PROCESSO Nº 00400.000749/2017-09

INTERESSADO: Ministério de Minas e Energia e Outros

ASSUNTO: Exercício de Atribuições

PARECER n. 00012/2017/ASSE/CGU/AGU

 NUP: 00400.000749/2017-09

INTERESSADOS: MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MME E OUTROS

ASSUNTOS: EXERCÍCIOS DE ATRIBUIÇÕES

INTERPRETAÇÃO DAS NORMAS REGULATÓRIAS QUE DISPÕEM SOBRE A

METODOLOGIA DE CÁLCULO DE ROYALTIES E PARTICIPAÇÕES ESPECIAIS À LUZ DA LEI N.º 9.478/1997 E DO O ART. 7º DO DECRETO N.º 2.705/1998.

1. A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP editou a Portaria n.º 206/2000, que define taxativamente os critérios para a fixação do preço mínimo do petróleo produzido mensalmente em cada campo, a ser adotado no cálculo dos royalties e da participação especial, quando ocorrer a situação descrita no § 11 do art. 7.º do Decreto n.º 2.705/1998.

2. Por existir prévia e objetiva definição dos critérios de cálculo do preço mínimo na Portaria n.º 206/2000, não há margem para o agente público apreciar – diante das circunstâncias do caso concreto – outros parâmetros que não aqueles já regulados pela norma.

3. A formação de grupo societário não estabelece, por si só, relação de solidariedade entre as empresas quanto às obrigações assumidas por cada qual, tampouco leva à perda da autonomia individual e da personalização conferida por lei às pessoas jurídicas.

4. Devidamente comprovado o abuso de personalidade, poderá ser desconsiderada a personalidade jurídica no âmbito do grupo societário, observados os requisitos legais.

Excelentíssimo Senhor Consultor-Geral da União

I- RELATÓRIO

1. Por meio do Aviso n.º 79/2017-GM, o Ministro de Minas e Energia encaminhou à Advogada-Geral da União, para análise, pedido formulado por Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras na Carta Presidência n.º 0033/2017 para que seja conferida interpretação às normas regulatórias que dispõem sobre a metodologia de cálculo de royalties e de participações especiais.

2. Em breve síntese, a Petrobras relata que foi surpreendida por auto de infração lavrado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP que lhe impôs o recolhimento de valores relativos à participação governamental no Campo petrolífero de Lula em razão de suposta irregularidade na operação de venda de petróleo firmada com pessoa jurídica pertencente ao mesmo grupo econômico da concessionária.

3. Irresignada, a Petrobras sustenta que a aludida autuação decorre de interpretação equivocada das normas que definem a metodologia de cálculo de royalties e de participações especiais, conforme se extrai do seguinte trecho da retro aludida Carta Presidência n.º 0033/2017:

Refiro-me à instabilidade da metodologia de cálculo dos royalties e das participações especiais, já que recentemente a Petrobras foi surpreendida com o recebimento de autos de infração, de valores significativamente elevados, pelos quais a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (‘’ANP”) pretende recalcular as participações recolhidas para o Campo de Lula.

Para a ANP, as operações de venda de petróleo entre a Petrobras e a sua parte relacionada encarregada da comercialização merecem ser tachadas como irregulares e, por isso, os valores já definidos e recolhidos deveriam ser retroativamente recalculados, a despeito de a Petrobras ter adotado a metodologia de precificação típica da indústria brasileira do petróleo, isto é, o Preço Mínimo de Referência (“PMR”).

O recálculo que pretende a ANP promover extravasa, em nosso entendimento, qualquer poder que a ela teria sido delegado. Não se nega o direito de a ANP vir a arbitrar um valor – e assim ela o faz quando define o citado PMR -, mas se a Agência estabeleceu em portaria como o procedimento de arbitramento deve se dar, não é crível acreditar que a ANP possa reabitrar aquilo que já fora fixado e que, especialmente, gerou efeitos legais no patrimônio jurídico de diversas entidades, dentre elas, a Petrobras.

4. Nesse contexto, a Petrobras formulou algumas questões ao Ministério de Minas e Energia –posteriormente encaminhadas à AGU para exame de seus aspectos jurídicos –, a seguir transcritas:

É correto o entendimento de que o critério de apuração da base de cálculo dos royalties e participações especiais nas operações de venda entre partes vinculadas, previsto na legislação em vigor antes da publicação do Decreto 9.402/17, consiste em a ANP considerar o que for maior entre a média ponderada dos preços de venda praticados pelo concessionário para a empresa do mesmo grupo econômico ou o PMR calculado pela Agência segundo os critérios (Portaria ANP 206/2000) estabelecidos para os casos em que não existe venda em condições de mercado?

É correto o entendimento de que a referida média ponderada não deve levar em consideração os preços finais de venda das partes relacionadas (que não são signatárias dos contratos de concessão), desconsiderando os preços livremente praticados pelo concessionário?

É correto o entendimento de que, uma vez publicada a Portaria ANP nº 206/2000, os agentes de fiscalização da ANP ficam impedidos de invocar a hipótese prevista no § 11 do artigo 7º do Decreto 2.705/98 para estabelecer um novo critério de arbitramento capaz de ser aplicado de forma retroativa?

É correto o entendimento de que a conduta da ANP, ao exigir que o concessionário envie informações sobre as atividades de comercialização de óleo realizadas por sociedade comercializadora do mesmo grupo econômico ultrapassa os limites da competência do regulador e viola as políticas públicas definidas pela Administração Pública Direta para o setor regulado?

5. A Consultoria-Geral da União, por meio da COTA n.º 00095/2017/DECOR/CGU/AGU, solicitou à Consultoria Jurídica junto ao Ministério de Minas e Energia e à Procuradoria-Geral Federal para que se pronunciassem conclusivamente acerca da controvérsia travada entre a ANP e a Petrobras no caso.

6. Em resposta, a Consultoria Jurídica junto ao Ministério de Minas e Energia emitiu o Parecer n.º 00486/2017/CONJUR-MME/CGU/AGU, parcialmente aprovado pelo Despacho n.º 00898/2017/CONJURMME/CGU/AGU, no qual manifesta discordância com o posicionamento jurídico adotado pela ANP. O excerto a seguir transcrito resume a linha de raciocínio desenvolvida:

“Além disso, entendo oportuno destacar que a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis - ANP aplicou nova fórmula de cálculo de royalties e participações

governamentais, no caso em comento, por entender que a venda dentro do mesmo grupo econômico por preço equivalente ao preço de referência estabelecido pela agência reguladora seria ilegal. Esta Consultoria Jurídica entende que tal interpretação carece de fundamento legal e, além de não poder ser aplicada retroativamente, tampouco poderia ser aplicada a qualquer tempo sem alteração normativa sobre a questão. O fato é que não existe nenhuma proibição legal para a realização de tal transação. Vejamos a redação do art. 7º do Decreto 2.705/1998 que vigorava na época:

Art. 7º O preço de referência a ser aplicado a cada mês ao petróleo produzido em cada campo durante o referido mês, em reais por metro cúbico, na condição padrão de medição, será igual à média ponderada dos seus preços de venda praticados pelo concessionário, em condições normais de mercado, ou ao seu preço mínimo estabelecido pela ANP, aplicando-se o que for maior.

O dispositivo normativo apenas explicita que deverá ser aplicado o maior valor entre os preços de venda praticados pelo concessionário, em condições normais de mercado, e o preço mínimo estabelecido pela ANP. Não há qualquer vedação à utilização do valor de venda entre partes relacionadas.

