e dois por cento para a União, a ser destinado ao Fundo Social. (Redação pela Medida Provisória nº 592, de 2012)~~

f) 22% (vinte e dois por cento) para a União, a ser destinado ao Fundo Social, instituído por esta Lei, deduzidas as parcelas destinadas aos órgãos específicos da Administração Direta da União, nos termos do regulamento do Poder Executivo. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012 (Vide Medida Provisória nº 592, de 2012)

§ 1^o A soma dos valores referentes aos royalties devidos aos Municípios nos termos das alíneas “b” e “c” dos incisos I e II deste artigo, com os royalties devidos nos termos das alíneas “b” e “c” dos incisos I e II dos arts. 48 e 49 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, com a participação especial devida nos termos do inciso III do § 2º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, ficarão limitados ao maior dos seguintes valores: (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

I - os valores que o Município recebeu a título de royalties e participação especial em 2011; (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

II - 2 (duas) vezes o valor per capita distribuído pelo FPM, calculado em nível nacional, multiplicado pela população do Município. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

§ 2^o A parcela dos royalties de que trata este artigo que contribuiu para o valor que exceder o limite de pagamentos aos Municípios em decorrência do disposto no § 1^o será transferida para o fundo especial de que trata a alínea “e” dos incisos I e II. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

§ 3^o Os pontos de entrega às concessionárias de gás natural produzido no País serão considerados instalações de embarque e desembarque, para fins de pagamento de royalties aos Municípios afetados por essas operações, em razão do disposto na alínea “c” dos incisos I e II. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

§ 4^o A opção dos Estados, Distrito Federal e Municípios de que trata o item 4 das alíneas “d” e “e” dos incisos I e II poderá ser feita após conhecido o valor dos royalties e da participação especial a serem distribuídos, nos termos do regulamento.’ (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

Art. 42-C. Os recursos do fundo especial de que tratam os incisos I e II do caput do art. 42-B terão a destinação prevista no art. 50-E da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997. (Incluído pela Lei nº 12.734, de 2012

Art. 43. O contrato de partilha de produção, quando o bloco se localizar em terra, conterá cláusula determinando o pagamento, em moeda nacional, de participação equivalente a até 1% (um por cento) do valor da produção de petróleo ou gás natural aos proprietários da terra onde se localiza o bloco.

§ 1^o A participação a que se refere o caput será distribuída na proporção da produção realizada nas propriedades regularmente demarcadas na superfície do bloco, vedada a sua inclusão no cálculo do custo em óleo.

§ 2^o O cálculo da participação de terceiro de que trata o caput será efetivado pela ANP.

Art. 44. Não se aplicará o disposto no art. 50 da Lei n^o 9.478, de 6 de agosto de 1997, aos contratos de partilha de produção.

CAPÍTULO VI

DA COMERCIALIZAÇÃO DO PETRÓLEO, DO GÁS NATURAL E DE OUTROS HIDROCARBONETOS FLUIDOS DA UNIÃO

Art. 45. O petróleo, o gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos destinados à União serão comercializados de acordo com as normas do direito privado, dispensada a licitação, segundo a política de comercialização referida nos incisos VI e VII do art. 9^o.

Parágrafo único. A empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o, representando a União, poderá contratar diretamente a Petrobras, dispensada a licitação, como agente comercializador do petróleo, do gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos referidos no caput.

Art. 46. A receita advinda da comercialização referida no art. 45 será destinada ao Fundo Social, conforme dispõem os arts. 47 a 60.

CAPÍTULO VII

DO FUNDO SOCIAL - FS

Seção I

Da Definição e Objetivos do Fundo Social - FS

Art. 47. É criado o Fundo Social - FS, de natureza contábil e financeira, vinculado à Presidência da República, com a finalidade de constituir fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento:

I - da educação;

II - da cultura;

III - do esporte;

IV - da saúde pública;

V - da ciência e tecnologia;

VI - do meio ambiente; e

VII - de mitigação e adaptação às mudanças climáticas.

§ 1^o Os programas e projetos de que trata o caput observarão o plano plurianual - PPA, a lei de diretrizes orçamentárias - LDO e as respectivas dotações consignadas na lei orçamentária anual - LOA.

§ 2^o (VETADO)

§ 3^o Do total do resultado a que se refere o caput do art. 51 auferido pelo FS, cinquenta por cento deve ser aplicado obrigatoriamente em programas e projetos direcionados ao desenvolvimento da educação, na forma do regulamento. (Incluído pela Medida Provisória nº 592, de 2012)

Art. 48. O FS tem por objetivos:

I - constituir poupança pública de longo prazo com base nas receitas auferidas pela União;

II - oferecer fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma prevista no art. 47; e

III - mitigar as flutuações de renda e de preços na economia nacional, decorrentes das variações na renda gerada pelas atividades de produção e exploração de petróleo e de outros recursos não renováveis.

Parágrafo único. É vedado ao FS, direta ou indiretamente, conceder garantias.

Seção II

Dos Recursos do Fundo Social - FS

Art. 49. Constituem recursos do FS:

I - parcela do valor do bônus de assinatura destinada ao FS pelos contratos de partilha de produção;

II - parcela dos royalties que cabe à União, deduzidas aquelas destinadas aos seus órgãos específicos, conforme estabelecido nos contratos de partilha de produção, na forma do regulamento;

III - receita advinda da comercialização de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos da União, conforme definido em lei;

IV - os royalties e a participação especial das áreas localizadas no pré-sal contratadas sob o regime de concessão destinados à administração direta da União, observado o disposto nos §§ 1^o e 2^o deste artigo;

V - os resultados de aplicações financeiras sobre suas disponibilidades; e

VI - outros recursos destinados ao FS por lei.

§ 1^o A Lei n^o 9.478, de 6 de agosto de 1997, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 49. ........................................................................

.............................................................................................

§ 3^o Nas áreas localizadas no pré-sal contratadas sob o regime de concessão, a parcela dos royalties que cabe à administração direta da União será destinada integralmente ao fundo de natureza contábil e financeira, criado por lei específica, com a finalidade de constituir fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento da educação, da cultura, do esporte, da saúde pública, da ciência e tecnologia, do meio ambiente e de mitigação e adaptação às mudanças climáticas, vedada sua destinação aos órgãos específicos de que trata este artigo.” (NR)

“Art. 50. .......................................................................

.............................................................................................

§ 4^o Nas áreas localizadas no pré-sal contratadas sob o regime de concessão, a parcela da participação especial que cabe à administração direta da União será destinada integralmente ao fundo de natureza contábil e financeira, criado por lei específica, com a finalidade de constituir fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento da educação, da cultura, do esporte, da saúde pública, da ciência e tecnologia, do meio ambiente e de mitigação e adaptação às mudanças climáticas, vedada sua destinação aos órgãos específicos de que trata este artigo.” (NR)

§ 2^o O cumprimento do disposto no § 1^o deste artigo obedecerá a regra de transição, a critério do Poder Executivo, estabelecida na forma do regulamento. (Vide Medida Provisória nº 592, 2012)

Seção III

Da Política de Investimentos do Fundo Social

Art. 50. A política de investimentos do FS tem por objetivo buscar a rentabilidade, a segurança e a liquidez de suas aplicações e assegurar sua sustentabilidade econômica e financeira para o cumprimento das finalidades definidas nos arts. 47 e 48.

Parágrafo único. Os investimentos e aplicações do FS serão destinados preferencialmente a ativos no exterior, com a finalidade de mitigar a volatilidade de renda e de preços na economia nacional.

Art. 51. Os recursos do FS para aplicação nos programas e projetos a que se refere o art. 47 deverão ser os resultantes do retorno sobre o capital.

Parágrafo único. Constituído o FS e garantida a sua sustentabilidade econômica e financeira, o Poder Executivo, na forma da lei, poderá propor o uso de percentual de recursos do principal para a aplicação nas finalidades previstas no art. 47, na etapa inicial de formação de poupança do fundo.

Art. 52. A política de investimentos do FS será definida pelo Comitê de Gestão Financeira do Fundo Social - CGFFS.

§ 1^o O CGFFS terá sua composição e funcionamento estabelecidos em ato do Poder Executivo, assegurada a participação do Ministro de Estado da Fazenda, do Ministro de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão e do Presidente do Banco Central do Brasil.

§ 2^o Aos membros do CGFFS não cabe qualquer tipo de remuneração pelo desempenho de suas funções.

§ 3^o As despesas relativas à operacionalização do CGFFS serão custeadas pelo FS.

Art. 53. Cabe ao CGFFS definir:

I - o montante a ser resgatado anualmente do FS, assegurada sua sustentabilidade financeira;

II - a rentabilidade mínima esperada;

III - o tipo e o nível de risco que poderão ser assumidos na realização dos investimentos, bem como as condições para que o nível de risco seja minimizado;

IV - os percentuais, mínimo e máximo, de recursos a serem investidos no exterior e no País;

V - a capitalização mínima a ser atingida antes de qualquer transferência para as finalidades e os objetivos definidos nesta Lei.

Art. 54. A União, a critério do CGFFS, poderá contratar instituições financeiras federais para atuarem como agentes operadores do FS, as quais farão jus a remuneração pelos serviços prestados.

Art. 55. A União poderá participar, com recursos do FS, como cotista única, de fundo de investimento específico.

Parágrafo único. O fundo de investimento específico de que trata este artigo deve ser constituído por instituição financeira federal, observadas as normas a que se refere o inciso XXII do art. 4^o da Lei n^o 4.595, de 31 de dezembro de 1964.

