Apelação Cível Nº 5131198-71.2021.4.02.5101/RJ

RELATÓRIO

Trata-se de apelação, interposta pelo INSTITUTO INTERNACIONAL ARAYARA DE PROTEÇÃO AO PATRIMONIO PUBLICO E SOCIAL, ETC, em face de sentença,  proferida, nos autos de ação civil pública, pelo Juízo da 11ª Vara Federal  do Rio de Janeiro, que julgou improcedente o pedido formulado pelo autor em face das apeladas AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS – ANP e UNIÃO FEDERAL. Na exordial, o autor, ora apelante, postulou  (i) fosse suspensa, em definitivo, a realização da 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa; (ii) fosse declarada a nulidade do Edital de Licitações para outorga dos contratos de partilha de produção para atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural; (iii) fosse declarada a nulidade da Resolução nº 5/2021 do CNPE; (iv) fosse determinado que as Rés se abstenham de realizar novas rodadas de licitações do excedente da cessão onerosa com percentuais mínimos do excedente em óleo da União inferiores ao padrão internacional de 60%; (v) fosse determinado que as Rés se abstenham de realizar novas rodadas de licitações do excedente da cessão onerosa enquanto não forem atendidas as recomendações feitas pelo Tribunal de Contas da União no Acórdão 2300/2021.

O apelante, em suas razões (Evento 63 – 1º Grau), alega que:  i) “Segundo dispõe essa Lei, a Petrobrás tem a titularidade dos volumes de petróleo e gás natural cedidos pela União. O exercício das atividades de pesquisa e lavra de acordo com essa Lei será realizado apenas pela Petrobrás, por sua exclusiva conta e risco. Os volumes de barris equivalentes de petróleo, bem como os seus respectivos valores econômicos, foram determinados a partir de laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras. Coube à ANP obter o laudo técnico de avaliação das áreas, que subsidiou a União nas negociações com a Petrobrás. No regime de cessão onerosa, são devidos royalties de 10% sobre o produto da lavra de que trata a Lei nº 12.276/2010, nos termos do art. 47 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997. No entanto, não haverá o pagamento da participação especial, de que trata o art. 50 da Lei nº 9.478/1997. A ANP contratou estudos da certificadora independente Gaffney, Cline & Associates para avaliar os volumes excedentes ao Contrato de Cessão Onerosa. Segundo esses estudos, esses volumes variam entre 6 e 15 bilhões de barris de óleo equivalente. Considerando que são recursos já descobertos e comerciais, a oferta desses volumes demandará a contratação de inúmeras unidades de produção no curto prazo, que poderiam gerar importante retorno para a sociedade brasileira.”; ii) “No campo de Sépia, a Petrobrás iniciou, em 23 de agosto de 2021, a produção por meio do FPSO Carioca, que é um navio-plataforma tipo Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (em inglês, Floating, Production, Storage and Offloading), primeiro sistema de produção definitivo instalado nesse campo. Essa unidade será o FPSO de maior de produção de petróleo do Brasil. Mas se Búzios, Itapu, Atapu e Sépia já são campos petrolíferos, por que Búzios e Itapu já foram licitados e por que Atapu e Sépia serão licitados sob o regime de partilha de produção? A resposta é que quando da assinatura do contrato de cessão onerosa ocorreu um erro de cálculo para menos. De fato, essas áreas apresentam um volume de petróleo equivalente recuperável muito maior que o previsto nesse contrato”; iii) "Ocorre que ao invés de celebrar parceria com a Petrobrás e ser a proprietária de até 15,2 bilhões de barris, a União decidiu licitar essas áreas sob o regime de partilha de produção nos termos da Resolução nº 5/2021 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que por sua vez deram origem ao edital da 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A Resolução CNPE nº 5/2021 estabeleceu que poderão ser recuperados como custo em óleo os valores pagos pelo novo entrante a título da compensação à Petrobrás. Em contrapartida pelo pagamento da compensação à Petrobrás, o novo entrante se tornará proprietário de percentual dos ativos existentes na data efetiva do Acordo de Coparticipação, proporcional à sua participação na jazida"; iv) "Nesse aspecto, é imperioso que o Acórdão 2300/21 mencionado pelo Apelante à exordial não trata de um certame específico, mas sim analisa a questão da eficiência dos regimes de concessão e partilha, a partir da análise dos principais componentes fiscais. Data vênia, é justamente nesse ponto que a sentença comete uma impropriedade fundamental. Ao dizer que os problemas apontados no Acórdão 2300/21 foram resolvidos e afirmar que o Acórdão 2480/21 atesta isso, ignora-se o fato que as questões levantadas no primeiro acórdão sequer foram enfrentadas no Acórdão 2480/21. Resumindo: compara-se um acórdão que trata do regime em si com um acórdão que analisa um procedimento específico. Sendo assim, novamente com as vênias devidas, existe evidente descumprimento das recomendações do TCU no acórdão 2300/21 que não foram corrigidas no certame impugnado."; v) "Não bastasse isso, há também grave problema na desestruturação da política de conteúdo local. desestruturação da política de conteúdo local sem motivação comprovada O parágrafo 24.2 da Cláusula Vigésima Quarta do Contrato de Cessão Onerosa estabelece os percentuais mínimos de conteúdo local para a fase de exploração e para os módulos da etapa de desenvolvimento da produção: - 37% para a fase de exploração; - 55% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção até 2016; - 58% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção entre 2017 e 2019; - 65% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção a partir de 2020; O Contrato de Cessão Onerosa não prevê a inexistência de fornecedor nacional, mas prevê preços excessivamente elevados, prazos muito superiores aos praticados no mercado e nova tecnologia, respectivamente, nos itens (k), (l) e (m) do parágrafo 24.2, que, em caráter excepcional poderiam levar à redução dos percentuais mínimos de conteúdo local. No entanto, nos termos do item (p) do parágrafo 24.2, mesmo para as ações previstas nesses itens, a Petrobrás continuará obrigada a cumprir o percentual global mínimo de Conteúdo Local definido no Anexo VI do Contrato de Cessão Onerosa que são iguais aos descritos no parágrafo 24.2. Como se não bastasse a ANP permitir a redução generalizada dos percentuais de conteúdo local sem previsão no Contrato de Cessão Onerosa, o Edital da 2ª Rodada de Licitação do Excedente da Cessão Onerosa estabelece um percentual de apenas 25% para a Unidade Estacionária de Produção. Observa-se, então, que os percentuais do regime de cessão onerosa já foram significativamente reduzidos e que o Edital da Rodada dos Excedentes da Cessão Onerosa são ainda inferiores. A produção prevista no Contrato de Cessão Onerosa e a produção dos volumes excedentes deveriam gerar emprego e renda no Brasil, pois trata-se de campos localizados na melhor área do Pré-Sal e com altíssimas produtividades. No entanto, ao definir a política de conteúdo local para os contratos derivados da 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, a Administração não garante explicação minimamente plausível dos motivos que justificaram redução significativa desta política pública." Assim, postulou o provimento do seu recurso, com a consequente reforma da sentença.