Além disso, como bem ressaltado no PARECER n. 00486/2017/CONJUR-MME/CGU/AGU, "o preço mínimo fixado pela agência reguladora busca capturar o valor de mercado em atenção ao disposto no art. 47, §2º, da Lei n.º 9.748/1999, já que considera o valor do petróleo Brent, referência internacional de mercado para a precificação do petróleo, fazendo-se um ajuste em função da qualidade do óleo produzido em cada campo". Ao calcular o preço mínimo de referência de forma a capturar o valor de mercado, a ANP já agia de forma a resguardar a arrecadação dos entes federativos, para que não sofressem qualquer defasagem.

A venda entre empresas do mesmo grupo pode, de fato, resultar em valor inferior de royalties em relação ao que seria obtido por uma venda direta para o consumidor final, o que não é desejável. Não obstante, apenas esse fato não a torna ilegal e passível de aplicação de sanções. Para tanto, a própria legislação deveria trazer explicitamente essa proibição ou estabelecer outra forma de cálculo de royalties e participações governamentais que não deixe margem de liberdade às empresas do setor.

Tal alteração normativa, inclusive, já foi realizada por meio do Decreto 9.042. de 02 de maio de 2017, que que estabeleceu que, a partir de 1º de janeiro de 2018, o preço de referência será sempre estabelecido pela ANP, conforme critérios trazidos pelo mesmo diploma normativo.

Dessa forma, a partir de 2018, o cálculo dos royalties e participações governamentais não terá como base o preço de venda realizado pelas empresas exploradoras e produtoras de petróleo e gás natural, mas exclusivamente o preço de referência fixado pela agência reguladora. Contudo, até essa data, continua vigorando a norma que permite a utilização do preço de venda ou o preço mínimo da ANP, sem existir a previsão de qualquer proibição normativa quanto às operações entre partes interrelacionadas.

Diante do exposto, reforça-se que esta Consultoria Jurídica junto ao Ministério de Minas e Energia não concorda com o posicionamento jurídico da r. Procuradoria-Geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, motivo pelo qual se faz indispensável a resolução da questão pela e. Consultoria-Geral da União, conforme solicitado pelo Excelentíssimo Ministro de Estado de Minas e Energia por meio do Aviso nº 79/2017-GM, de 22 de junho de 2017.

A Procuradoria-Geral Federal, por meio do Despacho n.º 00219/2017/DEPCONSU/PGF/AGU, concluiu que:

A questão jurídica controvertida nos autos envolve investigar a correta interpretação da legislação que dispõe sobre a precificação do petróleo, em especial a previsão contida no art. 7º do Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998.

Sustenta a PF-ANP a competência da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e

Biocombústiveis - ANP para, diante da ausência de apresentação de informações por parte da empresa regulada, definir, com fundamento em critérios próprios, o preço de referência do petróleo, conforme dispõe o § 11 do art. 7º do Decreto 2.705, de 1998.

O ponto controvertido é saber se a Portaria ANP nº 206/2000 deve ser o critério eleito pela agência para calcular o valor de referência a ser utilizado.

Neste ponto, acompanho o entendimento da PF-ANP e aprovo a manifestação em questão, por entender que o preço mínimo estabelecido pela ANP, que é regulamentado pela Portaria nº 206/2000 não se confunde com o preço de referência.

Em meu entendimento o preço mínimo pode, eventualmente, refletir o preço de referência, caso o mercado se comporte de modo anormal, conforme interpretação a contrário sensu do caput do art. 7º:

Art 7º Até 31 de dezembro de 2017, o preço de referência a ser aplicado a cada mês ao petróleo produzido em cada campo durante o referido mês, em reais por metro cúbico, na condição padrão de medição, será igual à média ponderada dos seus preços de venda praticados pelo concessionário, em condições normais de mercado, ou ao seu preço mínimo estabelecido pela Agência Nacional do Petróleo - ANP, aplicando-se o que for maior.

Contudo, em situações normais de funcionamento de mercado, a portaria nº 206/2000 não será o critério apto a regulamentar o preço de referência a reger esta relação, de modo que a parte final do § 11 do art. 7º autoriza a atuação da ANP no estabelecimento do preço de referência, ante a ausência das informações requeridas nos §§ 2º e 6º.

Entretanto, deixo de aprovar a manifestação nos pontos em que faz alusão a possíveis prejuízos experimentados pela União, por duas razões.

A uma porque, como consta no próprio parecer da PF-ANP o tema ainda está sob a análise da Diretoria Colegiada da ANP, de modo que não há que se falar, por ora, em prejuízo, posto que a questão ainda pende de definitiva solução por parte da Agência reguladora competente.

A duas porque o âmbito de análise da controvérsia suscitada envolve a discussão da correta interpretação dos dispositivos legais, não abrangendo as particularidades do caso concreto do qual emanou a controvérsia jurídica.

Deste modo, com estas considerações solicito a restituição dos autos à Consultoria-Geral da União, com urgência.

 7. É o breve relatório.

 II- CONSIDERAÇÕES GERAIS SOBRE OS ROYALTIES E AS PARTICIPAÇÕES ESPECIAIS: FORMA DE CÁLCULO

 8. Como é cediço, o regime jurídico das atividades de exploração e produção de petróleo no país sofreu profundas mudanças com o advento da Emenda Constitucional n.º 09/1995 – que conferiu nova redação ao art. 177 da CRFB/1988 [1] – e da legislação ordinária posterior que regulamentou a matéria.

 9. A reforma constitucional implementada trouxe a possibilidade de a União contratar empresas estatais públicas ou privadas para a realização de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos – atividades econômicas que consubstanciam monopólio da União, nos termos do art. 177, caput e § 1º, da Carta Magna.

10. Ao regulamentar a abertura do setor petrolífero, o legislador infraconstitucional definiu que a contratação de particulares ou de empresas estatais para o exercício das atividades de pesquisa, desenvolvimento e lavra de petróleo deve ocorrer mediante concessão ou sob regime de partilha de produção nas áreas do pré-sal e nas áreas estratégicas, tal como expresso no art. 23 da Lei n.º 9.478/1997 [2].

11. Na modalidade concessão, as atividades de exploração e produção de petróleo são exercidas por conta e risco do concessionário, sendo-lhe assegurada a propriedade do produto da lavra após sua extração.

 12. Como contrapartida, exige-se do concessionário o pagamento dos tributos incidentes e das participações governamentais ou contratuais correspondentes, com base no disposto no art. 26 da Lei n.º 9.487/1997. Nesse ponto, com muita propriedade, Marilda Rosado [3] assevera:

 “As jazidas de petróleo são bens públicos da União, por expressa disposição constitucional. No entanto, com a concessão, todo o produto obtido como resultado desta atividade passou a integrar o patrimônio do concessionário. A compensação obtida pelo Estado, pela exploração deste recurso natural não renovável, é realizada através das participações governamentais.”

 13. A título de participações governamentais, a Lei n.º 9.478/1997, em seu art. 45 [4], autoriza a cobrança de bônus de assinatura, royalties, participação especial e pagamento por ocupação ou retenção de área, na linha do que preceitua o § 1.º do art. 20 da CRFB [5].

14. Nessa sistemática, a ANP possui, dentre outras competências, a atribuição de calcular o valor dos royalties e da participação especial devidos pelo concessionário, observados os parâmetros previstos na legislação de regência.

15. No que tange aos royalties, a Lei nº 9.478/1997 fixou que seu cálculo deve ser realizado mensalmente, a partir da data de início da produção comercial de cada campo. Aplica-se, sobre essa produção, a alíquota de 10%, que pode ser reduzida pela ANP, até um mínimo de 5%, em razão dos riscos geológicos, das expectativas de produção e de outros fatores pertinentes, conforme estabelece o art. 47, caput e § 1.º, da mencionada Lei [6].