Art. 56. O fundo de investimento de que trata o art. 55 deverá ter natureza privada e patrimônio próprio separado do patrimônio do cotista e do administrador, sujeitando-se a direitos e obrigações próprias.

§ 1^o A integralização das cotas do fundo de investimento será autorizada em ato do Poder Executivo, ouvido o CGFFS.

§ 2^o O fundo de investimento terá por finalidade promover a aplicação em ativos no Brasil e no exterior.

§ 3^o O fundo de investimento responderá por suas obrigações com os bens e direitos integrantes de seu patrimônio, ficando o cotista obrigado somente pela integralização das cotas que subscrever.

§ 4^o A dissolução do fundo de investimento dar-se-á na forma de seu estatuto, e seus recursos retornarão ao FS.

§ 5^o Sobre as operações de crédito, câmbio e seguro e sobre rendimentos e lucros do fundo de investimento não incidirá qualquer imposto ou contribuição social de competência da União.

§ 6^o O fundo de investimento deverá elaborar os demonstrativos contábeis de acordo com a legislação em vigor e conforme o estabelecido no seu estatuto.

Art. 57. O estatuto do fundo de investimento definirá, inclusive, as políticas de aplicação, critérios e níveis de rentabilidade e de risco, questões operacionais da gestão administrativa e financeira e regras de supervisão prudencial de investimentos.

Seção IV

Da Gestão do Fundo Social

Art. 58. É criado o Conselho Deliberativo do Fundo Social - CDFS, com a atribuição de propor ao Poder Executivo, ouvidos os Ministérios afins, a prioridade e a destinação dos recursos resgatados do FS para as finalidades estabelecidas no art. 47, observados o PPA, a LDO e a LOA.

§ 1^o A composição, as competências e o funcionamento do CDFS serão estabelecidos em ato do Poder Executivo.

§ 2^o Aos membros do CDFS não cabe qualquer tipo de remuneração pelo desempenho de suas funções.

§ 3^o A destinação de recursos para os programas e projetos definidos como prioritários pelo CDFS é condicionada à prévia fixação de metas, prazo de execução e planos de avaliação, em coerência com as disposições estabelecidas no PPA.

§ 4^o O CDFS deverá submeter os programas e projetos a criteriosa avaliação quantitativa e qualitativa durante todas as fases de execução, monitorando os impactos efetivos sobre a população e nas regiões de intervenção, com o apoio de instituições públicas e universitárias de pesquisa.

§ 5^o Os recursos do FS destinados aos programas e projetos de que trata o art. 47 devem observar critérios de redução das desigualdades regionais.

Art. 59. As demonstrações contábeis e os resultados das aplicações do FS serão elaborados e apurados semestralmente, nos termos previstos pelo órgão central de contabilidade de que trata o inciso I do art. 17 da Lei n^o 10.180, de 6 de fevereiro de 2001.

Parágrafo único. Ato do Poder Executivo definirá as regras de supervisão do FS, sem prejuízo da fiscalização dos entes competentes.

Art. 60. O Poder Executivo encaminhará trimestralmente ao Congresso Nacional relatório de desempenho do FS, conforme disposto em regulamento do Fundo.

CAPÍTULO VIII

DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 61. Aplicam-se às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção de que trata esta Lei os regimes aduaneiros especiais e os incentivos fiscais aplicáveis à indústria de petróleo no Brasil.

Art. 62. A Lei n^o 9.478, de 6 de agosto de 1997, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 2^o .........................................................................

.............................................................................................

VIII - definir os blocos a serem objeto de concessão ou partilha de produção;

IX - definir a estratégia e a política de desenvolvimento econômico e tecnológico da indústria de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como da sua cadeia de suprimento;

X - induzir o incremento dos índices mínimos de conteúdo local de bens e serviços, a serem observados em licitações e contratos de concessão e de partilha de produção, observado o disposto no inciso IX.

...................................................................................” (NR)

“Art. 5^o As atividades econômicas de que trata o art. 4^o desta Lei serão reguladas e fiscalizadas pela União e poderão ser exercidas, mediante concessão, autorização ou contratação sob o regime de partilha de produção, por empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração no País.” (NR)

“Art. 8^o .........................................................................

..............................................................................................

II - promover estudos visando à delimitação de blocos, para efeito de concessão ou contratação sob o regime de partilha de produção das atividades de exploração, desenvolvimento e produção;

...................................................................................” (NR)

“Art. 21. Todos os direitos de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em território nacional, nele compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva, pertencem à União, cabendo sua administração à ANP, ressalvadas as competências de outros órgãos e entidades expressamente estabelecidas em lei.” (NR)

“Art. 22. .......................................................................

.............................................................................................

§ 3^o O Ministério de Minas e Energia terá acesso irrestrito e gratuito ao acervo a que se refere o caput deste artigo, com o objetivo de realizar estudos e planejamento setorial, mantido o sigilo a que esteja submetido, quando for o caso.” (NR)

“Art. 23. As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação, na forma estabelecida nesta Lei, ou sob o regime de partilha de produção nas áreas do pré-sal e nas áreas estratégicas, conforme legislação específica.

...................................................................................” (NR)

Art. 63. Enquanto não for criada a empresa pública de que trata o § 1^o do art. 8^o, suas competências serão exercidas pela União, por intermédio da ANP, podendo ainda ser delegadas por meio de ato do Poder Executivo.

Art. 64. (VETADO)

Art. 65. O Poder Executivo estabelecerá política e medidas específicas visando ao aumento da participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.

Parágrafo único. O Poder Executivo regulamentará o disposto no caput no prazo de 120 (cento e vinte) dias, contado da data de publicação desta Lei.

Art. 66. O Poder Executivo regulamentará o disposto nesta Lei.

Art. 67. Revogam-se o § 1º do art. 23 e o art. 27 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.

Art. 68. Esta Lei entra em vigor na data de sua publicação.

Brasília, 22 de dezembro de 2010; 189^o da Independência e 122^o da República.

LUIZ INÁCIO LULA DA SILVA
Guido Mantega
Miguel Jorge
Márcio Pereira Zimmermann
Paulo Bernardo Silva
Sergio Machado Rezende
Carlos E. Esteves Lima
Alexandre Rocha Santos Padilha
Luis Inácio Lucena Adams

Ofício nº 150 (SF) Brasília, em 25 de fevereiro de 2016.

A Sua Excelência o Senhor

Deputado Beto Mansur

Primeiro

Secretário da Câmara dos Deputados

Assunto: Projeto de Lei do Senado à revisão.

Senhor Primeiro

Secretário,

Encaminho a Vossa Excelência, a fim de ser submetido à revisão da

Câmara dos Deputados, nos termos do art. 65 da Constituição Federal, o Projeto de Lei

do Senado nº 131, de 2015, de autoria do Senador José Serra, constante dos autógrafos em anexo, que “

Altera a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, para facultar à Petrobras o direito de preferência para atuar como operador e possuir participação mínima de 30% (trinta por cento) nos consórcios formados para exploração de blocos licitados no regime departilha de produção

”.

Atenciosamente,

Altera a Lei nº 12.351, de 22 de

dezembro de 2010, para facultar à

Petrobras o direito de preferência

para atuar como operador e possuir

participação mínima de 30%

(trintapor cento) nos consórcios formados

para exploração de blocos licitados

no regime de partilha de produção.

O Congresso Nacionaldecreta:

Art. 1º Os arts. 2º, 4º, 9º, 10, 14, 15, 20 e 30 da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro

de 2010, passam a vigorar com a seguinte redação:

“Art. 2º ...........................................................................................................................................................................................

VI – operador: o responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção;

VII – contratado: a Petrobras, quando for realizada a contratação direta, nos termos do art. 8º, inciso I, desta Lei, ou a empresa ou oconsórcio de empresas vencedor da licitação para a exploração eprodução de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção;

.............................................................................................” (NR)

“Art. 4º

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), considerando o interesse nacional, oferecerá à Petrobras a

preferência para ser o operador dos blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção.

§ 1º A Petrobras deverá manifestar

se sobre o direito depreferência em cada um dos blocos ofertados, no prazo de até 30 (trinta) dias a partir da comunicação pelo CNPE, apresentando suas justificativas.

§ 2º Após a manifestação da Petrobras, o CNPE proporá à Presidência da República quais blocos deverão ser operados pela empresa, indicando sua participação mínima no consórcio previsto no art. 20, que não poderá ser inferior a 30% (trinta por cento).”

“Art. 9º

(...)

VIII – a indicação da Petrobras como operador, nos termos do art. 4º; 3

IX – a participação mínima da Petrobras caso a empresa seja indicada como operador, nos termos do art. 4º.” (NR)

“Art. 10.

(...)

III – (...)

c) a indicação da Petrobras como operador e sua participação

mínima, nos termos do art. 4º;

“Art. 14.

A Petrobras poderá participar da licitação prevista no inciso II do art. 8º, inclusive para ampliar sua participação mínima definida nos termos do art. 4º.” (NR)

“Art. 15.

(...)

–

a formação do consórcio previsto no art. 20 e, nos termos do art. 4º, caso a Petrobras seja indicada como operador, aparticipação mínima desta empresa;

(...)”

(NR)

“Art. 20.

O licitante vencedor deverá constituir consórcio com a empresa pública de que trata o § 1º do art. 8º desta Lei e com a Petrobras, nos termos do art. 4º, caso ela seja indicada como operador, na forma do disposto no art. 279 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976.

