I - Introdução

Com a Lei da Partilha de Produção, instituído pela Lei n.º 12.351/10, suscitaram-se diversas questões controvertidas sobre o novo regime jurídico de exploração e produção de petróleo e gás natural.  Dentre as questões controvertidas, suscitou bastante debate a possibilidade de o contratado apropriar-se do óleo referente ao valor correspondente aos royalties, nos termos do art. 2º, inciso I e III[1] da referida lei e a norma contida no §1º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 com a redação alterada pelo art. 2º da Lei n.º 12.734/11[2], que veda, em qualquer hipótese, o seu ressarcimento ao contratado.

Desta forma, abordarei a compatibilidade entre as normas supra referidas e defenderei o direito de o contratado se apropriar em óleo dos valores pagos de royalties.

II - Modelo Constitucional

A execução indireta do monopólio da União para a exploração e produção de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos foi aprovado pela Emenda Constitucional n.º 09/05 por meio de alterações insculpidas no art. 177 da CRFB[3].

Nos termos do §1º e do inciso II do §2º do art. 177, a lei definirá as condições de contratação, já tendo o Supremo Tribunal Federal (STF) definido que a União pode estabelecer, entre as condições legais da contratação, a quem cabe a propriedade (integral ou parcial) do produto da atividade monopolizada, ou seja, do petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluídos produzidos, nos seguintes termos: 

“O conceito de monopólio pressupõe apenas um agente apto a desenvolver as atividades econômicas a ele correspondentes. Não se presta a explicitar características da propriedade, que é sempre exclusiva, sendo redundantes e desprovidas de significado as expressões ‘monopólio da propriedade’ ou ‘monopólio do bem’. (...) A Constituição do Brasil enumera atividades que consubstanciam monopólio da União (art. 177) e os bens que são de sua exclusiva propriedade (art. 20). A existência ou o desenvolvimento de uma atividade econômica sem que a propriedade do bem empregado no processo produtivo ou comercial seja concomitantemente detida pelo agente daquela atividade não ofende a Constituição. O conceito de atividade econômica (enquanto atividade empresarial) prescinde da propriedade dos bens de produção. A propriedade não consubstancia uma instituição única, mas o conjunto de várias instituições, relacionadas a diversos tipos de bens e conformadas segundo distintos conjuntos normativos – distintos regimes – aplicáveis a cada um deles. A distinção entre atividade e propriedade permite que o domínio do resultado da lavra das jazidas de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos possa ser atribuída a terceiros pela União, sem qualquer ofensa à reserva de monopólio (art. 177 da CF/1988). A propriedade dos produtos ou serviços da atividade não pode ser tida como abrangida pelo monopólio do desenvolvimento de determinadas atividades econômicas. A propriedade do produto da lavra das jazidas minerais atribuídas ao concessionário pelo preceito do art. 176 da Constituição do Brasil é inerente ao modo de produção capitalista. A propriedade sobre o produto da exploração é plena, desde que exista concessão de lavra regularmente outorgada. Embora o art. 20, IX, da CF/1988 estabeleça que os recursos minerais, inclusive os do subsolo, são bens da União, o art. 176 garante ao concessionário da lavra a propriedade do produto de sua exploração. Tanto as atividades previstas no art. 176 quanto as contratações de empresas estatais ou privadas, nos termos do disposto no § 1º do art. 177 da Constituição, seriam materialmente impossíveis se os concessionários e contratados, respectivamente, não pudessem apropriar-se, direta ou indiretamente, do produto da exploração das jazidas. A EC 9/1995 permite que a União transfira ao seu contratado os riscos e resultados da atividade e a propriedade do produto da exploração de jazidas de petróleo e de gás natural, observadas as normais legais. Os preceitos veiculados pelos § 1º e § 2º do art. 177 da Constituição do Brasil são específicos em relação ao art. 176, de modo que as empresas estatais ou privadas a que se refere o § 1º não podem ser chamadas de ‘concessionárias’. Trata-se de titulares de um tipo de propriedade diverso daquele do qual são titulares os concessionários das jazidas e recursos minerais a que respeita o art. 176 da Constituição do Brasil.” (ADI 3.273 e ADI 3.366, Rel. p/ o ac. Min. Eros Grau, julgamento em 16-3-2005, Plenário, DJ de 2-3-2007.)