16. A definição dos critérios para o cálculo do valor dos royalties deve ter como balizas o preço de mercado do petróleo, as especificações do produto e a localização do campo, segundo determina o § 2.º do art. 47 da Lei n.º 9.487/1997.

17. A partir desses parâmetros, o Decreto n.º 2.705/1998 define que o valor devido a título de royalties de petróleo é obtido multiplicando-se três fatores: i) alíquota dos royalties do campo produtor, que pode variar de 5% a 10%; ii) produção mensal de petróleo no campo; iii) preço de referência definido no mês. Nessa linha, especial atenção deve ser dispensada ao art. 12 do referido ato normativo:

Art 12. O valor dos royalties , devidos a cada mês em relação a cada campo, será determinado multiplicando-se o equivalente a dez 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 Capítulo IV deste Decreto.

§ 1º A ANP poderá, no edital de licitação para um determinado bloco, prever a redução do percentual de dez por cento definido neste artigo até um mínimo de cinco por cento do volume total da produção, tendo em vista os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes a esse bloco.

§ 2º Constará, obrigatoriamente, do contrato de concessão o percentual do volume total da produção a ser adotado, nos termos deste artigo, para o cálculo dos royalties devidos com relação aos campos por ele cobertos.

18. Diferentemente dos royalties, a participação especial tem como base de cálculo a receita líquida dos campos que alcançarem grande volume de produção ou grande rentabilidade, conforme preceitua o art. 50 da Lei n.º 9.478/1997 [8].

19. Para fins de participação especial, a quantia devida pelo concessionário decorre da aplicação de alíquotas progressivas de 10% a 40% sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume de produção no período fiscalizado, conforme definido no art. 22 do Decreto n.º 2.705/1998 [9].

20. A receita líquida da produção, por sua vez, é apurada a partir da dedução da receita bruta do montante correspondente aos royalties, dos investimentos na exploração, dos custos operacionais, da depreciação e dos tributos relacionados à operação do campo que tenham sido efetivamente desembolsados durante a vigência do contrato de concessão.

21. Nesse modelo, a receita bruta da produção corresponde ao valor comercial total do volume de produção fiscalizada, apurado com base nos preços de referência do petróleo produzido relativamente a cada campo de uma dada área de concessão.

22. Como se percebe, tanto nos royalties quanto na participação especial, a apuração do montante devido pelo concessionário depende necessariamente da especificação do preço de referência.

 III – METODOLOGIA PARA DEFINIÇÃO DO PREÇO DE REFERÊNCIA DO PETRÓLEO UTILIZADA NAS FÓRMULAS DE CÁLCULO DOS ROYALTIES E DA PARTICIPAÇÃO ESPECIAL

 23. Segundo o art. 7º do Decreto n.º 2.705/1998, o preço de referência do petróleo corresponde ao maior valor observado entre as seguintes grandezas: (a) a média ponderada dos preços de venda do petróleo do campo praticados em condições normais de mercado pelo concessionário; ou (b) o preço mínimo estabelecido pela ANP com base no valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos similares de óleo, considerando suas características físico-químicas, cotados no mercado internacional.

24. Para melhor compreensão da metodologia de definição do preço de referência do petróleo para fins de cálculo dos royalties e da participação especial, é oportuno transcrever a íntegra do art. 7.º do Decreto n.º 2.705/1998:

Art 7º Até 31 de dezembro de 2017, o preço de referência a ser aplicado a cada mês ao petróleo produzido em cada campo durante o referido mês, em reais por metro cúbico, na condição padrão de medição, será igual à média ponderada dos seus preços de venda praticados pelo concessionário, em condições normais de mercado, ou ao seu preço mínimo estabelecido pela Agência Nacional do Petróleo - ANP, aplicando-se o que for maior.

§ 1º Os preços de venda de que trata este artigo serão livres dos tributos incidentes sobre a venda e, no caso de petróleo embarcado, livres a bordo.

§ 2º Até o dia quinze de cada mês, a partir do mês seguinte àquele em que ocorrer a data de início da produção de petróleo de cada campo, o concessionário informará à ANP as quantidades vendidas, os preços de venda do petróleo produzido no campo no mês anterior e o valor da média ponderada referida neste artigo.

§ 3º O concessionário apresentará, sempre que exigida pela ANP, a documentação de suporte para a comprovação das quantidades vendidas e dos preços de venda do petróleo.

§ 4º Os preços de venda do petróleo, quando expressos em moeda estrangeira, serão convertidos para a moeda nacional pelo valor médio mensal das taxas de câmbio oficiais diárias para a compra da moeda estrangeira, fixadas pelo Banco Central do Brasil para o mês em que ocorreu a venda.

§ 5º O preço mínimo do petróleo extraído de cada campo será fixado pela ANP com base no valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos de petróleo similares cotados no mercado internacional, nos termos deste artigo.

§ 6º Com uma antecedência mínima de vinte dias da data de início da produção de cada campo e com base nos resultados de análises físico-químicas do petróleo a ser produzido, realizadas segundo normas aceitas internacionalmente e por sua conta e risco, o concessionário indicará até quatro tipos de petróleo cotados no mercado internacional com características físico-químicas similares e competitividade equivalente às daquele a ser produzido, bem como fornecerá à ANP as informações técnicas que sirvam para determinar o tipo e a qualidade do mesmo, inclusive

através do preenchimento de formulário específico fornecido pela Agência.

§ 7º Dentro de dez dias, contados da data do recebimento das informações referidas no parágrafo anterior, a ANP aprovará os tipos de petróleo indicados pelo concessionário para compor a cestapadrão ou proporá a sua substituição por outros que julgue mais representativos do valor de mercado do petróleo a ser produzido.

§ 8º Sempre que julgar necessário, a ANP poderá requerer nova análise das características físico-químicas do petróleo produzido, a ser realizada por conta e risco do concessionário, bem como o fornecimento das informações técnicas de que trata o § 6º deste artigo.

§ 9º A ANP emitirá, a cada mês, uma consolidação do preço mínimo do petróleo extraído de cada campo no mês anterior, incorporando as atualizações relativas às variações dos preços internacionais dos tipos de petróleo que compõem a cesta-padrão respectiva, ocorridas no mês anterior, e eventuais revisões na composição da cesta-padrão, resultantes da inadequação dos tipos de petróleo originalmente selecionados.

§ 10. Os preços internacionais dos tipos de petróleo que compuserem a cesta-padrão serão convertidos para a moeda nacional pelo valor médio mensal das taxas de câmbio oficiais diárias para a compra de moeda estrangeira, fixadas pelo Banco Central do Brasil para o mês anterior à emissão da consolidação do preço mínimo.

§ 11. Caso o concessionário não apresente as informações referidas nos §§ 2º e 6º deste artigo, a ANP fixará o preço de referência do petróleo, segundo seus próprios critérios.

25. A partir da leitura desse dispositivo, extrai-se que o concessionário possui papel relevante no processo de definição do preço de referência do petróleo, seja fornecendo dados que definirão o preço de venda mensal do petróleo em condições de mercado, seja apresentando informações para a composição da cesta-padrão de óleos utilizada pela ANP na fixação do preço mínimo.

26. Sob essa sistemática, o concessionário tem a obrigação perante a ANP de: (i)informar, até o dia 15 (quinze) de cada mês, as quantidades vendidas, os preços de venda do petróleo produzido no campo no mês anterior e o valor da média ponderada, a partir do mês seguinte àquele em que ocorrer o início da produção de petróleo de cada campo; (ii) encaminhar, anteriormente ao início da produção de determinado campo, os resultados das análises a respeito das características físico-químicas do óleo a ser produzido; e (iii) indicar, antes do início da produção, até 04 (quatro) tipos de petróleo cotados no mercado internacional com características físico-químicas equivalentes àquelas do óleo a ser produzido.