(...)

§ 3º Caso a Petrobras seja indicada como operador, nos termos do art. 4º, o contrato de constituição de consórcio deverá designá-la como responsável pela execução do contrato, sem prejuízo da responsabilidade

solidária das consorciadas perante o contratante ou terceiros, observado o disposto no § 2º do art. 8º

desta Lei.” (NR)

“Art. 30. O operador do contrato de partilha de produção deverá:

(...).”
(NR)

Art. 2º

Esta Lei entra em vigor na data de sua publicação.

Senado Federal, em 25 de fevereiro

de 2016.

Senador Renan Calheiros

Presidente do Senado Federal

Documento desconstrói a PEC 241 e o discurso da austeridade, por Brasil Debate.

Com lançamento previsto paras hoje, 10, estudo faz análise das finanças públicas e da política fiscal no Brasil e põe abaixo simplificações e mitos, muitos dos quais baseados em argumentos econômicos supostamente técnicos que sustentam a austeridade

do Brasil Debate

Com lançamento marcado para segunda-feira, 10 de outubro, na Câmara dos Deputados, o documento ‘Austeridade e Retrocesso: Finanças Públicas e Política Fiscal no Brasil’ desconstrói a PEC 241 e o discurso da austeridade.

Elaborado por iniciativa do Fórum 21, Fundação Friedrich Ebert, GT de Macro da Sociedade Brasileira de Economia Política (SEP) e Plataforma Política Social apresenta uma análise aprofundada da questão fiscal, apontando seus problemas reais, denunciando os problemas fictícios e desmascarando os mitos que sustentam um discurso que se traveste como técnico, mas que atende a interesses políticos.

A força desse discurso se materializa na proposição da PEC 241, a PEC da Maldade, que pretende instituir uma austeridade permanente no Brasil a partir de diagnósticos e argumentos equivocados e falaciosos. Na verdade, trata-se da imposição de outro projeto de país, incompatível com a Constituição de 1988 e com a expansão de bens públicos como saúde e educação.

Leia, abaixo, o texto de apresentação. Leia a íntegra na Versão digital ou na versão PDF: Austeridade e Retrocesso

Austeridade e Retrocesso: Finanças Públicas e Política Fiscal no Brasil

Desde o final de 2014, o Brasil vem sendo submetido à retórica que propõe a austeridade como único caminho para recuperar a economia. Com o objetivo de melhorar as contas públicas e restaurar a competitividade da economia por meio de redução de salários e de gastos públicos, a austeridade se sustenta em argumentos controversos e até mesmo falaciosos. Entre os principais experimentos internacionais, vem predominando resultados contraproducentes, não resultando em crescimento, tampouco equilíbrio fiscal. O que sim é menos controverso é que tais experimentos têm como objetivo redesenhar o papel do Estado para atender interesses velados. No Brasil, o ajuste econômico ortodoxo, iniciado na gestão Levy, fracassou em retomar o crescimento e estabilizar a dívida pública, contribuindo para lançar o país no maior retrocesso econômico das últimas décadas.

Não obstante, o ajuste ajudou a criar as condições necessárias para mudança da correlação de forças políticas e para impor ao país, passando ao largo do crivo das urnas, um outro projeto de sociedade. Nesse contexto, esse documento procede uma análise das finanças públicas e política fiscal no Brasil, procurando esclarecer as principais causas da atual crise fiscal, assim como desconstruir simplificações e mitos, muitos dos quais baseados em argumentos econômicos supostamente técnicos que sustentam a austeridade. O documento também é propositivo ao apontar alternativas fiscais para um projeto de país que valorize a democracia, a distribuição da renda e da riqueza e a expansão dos direitos sociais.

Da agenda Fiesp ao austericídio

A economia brasileira entrou em uma trajetória de desaceleração no quadriênio 2011-2014 depois do desempenho extraordinário durante 2007-2010. Há fatores que escapam à política econômica e explicam essa desaceleração, dentre eles a perda de dinamismo de um ciclo doméstico de consumo e de crédito ou os desdobramentos da crise internacional. Contudo, é importante apontar que a política fiscal praticada pelo governo contribuiu para essa trajetória de queda do crescimento.

Enquanto no quadriênio 2007-2010 o espaço fiscal foi canalizado prioritariamente para investimentos públicos, no quadriênio 2011-2014 a taxa de investimento parou de crescer e, em compensação, o governo elevou significativamente os subsídios e desonerações ao setor privado. O governo fez uma aposta no setor privado e acreditou que promoveria o crescimento econômico via realinhamento de preços macroeconômicos e incentivos aos investimentos privados – a chamada agenda FIESP. Ironicamente, a FIESP passou de beneficiada das políticas de um governo para algoz do mesmo.

Como resposta ao cenário de piora nos indicadores fiscais provocada pela queda no crescimento econômico e pelas desonerações, o segundo governo Dilma tem início adotando a estratégia econômica dos candidatos derrotados no pleito de 2014, ou seja, realizou um choque de preços administrados e um duro ajuste fiscal e monetário, na esperança de que o setor privado retomasse a confiança e voltasse a investir. Joaquim Levy foi o símbolo da implementação da austeridade econômica no Brasil que consiste em uma política deliberada de ajuste da economia por meio de redução de salários e gastos públicos para supostamente aumentar lucros das empresas e sua competitividade, assim como tentar estabilizar a trajetória da dívida, com resultados contraproducentes.

O forte ajuste fiscal, em uma economia já fragilizada, agravou os problemas existentes e contribuiu para transformar uma desaceleração em uma depressão econômica. O ajuste fiscal promovido se mostrou contraproducente, pois gerou aumento da dívida pública e do déficit público.

Em 2015, por exemplo, os investimentos públicos sofreram queda real de mais de 40% no nível federal, o gasto de custeio caiu 5,3%, e o governo não logrou a melhoria das expectativas dos agentes econômicos que justificaria esse ajuste com vistas a retomar o crescimento. Pelo contrário, a economia real só piorou e as expectativas se deterioraram, apesar de toda a austeridade fiscal manifestada e praticada. Naquele ano, apesar de todo o esforço do governo para reduzir as despesas, que caíram 2,9% em termos reais, as receitas despencaram e o déficit ficou ainda maior, evidenciando o caráter contraproducente do ajuste: o austericídio.

A virada para a austeridade foi um remédio equivocado para os problemas pelos quais a economia brasileira passava. O tratamento de choque fundado em uma contração fiscal, um rápido ajuste na taxa de câmbio, um choque de preços administrados e um aumento de juros contribuiu para criar a maior crise econômica dos últimos tempos. Contudo, para determinados interesses políticos, o ajuste se mostrou funcional ao gerar desemprego, queda de salários reais e assim mudar a correlação de forças para favorecer a imposição de outro projeto de país, sem passar pelo crivo das urnas.

O novo regime fiscal e a imposição de outro projeto de sociedade

A gestão da política fiscal protagonizada pelo governo Temer lançou sinais contraditórios com relação à continuidade das políticas de austeridade. Para o curto prazo definiu-se o “keynesianismo fisioló-gico” e para o longo prazo, a “austeridade permanente”.

O afrouxamento da meta fiscal para 2016 e 2017 evidencia por um lado o pragmatismo econômico e, por outro lado, hipocrisia dos que argumentam pela austeridade e, simultaneamente, passam a defender um déficit primário recorde no novo Governo.

Como medida de longo prazo, o governo Temer propõe estabelecer um “Novo Regime Fiscal” por meio de uma proposta de emenda constitucional (PEC 241) que cria por 20 anos um teto para crescimento das despesas públicas vinculado à inflação. Enquanto a população e o PIB crescem, os gastos públicos ficam congelados.

A proposta apoia-se em argumentos falsos de que nações desenvolvidas usam regras semelhantes. Desde 2011, membros da União Europeia estabeleceram um limite para o crescimento da despesa associado à taxa de crescimento de longo prazo do PIB e não em crescimento real nulo. Na maioria desses países já existe uma estrutura consolidada de prestação de serviços públicos, diferentemente do Brasil onde há muito maiores carências sociais e precariedades na infraestrutura.

Segundo nossas estimativas, a regra implicaria reduzir a despesa primária do governo federal de cerca de 20% do PIB em 2016 para algo próximo de 16% do PIB até 2026 e de 12% em 2036.

Adicionalmente, para que o teto global da despesa seja cumprido – dado que algumas despesas como os benefícios previdenciários tendem a crescer acima da inflação – os demais gastos (como Bolsa Família e investimentos em infraestrutura) precisarão encolher de 8% para 4% do PIB em 10 anos e para 3% em 20 anos, o que pode comprometer o funcionamento da máquina pública e o financiamento de atividades estatais básicas. Essa meta não parece ser realista.

A nova regra não prevê nenhum mecanismo para lidar com crises econômicas ou outros choques. Ao contrário, tende a engessar a política fiscal por duas décadas.

Na verdade, o que o novo regime se propõe a fazer é retirar da sociedade e do parlamento a prerrogativa de moldar o tamanho do orçamento público, que passará a ser definido por uma variável econômica (a taxa de inflação), e impor uma política permanente de redução relativa do gasto público.

Em suma, trata-se da imposição de um projeto de país que dificilmente passaria no teste de um pleito eleitoral, única forma de garantir sua legitimidade.

Quem ganha? Quem não quer financiar os serviços públicos por meio de impostos e o grande capital que enxerga o Estado como concorrente quando esse ocupa setores que poderiam ser alvo de lucros privados, como saúde e educação.