Com base nesta autorização constitucional, foi instituído o regime de concessão por meio da Lei n.º 9.478/97 e regime de partilha de produção por meio da Lei n.º 12.351/10.

III - Modificação introduzida pela Lei n.º 12.734/11 

Na redação original, os §§ 1º e 2º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 já vedavam a inclusão dos royalties e bônus de assinatura no Custo em Óleo:

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 do petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos líquidos de que trata o § 1º do art. 20 da Constituição Federal, vedada sua inclusão no cálculo do Custo em Óleo.

§ 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.

Tal vedação não colidia com o direito do contratado apropriar-se do volume da produção correspondente aos royalties devidos (art. 2º, inciso I), e nem com a definição de o Excedente em Óleo, que tem como base de cálculo o total da produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos deduzidas as parcelas relativas ao Custo em Óleo e aos royalties devidos (art. 2º, inciso III).

Na medida em que a lei não autorizou, no regime de partilha, que o contratado se apropriasse em óleo da parcela paga como bônus de assinatura, e que o conceito de Excedente em Óleo não permite a dedução da parcela de óleo relativa ao bônus de assinatura, o edital e o contrato também não poderiam fazer tal previsão, assim como não foi feito. Nestes termos, o risco da recuperação do valor pago com o Bônus de Assinatura é integralmente do contrato.

Com a alteração introduzida pelo art. 2º da Lei n.º 12.734/12 nos §1º e 2º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10, as normas passaram a ter a seguinte redação:

§ 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 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

A alteração legal, além de estabelecer a alíquota de royalties em 15% no §1º do art. 42, incluiu, na redação dos dois parágrafos deste artigo, a vedação do “ressarcimento” “em qualquer hipótese”, mantendo-se a impossibilidade de inclusão do volume correspondente aos royalties e do bônus de assinatura como Custo em Óleo.

Desta forma, o objeto da análise é verificar se a modificação legal acima apontada revogou tacitamente parcela dos incisos I e III do art. 2º, além de outros dispositivos que tratam das condições de apropriação pelo contratado do volume da produção correspondente aos royalties.

IV - O Regime de Partilha

No regime de partilha de produção, o Estado necessita fazer escolhas relacionadas ao government take, ou seja, às receitas petrolíferas que se apropriará: custos que podem ou não ser deduzidos do valor da produção pela companhia de petróleo; a incidência ou não de índice de correção monetária sobre tais custos; o limite e as condições de apropriação dos custos; a possibilidade ou não de dedução de royalties, tributos, bônus; além de definir o que ocorre após o pagamento dos custos à companhia petrolífera.[4] Tais escolhas são realizadas mediante análise técnica e econômica, mas inegavelmente representam uma decisão política.

A título de exemplo, no modelo de partilha da produção Indonésio de 1966, o limite anual para dedução de custo era de 40%, enquanto 65% do Excedente em Óleo cabia à companhia estatal daquele país, a Pertamina, restando 35% para as companhias de petróleo contratadas.[5] Já o contrato de partilha de produção da Malásia de 1976 estabelecia o limite de 20% da produção bruta para recuperação dos custos. Nas Filipinas, o contrato de partilha de produção fixou o limite de 60% e 70% da produção bruta de petróleo para recuperação dos custos; O contrato de partilha de produção líbio (Lybia-Mobil PSA) previa que os custos de exploração seriam suportados pela companhia de petróleo e que a Líbia suportaria 85% e 50% dos custos das operações on shore e off shore, respectivamente, permitindo o pagamento de tais custos pelas companhias de petróleo em até vinte anos.[6]