Regularmente intimada, a apelada AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP apresentou contrarrazões (Evento 71 – 1º grau), referindo que: i) “Preliminarmente, cumpre destacar que, na etapa de planejamento da LVECO2, iniciada ainda em 2020, a SPL contou com a cooperação de algumas instituições/órgãos de Estado (como Pré-Sal Petróleo S.A. – PPSA, Ministério das Minas e Energia – MME, e Empresa de Pesquisa Energética – EPE), que se reuniram semanalmente para planejar e acompanhar o andamento das atividades relativas à licitação, notadamente àquelas relativas à construção dos instrumentos licitatórios. O edital e demais instrumentos licitatórios foram elaborados obedecendo fielmente os ditames da legislação aplicável, cujo detalhamento consta da seção 1.2. do sobredito ato convocatório, agregando as contribuições dos agentes econômicos e entidades do segmento de óleo e gás, advindas de consulta e audiência públicas, além dos aspectos técnicos expendidos por outras UORGs da ANP. De acordo com a Lei 12.276/2010, a cessão onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas de petróleo da União para a Petróleo Brasileiro S.A – Petrobras. A lei concedeu à Petrobras o direito de extrair até cinco bilhões de barris de petróleo equivalente de áreas não concedidas localizadas no pré-sal, conforme detalhado no Contrato de Cessão Onerosa, firmado entre a União e a Petrobras.”; ii) “O Contrato de Cessão Onerosa foi celebrado entre a União e a Petrobras no dia 03 de setembro de 2010. Em sua Cláusula Oitava, foi previsto procedimento de revisão do Contrato, com fundamento em laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras independentes, a serem contratadas pela ANP e pela Petrobras. Sendo assim, após definidos os termos das negociações entre a União e a Petrobras, os direitos de exploração e produção dos volumes excedentes aos contratados pela Cessão Onerosa, nos termos da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, e da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, só podem ser licitados pelo regime de partilha de produção. Na Primeira Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, cuja sessão pública foi realizada pela ANP no dia 6 de novembro de 2019, houve a oferta de quatro blocos na bacia sedimentar marítima de Santos, sendo arrematados dois blocos – Búzios e Itapu. Esta Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa tem por objeto a outorga de novos contratos de partilha de produção para exercício das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. A Portaria MME nº 23/2020 deu início aos trabalhos relativos à fase interna da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa (Sépia e Atapu), qualificando a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como representante da União para negociar as parcelas de participação correspondentes à Cessão Onerosa e ao Contrato de Partilha de Produção dos volumes excedente dos campos de Sépia e Atapu e submetê-las à avaliação e aprovação da ANP. .”; iii) “Ademais, considerando a limitação legal quanto ao volume máximo a ser extraído no Contrato de Cessão Onerosa e a existência de volumes excedentes aos contratados, o CNPE, por meio da Resolução CNPE nº 03/2021, publicada no Diário Oficial da União (DOU) de 9 de abril de 2021 estabeleceu as diretrizes para a realização da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa (LVECO 2). E, em 22 de abril, publicou a Resolução CNPE nº 05/2021, autorizando a ANP a realizar a LVECO 2 e estabelecendo os parâmetros técnicos e econômicos das áreas ofertadas. Os percentuais de conteúdo local das áreas de Sépia e Atapu a serem cumpridos na etapa de desenvolvimento da produção correspondem a 25% para construção de poço, 40% para sistema de coleta e escoamento e 25% para Unidade Estacionária de Produção.”;  iv) " É notório, portanto, que existe previsão legal para subsidiar o Leilão do excedente da cessão onerosa, sendo certo que a Resolução atacada está em conformidade com o ordenamento jurídico vigente. A simples existência de um limite de 5 bilhões de barris a ser observado pela empresa estatal, de um lado, e a constatação de que o volume existente é superior a isso é suficiente para conferir legitimidade normativa ao Leilão do excedente da cessão onerosa. Não há, e não poderia haver, um direito de exclusividade da Petrobras sobre os blocos. Nos modelos contratuais de concessão ou partilha, não há limite de produção. As empresas contratadas recebem o direito de explorar e produzir todo o petróleo existente no bloco até o fim do prazo contratual. O contrato de cessão onerosa, por sua vez, foi um contrato com objeto específico, qual seja, 5 bilhões de barris de petróleo. O montante excedente se trata de bem público dominical, que pode ser utilizado pelo Estado de acordo com o interesse público. Pelo contrato de cessão onerosa, a Petrobras não tem direito sobre a produção que exceder os 5 bilhões de barris de petróleo, e nem poderia impedir a União de explotar tal recurso."; v) "Deste modo, é preciso que fique claro que a licitação em questão está sendo realizada sob o regime de Partilha da Produção, integralmente com base na Lei 12.351/2010. A previsão em resoluções e edital de um acordo de coparticipação decorre justamente da circunstância de se realizar numa área em que já ocorre a exploração de petróleo sobre um outro regime, porém limitada a um determinado volume. Seria totalmente descabido, no nosso sistema jurídico, exigir uma nova lei apenas para explorar um recurso natural existente e já regulado por uma lei em vigor. Não obstante, registre-se que devido à polêmica sobre a divisão dos recursos do leilão - e não sobre sua realização - foram editadas uma Emenda Constitucional e uma Lei Federal, já posteriores ao edital da presente licitação, que a citam expressamente, trazendo mais um reconhecimento do legislador e do constituinte originário sobre a sua legitimidade. "; vi) "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 constitucional do art. 20, §1º, o regime de partilha de produção no Brasil não pôde ser puro, ou seja, no Brasil, não seria possível prescindir da cobrança de royalties do contratado. Por isso há a previsão de pagamento de royalties no art. 42, §1º da Lei nº 12.351/10. 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"; vii) " Lembre-se que a discussão acerca do regime de partilha foi extensa e as definições do que deve ser considerado “partilha da produção” e “excedente em óleo” representam o núcleo do modelo. São, portanto, centrais para as análises econômicas dos investimentos a serem realizados pelos contratados. Uma vez desconstruídas tais definições, o coração do regime será atingido, podendo levar a desequilíbrios e até à deserção do certame. O modelo econômico para a fixação do percentual mínimo de excedente em óleo da União no leilão de partilha da produção, construído nos termos da Resolução CNPE nº 05/2021, fundada no art. 10, inciso III, alínea “b”, c/c art. 9º, inciso IV, da Lei n.º 12.351/10, concebe o cálculo do excedente em óleo excluindo-se a parcela relativa à apropriação pelo contrato do volume de produção correspondente aos royalties devidos, nos termos dos incisos I e III do art. 2º da Lei n.º 12.351/10. Se a concepção do cálculo do excedente em óleo for afetada e, consequentemente, “alterada” por uma decisão judicial que afaste a apropriação pelo contratado da parcela relativa aos royalties, o equilíbrio econômico financeiro balizador da decisão do CNPE estará comprometido e não haverá mais segurança jurídica por parte dos licitantes, quanto à economicidade do projeto . O provável resultado da licitação será, portanto, a deserção."; viii) "No caso o que se verifica é um enorme prejuízo para a economia nacional diante de um eventual acolhimento da pretensão autoral. Com efeito, qualquer atraso no leilão seria capaz de gerar danos irreversíveis para a sociedade brasileira que deve aproveitar esses recursos petrolíferos enquanto eles têm valor, haja vista que o petróleo caminha para se tornar obsoleto. A cada dia que se perde, o Brasil deixa de arrecadar milhares de reais que poderiam ser revertidos em mais saúde, educação e segurança para a população. Em situação semelhante, mas de menor monta, posta na Suspensão de Liminar n° 176, cujo objeto era a suspensão da decisão judicial proferida pelo Juiz Federal da 9ª Vara Federal do Distrito Federal, na ação popular nº 2006.34.00.035825-0, que havia suspendido a 8ª Rodada de Licitações, a Ministra Ellen Grace entendeu que: (a) a decisão que suspendia a licitação impedia a efetivação de políticas públicas pela Administração, que visavam dar suporte ao desenvolvimento e crescimento econômico do país, cuja matriz energética está baseada também no petróleo e no gás natural; (b) a ANP tem a competência para estabelecer os critérios para as rodadas de licitações, critérios estes que se encontram, em princípio, dentro de um juízo eminentemente técnico, e sobre os quais não cabe ao Judiciário interferir; (c) a decisão colocava em risco a própria segurança nacional, além de sinalizar negativamente aos investidores nacionais e estrangeiros, criando insegurança jurídica. Os fundamentos da decisão encaixam-se com perfeição para o indeferimento do pedido liminar na presente ação."  Ao final, postulou o não provimento do seu recurso