Quem perde? A população mais pobre, isto é, aqueles que são os principais beneficiários dos serviços públicos. Além disso, aqueles que vislumbram uma sociedade mais justa e igualitária.

O falacioso discurso da austeridade

A austeridade é uma política deliberada de ajuste da economia por meio de redução de salários e gastos públicos supostamente com o objetivo de reduzir a dívida e aumentar lucros e a competitividade das empresas.

A recomendação de que o Estado deve cortar gastos em momentos de crise parte de uma falácia de composição que desconsidera que se todos os agentes cortarem gastos ao mesmo tempo, inclusive o Estado, não há caminho possível para o crescimento. A solução mais razoável para tratar de um desajuste fiscal em meio a uma recessão é, portanto, estimular o crescimento, não cortar gastos.

No círculo vicioso da austeridade, cortes do gasto público induzem a redução do crescimento que provoca novas quedas da arrecadação que, por sua vez, exige novos cortes de gasto. Esse círculo vicioso só pode ser interrompido por decisões deliberadas do governo, a menos que haja ampliação das exportações líquidas em nível suficiente para compensar a retração da demanda interna, pública e privada. Esta exceção é pouco provável diante de uma crise internacional como a que o mundo enfrenta nesta década, com lenta recuperação da demanda e maior competição pelos mercados.

A obsessão alarmista contra qualquer elevação da dívida pública esconde uma agenda política permeada por interesses de grupos econômicos, mas travestida como uma questão meramente técnica, seja ao defender a retração de bancos públicos, seja ao demandar a redução dos gastos sociais.

No fundo, a austeridade é principalmente um problema político de distribuição de renda e não um problema de contabilidade fiscal. Os efeitos da austeridade afetam de forma distinta os diferentes agentes econômicos e classes sociais de forma que os mais vulneráveis, que fazem mais uso dos serviços sociais, são mais afetados.

Apesar das inúmeras evidências contrárias à sua eficácia, a austeridade persiste como ideologia e sempre retorna ao debate político por ser oportuna para os grupos dominantes de poder.

A insensatez do superávit primário

O regime fiscal brasileiro é extremamente pró-cíclico, ou seja, acentua as fases de crescimento e de recessão. Assim, em contextos de baixo crescimento, a busca pelo cumprimento da meta fiscal por meio de uma política fiscal contracionista retira estímulos à demanda agregada e reduz ainda mais o crescimento econômico e a própria arrecadação.

Um segundo fator a se sublinhar sobre o regime fiscal brasileiro é sua natureza “anti-investimento”, porque, diante de uma estrutura de gastos públicos rígida, os cortes de despesa recaem primordialmente sobre o investimento público, um dos poucos gastos passíveis de contingenciamento. O mesmo regime impõe uma lógica curto-prazista à gestão da política fiscal e subordina o planejamento governamental.

Na ditadura do superávit primário, os fins são atropelados pelos meios, e tudo se submete à necessidade de cumprir a meta de curto prazo, inclusive o próprio crescimento, o emprego e o bem estar da população. Portanto, um novo modelo de gestão fiscal precisa ser constituído, de caráter anticíclico, que viabilize o planejamento e que priorize o investimento público.

Há diversas variantes institucionais para um regime fiscal, dentre essas estão as que estipulam metas fiscais ajustadas ao ciclo econômico, como a meta de “resultado fiscal estrutural”. Ou alternativamente, pode-se adotar bandas fiscais de forma análoga ao que ocorre no regime de metas de inflação. Ainda há a opção, aplicada em alguns países, de retirar todo investimento público do cálculo do superávit primário (assim como o gasto com juros é excluído desse indicador) e assim incentivar o uso do investimento público como vetor de desenvolvimento e abrir espaço para atuação anticíclica do gasto público.

Desmistificando a dívida pública

A dívida brasileira é tão grande? Qual é o parâmetro para definição de “grande”? Na verdade, poucos economistas se arriscam a definir um parâmetro ótimo para dívida pública, simplesmente porque as evidências não parecem indicar que esse patamar exista. Não há um número mágico a partir do qual a relação dívida pública/PIB torna-se problemática. Isso vai depender das especificidades de cada país.

No Brasil, a excessiva preocupação com o patamar da dívida é carregada por preconceitos ideológicos e por uma visão estreita sobre a relação entre Estado, moeda estatal e dívida pública. Uma dívida elevada pode custar muito caro, mas um Estado soberano não quebra por conta de dívidas na sua própria moeda. Por isso, a natureza da dívida pública se diferencia substancialmente da gestão de dívidas privada e o governo não incorre nas mesmas restrições para gasto e endividamento. O paralelo com a economia da dona de casa não serve para as finanças públicas.

Entre 2003 e 2013 a redução da relação dívida líquida/PIB foi expressiva, de 54,3% para 30,6%, muito embora as taxas de juros continuassem pesando no orçamento público.

A dívida externa pública, por sua vez, caiu e, a partir de 2006 o país passou a realizar uma política de acumulação de reservas cambiais, tornando-se credor externo líquido. Por conta disso, quando em 2008 a crise mundial determinou forte depreciação da moeda brasileira, a acumulação de reservas cambiais propiciou significativos ganhos patrimoniais para o Estado brasileiro.

No final de 2014, pelo critério da dívida líquida não havia um cenário de tragédia fiscal, desenhado pelos economistas da mídia e do mercado. Havia sim, condições financeiras para realizar uma política anticíclica que ampliasse o investimento público e o gasto social para impedir que a desaceleração cíclica se transformasse em uma depressão. À época, a necessária e esperada desvalorização cambial apenas contribuiria para reduzir o patamar da dívida líquida, ampliando o espaço fiscal para políticas de estímulo ao crescimento.

Apesar da redução substancial da dívida líquida, na última década a dívida bruta manteve-se relativamente estabilizada e passou a crescer a partir de 2013. Diferentemente do senso-comum, essa dinâmica da dívida bruta não é explicada pela “gastança do governo” ou o resultado primário, mas principalmente pela acumulação de ativos por parte do Estado como a acumulação de reservas cambiais e de créditos junto ao BNDES.

Essa estratégia possui méritos como, por exemplo, a redução da vulnerabilidade externa do setor público. Da mesma forma a política de expansão dos empréstimos do BNDES, em 2009, foi importante para a ação contracíclica que assegurou a recuperação rápida da economia brasileira na maior crise da história do capitalismo mundial desde a década de 1930. No entanto, não devemos negligenciar seus elevados custos.

A estratégia de acumulação simultânea de ativos e passivos, com grande diferencial de rentabilidade entre eles, explica boa parte da elevada conta de juros. Em 2015, domando-se os custos de oportunidade da manutenção das reservas internacionais e dos créditos ao BNDES com o resultado das operações de swaps cambiais, chegamos a 4,9% do PIB.

Em suma, se o objetivo for equacionar a dívida bruta é preciso desatar o nó da gestão macroeconômica, reduzir substancialmente o gasto com juros e ponderar o custo da estratégia de acumulação de ativos. A ideia que se disseminou no Brasil de que ao governo só compete controlar os gastos primários, desconsiderando os custos e benefícios fiscais das demais políticas macroeconômicas, deve ser revista e amplamente debatida.

Mito da gastança federal

O diagnóstico convencional da crise pela qual passa o país se traduz simplificadamente na seguinte narrativa: os governos do PT expandiram demais os gastos públicos, encobriram o déficit público crescente por meio da chamada “contabilidade criativa” e das “pedaladas fiscais” e esse tipo de política fiscal expansionista e nada transparente destruiu a confiança do mercado e mergulhou o paísna estagflação.

Contudo, a análise dos dados mostra que, de fato, a despesa do governo vem crescendo a um ritmo elevado e estável há tempos. As taxas médias de crescimento real do gasto do governo federal dos últimos quatro governos foram: FHC II (3,9%), Lula I (5,2%), Lula II (5,5%) e Dilma I (3,8%).

O principal fator por detrás do crescimento das despesas na esfera federal não são os gastos com pessoal, como muitos acusam. Estes crescem sistematicamente abaixo do PIB e tiveram sua menor taxa de expansão real justamente no governo Dilma I (-0,3%), ao contrário do que ocorre, por exemplo, nos estados e municípios, onde o gasto com salários e aposentadorias de servidores tem crescido a 5,5% ao ano, independentemente da coloração partidária do governante.

O motor do gasto federal tem sido os benefícios sociais (aposentadorias e pensões do INSS, benefícios a idosos e deficientes, seguro-desemprego, bolsa família, etc), que hoje consomem metade do gasto da União (mais de R$ 500 bilhões em 2015) e crescem a taxas sistematicamente superiores ao PIB pelo menos desde 1999, por influência principal de fatores demográficos, da justa formalização e dos direitos consagrados na Constituição e, adicionalmente, pela política de valorização do salário mínimo.

Porém, uma visão mais acurada dos gastos sociais mostra que tampouco nesta área houve expansão desenfreada, sobretudo frente às demandas sociais brasileiras, e que a política de valorização do salário mínimo contribuiu para este cenário, mas com impactos sobre a redução da desigualdade relevantes. Certamente é possível discutir excessos e tornar o gasto mais eficiente, mas as possibilidades de fontes de financiamento discutidas neste documento evidenciam que este é um debate que deve envolver toda a sociedade brasileira.