O regime puro de partilha da produção não inclui, entre as rendas governamentais, o pagamento de royalties; entretanto, não há qualquer impedimento para que o Estado opte pela cobrança de royalties no modelo de partilha de produção. No caso do Brasil, a cobrança de royalties não é uma opção, pois reflete observância a um comando constitucional: previsão de compensação financeira dos Estados e Municípios pela exploração dos recursos minerais, prevista no art. 20, §1º da CF. Tal compensação dá-se na forma de cobrança de royalties:

Art. 20. São bens da União:

(...)

IX - os recursos minerais, inclusive os do subsolo;

§ 1º - É assegurada, nos termos da lei, aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a órgãos da administração direta da União, participação no resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica e de outros recursos minerais no respectivo território, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, ou compensação financeira por essa exploração.  (grifei)

Em atendimento ao artigo constitucional, o pagamento de royalties foi previsto tanto na Lei nº 9.478/97 como na Lei nº 12.351/10. A definição dessa parcela governamental está prevista na Lei nº 12.351/12, art. 2º, inciso XIII, in verbis:

Art. 2º

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. 

Do exposto até o momento, é importante reforçar algumas premissas balizadora da concessão, antes de enfrentar a análise sobre a compatibilidade entre o art. 2º, incisos I e III, e o §2º do art. 42 ambos da Lei n.º 12.351/10. No regime de concessão o petróleo produzido é de propriedade do concessionário (empresa petrolífera); o Estado recebe royalties. No regime puro de partilha da produção, o Estado é o proprietário de todo o petróleo produzido, que é, então, partilhado com o contratado, após a dedução do volume equivalente aos custos incorridos pelo contratado. Em suma e de forma simplificada, pode-se afirmar que, no regime de partilha, o Estado recebe petróleo; no regime de concessão, royalties; uma parcela equivale à outra, no sentido de que, através delas, o Estado apropria-se da renda petrolífera.

No Brasil, o desenho do regime de concessão estabelece que o Estado recebe as seguintes participações especiais: royalties, participação especial, bônus de assinatura e pagamento pela ocupação ou retenção de área.

Entretanto, por força da previsão legal no art. 42, §1º da Lei nº 12.351/10, o regime de partilha adotado no Brasil mantém o pagamento de royalties antes da divisão do lucro em óleo. Esta mesma lei estabeleceu, em seu art. 2º, inciso I, para citar apenas esse inciso, que, em caso de descoberta comercial, o contratado 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.

Em outras palavras, a lei prevê o pagamento de royalties pelo contratado no percentual de 15% sobre o valor bruto da produção e lhe confere a apropriação do volume de produção correspondente aos royalties pagos.

O government take, ou seja, a renda petrolífera destinada à União no regime de partilha da produção é composta pelas seguintes parcelas: (i) pecúnia, equivalente ao pagamento de 15% sobre o valor bruto da produção; (ii) óleo, equivalente à parcela do excedente que lhe cabe e que, em atendimento à lei e à Resolução CNPE nº 05/2013  representará, na média do período de vigência do contrato, no mínico quarenta por cento para o preço do barril de petróleo de US$ 105,00[7]; (iii) pecúnia, equivalente ao pagamento do Imposto de Renda, à alíquota de 25%, pago pelo contratado sobre a parcela do Excedente em Óleo que lhe cabe na partilha; (iv) pecúnia, equivalente à Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL, à alíquota de 9% sobre o lucro líquido do contratado. Somadas essas parcelas, garante-se ao Estado brasileiro um percentual mínimo de 75% de government take.

V - Compatibilidade das normas

Esclarecidas tais premissas, passa-se à análise da compatibilidade das normas. Primeiramente, faz-se necessário expor as previsões que tratam da apropriação, pelo contratado, do volume de petróleo correspondente aos royalties no regime de partilha de produção desenhado pela Lei nº 12.351/10. Vejamos:

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;

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;

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

(...)      