27. Na hipótese de o concessionário não apresentar tais informações, a ANP encontra-se autorizada a fixar o preço de referência do petróleo de acordo com os seus próprios critérios, como deixa entrever o § 11 acima transcrito.

28. No exercício dessa competência, a ANP editou a Portaria n.º 206/2000, que define taxativamente os critérios para a fixação do preço mínimo do petróleo produzido mensalmente em cada campo, a ser adotado no cálculo dos royalties e da participação especial, quando ocorrer a situação descrita no § 11 do art. 7.º do Decreto n.º 2.705/1998. A aludida Portaria especifica, em termos matemáticos, a fórmula de cálculo do preço mínimo do petróleo para cada campo.

29. De acordo com o art. 3.º da Portaria nº 206/2000 [10], o preço mínimo do petróleo nacional [11], expresso em reais por metro cúbico, é calculado mensalmente a partir da comparação com o preço do petróleo tipo Brent, em dólares por barril, somado a um diferencial de qualidade para cada tipo de petróleo nacional. Para fins de conversão para a moeda nacional, adota-se a média mensal das taxas de câmbio diárias de compra do dólar norte-americano, segundo o Banco Central do Brasil.

30. Feitas tais considerações, conclui-se que o âmbito de liberdade previamente conferido à ANP para fixação dos critérios do preço de referência do petróleo diante da inexistência de uma cesta padrão de preços proposta pelas concessionárias encontra-se consolidado na Portaria n.º 206/2000.

IV- APLICAÇÃO DE CRITÉRIOS DE CÁLCULO DIVERSOS DAQUELES IXADOS NA PORTARIA ANP n.º 206/2000: PRINCÍPIOS DA LEGALIDADE E DA PROTEÇÃO DA CONFIANÇA LEGÍTIMA

31. A partir dos ditames do art. 7.º do Decreto nº 2.705/1998, o preço mínimo do petróleo fixado segundo os critérios definidos na Portaria n.º 206/2000 deve ser utilizado no cálculo dos royalties e da participação especial, notadamente em situações nas quais: i) o preço mínimo for maior que o preço de venda em condições de mercado; ou ii) a venda do petróleo não ocorrer em condições de mercado; ou iii) a venda não se concretizar, a exemplo do que ocorre quando o petróleo é consumido pelo próprio produtor ou quando há perda de petróleo sob a responsabilidade do concessionário.

32. Uma vez configuradas as situações objetivas descritas na legislação, o cálculo dos royalties e da participação especial deve ser realizado em conformidade com o preço mínimo apurado de acordo com a metodologia prevista na Portaria n.º 206/2000.

33. Assim sendo, por existir prévia e objetiva definição dos critérios de cálculo do preço mínimo na Portaria n.º 206/2000, não há margem para o agente público apreciar – diante das circunstâncias do caso concreto – outros parâmetros que não aqueles já regulados pela norma.

34. Conceitos e terminologias de outras legislações, tais como a Lei nº. 9.430/96 – que dispõe sobre o imposto de renda e a contribuição social sobre o lucro líquido-, não podem ser destacados do conjunto de normas do qual fazem parte para servirem de base cálculo de apuração de royalties e participações especial, afastando, por via transversa, os ditames da Portaria n.º 206/2000.

35. Convém consignar que a Portaria n.º 206/2000, em seu art. 6º, dispõe, de forma expressa e abrangente, como o cálculo deve ser procedido quando o concessionário não presta as informações reguladas na forma nela prescrita, in verbis:

Art. 6º Caso as informações referidas nos parágrafos 1º e 2º do art. 4º não sejam prestadas pelo concessionário, o preço mínimo do petróleo produzido será:

I - o maior preço mínimo praticado no país, quando o campo produtor for o primeiro campo produtor de sua bacia;

II - o maior preço mínimo praticado no país, quando o petróleo produzido pelo campo tiver grau API superior ao petróleo da corrente de maior grau API da bacia à qual pertence; e

III - O maior preço mínimo decorrente da aplicação do art. 3º-A, no caso de a produção ser operada por concessionário exclusivamente C ou D;

IV - o maior preço mínimo da bacia nas demais situações.

 36. Sob o prisma jurídico, o cálculo dos valores devidos a título de participação governamental é uma atividade inteiramente definida na legislação, o que, por conseguinte, obriga a ANP a conduzir-se rigorosamente em consonância com os parâmetros previamente fixados.

37. Por se tratar de ato vinculado, não é facultado ao agente público eleger novos critérios de avaliação do preço de referência do petróleo extraído, ainda que lhe pareça ser a melhor forma de satisfazer o interesse público. Afinal, a ANP está sujeita a seus próprios atos normativos.

38. Como decorrência do postulado da legalidade, a atividade administrativa da ANP não pode ser contra legem nem præter legem, devendo sempre estar de acordo com a norma jurídica, sob pena de inquinar a validade do ato praticado. Em reforço, merece ser trazida à colação lição de Celso Antônio Bandeira de Mello [12]:

"Assim, o princípio da legalidade é o da completa submissão da Administração às leis. Esta deve tão somente obedecê-las, cumpri-las, pô-las em prática. Daí que a atividade de todos os seus agentes, desse o que lhe ocupa a cúspide, isto é, o Presidente da República, até o mais modesto dos servidores, só pode ser a de dóceis, reverentes, obsequiosos cumpridores das disposições gerais fixadas pelo Poder Legislativo, pois esta é a posição que lhes compete no Direito brasileiro. (...)

Portanto, a função do ato administrativo só poderá ser a de agregar à lei nível de concreção; nunca lhe assistirá instaurar originariamente qualquer cerceio a direitos de terceiros.”

39. Não se pode perder de vista que a legalidade administrativa deve ser entendida como juridicidade, princípio que engloba não apenas o disposto nos diplomas legais propriamente ditos, mas também todo o sistema normativo, desde os princípios jurídicos até os regulamentos, as portarias e as instruções.

40. A respeito dessa acepção de bloco de legalidade, Raquel Melo Urbano de Carvalho [13] preleciona que “atualmente, quando se fala que, segundo o princípio da legalidade, o administrador público somente pode agir se a lei expressamente o autoriza, entenda-se lei como toda norma jurídica, princípios constitucionais explícitos ou implícitos, princípio gerais de direito, regras legais, normas administrativas (decretos, portarias, etc).”

41. Partindo dessa premissa fundamental, ao editar a Portaria n.º 206/2000, a ANP está obrigada a observar a metodologia de cálculo prevista no ato normativo que editou, não podendo casuisticamente adotar outros critérios, por mais que, na avaliação do gestor, se entenda que esses novos parâmetros são mais adequados às peculiaridades do caso concreto.

42. O vínculo entre a União e o concessionário impõe que haja uma certa previsibilidade da ação estatal, do mesmo modo que se garanta o respeito às situações constituídas em conformidade com as normas jurídicas vigentes à época.

43. Por questão de segurança jurídica, a Administração deve zelar pela proteção da confiança daqueles que negociam com o Estado, uma vez que os mesmos possuem expectativa de que as regras em vigência serão observadas, assim como de que os atos praticados serão mantidos.