Também intimada, a apelada UNIÃO FEDERAL apresentou contrarrazões (Evento 72 - 1º grau), sustentando que: i) "Em verdade, o inconformismo da parte recorrente manifestado em suas razões de apelação em nada abala os sólidos fundamentos jurídicos da decisão judicial ora questionada, a qual se encontra em perfeita harmonia com os dispositivos legais de regência e a jurisprudência predominante dos tribunais pátrios. Nesse sentido, a respeitável sentença proferida merece ser integralmente confirmada por este Egrégio Tribunal Regional Federal da 2ª Região Judiciária Federal, eis que proferida com estreita observância à legislação vigente e consolidada jurisprudência."; ii) "A rigor, a cessão onerosa não consiste num regime fiscal geral e abstrato, já que a Lei 12.276/2010 só autorizou a contratação da Petrobras e veda expressamente a transferência dos direitos pertinentes (art. 1º, §6º). Outra peculiaridade que chama atenção na cessão onerosa é que a contratação está sujeita a uma limitação volumétrica, o que não é usual na indústria, e que produzirá efeitos até que a Petrobras extraia o número de barris equivalentes de petróleo definido em contrato (art. 1º, §2º). Entre as normas contidas na Lei 12.276/2010 que disciplinam a cessão onerosa, merecem destaque também as que estabelecem que: (i) a Petrobras terá a titularidade do produto da lavra (art. 1º, §1º); e (ii) serão devidos royalties nos termos do art. 47 da Lei 9.478/1997 (art. 5º), ou seja, no percentual de 10% da produção sem previsão do pagamento de participação especial. No regime de cessão onerosa, até em razão das próprias características da outorga, que não foi precedida de licitação e decorreu de acordo de vontades entre a União e a Petrobras, há, inequivocamente, maior margem de negociação entre os contratantes do que na concessão e na partilha. E isso é confirmado pelo próprio art. 2º da Lei 12.276/2010 que conferiu às partes relevante espaço para discussão e acordo com relação às matérias contidas nos seus incisos I a V."; iii) "Em outubro de 2019, o Plenário do TCU exarou o já mencionado Acórdão n.º 2.430/2019 no processo de acompanhamento da 1ª RLVECO, no qual firmou seu entendimento de que tanto a ANP quanto o MME atenderam aos aspectos de tempestividade, completude e suficiência técnica dos elementos apresentados inerentes ao certame, apesar de terem sido feitas algumas ressalvas e determinações. Dentre essas, o TCU determinou à PPSA e à ANP a adoção de providências para que aquela iniciasse imediatamente a representação da União em relação aos volumes excedentes ao CCO, com acesso às informações necessárias; e, caso tais volumes não fossem contratados na 1ª RLVECO, que fosse dada sequência aos procedimentos necessários à identificação e delimitação da parte da União nas respectivas jazidas, com vistas à futura contratação dessa participação. Em decorrência, após a realização do certame em 2019, como não foram contratados os volumes excedentes nos Campos de Atapu e Sépia, foi publicada a Portaria MME n.º 23/2020 estabelecendo que a PPSA era a representante da União para a avaliação e posterior negociação com a Petrobras a respeito dos volumes excedentes aos contratados em cessão onerosa nestes campos."; iv) "A realização da 2ª RLVECO foi oficializada ao menos desde 02/06/2021, com a publicação do Pré-Edital e das minutas dos Contratos de Partilha, os quais foram submetidos à Consulta Pública até 28/06/2021 e levados à Audiência Pública em 07/07/2021, resultando no Edital definitivo publicado pela ANP em 15/10/2021, após a aprovação do TCU.A Corte de Contas considerou atendidos os aspectos de tempestividade, completude e suficiência técnica dos elementos apresentados, por meio do acervo documental, inerente ao certame. Muito embora não haja dúvidas de que as decisões proferidas pelo TCU não possuem força de coisa julgada e, por isso, não prejudicam eventuais pronunciamentos judiciais sobre os mesmos temas, é certo que o processo no âmbito do TCU reforça substancialmente a presunção de legitimidade e veracidade que a modelagem da 2ª RLVECO já gozava."; v) "Não há, insista-se, qualquer comando normativo, seja na Constituição, na legislação ou no CCO, que condicionasse a conclusão da revisão à aprovação do Congresso Nacional. Repita-se, nos termos do art. 2º, V e parágrafo único, da Lei nº 12.276/2010, o contrato deveria prever as condições para a sua revisão, a qual deveria ser aprovada pelo CNPE; e foi isso que aconteceu através das Resoluções CNPE nº 05/2019 n.º 25/2019, que aprovaram o Termo Aditivo ao Contrato de Cessão Onerosa depois de intensas negociações entre as partes que observaram, em todo o processo, as normas legais e contratuais pertinentes."; vi) "não houve, por óbvio, nenhuma intenção de alijar o Congresso Nacional de qualquer discussão, até porque, como é cediço, nos termos do art. 70, caput, e 71, caput, da Constituição, o TCU auxilia o Congresso Nacional no exercício do controle externo da fiscalização contábil, financeira, orçamentária, operacional e patrimonial da União e das entidades da administração direta e indireta, quanto à legalidade, legitimidade, economicidade, aplicação das subvenções e renúncia de receitas."; vii) "É importante apontar a impropriedade de qualquer comparação dos parâmetros licitatórios das áreas ofertadas na 2ª RLVECO com os das áreas oferecidas em qualquer outro certame. Diversas variáveis importantes devem ser consideradas, tais como, o preço do petróleo, o risco exploratório e o potencial petrolífero, dentre outros. No mais, não custa lembrar que a definição dos parâmetros técnicos e econômicos atinentes à 2ª RLVECO foi acompanhada pelo TCU, que, no Acórdão nº 2480/2021 – TCU – Plenário, não vislumbrou óbice ao prosseguimento do certame, o que, como já dito, reforça a legitimidade e presunção de veracidade dos parâmetros escolhidos."; viii) "Portanto, impossível vislumbrar-se qualquer irregularidade na atuação da Administração Pública no presente caso concreto, uma vez que sempre pautada nas disposições constitucionais e legais pertinentes, motivo pelo qual deve ser mantida a respeitável sentença proferida.". Por fim, postulou o desprovimento da apelação.