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

(...)

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;

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

(...)

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;

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

(...)

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;

Art. 42

§ 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.

VI - Finalidade da alteração do §2º do art. 42 pela Lei n.º 12.734/12

Conforme exposto, para se entender a finalidade da alteração contida no §1º do art. 42, há que se cogitar, primeiro, a finalidade da alteração no §2º do art. 42 trazida pela Lei nº 12.734/2010, que, da mesma forma da modificação no §1º, veda o “ressarcimento” “em qualquer hipótese” da parcela relativa ao bônus de assinatura.

A redação originária do §1º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 já vedava a recuperação do valor pago a título de bônus de assinatura no Custo em Óleo, na medida em que o conceito de Excedente em Óleo só permite a dedução das parcelas relativas ao Custo em Óleo e aos royalties do volume total de produção.

Nos termos do art. 6º da Lei n.º 12.351/10, a única forma de restituição de custos necessários à execução do contrato é por meio da parcela prevista no inciso II do art. 2º desta mesma lei, ou seja, do “Custo em Óleo”, in verbis:

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.

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

...

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;

Ora, se para a execução das atividades de exploração e produção sob o regime de partilha o contratado precisa assinar o contrato de partilha de produção, que tem como requisito o pagamento do bônus de assinatura, poder-se-ia conceber que o bônus de assinatura poderia ser restituído/ressarcido ao contratado como “Custo em Óleo”, não fosse a nova redação do §2º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10. Contudo, a redação originária já proibia inclusão do bônus de assinatura como “Custo em Óleo”, sem necessidade de se incluir na sua redação a expressão “...sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado”.  

Na medida em que o bônus é um custo não recuperável, o contratado o contabilizará como parte do Excedente em Óleo a ser partilhado com a União, o que traz consequência direta na modulação da oferta, em leilão, do percentual de Excedente em Óleo para a União, nos termos do art. 18[8] da Lei n.º 12.351/10.

Desta forma, conclui-se que a modificação introduzida no §2º do art. 42 da Lei nº 12.351/2010 pelo art. 2º da Lei n.º 12.734/12 não acrescentou qualquer conteúdo à norma originária, servindo apenas de redundância acauteladora de qualquer outra forma de restituição/ressarcimento que pudesse ser previsto na elaboração do edital e do contrato de partilha.

Assim, nem sempre uma alteração legal de redação traz consigo uma alteração de conteúdo.

VII - Alteração do §1º do art. 42 pela Lei n.º 12.734/12 – Compatibilidade com o direito à apropriação do volume de óleo correspondente aos royalties pelo contratado

A principal alteração de conteúdo normativo introduzida pelo art. 2º da Lei n.º 12.734/12 no §1º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 foi na definição da alíquota de royalties em 15%, mantendo-se a impossibilidade de inclusão destas participações governamentais como Custo em Óleo.

Além da definição da alíquota de royalties, a Lei n.º 12.734/12 introduziu na redação do §1º do art. 42 a mesma alteração objeto de alteração da redação originária no §2º do art. 42, qual seja, a que veda o “ressarcimento” “em qualquer hipótese” da parcela relativa aos royalties.

O objeto da análise é verificar se o conteúdo normativo da modificação legal acima apontada teria o poder de revogar tacitamente parcela dos incisos I e III do art. 2º, além de outros dispositivos que tratam das condições de apropriação pelo contratado do volume da produção correspondente aos royalties.

Os incisos I e II do artigo 2º da Lei n.º 12.351/10 contêm o pilar do regime de partilha de produção. Nota-se que o art. 2º, inciso I e III definem, respectivamente, “Partilha da Produção” e “Excedente em Óleo”, definições estas intrínsecas ao regime de partilha de produção e imprescindíveis para a análise econômica de em projeto de exploração e produção neste regime.