 44. Nesse ponto, assenta J. J. Canotilho [14]:

"O homem necessita de segurança para conduzir, planificar e conformar autónoma e responsavelmente a sua vida. Por isso, desde cedo se consideram os princípios da segurança jurídica e da protecção da confiança como elementos constitutivos do Estado de Direito. Estes dois princípios – segurança jurídica e protecção de confiança – andam estritamente associados, a ponto de alguns autores consideram o princípio da proteção de confiança um sub-princípio ou como uma dimensão específica da segurança jurídica. Em geral, considera-se que a segurança jurídica está conexionada com elementos da ordem jurídica – garantia de estabilidade jurídica, segurança de orientação e realização do direito – enquanto a protecção da confiança se prende mais com as componentes subjectivas da segurança, designadamente a calculabilidade e previsibilidade dos indivíduos em relação aos efeitos jurídicos dos actos dos poderes públicos. A segurança e a protecção de confiança exigem, no fundo: 1) confiabilidade, clareza, racionabilidade e transparência dos atos do poder; 2) de forma que em relação a eles o cidadão veja garantida e segurança nas suas disposições pessoais e nos efeitos jurídicos dos seus próprios atos.”

45. Cabe registrar que nada impede que a ANP altere a Portaria n.º 206/2000 para invocar nova metodologia para o cálculo do preço mínimo do petróleo, mas, por salvaguarda ao ato jurídico perfeito, não deve ser conferida a essa modificação normativa efeitos retroativos, em respeito ao estatuído no art. 5.º, inciso XXXVI, da CRFB [15].

V- PROCESSO DE FISCALIZAÇÃO DA ANP E LIMITES DE ATUAÇÃO DIANTE DA AUTONOMIA DAS PESSOAS JURÍDICAS PERTENCENTES AO MESMO GRUPO SOCIETÁRIO

46. No exercício da competência atribuída no art. 8.º da Lei n.º 9.487/1997 [16], a ANP promove a auditoria do preço de referência de petróleo adotado pelo concessionário para recolhimento dos royalties e da participação especial com fulcro no art. 7.º do Decreto n.º 2.705/1998 e na Portaria ANP n.º 206/2000.

47. Dentre outras atividades, a ANP verifica a ocorrência de produção nos campos ou nos blocos operados pelo concessionário; analisa a documentação referente às vendas efetuadas pelo concessionário; confronta a média ponderada dos preços de venda no mês auditado com o preço mínimo estabelecido, prevalecendo como preço de referência o maior valor entre os dois; avalia se o preço de referência utilizado pelo concessionário está em conformidade com o preço auditado.

48. Caso seja constatado que o preço auditado pela ANP é maior que o preço de referência utilizado pelo concessionário, procede-se à cobrança das participações governamentais devidas e, a depender dos fatos apurados, instaura-se processo administrativo sancionatório, sujeitando-se o concessionário que tenha praticado infração às sanções administrativas previstas na Lei n.º 9.847/1999.

49. Como se percebe, a fiscalização exercida pela ANP ocorre sobre as atividades de exploração e produção de petróleo promovidas pelo concessionário. Para cumprimento desse desiderato, a ANP foi investida de autoridade para exigir do concessionário que envie informações relativas às atividades que tenha desenvolvido, conforme autoriza o art. 8.º, inciso XVII, da Lei n.º 9.487/1997 [17].

50. A obrigação do concessionário de disponibilizar relatórios, dados e informações referentes a suas atividades é reforçada em diversos dispositivos da legislação que regula o regime de concessão das atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo.

51. Nesse sentido, vale mencionar o Decreto n.º 2.705/1998 que, em seus artigos 18 e 25 [18], instituiu a obrigação do concessionário encaminhar à ANP o demonstrativo de apuração, tanto para royalties quanto para participações especiais, em formato padronizado, devidamente acompanhados dos documentos comprobatórios do pagamento. Nessa sistemática, o concessionário pode ser demandado a apresentar documentos adicionais que comprovem a veracidade das informações por ele declaradas, nos termos dos arts. 19 e 26 do referido Decreto [19].

52. Além disso, o concessionário deve mensalmente informar as quantidades de petróleo vendidas, os preços de venda do petróleo produzido no campo e o valor da média ponderada dos preços de vendas por ele praticados, conforme preceitua o art. 7.º do Decreto n.º 2.705/1998.

53. Importante destacar que a obrigação de fornecer informações cabe ao concessionário e refere-se estritamente às suas atividades. Em razão da autonomia e independência de sua personalidade, essa obrigação não transcende as atividades por ele desempenhadas, alcançando outras pessoas, ainda que pertencentes ao mesmo grupo societário.

54. Como bem pondera Jorge Lobo [20], “o grupo está para as sociedades agrupadas assim como a sociedade isolada está para a pessoa de seus sócios ou acionistas: nesta, como naquela, a pessoa dos membros não se confunde com a instituição resultante da união das diversas partes; no grupo essas partes são sociedades grupadas; na sociedade, são os sócios ou acionistas” de modo que “um e outra, tal como seus componentes, possuem personalidade.”

55. No rigor do princípio da autonomia da pessoa jurídica, é o concessionário, como sujeito de direito autônomo, personalizado, que assume a titularidade das obrigações decorrentes do contrato de concessão, podendo, por consequência, ser demandado pela ANP a prestar informações sobre as atividades que haja praticado, notadamente sobre os contratos de compra e venda de petróleo celebrados.

56. Adotando a tradicional bipartição da obrigação civil em débito (Schuld) e reponsabilidade (Haftung), a obrigação do concessionário está pautada em dois elementos: o dever principal de cumprir espontaneamente a prestação de informações (Schuld); e a responsabilidade civil que implica responder jurídica e patrimonialmente na hipótese de descumprimento da aludida obrigação (Haftung).

 57. Em princípio, nenhuma dessas duas vertentes da obrigação pode extrapolar a pessoa do concessionário para alcançar outras pessoas jurídicas, ainda que integrantes do mesmo grupo societário, sem que, para tanto, haja norma permissa expressa ou acordo de vontades que assim disponha.

58. A formação de grupo societário não estabelece, por si só, relação de solidariedade entre as empresas quanto às obrigações assumidas por cada qual, tampouco leva à perda da autonomia individual e da personalização conferida por lei às pessoas jurídicas.

59. Afinal, como leciona Waldirio Bulgarelli [21], “mantendo as integrantes as suas respectivas personalidades jurídicas, atuam no mundo jurídico como entidades autônomas, porém subordinadas economicamente a uma direção única”.

60. A solidariedade entre as sociedades empresárias que constituem o mesmo grupo não se presume, e deve sempre resultar da lei ou da vontade das partes. No direito brasileiro, a tese da excepcionalidade da solidariedade foi acolhida, de forma peremptória, no art. 265 do CC, quando reza que “a solidariedade não se presume, resulta da lei ou da vontade das partes”.

 61. A respeito, destaca Nelson Rosenvald [22] que “o princípio de que a solidariedade não se presume não se aplica apenas às obrigações solidárias que se enquadrem na parte obrigacional propriamente dita do Código Civil, mas a todas as obrigações que se revistam deste atributo da solidariedade, independentemente da parte em que materialmente se localizam na estrutura da mencionada legislação.”

62. Embora integrantes do mesmo grupo, o concessionário e as demais sociedades empresárias a ele pertencentes seguem constituindo unidades diversas de responsabilidade e risco, com personalidades e patrimônios distintos, conforme disciplina o art. 266 da Lei n.º 6.404/1976 [23].

63. Daí resulta que, como regra, o plexo de obrigações assumidas pelo concessionário não gera qualquer obrigação ou responsabilidade sobre os demais integrantes do grupo. Por outro lado, e nversamente, os negócios jurídicos realizados pelos demais integrantes do grupo societário também não sujeitam o concessionário tampouco repercutem na relação existente entre ele e a ANP. Há de se ter claro que a solidariedade do grupo societário requer, inafastavelmente, expressa previsão na lei ou acordo de vontade.