Parecer do MPF (Evento 5 – 2º grau)  reportando-se aos fundamentos do parecer do processo originário (Evento 50 - 1º grau), e opinando pela manutenção da improcedência do pleito autoral.

É o relatório.

Documento eletrônico assinado por MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA, Desembargador Federal Relator, na forma do artigo 1º, inciso III, da Lei 11.419, de 19 de dezembro de 2006 e Resolução TRF 2ª Região nº 17, de 26 de março de 2018. A conferência da autenticidade do documento está disponível no endereço eletrônico https://eproc.trf2.jus.br, mediante o preenchimento do código verificador 20001632475v9 e do código CRC 4d9fe096.

Informações adicionais da assinatura:
Signatário (a): MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA
Data e Hora: 29/9/2023, às 18:30:58

Apelação Cível Nº 5131198-71.2021.4.02.5101/RJ

VOTO

Conheço da apelação, pois presentes seus pressupostos de admissibilidade.

Conforme relatado, trata-se de apelação interposta pelo INSTITUTO INTERNACIONAL ARAYARA DE PROTEÇÃO AO PATRIMONIO PUBLICO E SOCIAL, ETC em face de sentença  proferida pelo Juízo da 11ª Vara Federal  do Rio de Janeiro, que julgou improcedente o processo ajuizado pelo apelante em face das apeladas AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS – ANP e da UNIÃO FEDERAL. 