Vale notar que, a despeito de gastos elevados, o governo conseguiu manter resultados fiscais positivos na última década e meia pelo aumento da carga tributária (1999-2005) ou pelo crescimento mais acelerado do PIB (2006-2011). Nos governos Lula, enquanto o país crescia, não havia desajuste fiscal apesar do crescimento do gasto público. Mas a partir de 2012, com a queda do crescimento econômico e com as desonerações tributárias, houve uma piora dos resultados fiscais.

Reforma tributária, já!

A estrutura tributária brasileira é extremamente perversa com os mais pobres e a classe média e benevolente com os mais ricos. Esse sistema singular é reflexo tanto do federalismo brasileiro e da dualidade tributária (impostos e contribuições sobrepostos), quanto de algumas recomendações de política que o mainstream econômico propagou nas décadas de 80 e 90 e que foram incorporadas de forma bastante acrítica ou peculiar pelo Brasil.

A agenda de reformas da tributação sobre a renda e o patrimônio, que envolve um forte conflito distributivo, permaneceu totalmente embargada nos últimos 20 anos, não tendo o governo federal apresentado qualquer proposta de reforma mais substancial que visasse ampliar a progressividade ou mesmo corrigir as graves distorções ensejadas pela atual legislação.

O Brasil foi um dos primeiros países e até hoje um dos poucos que isentou e continua isentando de imposto de renda os dividendos distribuídos a acionistas, tal como a pequena Estônia.

De acordo com os dados das declarações de imposto de renda, as 70 mil pessoas mais ricas do Brasil, representando meio milésimo da população adulta, concentram 8,2% do total da renda das famílias, índice este que não encontra paralelo entre as economias que dispõem de informações semelhantes. Esse mesmo seleto grupo pagou apenas 6,7% de imposto de renda sobre esse montante.

Além de injusta, essa assimetria entre o tratamento tributário dispensado a dividendos e salários tem sido responsável por um fenômeno conhecido por “pejotização”, que é a constituição de empresas por profissionais liberais, artistas e atletas com o objetivo de pagar menos impostos do que como autônomos ou assalariados.

Nesse contexto, a proposta de se aumentar alíquotas do imposto de renda das pessoas físicas sem revogar a isenção de dividendos não proporciona uma redistribuição de renda tão efetiva uma vez que as alíquotas progressivas da tabela do Imposto de Renda (IRPF) só atingem os “rendimentos tributáveis”, o que não inclui atualmente a distribuição de lucros e dividendos que são as principais fontes de renda dos mais ricos. Então, qualquer proposta de reforma do imposto de renda que não passe pela tributação dos dividendos não será tão efetiva nos objetivos de contribuir com uma maior justiça fiscal e também gerar receitas extras para o governo.

Na atual conjuntura de crise, é pouco razoável crer na possibilidade de um equilíbrio fiscal com baixo crescimento. Isso implica que, no curto prazo, deveríamos no mínimo assegurar espaço fiscal para o investimento público e para gastos sociais de elevado impacto sobre o bem-estar das camadas mais vulneráveis da população.

Uma reforma tributária, que combine eficiência e equidade poderia atuar incentivando o crescimento econômico de longo prazo ao reduzir a tributação do lucro e da produção das empresas, ao mesmo tempo em que concentra o ajuste fiscal de curto prazo sobre uma pequena parcela da poupança dos mais ricos, não diretamente relacionada ao investimento, e, por conseguinte, vinculada a um maior nível de emprego e produto. Assim, ganha-se tempo para aprimorar outras propostas de reformas estruturais das despesas, debatê-las com a sociedade e pactuá-las democraticamente .

quinta-feira, 6 de outubro de 2016

Entrevista com Guilherme Estrella, geólogo, líder da equipe que chegou às reservas do Pré- Sal, por Paulo Moreira Leite.

Brasília, 20 de Julho de 2016.

Paulo M. Leite – Como explicar a descoberta de pré-sal brasileiro?
GUILHERME ESTRELLA – Há fatores econômicos, pois envolve investimentos pesados. Também é preciso ter um bom conhecimento da área a ser explorada, com uma pesquisa geológica de qualidade. Mas o fator político foi decisivo.
Paulo M. Leite - Por que?
GUILHERME ESTRELLA – No período que transcorreu a partir da reforma neoliberal da Constituição de 1988, com a consequente quebra do monopólio e a instalação do regime de concessão internacional, havia uma política não escrita mas praticada pelos governos da década de 90. Consistia em reduzir em 40% a presença da Petrobras nos trabalhos de engenharia e pesquisa. A razão disso era clara: pretendia-se estimular empresas estrangeiras a investir no Brasil. Estou convencido de que não era um comportamento casual, fruto de uma decisão de momento, mas uma decisão de caráter estratégico.
Paulo M. Leite – E como se fazia isso?
GUILHERME ESTRELLA – Impunha-se duas condicionantes a Petrobras. A primeira, era diminuir a participação da empresa nas licitações de blocos exploratórios promovidas pela Agencia Nacional do Petróleo, ANP. Disputando menos blocos, a empresa tinha menos áreas para pesquisar e explorar. A segunda consequência é que, na prática, essa situação obrigava a Petrobras a atuar apenas na bacia de Campos, então responsável por 80% da produção brasileira. Eram condicionantes gravíssimas para a empresa e para o Brasil.
Paulo M. Leite – E por que?
GUILHERME ESTRELLA – Vamos lembrar o que acontecia em 2002. Naquele momento, os blocos exploratórios da Petrobras eram suficientes para companhia manter sua atividade apenas até 2008. Pensando aonde poderíamos estar, se essa visão fosse mantida, é difícil imaginar o destino da companhia. Com certeza, seria uma empresa menor e mais fragil. Só para dar uma ideia. Em 2002, investimentos em pesquisa ficavam em US$ 110 milhões. Hoje, se encontram em US$ 1,1 bilhão. O lucro líquido foi de R$ 8,1 bilhões em 2002. Em 2013, passava de US$ 23 bilhões. Nós tínhamos 11 bilhões de barris em reservas. Hoje, são 16,5 bilhões. Se aquelas condicionantes fossem atendidas, vários blocos já sob domínio da Petrobras já teriam sido devolvidos a ANP em agosto de 2003.
Paulo M. Leite – Qual era o outro efeito grave dessas condicionantes?
GUILHERME ESTRELLA – Num fato elementar do setor de E & P da nossa indústria , os campos de petróleo e ou gás natural perdem produção de modo acentuado após cinco anos. Em média, a perda pode chegar a 10% ao ano. Podemos imaginar o que isso iria significar para a Petrobras: uma situação, absolutamente fora de controle, da perda de sustentabilidade nos dez anos seguintes. Era um quadro de risco que estava começando em 2002.
Paulo M. Leite – O que aconteceu então?
GUILHERME ESTRELLA – Logo depois da posse do novo presidente eleito rompeu-se com a política neoliberal que estava em vigor, e que gerava uma relação perigosa de dependência externa. Numa decisão impecável, do ponto de estratégico, que foi ficando clara em inúmeros pronunciamentos, ele mudou a mensagem que vinha do governo. Mais uma vez de forma não escrita, dizia que a Petrobras iria reassumir sua posição de principal condutora do setor petrolífero, voltando a participar de forma concreta na retomada do desenvolvimento industrial brasileira.
Paulo M. Leite – Sabemos que essa postura foi bem recebida dentro da empresa. Por que?
GUILHERME ESTRELA – Não poderia ser de outra forma. Estávamos falando em investir fortemente nos blocos que, na situação anterior, deveriam ser devolvidos a ANP já em agosto. Foi assim que descobrimos os Santos os campos de Uruguá e Tambaú, de petróleo. Também encontramos o campo de gás de Mexilhão.
Paulo M. Leite – Não era Mexilhinho?
GUILHERME ESTRELA – Nunca foi. Esse termo depreciativo em relação a Petrobras e seus funcionários, foi uma fruto de uma crítica precipitada, de quem estava impaciente para condenar a nova orientação política da empresa. Na verdade, era uma avaliação em cima dos primeiros resultados da exploração, quando se colhe uma amostra parcial, incerta, que deve ser confirmada ou desmentida mais adiante. Estava totalmente errada. Com o tempo, revelou-se que Mexilhão era, simplesmente, maior campo de gás natural já descoberto em território brasileiro.
Paulo M. Leite – O efeito da nova postura do governo foi imediato, então?
GUILHERME ESTRELLA – Sim. Com essas três descobertas foi possível confirmar a existência de um "sistema petrolífero" na bacia de Santos. Até então, ela ficara relegada ao segundo plano nas prioridades exploratórias da Petrobras. Isso porque, sem investimentos em novas pesquisas, parecia conter, numa área de extensão gigantesca, um único e pequeno campo de gás natural, descoberto pela Shell, ainda no período dos contratos de risco da década de 1970. Na bacia do Espírito Santo foi descoberto o Campo de Golfinho, de óleo leve (de menor custo de refino) e muito gás. Foram abertas, assim, perspectivas exploratórias muito interessantes naquela bacia sedimentar, logo acima de Campos. Até então, ela era considerada não atrativa para as atividades da empresa. Tanto assim que a decisão de fechar a unidade de E&P, em Vitória, já estava tomada.
Paulo M. Leite – Qual a importância dessa nova postura para a descoberta do pré-sal?
GUILHERME ESTRELLA – A partir deste momento, estávamos a um passo do pré-sal. Não vamos nos enganar. A base de qualquer avanço de envergadura consiste em aproveitar oportunidades exploratórias criadas pela competência técnica e geocientífica de uma companhia. Por essa razão é correto dizer que tudo o que veio depois significou o coroamento das decisões estratégicas de 2003. Seguindo nesta direção, na licitação da ANP daquele ano a Petrobras foi bastante agressiva. Arrematou inúmeros blocos, dentro e fora da bacia de Campos, persistindo na tendência que permitiu recompor a forte posição exploratória da companhia a longo prazo.
Paulo M. Leite – Como as concorrentes estrangeiras reagiram a essa postura?
GUILHERME ESTRELLA – Um fato importante da licitação de 2003, que marcou uma virada estratégica, é que a área corporativa da Petrobras havia costurado alianças de participação com empresas estatais e também privadas estrangeiras. Mas, num ato conjunto, totalmente inesperado, elas simplesmente nos comunicaram, às vésperas da licitação, que não estavam mais interessadas nas alianças anteriores.
Paulo M. Leite – O que isso queria dizer?
GUILHERME ESTRELLA – Em meu entendimento, foi uma clara reação contra o governo. Elas demonstraram que as decisões já tomadas não atendiam seus interesses. Diante disso, a reação da Petrobras foi a de aumentar a agressividade na licitação. Isso permitiu a recomposição de nossa carteira exploratória, agora 100% Petrobras, para os anos vindouros.