64. Idêntico entendimento extrai-se da Exposição de Motivos da Lei n.º 6.404/1976, in verbis:

“o projeto absteve-se de criar a responsabilidade solidária presumida das sociedades do mesmo grupo, que continuam a ser patrimônios distintos, como unidades diversas de responsabilidade e risco, pois a experiência mostra que o credor, em geral, obtém a proteção dos seus direitos pela via contratual, e exigirá solidariedade quando o desejar. Ademais, tal solidariedade, se estabelecida em lei, transformaria as sociedades grupadas em departamentos da mesma sociedade, descaracterizando o grupo, na sua natureza de associação de sociedades com personalidade e patrimônios distintos” (grifou-se)

65. Em casos excepcionais, o legislador afasta a garantia da autonomia das relações e atividades das sociedades empresárias integrantes do mesmo grupo, como bem sintetizado por Fábio Ulhoa [24]:

Por outro lado, entre as sociedades integrantes do mesmo grupo não há, em regra, solidariedade, exceto perante as autoridades antitruste (LIOE, art. 17) e pelas dívidas trabalhistas (CLT, art. 2º, §2º) e previdenciárias (Lei 8.212/91, art. 30, IX). Não há, também, em regra, subsidiariedade entre as sociedades de um mesmo grupo, salvo quanto às obrigações relacionadas a contrato de consumo (CDC, art. 28, §2º).

66. Ao contrário da legislação mencionada, a Lei n.º 9.478/1997, ao disciplinar a exploração e produção de petróleo, não estabeleceu a solidariedade entre concessionário e pessoas jurídicas do mesmo grupo societário – que, nunca é demais insistir, não integram o contrato de concessão –, para fins cálculo de participações governamentais.

67. As cláusulas avençadas no contrato de concessão [25], por sua vez, nada dispõem sobre a solidariedade do grupo societário do concessionário quanto às obrigações relacionadas ao pagamento de royalties e de participação especial.

68. Por essa razão, não é dado à ANP tratar o concessionário e as demais pessoas que integram o mesmo grupo societário como se uma única pessoa jurídica fossem, de modo a alargar indevidamente a responsabilidade do concessionário no que se refere às operações comerciais realizadas por terceiros alheios ao contrato de concessão e, a partir disso, recalcular o montante devido a título de royalties e participações especiais pela concessionária.

69. Importante alertar, de todo modo, que o manto da autonomia da pessoa jurídica não pode ser invocado para acobertar a prática de atos irregulares. Pautada nessa premissa, a disregard theory foi desenvolvida para permitir que, episodicamente, o ato constitutivo da pessoa jurídica seja declarado ineficaz uma vez provada a prática de condutas abusivas ou ilícitas pela estrutura societária.

70. A desconsideração da personalidade jurídica, contudo, não possui aplicação irrestrita ou sem medida: impõe-se o respeito ao devido processo legal, à ampla defesa e ao contraditório, condicionando-se aquela, sempre, a prova de ocorrência de um dos requisitos contemplados no art. 50 do Código Civil [26].

 71. Pela pertinência, cabe reproduzir excerto do voto do Ministro Raul Araújo, do Superior Tribunal de Justiça, no REsp 1.404.366/RS, julgado em 23/10/2014, DJe 9/2/2015, em que se examina a desconsideração da personalidade de sociedades empresárias integrantes do mesmo grupo societário:

“Tratando de sociedades distintas, com razões sociais e objetos próprios, o simples fato de pertencerem a um mesmo grupo econômico, por si só, não as torna automaticamente solidárias nas respectivas obrigações. Do contrário, a legislação faria a equivalência aplicada equivocadamente no v. acórdão recorrido ou vedaria a formação de grupos econômicos pela inutilidade da medida. Na realidade, cada pessoa jurídica tem personalidade e patrimônio próprios, distintos, justamente para assegurar a autonomia das relações e atividades de cada sociedade empresária, ainda que integrantes de um mesmo grupo econômico. Somente em casos excepcionais essas distinções podem ser superadas, motivadamente (CC, art. 50)”.

(grifou-se)

72. Em última análise, a desconsideração da personalidade jurídica deve constituir medida de exceção a ser utilizada com parcimônia em face das circunstâncias concretas do caso. É que as relações comerciais existentes entre o concessionário e as sociedades empresárias do mesmo grupo não são presumidamente fraudulentas, mas, como toda relação jurídica, podem vir a servir de instrumento para fraudes e abusos. Somente nessa hipótese, devidamente comprovado o abuso de personalidade, poderá ser desconsiderada a personalidade jurídica no âmbito do grupo societário, observados os requisitos legais.

 73. Como já registrou a Corte Suprema dos Estados Unidos, “a limitação da responsabilidade é a regra, não a exceção; e com esta premissa grandes compromissos são firmados, vultosos empreendimentos são lançados e enormes somas de capital são atraídos”[27].

74. Por essa razão, a ANP não poderia, de ofício e unilateralmente, ignorar a autonomia de que gozam o concessionário e as pessoas jurídicas que integram o mesmo grupo societário. É necessário demonstrar, concreta e efetivamente, a ocorrência de um dos requisitos caracterizadores de abuso da personalidade jurídica previstos no art. 50 do CC, proporcionada a plenitude do contraditório e da ampla defesa às pessoas jurídicas envolvidas.

75. Significa dizer que sempre deve ser assegurada ao concessionário e às sociedades empresárias do grupo a paridade total de condições em face da Administração, caso esta intente tornar ineficaz a personalização conferida por lei às pessoas jurídicas, restringindo sua autonomia. Em sua feição principal, o devido processo legal reforça as garantias de índole formal e substancial dadas aos envolvidos de tomar conhecimento e contraditar fatos e provas, assim como de trazer ao processo os elementos de prova que julgarem necessários.

76. Com isso, repisa-se, a desconsideração da personalidade jurídica não ocorre de forma automática e sem a efetiva demonstração do uso indevido da personalidade jurídica. Afinal, no ordenamento jurídico brasileiro, abuso de direito não se presume.

77. Nessa ordem de ideias, a Administração Pública não poderia se valer de mudanças de interpretação das normas que regulam as atividades de exploração e produção de petróleo para eventualmente invocar a desconsideração da personalidade jurídica, em desrespeito à legítima confiança gerada naqueles que negociam com o poder público. A segurança jurídica, por toda a sua extensão, implica estabilização das relações sob o prisma da juridicidade, devendo ser preservados os atos praticados, ao longo de vários anos, em conformidade com a legislação vigente e com a exegese até então adotada pela própria Administração Pública.

78. Nesse contexto, a proteção à confiança legítima, enquanto dimensão subjetiva da segurança jurídica, constitui componente fundamental do próprio Estado de Direito, que impõe à Administração Pública – e especialmente às agências reguladoras de setores cruciais para a economia, a exemplo da ANP - uma atuação no sentido da preservação das legítimas expectativas geradas por seus próprios atos e comportamentos nos administrados.

VI – CONCLUSÃO

79. A partir dessas considerações, conclui-se que, ressalvada a hipótese excepcional de desconsideração da personalidade jurídica, a ANP não pode tratar o concessionário e as demais pessoas que integram o mesmo grupo societário como se fossem uma única pessoa jurídica, de modo a ampliar as obrigações e as responsabilidades do concessionário no que se refere às operações comerciais realizadas por terceiros alheios ao contrato de concessão e, a partir disso, recalcular o montante devido a título de royalties e participações especiais pelo concessionário.