Os pleitos do apelante estão relacionados a eventual irregularidade da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa - que tinha como objeto "contratar, sob o regime de partilha de produção, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural dos volumes excedentes aos contratados no regime de cessão onerosa, nas áreas em desenvolvimento de Atapu e Sépsia, localizadas na Bacia de Santos", conforme edital juntado à exordial (Evento 1 - EDITAL9 - 1º grau) -, o qual o autor postula a suspensão. Em decorrência disso, requer, também, a nulidade do Edital de Licitações para outorga dos contratos de partilha de produção para atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural.

Ainda, o apelante postula a nulidade da Resolução CNPE nº 05/2021 (publicada em 22/04/2021), que estabeleceu os parâmetros técnicos e econômicos da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, cujas áreas eram os Campos de Sépia e Atapu.

O recorrente postula, por fim, seja determinado que as Rés se abstenham de realizar novas rodadas de licitações do excedente da cessão onerosa com percentuais mínimos do excedente em óleo da União inferiores ao padrão internacional de 60%; bem como seja determinado que as Rés se abstenham de realizar novas rodadas de licitações do excedente da cessão onerosa enquanto não forem atendidas as recomendações feitas pelo Tribunal de Contas da União no Acórdão 2300/2021.

Pois bem.

Com o advento da Emenda Constitucional n.º 9, de 09/11/1995, fora mitigado o monopólio da União para a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro, a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores, o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, e o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem, bem assim, a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados (incisos I a V, do art. 177, da CF).

A Emenda Constitucional n.º 9, de 09/11/1995, veio dar nova redação ao § 1º do art. 177, para autorizar à União Federal a contratação de empresas estatais ou privadas para a realização daquelas atividades elencadas (descritas nos incisos I a IV daquele artigo), nas condições estabelecidas em lei. Vejamos:

 Art. 177. Constituem monopólio da União:

I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;         (Vide Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

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.

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 O monopólio previsto neste artigo inclui os riscos e resultados decorrentes das atividades nele mencionadas, sendo vedado à União ceder ou conceder qualquer tipo de participação, em espécie ou em valor, na exploração de jazidas de petróleo ou gás natural, ressalvado o disposto no art. 20, § 1º.

§ 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)         (Vide Emenda Constitucional nº 9, de 1995)

Posteriormente, no intuito de possibilitar a contratação esculpida no referido §1º, restaram regulamentados três regimes jurídicos para as atividades de exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos: (i) regime de concessão - Lei n. 9.478/1997 -; (ii) regime de partilha de produção - Lei n. 12.351/2010 -; e (iii) regime de cessão onerosa - Lei n. 12.276/2010. 

O regime de partilha de produção, de acordo com o que disciplina o art. 2º, inciso I , da Lei n.º 12.351/2010, é "regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluídos 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".

A lei estabeleceu, ainda, que a exploração dos recursos elencados no inciso acima transcrito seria por meio de partilha de produção em que a Petrobras seria a operadora dos blocos contratados, assegurando-lhe participação mínima no consórcio, nos termos do art. 20.

Por sua vez, em relação à cessão onerosa, veja-se que a Lei 12.276/2010, em seu art. 1º, autoriza a União a ceder onerosamente à Petrobras, dispensada a licitação, o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição Federal, em áreas não concedidas localizadas no pré-sal.

Traçadas as premissas supra, observa-se que a parte apelante fundamenta sua demanda em supostas irregularidades ocorridas durante a 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A primeira delas, apontada em apelação, diz respeito ao percentual mínimo de excedente em óleo, que deve ser pago a União, de 5,89% e 15,02% para Atapu e Sépia, respectivamente. Segundo sustenta o apelante, "mesmo se tratando de blocos que tem potencial para serem um dos mais produtivos do mundo é MUITO inferior ao padrão internacional, que é de 60%".

No tocante a esse ponto, eis a definição de 'custo em óleo', delimitada pelo inciso II do art. 2º da Lei nº 12.351/2010:

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;

Por sua vez, eis a definição de 'excedente em óleo', conforme dispõe o inciso III do artigo supra:

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;

Em relação ao percentual mínimo do excedente em óleo da União, esse, segundo dispõe o art. 10, inciso III, alínea 'b', é proposto pelo CNPE. 

Nos termos do art. 18 da Lei nº 12.351/2010, "O julgamento da licitação identificará a proposta mais vantajosa segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo para a União, respeitado o percentual mínimo definido nos termos da alínea b do inciso III do art. 10.". Nesse cenário, a licitação é vencida por aquele que ofertar o maior excedente para a União, respeitados os percentuais mínimos arbitrados.

  No caso concreto, o percentual mínimo em questão restou devidamente proposto na Resolução CNPE nº 05/2021 (Evento 1 - OUT10 - 1º grau). Vejamos:

Art. 2º Aprovar os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de Partilha de Produção a serem celebrados pela União, representada pelo Ministério de Minas e Energia, como resultado da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa.

§ 1º O excedente em óleo da União variará em função do preço do barril do petróleo Brent e da produção diária média dos poços produtores ativos, considerando-se, para tanto, o valor dos bônus de assinatura, o desenvolvimento da produção em módulos individualizados e o fluxo de caixa durante a vigência de cada contrato de Partilha de Produção.

§ 2º No período de vigência dos contratos de Partilha de Produção, considerando-se o preço do barril de petróleo Brent de US$ 50,00 (cinquenta dólares norte-americanos) e a produção diária média de 14.500 (quatorze mil e quinhentos) barris de petróleo por poço produtor ativo como referência na tabela "Percentual de excedente em óleo para a União em função da oferta", que constará no Edital de Licitações, os percentuais mínimos do excedente em óleo da União serão os seguintes:

I - no campo de Sépia, 15,02% (quinze inteiros e dois centésimos por cento); e

II - no campo de Atapu, 5,89% (cinco inteiros e oitenta e nove centésimos porcento).