Paulo M. Leite – Nós sabemos que entre 2007 e 2010, quando o governo brasileiro criou e depois conseguiu aprovar as regras do pré-sal no Congresso, o bicho pegou justamente na hora em que se garantiu a condição da Petrobras como operadora única, com participação obrigatória mínima de 30%. É justamente este ponto que o projeto de José Serra pretende modificar. Qual a importância dessa decisão?
GUILHERME ESTRELLA – Para entender: é o operador que decide a tecnologia de construção de poços e de produção de óleo e gás. Este trabalho oferece uma extraordinária oportunidade de pesquisa e desenvolvimento para todo tipo de inovações tecnológicas e operacionais. O pré sal brasileiro encontra-se a mais de 2000 metros de profundidade de mar. É a última fronteira geológica disponível para a produção de óleo e gás. A empresa que opera suas atividades será imensamente beneficiada, pois tudo passa por sua mão. Ela define a engenharia de projetos e de operação dos grandes sistemas de produção submarina. Também toma decisões sobre o trabalho no fundo do mar, a coleta e transporte até as unidades flutuantes, navios ou plataformas. São dimensões de amplo espectro, que representam o grande saldo de conhecimento para o futuro, para os novos mercados e novas oportunidades.
Paulo M. Leite – Como se tomou a decisão de garantir a Petrobras como operadora única?
ESTRELLA – O governo sofreu pressões de todos os lados. Na própria Petrobras, um grande contingente de técnicos não conseguia vislumbrar a extraordinária oportunidade para o desenvolvimento nacional que a condição de operadora única representa. Havia a mesma dúvida em diversos níveis do governo federal. E é claro que já ocorriam pressões diretas das partes interessadas em mudar as regras a seu favor. Isso explica o email de agosto de 2009, quando a gerente no Brasil de uma petrolífera norte-americana, escreveu a seus superiores nos EUA. Alertava que o pre sal era uma grande ameaça aos interesses das empresas norte-americanas mas chamava a atenção para o fato de que se o candidato a presidente José Serra vencesse as eleições em 2010, aquele marco seria revogado. Convém lembrar que não foi a única manifestação neste sentido. Naquela época, recebi a visita de um cônsul dos Estados Unidos, em meu gabinete, falando do interesse de empresas de seu país em participar do pre sal. Ouvi um mesmo apelo de um executivo que visitei a trabalho no Texas.
Paulo M. Leite – O que aconteceu de lá para cá?
ESTRELLA – Até aqui soubemos resistir a todas as pressões. Tanto a postura do governo à época, como a votação do Congresso, que aprovou a legislação adequada, garantiram à Petrobras as condições de realizar um processo de desenvolvimento científico e tecnológico brasileiro, autônomo, em benefício da sociedade, da população e de empresas genuinamente brasileiras. Em cada área de competência, todos tiveram a oportunidade de mostrar capazes em escala mundial. A prova está na produção. Num prazo relativamente curto, em junho a produção do pré sal brasileiro fechou em 1,2 milhão de barris por dia, número recorde, que já representa quase metade da produção total do país.
Paulo M. Leite – Ao lado do então presidente da Petrobras, Sergio Gabrielli, o senhor participou de discussões com o presidente Lula, em 2007, quando se confirmou a existência do pré sal. Como foi?
ESTRELLA – É preciso lembrar o que estava acontecendo no mercado mundial de petróleo naquele momento para se ter uma ideia da importância da discussão que fazíamos em Brasília. O Iraque havia sido invadido, ocupado e destruído. A causa, como o planeta inteiro sabia, era a crescente dependência energética da Europa do petróleo e gás da Rússia, e dos Estados Unidos em relação ao Oriente Médio. Neste cenário energético desesperador para as nações hegemônicas ocidentais, obrigadas a mobilizar a OTAN e a realizar uma guerra, o Brasil aparece do outro lado do Atlântico, tirando da cartola a maior província petrolífera descoberta em 50 anos em todo o planeta. Pode-se imaginar o tipo de pressão que passamos a receber.
Paulo M. Leite – Quais pressões foram essas?
ESTRELLA – Por suas características, a descoberta do pré sal exigia uma mudança no sistema de exploração em vigor no país até então. O velho sistema de concessão precisava ser substituído pelo sistema de partilha, caso contrário o Brasil deixaria de receber os maiores benefícios da descoberta que acabava de ser feita.
Paulo M. Leite – O que precisava mudar?
ESTRELLA – Sabemos que o regime de concessão só é conveniente em situações de risco, onde quem procura petróleo não pode saber o que vai encontrar após a perfuração. Em compensação, quando encontra o que procura, as regras lhe garantem a propriedade integral da área. Mas estava claro, na primeira exposição feita ao presidente, com base numa área chamada de "Picanha Azul", porque tinha a forma de carne para churrasco, que não havia risco algum. Era um caso de risco exploratório zero. Neste caso, de risco zero, o regime de concessão deixava de ser interessante. Também precisávamos garantir que a Petrobras se tornasse a operadora única do pré-sal, em função dos benefícios envolvidos. Não eram, no entanto, decisões politicamente simples nem fáceis.
Paulo M. Leite– Por que?
ESTRELLA – A simples perspectiva de que estávamos a tratar de uma província petrolífera imensa, em termos mundiais, não era aceita por todos, mesmo na Petrobras. Havia o receio de que, com todas limitações que o conhecimento da geologia apresenta – lida-se com dados indiretos, que devem ser interpretados – poderia ser muito arriscado para o governo tomar decisões desse porte. Além disso, queríamos fazer uma mudança de legislação que equivale a retirar a propriedade de grandes reservas técnicas das grandes empresas privadas internacionais, que são, mundo afora, as responsáveis técnicas por se apropriarem de reservas de petróleo e gás natural para abastecer seus países sede e lhes garantirem, estrategicamente, segurança energética nacional.
Paulo M. Leite– Qual foi a reação a isso?
ESTRELLA – Estamos falando de uma mudança de enorme significado geopolítico, de abrangência mundial. Quando a descoberta do pré sal brasileiro foi tornada pública, em meados de 2007, a quarta frota da Marinha de guerra norte-americana foi reativada para atuar no Atlântico Sul, num sinal contundente de que a nação hegemônica ocidental havia inserido o Brasil e sua gigantesca descoberta entre seus interesses estratégicos.
Paulo M. Leite – O que se passou a seguir?
ESTRELLA – O governo estava decidido a retirar a Picanha Azul da 9a. rodada de licitações da ANP, marcada para o segundo semestre. Eram necessários retirar os 41 blocos de uma licitação cuja abrangência já era formalmente conhecida, pelo edital já publicado. Apesar da posição do presidente, havia resistências internas. O argumento é que aquilo poderia ser interpretado como uma "quebra de regras já estabelecidas com o setor petrolífero mundial" e que poderiam haver "retaliações" por parte das empresas petroleiras estrangeiras no sentido de não mais investir no Brasil. Era este o debate. Em nada muito diferente daquilo que vemos hoje, como sabemos.
Paulo M. Leite – O que o governo fez?
ESTRELLA – Nós, geólogos, engenheiros, pesquisadores, antevíamos a possibilidade do pre sal ser a viga mestra da energia necessária para o desenvolvimento do país. Era o que conseguíamos enxergar. Num estalo, bolaram o fundo social a ser abastecido com abundantes recursos financeiros para saúde, educação, emprego e moradia, sem falar em ciência e tecnologia.
Paulo M. Leite – Como o senhor entende o projeto elaborado pelo Serra?
ESTRELLA – Ele retira da Petrobras a responsabilidade de atuar como operadora unica do pré sal brasileiro. Cria o "direito de escolha", outorgando a empresa a decisão de participar ou não dos consórcios formados nos leilos da ANP para disputar os blocos do pré sal.
Paulo M. Leite – O que isso significa?
ESTRELLA – O projeto fere a essência do marco regulatório na media em que o abrangente leque de oportunidades de pesquisa e desenvolvimento pode ser transferido para outra empresa, certamente estrangeira, pois não há empresa de capital nacional com porte e capacitação para a atividade. O que se quer é mudar uma situação que vai selar a Petrobras como a mais competitiva e competente empresa petrolífera do planeta.
Paulo M. Leite – A importância do pré sal é tão grande assim?
ESTRELLA – Estamos falando do filé mignon da indústria de petróleo mundial. Tanto é assim que, com base nos resultados obtidos pela Petrobras no Brasil, a Exxon norte-americana conseguiu um acordo para se tornar operadora única do pre sal em Angola. Ninguém vai dizer que a regra que vale para a Exxon não é boa para a Petrobrás, certo?
Paulo M. Leite – Do ponto específico do Brasil, qual a vantagem da operadora única?
ESTRELLA – Na prática, significa renunciar a uma oportunidade – quem sabe única – de desenvolvimento tecnológico industrial sustentado.
Paulo M. Leite – Um dos mistérios do pré-sal consiste em saber o que aconteceu com a Shell: como é que um dos gigantes privados do petróleo mundial, que chegou tão perto do pré sal, perdeu uma oportunidade dessas?
ESTRELLA – Realmente a empresa anglo-holandesa operou um bloco exploratório sob o regime de concessão, na mesma área onde mais tarde a Petrobras descobriu o campo de Libra. A diferença estava no conhecimento que a empresa possuía sobre a área. Ela tinha como objetivo fazer pesquisas nos reservatórios acima do camada de sal, que na bacia de campos são os principais produtores. Ao atravessar essa seção geológica, decidiu interromper a perfuração, dar o bloco como testado e devolver a área a ANP.
Paulo M. Leite – Como isso foi possível?
ESTRELLA – Minha interpretação pessoal é que ocorreram dois fatores. Ao contrário da Petrobras, a Shell desconhecia as reais possibilidades daquele "sistema petrolífero" que produziu praticamente todo o petróleo e gás natural descoberto na extensa costa brasileira, em particular na bacia de Campos, até então a maior produtora. Também deve ter considerado os altos custos de prosseguir a perfuração. Sem poder avaliar o enorme potencial que poderia ser encontrado imediatamente abaixo de uma espessa camada de sal, decidiu não testá-lo.
Paulo M. Leite – Pode-se concluir alguma coisa desse episódio?
ESTRELLA – É possível fazer várias reflexões. A primeira é lembrar que a atividade de explorar e produzir petróleo não é um negócio para banqueiros. Envolve grandes investimentos, alto risco e a possibilidade de grandes perdas. Quem for fazer cálculos na ponta do lápis irá concluir que é mais garantido investir na poupança da Caixa Econômica, em troca daquela modesta remuneração mensal. Um poço exploratório de petróleo em alto mar não custa menos de US$ 50 milhões. As chances de sucesso, na média mundial, são de uma descoberta em cada dez tentativas. É quase uma aventura, o que reforça a necessidade de investir em pesquisas, que permitem ter um conhecimento científico real, apoiado em realidades concretas. Essa foi outra diferença entre a Petrobras e as demais empresas. Nossas pesquisas sempre nos colocaram a frente em matéria de conhecimento em águas brasileiras. Os críticos podem não aceitar mas o pré sal confirma isso.