A previsão da apropriação pelo contratado do volume da produção correspondente aos royalties pagos não configura ressarcimento ou indenização. Somente a parcela de Custo de Óleo é concebida como restituição, nos termos do já citado caput art. 6º da Lei n.º 12.351/10: “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 restintuição nos termos do inciso II do art. 2º” (destaquei).

Simplificando, para melhor entendimento, ao invés de receber o volume correspondente à produção de petróleo, o Estado recebe royalties. Em analogia, é como se o contratado “comprasse” certo número de barris de petróleo; a União recebe o pagamento/pecúnia e o contratado recebe petróleo. Tanto é assim que a cláusula sexta do contrato de partilha da produção proíbe o ressarcimento em pecúnia do volume da produção correspondente em óleo, in verbis:

Cláusula Sexta – Royalties

6.1 Os Royalties previstos no inciso I do art. 42 da Lei n.º 12.351/2010 constituem compensação financeira a ser paga mensalmente pelo Contratado decorrente da Produção de Petróleo e Gás Natural com relação a cada Campo a partir do mês em que for iniciada a Produção.

6.2. O valor dos Royalties devidos a cada mês em relação a cada Campo será determinado multiplicando-se o equivalente a 15% (quinze por cento) do Volume Total da Produção de Petróleo e Gás Natural do Campo durante esse mês pelos seus respectivos preços de referência, definidos na forma do Anexo VII – Procedimentos para Apuração do Custo e do Excedente em Óleo.

6.3 O Contratado fará jus ao volume da Produção correspondente aos Royalties devidos após seu pagamento, sendo vedado, em qualquer hipótese, o ressarcimento em pecúnia. (grifei)

Prima facie, para os que não militam diretamente na área do direito do petróleo, pode parecer que há uma espécie de antinomia entre os dispositivos legais da Lei nº 12.351/10, no que diz respeito à possibilidade de apropriação, pelo contratado, do volume de produção correspondente aos royalties devidos e a proibição de ressarcimento (art. 42, §1º). Numa análise prematura poder-se-ia concluir que a alteração introduzida pela Lei n.º 12.734/12 teria como conteúdo normativo a revogação tácita de todos os artigos que configuram o pilar do regime de partilha da produção.

O aparente conflito deve ser analisado à luz de uma interpretação sistemática das normas, buscando-se a coordenação e a coerência do direito posto, para que haja, sempre que possível, a aplicação conjunta e harmônica das leis, guiando-se por valores constitucionais.

Nota-se que, na maioria das vezes, não é o legislador quem determina a aplicação simultânea das leis; cabe ao aplicador da lei essa análise. Assim, ao invés de esse agente escolher dentre as fontes normativas, qual aplicar, excluindo alguma, deve partir da premissa de aplicação simultânea das leis, para restabelecer a coerência do sistema, sempre que possível. Trata-se de admitir, a priori, a possibilidade de aplicação simultânea de normas distintas a um mesmo caso, em caráter complementar.[9]

Quer-se, com isso, dizer que os critérios clássicos de solução de antinomias – hierarquia, anterioridade, e especialidade – podem ser atualizados. Como leciona Claudia Lima Marques[10], a nova hierarquia deve considerar a coerência dada pelos valores constitucionais e a prevalência dos direitos humanos; a nova especialidade, orientada pela ideia de complementação ou aplicação subsidiária das normas especiais; e a nova anterioridade, pela necessidade de adaptar o sistema cada vez que uma nova lei é inserida pelo legislador nesse contexto pós-moderno de descodificação e pluralismo, ao invés de considerar apenas o tempo da promulgação da lei. A autora propõe a aplicação da teoria do “Diálogo das Fontes”, expressão cunhada por Erik Jayme, em seu Curso Geral de Haia de 1995,[11] e que representa uma visão atualizada e coerente do antes chamado “conflito de leis no tempo”, podendo ser aplicada a toda a teoria geral do direito.