§ 3º Durante a fase de produção, o(s) contratado(s), a cada mês, apropriar-se-ão da parcela de produção correspondente ao custo em óleo, respeitado o limite de 80% (oitenta porcento) do valor bruto da produção em cada área ofertada.

§ 4º Os custos que ultrapassem os limites definidos no § 3º serão acumulados para apropriação nos anos subsequentes.

§ 5º O Conteúdo Local mínimo obrigatório a ser exigido nos campos de Sépia e Atapu atenderá aos seguintes critérios:

I - Etapa de Desenvolvimento da Produção: com o mínimo de (25%) vinte e cinco por cento para Construção de Poço; de (40%) quarenta por cento para o Sistema de Coleta e Escoamento; e de (25%) vinte e cinco por cento para a Unidade Estacionária de Produção; eII - os percentuais mínimos de Conteúdo Local obrigatório, definidos no inciso I, não serão passíveis de mecanismos de isenção de cumprimento dos compromissos assumidos.

§ 6º Os valores dos bônus de assinatura serão:

I - no campo de Sépia, R$ 7.138.000.000,00 (sete bilhões e cento e trinta e oito milhões de reais); eII - no campo de Atapu, R$ 4.002.000,00 (quatro bilhões e dois milhões de reais).

§ 7º A parcela do bônus de assinatura destinada à Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. - PPSA será proporcional ao valor do bônus de assinatura de cada campo arrematado, considerando-se o valor totalmáximo de R$ 14.603.558,30 (quatorze milhões, seiscentos e três mil e quinhentos e cinquentae oito reais e trinta centavos) caso arrematados ambos os campos.

Segundo sustentam as requeridas, os parâmetros foram elaborados a partir de avaliações econômico-financeiras das jazidas das áreas ofertadas, identificando-se os parâmetros do processo licitatório compatíveis com os potenciais destas áreas e feitas por meio do cálculo de fluxos de caixa descontado na estimativa das receitas e despesas que as áreas poderão gerar ao longo de sua vida, ou enquanto o contrato viger. Referem, ainda, que os parâmetros escolhidos decorreram de estudos robustos que envolveram modelagens geofísicas, geológicas, de reservatório e econômicas, seguidos por abordagem multicritério para a indicação da alternativa de bônus de assinatura e de percentual de óleo mínimo para a União mais eficiente, dentre todas as simulações realizadas.

No ponto, é possível ao Poder Judiciário realizar o controle do ato administrativo quando se constatar ofensa ao princípio da legalidade. Todavia, é vedado ao Judiciário adentrar o mérito dos atos administrativos, a fim de aferir o grau de conveniência e oportunidade.

A intervenção judicial desproporcional pode ensejar consequências negativas às iniciativas da Administração Pública. Em perspectiva pragmática, a invasão judicial ao mérito administrativo pode comprometer a unidade e coerência da política regulatória, desaguando em uma paralisia de efeitos sistêmicos acentuadamente negativos.

Considerando que os parâmetros utilizados para a fixação dos percentuais mínimos de excedente em óleo da União foram resultado de estudo técnico-científico de alta complexidade, tenho que incabível qualquer controle judicial nesse tocante, na medida em que se trata de efetivo mérito administrativo, sem qualquer ilegalidade demonstrada que justifique a intervenção deste Poder.

Ainda, sustenta o apelante a existência de supostos descumprimentos das recomendações do Tribunal de Contas da União no acórdão 2.300/21, os quais, segundo entende, não restaram corrigidos no presente certame. 

Mencionado acórdão restou proferido no bojo dos autos da Auditoria de Natureza Operacional TC nº 029.099/2020-0 e Apenso nº 012.882/2021-6. Ao final desse, foram estipuladas as seguintes recomendações (Evento 1 - CERTACORD12 - 1º grau);

9.1.1. ao Ministério de Minas e Energia (MME) e ao Ministério da Economia (ME) que se articulem, com a maior brevidade possível e com eventual apoio técnico da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), para que, com fundamento em estudos técnicos, promovam os atos necessários à revisão do Decreto 2.705/1998, que atualmente estipula as alíquotas de participações especiais relativas à produção de petróleo no regime de concessão, visando a conferir progressividade adequada e eficiência arrecadatória;

9.1.2. à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) que, com fundamento em estudos técnicos, modernize a norma atualmente vigente, referente à apresentação, comprovação e fiscalização dos gastos dedutíveis, para efeito de cálculo das participações especiais devidas (Resolução ANP 12/2014), levando em conta as análises realizadas no item III.2 do Relatório de Auditoria Operacional à peça 71 destes autos, em atenção ao princípio arrecadatório da simplicidade e ao art. 4º da Lei 13.848/2019;

9.1.3. ao Ministério de Minas e Energia (MME) que passe a incluir nos estudos de avaliação econômica das áreas levadas a leilão sob o modelo de partilha resultados arrecadatórios relacionados a cenários simulados de ágios sobre as alíquotas mínimas estabelecidas, destacando os efeitos da competitividade para o resultado do leilão, bem como outros efeitos, decorrentes da antecipação de maiores pagamentos privados iniciais nas arrecadações totais do Estado, de forma que o CNPE possa decidir acerca da combinação entre valores de bônus de assinatura e alíquotas mínimas de excedente em óleo para União ciente dos impactos das suas decisões, em especial do impacto negativo sobre a competitividade decorrente da fixação de elevados bônus de assinatura, em observância aos objetivos indicados nos incisos III, IX, X e XI do art. 1º da Lei 9.478/1997, à Exposição de Motivos Interministerial da Lei 12.351/2010 e ao princípio da neutralidade; e

 9.1.4. ao Ministério de Minas e Energia (MME), que inclua, entre as suas atividades constantes do fluxo do processo de leilão de áreas sob o regime de concessão, etapa em que se analise efetivamente e se registre o cotejo das características das áreas a serem oferecidas com os parâmetros que estão sendo criados pelo Grupo BidSIM para definir “baixo risco exploratório” e “elevado potencial de produção” e, na identificação de alguma área que atenda aos requisitos, seja dada ciência ao CNPE para que avalie e decida justificadamente sobre a declaração de área estratégica e o direcionamento para a fase de estudos que possibilitem sua inclusão em leilão sob o regime de partilha”.