80. Na linha do que foi exposto anteriormente, a ANP, ao editar a Portaria n.º 206/2000, está obrigada a observar a metodologia de cálculo prevista no ato normativo por ela editado, não podendo casuisticamente adotar outros critérios, por mais que, na avaliação do gestor, se entenda que esses novos parâmetros são os mais adequados às peculiaridades do caso concreto.

81. Ante o exposto, na expectativa de que as dúvidas levantadas hajam sido devidamente esclarecidas, sugere-se a devolução do expediente ao órgão consulente.

À consideração superior.

Brasília, 14 de julho de 2017.

 HILYN HUEB

PROCURADORA DA FAZENDA NACIONAL

CONSULTORA DA UNIÃO

 [1] Art. 177. Constituem monopólio da União:

I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;

II - a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro;

III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores;

IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem;

V - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados, com exceção dos radioisótopos cuja produção, comercialização e utilização poderão ser autorizadas sob regime de permissão, conforme as alíneas b e c do inciso XXIII do caput do art. 21 desta Constituição Federal. (Redação dada pela Emenda Constitucional nº 49, de 2006)

§ 1º A União poderá contratar com empresas estatais ou privadas a realização das atividades previstas nos incisos I a IV deste artigo observadas as condições estabelecidas em lei. (Redação dada pela Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

§ 2º A lei a que se refere o § 1º disporá sobre: (Incluído pela Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

I - a garantia do fornecimento dos derivados de petróleo em todo o território nacional; (Incluído pela Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

II - as condições de contratação; (Incluído pela Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

III - a estrutura e atribuições do órgão regulador do monopólio da União; (Incluído pela Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

§ 3º A lei disporá sobre o transporte e a utilização de materiais radioativos no território

nacional. (Renumerado de § 2º para 3º pela Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

§ 4º A lei que instituir contribuição de intervenção no domínio econômico relativa às atividades de importação ou comercialização de petróleo e seus derivados, gás natural e seus derivados e álcool combustível deverá atender aos seguintes requisitos: (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

I - a alíquota da contribuição poderá ser: (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

a) diferenciada por produto ou uso; (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

b)reduzida e restabelecida por ato do Poder Executivo, não se lhe aplicando o disposto no art. 150,III, b; (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

II - os recursos arrecadados serão destinados: (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

a) ao pagamento de subsídios a preços ou transporte de álcool combustível, gás natural e seus derivados e derivados de petróleo; (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

b) ao financiamento de projetos ambientais relacionados com a indústria do petróleo e do gás; (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

c) ao financiamento de programas de infra-estrutura de transportes. (Incluído pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001)

[2] 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. (Redação dada pela Lei nº 12.351, de 2010)

Parágrafo único. A ANP definirá os blocos a serem objeto de contratos de concessão.

§ 1o A ANP definirá os blocos a serem objeto de contratos de concessão.. (Redação dada pela Lei nº 11.909, de 2009) (Revogado pela Lei nº 12.351, de 2010)

§ 2o A ANP poderá outorgar diretamente ao titular de direito de lavra ou de autorização de pesquisa de depósito de carvão mineral concessão para o aproveitamento do gás metano que ocorra associado a esse depósito, dispensada a licitação prevista no caput deste artigo. (Incluído pela Lei nº 11.909, de 2009)

[3] Art. 26. A concessão implica, para o concessionário, a obrigação de explorar, por sua conta e risco e, em caso de êxito, produzir petróleo ou gás natural em determinado bloco, conferindo-lhe a propriedade desses bens, após extraídos, com os encargos relativos ao pagamento dos tributos incidentes e das participações legais ou contratuais correspondentes.

§ 1° Em caso de êxito na exploração, o concessionário submeterá à aprovação da ANP os planos e projetos de desenvolvimento e produção.

§ 2° A ANP emitirá seu parecer sobre os planos e projetos referidos no parágrafo anterior no prazo máximo de cento e oitenta dias.

§ 3° Decorrido o prazo estipulado no parágrafo anterior sem que haja manifestação da ANP, os planos e projetos considerar-se-ão automaticamente aprovados.

[4] RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do Petróleo. 3ª ed. Rio de Janeiro: renovar, 2014, p. 536.

[5] Art. 45. O contrato de concessão disporá sobre as seguintes participações governamentais, previstas no edital de licitação:

I - bônus de assinatura;

II - royalties;

III - participação especial;

IV - pagamento pela ocupação ou retenção de área.

§ 1º As participações governamentais constantes dos incisos II e IV serão obrigatórias.

§ 2º As receitas provenientes das participações governamentais definidas no caput, alocadas para órgãos da administração pública federal, de acordo com o disposto nesta Lei, serão mantidas na Conta Única do Governo Federal, enquanto não forem destinadas para as respectivas programações.

§ 3º O superávit financeiro dos órgãos da administração pública federal referidos no parágrafo anterior, apurado em balanço de cada exercício financeiro, será transferido ao Tesouro Nacional.

[6] Art. 20. São bens da União:

(...)

§ 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.

[7]Art. 47. Os royalties serão pagos mensalmente, em moeda nacional, a partir da data de início da produção comercial de cada campo, em montante correspondente a dez por cento da produção de petróleo ou gás natural.

§ 1º Tendo em conta os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes, a ANP poderá prever, no edital de licitação correspondente, a redução do valor dos royalties estabelecido no caput deste artigo para um montante correspondente a, no mínimo, cinco por cento da produção.

§ 2º Os critérios para o cálculo do valor dos royalties serão estabelecidos por decreto do Presidente da República, em função dos preços de mercado do petróleo, gás natural ou condensado, das especificações do produto e da localização do campo.

§ 3º A queima de gás em flares, em prejuízo de sua comercialização, e a perda de produto ocorrida sob a responsabilidade do concessionário serão incluídas no volume total da produção a ser computada para cálculo dos royalties devidos.

[8] Art. 50. O edital e o contrato estabelecerão que, nos casos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação especial, a ser regulamentada em decreto do Presidente da República. (Vide Lei nº 10.261, de 2001)

§ 1º A participação especial será aplicada sobre a receita bruta da produção, deduzidos os royalties, os investimentos na exploração, os custos operacionais, a depreciação e os tributos previstos na legislação em vigor.

§ 2º Os recursos da participação especial serão distribuídos na seguinte proporção: (...)

[9] Art 22. Para efeito de apuração da participação especial sobre a produção de petróleo e de gás natural serão aplicadas alíquotas progressivas sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, consideradas as deduções previstas no § 1º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 1997, de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção, e o respectivo volume de produção trimestral fiscalizada.

§ 1º No primeiro ano de produção de cada campo, a partir da data de inicio da produção, a participação especial será apurada segundo as seguintes tabelas: (...)

[10] Ressalvados os campos operados por concessionários tipo C e D, cuja metodologia de cálculo está prevista no art. 3º-A da Portaria ANP n.º 206/2000.

[11]Art. 3º O preço mínimo do petróleo nacional produzido em cada campo, ressalvado o disposto no art. 3º-A, a cada mês, será determinado de acordo com a seguinte fórmula:

Pmin = TC x 6,2898 x (PBrent + D)

onde:

Pmin é o preço mínimo do petróleo nacional produzido em cada campo, em reais por metro cúbico;

TC é a média mensal das taxas de câmbio diárias para compra do dólar americano, obtidas junto ao Banco Central do Brasil, para o mês;

PBrent é o valor médio mensal dos preços diários do petróleo Brent, cotados na PLATT’S CRUDE OIL MARKETWIRE, em dólares americanos por barril, para o mês;

D é o diferencial entre o preço do petróleo nacional e o do petróleo Brent, em dólares americanos por barril.