O diálogo das fontes é método de interpretação sistemática do direito e visa à (1) identificação de um critério para identificar conflitos de leis; e (2) oferta de critérios para a solução do conflito. Para tanto, deve-se obter resultado conforme com a Constituição.

In casu, a análise da questão perpassa pelo disposto no art. 2º da Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro:

Art. 2^o  Não se destinando à vigência temporária, a lei terá vigor até que outra a modifique ou revogue. (Vide Lei nº 3.991, de 1961)

§ 1^o  A lei posterior revoga a anterior quando expressamente o declare, quando seja com ela incompatível ou quando regule inteiramente a matéria de que tratava a lei anterior.

§ 2^o  A lei nova, que estabeleça disposições gerais ou especiais a par das já existentes, não revoga nem modifica a lei anterior.

A primeira questão que se impõe é a da existência ou não de manifesta incompatibilidade entre o art. 42, §1º e os artigos 2º, incisos I e III; art. 15, inciso V e art. 29, inciso V da Lei nº 12.351/10. Nessa primeira análise, verifica-se que o art. 42, §1º veda o ressarcimento dos royalties, mas não impede a apropriação do volume correspondente aos royalties pagos pelo contratado, garantindo a transferência dos valores devidos a título de compensação aos entes Federados em perfeita harmonia com o art. 20, §1º da CF.

Segundo, e em complemento à primeira análise, o contrato de partilha da produção é expresso ao vedar o ressarcimento em pecúnia (cláusula 6.3), de modo que a União não será onerada pela apropriação admitida pelos art. 2º, inciso II e III, 15, inciso V e 29, inciso V da Lei nº 12.351/10. Não há previsão de pagamento de valores aos contratados, em restituição aos royalties pagos. Note-se, inclusive, que o contratado somente poderá apropriar-se do volume de produção se e após efetuar o pagamento integral dos royalties devidos, conforme consta na cláusula 6.3 do contrato.

A previsão contratual está de acordo com os artigos 15, inciso V e 29, inciso V da Lei nº 12.351/10, que estabelecem a obrigatoriedade de constar, no contrato de partilha da produção, os limites, prazos, critérios e condições para o cálculo e a apropriação, pelo contratado, do volume de produção correspondente aos royalties devido. Assim foi feito: a cláusula 6.3 do contrato impede o ressarcimento em pecúnia, estabelecendo limitação.

Terceiro, e como já colocado, ao desenhar o regime de partilha de produção, são feitas escolhas pelo Estado; dentre elas, decide-se pela possibilidade ou não de dedução de royalties. Repita-se: trata-se de escolha feita com base em critérios técnicos, econômicos, mas configuram, sim, uma decisão política, não obstante necessariamente pautada na legalidade.

Os critérios técnicos relacionados às características do reservatório, ao volume de petróleo in place, à taxa de retorno, foram considerados para a fixação dos parâmetros econômicos do projeto Libra. Conjugando-se tais elementos, chegou-se a um modelo econômico em que o governmente take (receita governamental, parcela do Excedente em Óleo, tributos) é vantajoso para o Brasil, e é superior a aquele obtido com a produção do melhor campo em produção sob o regime de concessão.

Em outros termos, o regime de partilha, como desenhado, assegura à União ótimo aproveitamento da renda petrolífera oriunda da produção dos campos do pré-sal.

Lembre-se que a discussão política  que levou à adoçãodo regime de partilha da produção no ordenamento jurídico brasileiro foi extensa e a definição do que deve ser considerado “partilha da produção” e “Excedente em Óleo” representam o núcleo do modelo. São, pois, centrais para as análises econômicas dos investimentos a serem realizados pelos contratados. Desconstruídas tais definições, o cerne do regime será maculado, trazendo desequilíbrio econômico financeiro e a possibilidade de deserção do certame licitatório.