O acórdão tinha como objeto a averiguação da eficiência dos regimes de exploração e produção de petróleo e gás natural a partir dos principais componentes fiscais. 

A requerida AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP esclareceu ao longo da demanda que as recomendações supra apontadas restaram devidamente incorporadas na Resolução ANP nº 870/2022, que versa especificamente sobre os procedimentos para a apuração da participação especial do art. 50 da Lei nº 9.478/97. Referido dispositivo aplica-se, exclusivamente ao regime contratual de concessão, não se aplicando ao regime da partilha do excedente de cessão onerosa (Evento 44 - 1º grau).

Em relação a esse ponto, conforme muito bem destacou o parquet quando instado a se manifestar no processo originário (Evento 50 - 1º grau), "o Acórdão n.º 2300/2021 TCU, não obstante verse sobre matéria correlata ao objeto da presente Ação Civil Pública, teve por principal escopo a adequação dos principais componentes fiscais dos dois regimes de exploração e produção (E&P) de petróleo – regime de concessão e regime de partilha da produção – ao alcance dos princípios e objetivos estabelecidos pela Lei 9.478/1997 (Lei do Petróleo) alinhados à obediência de princípios tributários, que foram importados para o presente trabalho face à natureza arrecadatória dos instrumentos fiscais analisados."

Importante destacar que apenas uma das recomendações - exposta no item 9.1.2 - é destinada à ANP . No ponto, analisando os autos, não verifico que a recomendação em questão, por si só, tem o condão de conduzir à ilegalidade do certame, sustentada pela parte apelante. Trata-se de mera recomendação, cujo suposto descumprimento sequer restou demonstrado, não se prestando, portanto, para deslegitimar o certame, como pretende a parte apelante.

Vale salientar, aliás, que o próprio Tribunal de Contas da União, quando do julgamento do Acórdão nº 2.480/2021, cujo objeto consiste especificamente na Segunda Rodada de Licitações alvo da presente demanda, concluiu que "Sob o ponto de vista formal, a Unidade Técnica propõe considerar que a ANP e o Ministério de Minas e Energia MME atenderam aos aspectos de tempestividade, completude e suficiência técnica dos elementos apresentados por meio do acervo documental inerente ao certame do Segundo Leilão dos Volumes Excedentes ao Contrato da Cessão Onerosa." (Evento 50 - OUT3 - 1º grau), o que ratifica a legalidade do certame.

Superado esse ponto, a parte apelante sugere, ainda, suposta ocorrência de grave problema na desestruturação da política de Conteúdo Local sem motivação comprovada.

O Conteúdo Local (CL) consiste em dispositivo que visa incrementar a participação da indústria nacional de bens e serviços, em bases competitivas, nos projetos de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural. O nível percentual de CL firmado no contrato representa a medida mínima do grau de nacionalização dos bens e serviços utilizados nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, conforme suas fases de execução.

Restou esclarecido, sobre o ponto, que no presente certame foram utilizadas regras idênticas às estabelecidas para a 3ª Rodada de Licitações no regime de partilha e para os blocos em mar ofertados na 14ª Rodada de Licitações no regime de Concessão.

Sobre o ponto, assim considerou o Tribunal de Contas no referido Acórdão nº 2.480/2021 (Evento 50 - OUT3 - 1º grau), que versa sobre a Segunda Rodada de Licitações, e que, conforme já abordado,  não apontou ilegalidades que maculem o certame:

3.4.8 Conteúdo Local

 417. Em relação ao Conteúdo local, não houve mudanças em relação aos leilões anteriores. De acordo com o MME, com o intuito de não impor novas obrigações aos futuros contratados no regime de partilha de produção, foram consideradas as regras de Conteúdo Local vigentes para o contrato de Cessão Onerosa, incluindo ajustes que sejam devidos à Revisão já concluída, e às questões relativas a tal política nos contratos de concessão associados, dos campos de Sépia Leste e Atapu Oeste. 

418. Tais regras se basearam ainda nos percentuais atualmente praticados de exigência de Conteúdo Local nas rodadas de licitações, ficando estabelecidos percentuais para serem aplicados na Etapa de Desenvolvimento ou para cada Módulo de Desenvolvimento, no caso de Desenvolvimento modular, para Campos em mar com lâmina d’água acima de 100 (cem) metros, para os seguintes Macrogrupos: Construção de Poço: 25% (vinte e cinco por cento), Sistema de Coleta e Escoamento da Produção: 40% (quarenta por cento) e; Unidade Estacionária de Produção: 25% (vinte e cinco por cento).

Insta ressaltar que os percentuais estipulados para a exigência editalícia do "Conteúdo Local" estão relacionados ao exercício da atividade técnico-administrativa pela ANP, e ao Poder Judiciário não compete adentrar no mérito administrativo se não demonstrada qualquer ilegalidade ou ilegitimidade da previsão editalícia. Como no caso não houve qualquer demonstração concreta nesse sentido, inviável qualquer intervenção do Poder Judiciário.