§ 1º O diferencial entre o preço do petróleo nacional, produzido em cada campo, e o do petróleo Brent será determinado pela seguinte fórmula:

D = VBPnac - VBPBrent

onde:

VBPnac é o valor bruto dos produtos derivados do petróleo nacional, em dólares americanos por barril;

VBPBrent é o valor bruto dos produtos derivados do petróleo Brent, em dólares americanos por barril;

§ 2º. O valor bruto dos produtos do petróleo nacional, produzido em cada campo, e o valor bruto dos produtos do petróleo Brent serão determinados, respectivamente, pelas seguintes fórmulas:

VBPnac = Fl x Pl + Fm x Pm + Fp x Pp

VBPBrent = FlB x Pl + FmB x Pm + FpB x Pp

onde:

Fl, Fm e Fp são as respectivas frações de derivados leves, de derivados médios e de resíduos pesados obtidas do petróleo nacional de cada campo;

FlB, FmB e FpB são as respectivas frações de derivados leves, de derivados médios e de resíduos pesados obtidas do petróleo Brent;

Pl, Pm e Pp são os preços associados respectivamente às frações de derivados leves, de derivados médios e de resíduos pesados obtidas do petróleo nacional de cada campo ou do petróleo Brent, em dólares americanos por barril;

§ 3º. As frações de destilados leves, de destilados médios e de resíduos pesados obtidas do petróleo nacional de cada campo e do petróleo Brent, a que se refere o parágrafo anterior, serão estabelecidas com base na análise de seus pontos de ebulição verdadeiros (PEV), em função do seu grau API e dos seus pontos de corte, segundo a seguinte tabela: (...)

§ 4º. Os preços associados às frações de derivados leves, de derivados médios e de resíduos pesados obtidas de cada petróleo nacional e do petróleo Brent, a que se refere o § 2º deste artigo, serão determinados da seguinte forma:

I - à fração de destilados leves corresponderá o valor médio mensal dos preços CIF da gasolina Gasoline 10 ppm Cargoes CIF NWE, no mercado NWE/basis ARA, cotados na PLATT'S EUROPEAN MARKETSCAN, em dólares americanos por tonelada;

II - à fração de destilados médios dos petróleos cujo teor de enxofre seja igual ou menor que o teor de enxofre do petróleo Brent corresponderá o valor médio mensal dos preços CIF do ULSD 10 ppm, no mercado NWE/basis ARA, cotados na PLATT'S EUROPEAN MARKETSCAN, em dólares americanos por tonelada;

III - à fração de destilados médios dos petróleos cujo teor de enxofre seja maior que o teor de enxofre do petróleo Brent corresponderá o valor médio mensal dos preços CIF do Gasoil 0,1% Cargoes CIF NWE, no mercado NWE/basis ARA, cotados na PLATT'S EUROPEAN MARKETSCAN, em dólares americanos por tonelada;

IV - à fração de resíduos pesados dos petróleos cujo teor de enxofre seja igual ou menor que o teor de enxofre do petróleo Brent corresponderá o valor médio mensal dos preços CIF do Fuel Oil 1%, cotados na PLATT’S EUROPEAN MARKETSCAN, em dólares americanos por tonelada;

V - à fração de resíduos pesados dos petróleos cujo teor de enxofre seja maior que o teor de enxofre do petróleo Brent corresponderá o valor médio mensal dos preços CIF do Fuel Oil 3.5%, cotados na PLATT’S EUROPEAN MARKETSCAN, em dólares americanos por tonelada.

§ 5º Os preços referidos no parágrafo anterior, expressos em dólares americanos por tonelada, deverão ser convertidos para dólares americanos por barril, dividindo-os pelos fatores apresentados na seguinte tabela: (...)

[12] MELLO, Celso Antônio Bandeira de. Curso de direito administrativo. 30ªed. São Paulo: Editora Malheiros, 2013, p.104/106.

[13]CARVALHO, Raquel Melo Urbano de. Curso de Direito Administrativo. 2. ed. Salvador: Editora Juspodivm, 2009, p. 57. .

[14]Canotilho, José Joaquim Gomes. Direito Constitucional e Teoria da Constituição. 7.ed. Coimbra: Almedina, 2003.

[15] Art. 5º (...)

XXXVI - a lei não prejudicará o direito adquirido, o ato jurídico perfeito e a coisa julgada;

[16] Art. 8o A ANP terá como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis, cabendo-lhe: (...)

[17] XVII - exigir dos agentes regulados o envio de informações relativas às operações de produção, importação, exportação, refino, beneficiamento, tratamento, processamento, transporte, transferência, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda, destinação e comercialização de produtos sujeitos à sua regulação;

[18] Art 18. O valor dos royalties será apurado mensalmente por cada concessionário, com relação a cada campo, a partir do mês em que ocorrer a data de início da produção do campo, e pago, em moeda nacional, até o último dia útil do mês subseqüente, cabendo ao concessionário encaminhar à ANP um demonstrativo da sua apuração, em formato padronizado pela ANP, acompanhado de documento comprobatório do pagamento, até o quinto dia útil após a data da sua efetivação.

Art 25. O valor da participação especial será apurado trimestralmente por cada concessionário, e pago até o último dia útil do mês subseqüente a cada trimestre do ano civil, cabendo ao concessionário encaminhar à ANP um demonstrativo da apuração, em formato padronizado pela ANP, acompanhado de documento comprobatório do pagamento, até o quinto dia útil após a data de pagamento.

Parágrafo único. Quando a data de início da produção de um dado campo não coincidir com o primeiro

dia de um trimestre do ano civil, a participação especial devida neste trimestre será calculada com base no número de dias decorridos entre a data de início de produção do campo e o último dia do trimestre e, para efeito das apurações subseqüentes da participação especial, o número de anos de produção do campo, referido nos §§ 1º a 4º do art. 22, passará a ser contado a partir da data de início do próximo trimestre do ano civil.

[19]Art 19. A seu critério, sempre que julgar necessário, a ANP poderá requisitar do concessionário documentos que comprovem a veracidade das informações prestadas no demonstrativo apuração.

Art 26. A seu critério, sempre que julgar necessário, a ANP poderá requerer do concessionário documentos que comprovem a veracidade das informações prestadas no demonstrativo da apuração.

[20] LOBO, Jorge. Direito dos grupos de sociedades. RT 763/22-46, ano 88, maio 1999, p. 36.

[21] BUGARELLI, Waldirio. Manual da sociedades anônimas. 11 ed. São Paulo: Atlas, 1999, p. 297.

[22] FARIAS, Cristiano Chaves de; ROSENVALD, Nelson. Direitos da obrigação. 5ª ed. Rio de Janeiro: Lumen Juris, 2011, p. 272.

[23] Art. 266. As relações entre as sociedades, a estrutura administrativa do grupo e a coordenação ou subordinação dos administradores das sociedades filiadas serão estabelecidas na convenção do grupo, mas cada sociedade conservará personalidade e patrimônios distintos.

[24] COELHO, Fábio Ulhoa. Manual de Direito Comercial. 17. Ed, São Paulo: Saraiva, p. 225.

[25] Foram analisadas as cláusulas do contrato da segunda rodada de licitações disponível

http://www.anp.gov.br/brasilrounds/arquivos/contratos/ContratoR2.PD

[26]Art. 50. Em caso de abuso da personalidade jurídica, caracterizado pelo desvio de finalidade, ou pela confusão patrimonial, pode o juiz decidir, a requerimento da parte, ou do Ministério Público quando lhe couber intervir no processo, que os efeitos de certas e determinadas relações de obrigações sejam estendidos aos bens particulares dos administradores ou sócios da pessoa jurídica.