A conclusão pelo diálogo entre os artigos 2º, incisos II e III, 15, inciso V e 29, inciso V, da Lei nº 12.351/10, e o art. 42, §1º da mesma lei é a mais congruente e organicamente correta. Trata-se de uma ordenação sistemática e que pressupõe a existência de unidade.

Presumir a revogação tácita de tantas e tão vitais normas legais insculpidas na Lei n.º 12.351/10 que outorgam ao contratado a apropriação do óleo correspondente à parcela paga a título de royalties é atribuir temeridade à iniciativa legislativa que alterou a redação da Lei nº 12.351/2013.

Conclui-se, por tudo quanto exposto, que não existe contradição entre os artigos 42, §1º e artigos 2º, incisos II e III; 15, inciso V e 29, inciso V, razão pela qual tais dispositivos não foram revogados pelo art. 2º da Lei nº 12.734/12, que alterou a redação do art. 42, §1º da Lei nº 12.351/10, conforme previsão do parágrafo 2º do art. 2º da Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro.

VIII - Finalidade da alteração do §2º do art. 42 pela Lei n.º 12.734/12

Afastada a interpretação que conduzia à revogação tácita do direito do contratado à apropriação em óleo do valor pago em royalties ao Estado Brasileiro, cumpre perquirir qual seria o conteúdo normativo relevante atribuível à modificação de redação do §1º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 pelo art. 2º da Lei n.? 12.734/12.

Diferentemente da alteração de redação do §2º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 pelo art. 2º da Lei n.º 12.734/12, a alteração do §1º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 explicita uma importante vedação legal. Para explicar este conteúdo normativo, será preciso fazer uma breve introdução sobre a administração do contrato de partilha objeto da 1ª Rodada de Licitação de Partilha.

Preliminarmente, importa destacar que os royalties serão pagos pelo contrato com base na produção total, inclusive sobre a parcela de excedente em óleo da União.

Nos termos da Lei n.º 12.351/10 c/c 9.478/97[12], regulamentada pelo Decreto n.º 2.705/98[13], os royalties são pagos mensalmente até o último dia útil do mês subsequente relativo à produção do mês anterior.

Não resta dúvida que o risco da atividade é exclusivamente do contrato que só recuperará os investimentos com exploração e produção se fizer uma descoberta comercial (art. 2º, inciso i[14], art. 6º[15] da Lei n.º 12.351/10), não cabendo à União arcar com os riscos ou com os custos dos investimentos[16].

Assinado o contrato de partilha de produção, tem início a Fase de Exploração (05 anos), na qual o contratado é obrigado a executar as atividades de exploração contidas no Programa Exploratório Mínimo (PEM), as atividades exploratórias adicionais incluídas no Plano de Exploração e as atividades propostas no Plano de Avaliação de Descoberta (PAD). Estas operações geram um custo que só será apropriado pelo contratado em valor nominal (não é permitida, sequer, a correção monetária da conta de Custo em Óleo) caso ocorra uma descoberta comercial, ou seja, caso seja declarada a comercialidade de uma descoberta, respeitando-se os limites e condições estabelecidas no contrato[17].

Desta forma, há um interregno de alguns anos entre a execução dos investimentos (dispêndios) e sua recuperação como Custo em Óleo. O volume da produção correspondente as royalties pagos, diferentemente, são recuperados rapidamente, deduzidos que são da produção  bruta do mês seguinte ao do pagamento.

Assim, imaginando que a produção do campo teve início no mês de janeiro, o pagamento dos royalties, na alíquota de 15% sobre o valor bruto da produção deverá ser adimplido até o final do mês de fevereiro. Por conseguinte, o volume da produção correspondente aos royalties pagos será apropriado pelo contratado no mês de março. Nestes termos, só a partir do terceiro mês de produção, o Excedente em Óleo será calculado com a dedução dos royalties efetivamente pagos, cabendo até o mês anterior apenas a dedução da parcela relativa ao Custo em Óleo.