Paulo M. Leite– Só para retornar ao ponto urgente em discussão no Congresso, que envolve o projeto sobre o pré-sal brasileiro, a maior reserva de petróleo nos últimos 50 anos. O ponto central da mudança envolve retirar a Petrobras da condição de operadora única do pré-sal. Falamos disso antes, mas eu gostaria de saber se o senhor gostaria de acrescentar algo.
GUILHERME ESTRELLA – Eu acho importante reconhecer que na disputa pela soberania energética das nações, não há lugar para bom mocismo nem ingenuidade. É guerra entre mastodontes, que frequentemente envolve ações típicas de pirataria, em pleno século XXI, e também pode levar a confrontos abertos. A regra é: escreveu não leu, aparecem porta aviões ou cruzadores -- quando as reservas estão no mar.
Paulo M. Leite – O senhor não está exagerando?
GUILHERME ESTRELLA – Precisamos entender que “operador” de uma área está longe de ser apenas uma equipe técnica que cumpre determinações de quem obteve a concessão para pesquisar e explorar petróleo. Todas as empresas que participam de uma licitação vencedora, mesmo que não tenham a maioria das cotas, adquirem um status de “proprietário” das instalações, sistemas submarinos, navios de produção, equipamentos, tubulações de transferência. O operador é quem manda e desmanda. São as equipes do operador que, a bordo, embarcadas ou em terra, assumem a coordenação das operações. Também são elas que se apropriam, manuseiam e interpretam todos os dados de engenharia e geologia das rochas que produzem petróleo e gás natural dos sistemas implantados. Este sistema é cuidadosamente tratado pelo operador. Os segredos são guardados a sete chaves, pois são informações absolutamente confidenciais, apontam para novas descobertas e prioridades de investimentos.
Paulo M. Leite – Para os leigos, esse debate sobre “operador exclusivo” parece um debate técnico, sem maiores consequências na exploração do petróleo, sem nenhuma implicação sobre a soberania de uma nação...
GUILHERME ESTRELLA – As “prerrogativas” do operador têm um incalculável valor científico, tecnológico e financeiro para a empresa que comanda os trabalhos. Imaginemos uma gigantesca instalação de uma empresa estrangeira, que trabalha para o país-sede e até se confunde com seu governo, produzindo enormes volumes de petróleo e gás natural, insumos estratégicos, essenciais, para seus países de origem. Em termos financeiros, coisa de uma dezena de bilhões de dólares investidos. A bordo, centenas de cidadão estrangeiros: técnicos, engenheiros, geólogos, especialistas de alto padrão profissional. Peculiaridade: este magnífico sistema industrial marítimo se localizada a 300 km de nossa costa, nas proximidades dos limites de nossa zona econômica exclusiva, a chamada “Amazonia Azul.” Pois bem. Como é frequente em investimentos dessa natureza, chega um dia em que surgem divergências de qualquer tipo. Nas últimas décadas, no mundo do petróleo e gás, essas divergências têm sido muito comuns, como todos sabemos. Neste caso, o Brasil, no exercício de sua soberania, toma a decisão de intervir nas instalações. Estamos falando de uma decisão de envergadura, quando um acordo comercial se torna uma questão política. Alguém poderia me dizer o que aconteceria? A Marinha certamente está preocupada com isso.
Paulo M. Leite – Em 1976, o senhor participou da descoberta do campo de Majnoon, no Iraque, um dos grandes campos de petróleo do mundo, na época, episódio que também produziu ensinamentos úteis para o Brasil. Como foi?
GUILHERME ESTRELLA – A história do super campo de Majnoon, com uma reserva que chegamos a estimar em 80 bilhões de barris, é especialmente importante, porque ajuda a entender o caráter criminoso que pode assumir a disputa pelas áreas ricas em petróleo. Este campo era o verdadeiro alvo, o grande botim procurado pelos invasores do Iraque em nome da chamada Colização da OTAN, promovendo um genocídio que envergonha qualquer noção de civilização. A barbárie promovida no Iraque, com base na mentira inventada de que o país possuía armas de destruição em massa, é uma lição exemplar sobre a absoluta falta de qualquer sentido ético por parte do esforço das grandes potências para garantir seu suprimento de gás e petróleo. A causa real dessa invasão, um ato de pirataria em pleno século XXI, foi a tentativa, apoiada por tropas e forças mercenárias, de recuperar Majnoon.
Paulo M. Leite – Qual a relação da Petrobras com Majnoon?
GUILHERME ESTRELLA – No início da década de 1970, o Brasil vivia uma fase de grande crescimento econômico. Mas, naquele tempo, nossa produção de petróleo era baixa: as importações cobriam 80% das necessidades do país. Não tínhamos pesquisas apuradas, capazes de identificar a riqueza de nossos reservas e, por isso, em 1972 foi criada a Petrobras Internacional, Braspetro. Sua missão era explorar e produzir petróleo no exterior, usando a tecnologia que já possuíamos para reforçar o suprimento nacional. Em julho de 1971, o governo do Iraque nacionalizou as empresas estrangeiras que controlavam o setor de petróleo e gás do país. Numa decisão obviamente a mando dos países de origem dessas empresas – Estados Unidos, Reino Unido, França e Holanda – a Corte Internacional de Haia decretou o bloqueio do petróleo iraquiano, que a partir de então não poderia ser comercializado. Era uma forma de estrangular um esforço legítimo de um país por sua soberania, que inclui o melhor aproveitamento possível dos recursos naturais, que deve ser assegurado a toda nação. Em 1973, o preço do barril de petróleo quadriplicou. Numa medida que seria seguida por outros países, que se recusavam a arcar com um prejuízo que não lhes dizia respeito, o governo brasileiro decidiu quebrar esse o bloqueio. Naquele período, Ernesto Geisel era o presidente da Petrobras. Os países da OPEP fizeram um movimento na mesma direção. Para estimular a chegada de investimentos de fora, criaram a categoria de “cliente preferencial”, que envolvia um conjunto de facilidades para países importadores dispostos a exploração petróleo em seus territórios. Era uma decisão política, como tudo o que acontece no petróleo.
Paulo M. Leite – Quando Braspetro decidiu ir para o Iraque?
GUILHERME ESTRELLA – A empresa foi para o Iraque em 1973, logo iniciando os trabalhos de exploração. Mesmo com apoio de excelentes estudos de geologia de superfície e de geofísica, nós sabemos que é um trabalho de risco. O primeiro poço foi aberto -- sem sucesso. Mas aprovamos a perfuração de um segundo poço. Era Majnoon, onde assumi, em 1976, o cargo de gerente de exploração. Num trabalho de equipe, que envolveu vários profissionais por um longo período de estudo, e que não deve de forma alguma ser visto como fruto de uma ação individual, logo surgiram sinais de que se tratava de uma reserva realmente enorme. Tão grande que, nos anos seguintes, era possível perceber que havia sido criada uma situação insustentável, do ponto de vista político e estratégico. O governo do Iraque não tinha condições de deixar a exploração de Majnoon com uma empresa de país estrangeiro, ainda que fosse do Brasil, país que se recusara a participar do boicote. Em 1978, o contrato foi suspenso. É bom reconhecer que não éramos donos de Majnoon. Éramos prestadores de serviço do governo iraquiano, apenas.
Paulo M. Leite – O que aconteceu depois?
GUILHERME ESTRELLA – Foi feito um grande movimento, por parte do governo dos Estados Unidos e seus aliados, para recuperar a situação anterior. Entramos, assim, numa época em que a disputa pelo abastecimento de petróleo, até hoje responsável por 90% da energia que move a economia e a vida cotidiana do planeta, assume o caráter aberto de uma disputa militar permanente. Ela provocou a destruição da Líbia como país e como sociedade organizada. Idêntica situação viveu o Egito. O povo foi à rua e derrubou uma ditadura de 40 anos. O novo presidente, eleito democraticamente, só precisou murmurar que, em sua opinião, os contratos de gás natural do Delta do Nilo precisavam ser revistos, em benefício da população do país. Semanas depois, foi deposto e uma nova ditadura instalada no país. O que está acontecendo no Brasil, país que acabou de descobrir imensas reservas de seu petróleo e gás, as mais promissoras em 50 anos?
Paulo M. Leite – O que está acontecendo?
GUILHERME ESTRELLA – Tudo o que os governos que representam as grandes empresas de petróleo desejam é retornar ao mundo anterior a 1971. Convém lembrar que nessa época toda resistência era vencida pela força, como aconteceu com o golpe que instaurou a ditadura pró-Estados Unidos de Reza Pahlevi, e na intervenção na Argélia.