A produção de petróleo é tipicamente da Fase de Produção, que inicia após a declaração de comercialidade. Contudo, há atividades na Fase de Exploração que geram a produção de óleo e gás, a exemplo do Teste de Longa Duração (TLD). Neste caso, como não há declaração de comercialidade, o Excedente em Óleo é formado exclusivamente pelo total da produção deduzida somente a parcela de royalties efetivamente pagos no mês anterior.

A redação originária do §2º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 já albergava o acima disposto, pois vedava que o valor pago com royalties integrasse o Custo em Óleo, permitindo que o contratado se apropriasse dos royalties pagos de uma forma diversa, ou seja, com a apropriação do volume de petróleo correspondente aos royaties devidos.

O conteúdo normativo inovador agregado ao §1º do art. 42 pela Lei n.º 12.734/12 avulta não no início, mas no fim do contrato de partilha de produção. A duração do contrato de Libra será de 35 anos, nos termos do art. 29, inciso XIX, da Lei n.º 12.351/10[18]. Assim, caso assinado em novembro de 2013, seu termo final será em novembro de 2048.

Como já foi esclarecido, os royalties pagos pela produção do mês x são apropriados pelo contratado no mês x + 2 meses. Desta forma, no final do contrato, os royalties devidos pela produção dos meses de outubro e novembro de 2048, e que serão pagos nos meses de novembro e dezembro de 2048 pelo contratado, não serão objeto de apropriação em óleo, por conta do fim do contrato e, consequentemente, do direito de produção de hidrocarbonetos. Assim, não haverá produção nos meses de dezembro e janeiro de 2049. E a União, POR EXPRESSA VEDAÇÃO TRAZIDA PELO ART. 2º DA LEI Nº 12.734/2012 ao alterar o § 1º do art. 42 da Lei nº 12.351/2010, NÃO PODE RESSARCIR (em pecúnia, já que não mais produção de petróleo) OS ROYALTIES PAGOS PELO CONTRATADO RELATIVOS AOS DOIS ÚLTIMOS MESES DO CONTRATO DE PARTILHA DA PRODUÇÃO. Contratualmente, permitiu-se até que o contratado fizesse a antecipação dos royalties que seriam devidos no mês subsequente, nos termos da cláusula 5.4, in verbis:

O Contratado poderá efetuar o pagamento de Royalties antecipadamente, com base na expectativa de Produção para o mês subsequente.

5.4.1 Na hipótese do caput, eventuais diferenças serão compensadas no mês subsequente.

Apesar da previsão, ainda que o contratado faça a antecipação dos royalties devidos para o mês subsequente, no final do contrato, não poderá se apropriar do óleo relativo à parcela de royalties devida para a produção de novembro. Nestes termos, o custo desta parcela de royalties deverá ser concebido pelo contratado da mesma forma que o bônus de assinatura, ou seja, como um custo não recuperável e parte do Excedente em Óleo que receberá da União.

IX - Conclusão

Desta forma, conclui-se que:

Não existe contradição entre os artigos 42, §1º e artigos 2º, incisos II e III; 15, inciso V e 29, inciso V, não tendo havido revogação tácita pelo art. 2º da Lei nº 12.734/12, que alterou a redação do art. 42, §1º da Lei nº 12.351/10, conforme previsão do parágrafo 2º do art. 2º da Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro;

O conteúdo normativo inovador agregado ao §1º do art. 42 da Lei n.º 12.351/10 pelo art. 2º da Lei n.º 12.734/12 com a vedação do direito ao “ressarcimento” “em qualquer hipótese” da parcela relativa aos royalties tem a finalidade de inibir qualquer ressarcimento ao contratado no final do contrato de partilha, quando, inexistindo produção correspondente aos royalties pagos, poder-se-ia cogitar, não fosse a expressa e novel redação, de um ressarcimento pecuniário.