Paulo M. Leite – O senhor fez carreira como geólogo na Petrobras, onde ingressou em 1964 e permaneceu até a aposentadoria. Retornou em 2003, como diretor, já no governo Lula. Como civil, o senhor acompanhou de perto o período do regime militar. Como analisa essa época?
GUILHERME ESTRELLA – É praticamente impossível fazer uma análise isenta de um período em que se praticou o terrorismo de Estado. Mas é possível tentar interpretar o papel e as responsabilidades, que as Forças Armadas assumiram no país. Aceito a visão de que possuem a soberania nacional como valor maior e que, quando este conceito está sendo subvertido, não incomoda sua consciência a iniciativa de extinguir, pela violência, o regime democrático, a Constituição, os direitos da cidadania e os direitos humanos. Foi o que aconteceu em 1964 e não há argumento que torne isso aceitável. Mas, dentro de uma exercício reflexivo distanciado, sobre a história do país, pode-se apontar, isoladamente, alguns fatos positivos. Foi assim ao aceitar a noção de que nossa deficiência no insumo "energia" sempre foi um entrave para nosso desenvolvimento, que representava uma ameaça à segurança nacional e que era preciso enfrentar isso. A ditadura militar sempre teve na Petrobras a ferramenta de governo nessa matéria.
Paulo M. Leite – Por que isso é tão importante?
GUILHERME ESTRELLA – Não acho difícil entender que o maior entrave no nosso processo industrial foi a deficiência energética. Perdemos a primeira revolução industrial porque não tínhamos carvão. Atravessamos o século XIX produzindo energia em padrões quase medievais. A base era a roda dágua, a tração animal, o carvão vegetal, o braço escravo. Perdemos a segunda revolução industrial porque não tínhamos petróleo. Nosso precário parque industrial estava condenado a produção de tecidos, calçados e outras mercadorias primárias, em empresas movidas a energia hidroelétrica, de pequenas usinas, com tecnologia e engenharia totalmente importadas. Nas décadas de 50, 60 e 70, construímos nossas grandes hidroelétricas e não há dúvida de que este foi o momento de decolagem -- mesmo assim supertardia -- da industrialização brasileira. Num país continental, sem ferrovias, onde tudo se baseava no transporte ferroviário, petróleo e gás seguiam sendo nosso calcanhar de aquiles. Os governos da ditadura conheciam esta realidade e fortaleceram a Petrobras, elevando bastante os investimentos em exploração de petróleo.
Paulo M. Leite – Como foi este esforço?
ESTRELLA – Num tempo de petróleo barato, a 3 dólares o barril, não era uma opção ditada pelo mercado. Não havia motivação para ganhos imediatos, como nunca houve em nossa indústria. Era uma decisão estratégica, que olhava para o futuro, que se mostrava menos fácil de alcançar do que muitos imaginavam. Primeiro alvo de exploração, as bacias terrestres não responderam. Em 1968 fomos para a plataforma continental, que se situa em até 200 metros na lâmina dágua. Logo no segundo poço descobrimos o campo de Guaricema, no mar de Sergipe, a 80 metros de profundidade. Seguiram-se outras descobertas. Seis anos mais tarde, em 1974, a Petrobras descobriu o campo de Garoupa, na Bacia de Campos, que abriu a grande perspectiva brasileira de produção de petróleo no mar. Foi um imenso progresso, mas a auto suficiência não estava no horizonte. Em 1975 o governo quebra o monopólio estatal da Petrobras e cria os chamados contratos de risco, abrindo a exploração no território nacional para empresas estrangeiras. Apesar da polêmica que os contratos de risco provocaram, a iniciativa acabou sendo frustrada pela falta de disposição, inapetência mesmo, daquelas empresas para enfrentar riscos exploratórios. Foi neste período que ocorreu um fato que, embora não seja muito lembrado hoje, acabou decidindo a história do setor petrolífero brasileiro.
Paulo M. Leite– O que foi?
ESTRELLA – Naquele momento, grande parte da área leste e sudeste da plataforma brasileira fora coberta pelo chamado método geofísico sismográfico de prospecção petrolífera. Para atender, também, objetivos estratégicos da Marinha, ligados a definição da zona marítima brasileira de interesse econômico exclusivo, a Petrobras atirou várias linhas sísmicas muito além do limite de 200 metros da plataforma continental. Chegou a águas de 1000 e até 2000 metros de profundidade. Estas linhas sísmicas mostraram diversas feições geológicas que, teoricamente, eram muito prospectivas para óleo e gás. Mas não havia tecnologia disponível para que se produzisse óleo e gás nessa profundidade.
Paulo M. Leite – O que aconteceu então?
ESTRELLA – Naquela segunda metade de 1970, ocorreu um fato que não é muito lembrado. Toda aquela faixa de águas profundas e promissoras, foi dividida e quadriculada, em grandes blocos quadrados, como se fosse um tabuleiro de xadrez. Metade eram blocos brancos, metade eram blocos negros. Por iniciativa do governo -- estávamos no período Geisel -- as empresas estrangeiras que se encontravam no país por causa dos contratos de risco foram chamadas a participar de leilões competitivos, onde seriam oferecidas concessões exploratórias em toda a extensão da faixa, menos na bacia de Campos, onde já se havia descoberto óleo e gás. A proposta era: blocos brancos ficariam com a Petrobras, os pretos seriam licitados entre as empresas estrangeiras. Ou vice-versa, não me recordo direito. As empresas estrangeiras não quiseram participar.
Paulo M. Leite – Por que?
ESTRELLA – Pela falta de tecnologia. Decidiram que até poderiam se interessar pela oferta, com a condição de que dos contratos de concessão constasse uma cláusula de "aguardo de tecnologia." Isto significava que o período no qual deveriam cumprir suas obrigações de exploração e pesquisa de somente seria contado depois que as tecnologias de produção de óleo e gás estivessem desenvolvidas, testadas e disponíveis. A Petrobras não aceitou e encerrou o processo.
Paulo M. Leite– O que se pode aprender com este episódio, que teve um papel importante para a descoberta do pré-sal?
ESTRELLA – Este fato exibe a sensibilidade do governo de então para o caráter estratégico nacional do desenvolvimento tecnológico do setor petrolífero brasileiro. Não muito mais tarde, quando os contratos de risco já estavam extintos, a Petrobras descobre os grandes campos de águas profundas na bacia de Campos. Intramuros, com conhecimento, tecnologia e projetos inovadores, genuinamente brasileiros, a Petrobras construiu e implantou os grandes sistema de produção naquela bacia. A capacitação e competência que foram adquiridas neste processo aparelhou tecnologicamente a empresa para realizar a produção, em prazos recordes, de forma pioneira, das imensas reservas do nosso pré-sal, agora em águas abaixo dos 2000 metros de profundidade. Desde então, o Brasil conta com uma oferta abundante de energia, que nos assegura uma matriz energética estável, equilibrada, sem altos e baixos tão comuns no período anterior. Somos, afinal, um país soberano para promover a retomada do nosso processo industrial autônomo, para servir a interesses essencialmente brasileiros, com base na inteligência e competência dos brasileiros.

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segunda-feira, 10 de outubro de 2016

Inteiro teor do Projeto de lei PL 4567/2016 que altera a Lei 12351/2010

Documento desconstrói a PEC 241 e o discurso da austeridade, por Brasil Debate.

quinta-feira, 6 de outubro de 2016

Entrevista com Guilherme Estrella, geólogo, líder da equipe que chegou às reservas do Pré- Sal, por Paulo Moreira Leite.