Sobre o ponto, aliás, assim já se manifestou este Tribunal:

CONSTITUCIONAL - AÇÃO POPULAR - 7ª RODADA DE LICITAÇÃO PARA A OUTORGA DE CONTRATOS DE CONCESSÃO - ANP - EDITAL - NULIDADE - UNIÃO FEDERAL E PETROBRÁS - ILEGITIMIDADE PASSIVA - INCONSTITUCIONALIDADE DE DISPOSITIVOS DA LEI 9478/97 - ILEGALIDADE DO EDITAL - INOCORRÊNCIA. 1) Se a PETROBRÁS é beneficiária indireta do ato, não sendo responsável pela prática dos atos impugnados nesta ação popular, além de alegadamente (pelo Autor Popular) parte prejudicada pelo edital de licitação para outorga de contratos de concessão de bacias petrolíferas convocado pela ANP, não possui legitimidade ad causam passiva. 2) A ANP é dotada de personalidade jurídica própria, com autonomia administrativa e financeira, que, embora vinculada ao Ministério das Minas e Energia, integra a administração indireta. Não há legitimidade ad causam passiva da União Federal, uma vez que os atos impugnados nesta via são de competência da ANP. 3) O exame acerca da constitucionalidade e legalidade do edital da licitação para outorga de contratos de concessão das bacias petrolíferas constitui, em tese, relevante interesse na proteção ao erário público a ser tutelado na ação popular. Todavia, na situação concreta, ainda que postule o Autor Popular a declaração de inconstitucionalidade de dispositivos da Lei nº 9.478/97 pela via incidental, na verdade, erige a mesma em pedido autônomo, cujo exame é vedado a este Tribunal, deixando de indicar os fundamentos de fato e de direito que ensejariam o controle difuso da constitucionalidade. Não cabe pedir a declaração de inconstitucionalidade de lei em tese, em ação popular. Isso seria usurpar a competência do STF para o exercício do controle concentrado de constitucionalidade. 4) A alegação de ilegalidade do edital por falta de motivação, em violação aos artigos 2º e 50 da Lei nº 9.789/99, não merece prosperar. A Resolucao CNPE nº 2 de 8/12/2004 expõe os fatos e fundamentos legais que ensejaram a 7ª Rodada de Licitações de blocos para exploração e produção de gás natural e petróleo, autorizando expressamente a sua realização, definindo os critérios para fixação do objeto da licitação e determinando que a seleção e o dimensionamento pela ANP dos blocos a serem ofertados na 7ª Rodada de Licitações estarão sujeitos à sua aprovação. 5) A apontada ilegalidade da Cláusula que estabelece como critério de julgamento da licitação o ?Conteúdo Local-, em violação ao disposto no artigo 3º da Lei 8.666/93, não merece prosperar, uma vez que não há impossibilidade de se aferir e exigir o seu cumprimento em face do disposto na Portaria nº 180/2003 e na Portaria 234/2003. Os percentuais estipulados para a exigência editalícia do Conteúdo Local- estão relacionados ao exercício da atividade técnico-administrativa pela ANP, e ao Poder Judiciário não compete adentrar o mérito administrativo se não demonstrada, tal como no caso dos autos, qualquer ilegalidade ou ilegitimidade da previsão editalícia. 6) A alegação de falta de amparo legal para a previsão editalícia no sentido de a ANP poder reduzir de 10% o montante correspondente aos royalties não resiste à autorização legislativa constante do artigo 47, § 1º, da Lei nº 9.478/97. 7) Não compete ao Poder Judiciário adentrar o mérito administrativo, mas apenas analisar a questão sob o prisma da sua legalidade e legitimidade. As alegações da inicial não conduzem à qualquer abuso ou desvio de poder da ANP, restando clara a atuação da Agência em conformidade com a Lei, cujo fundamento de validade está assentado na Emenda Constitucional nº 09/95. 8) Se o Supremo Tribunal Federal apreciou declaração de inconstitucionalidade de diversos dispositivos da Lei nº 9478/97 ( ADI 3.273 e 3.366), não afastando sua aplicação, há que se presumir a legitimidade da Lei objeto de impugnação nesta ação popular. 9) Apelação e remessa desprovidas. Extinção do processo sem resolução do mérito em relação à União Federal e à Petrobrás.

(TRF-2 - APELREEX: 00215917320054025101 RJ 0021591-73.2005.4.02.5101, Relator: CARMEN SILVIA LIMA DE ARRUDA, Data de Julgamento: 12/03/2012, 6ª TURMA ESPECIALIZADA, Data de Publicação: 14/05/2012)

Assim, considerando o acima abordado, tenho que irretocável é a sentença que julgou improcedentes os pedidos formulados pela parte autora, ora apelante, razão pela qual não merece prosperar o recurso interposto.

Incabível a majoração de verba honorária sucumbencial, na forma do artigo 85, § 11, do CPC, quando ausente a sua fixação, desde a origem, no feito em que interposto o recurso (STJ, 2ª Seção, AgInt nos EREsp 1539725, Rel. Min. ANTONIO CARLOS FERREIRA, DJE 19.10.2017).

Ante o exposto, voto no sentido de NEGAR PROVIMENTO À APELAÇÃO.

Documento eletrônico assinado por MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA, Desembargador Federal Relator, na forma do artigo 1º, inciso III, da Lei 11.419, de 19 de dezembro de 2006 e Resolução TRF 2ª Região nº 17, de 26 de março de 2018. A conferência da autenticidade do documento está disponível no endereço eletrônico https://eproc.trf2.jus.br, mediante o preenchimento do código verificador 20001632476v30 e do código CRC 0a54757b.

Informações adicionais da assinatura:
Signatário (a): MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA
Data e Hora: 28/1/2024, às 0:1:11

Apelação Cível Nº 5131198-71.2021.4.02.5101/RJ

EMENTA

APELAÇÃO. CONSTITUCIONAL E ADMINISTRATIVO. SEGUNDA RODADA DE LICITAÇÕES dOS VOLUMES EXCEDENTES DA CESSÃO ONEROSA. PLEITO DE SUSPENSÃO. ALEGAÇÃO DE ILEGALIDADES. NÃO VERIFICADA. MÉRITO ADMINISTRATIVO. IMPOSSIBILIDADE DE INTERVENÇÃO DO PODeR JUDICIÁRIO. RECURSO DESPROVIDO.

1. Trata-se de apelação interposta pelo INSTITUTO INTERNACIONAL ARAYARA DE PROTEÇÃO AO PATRIMONIO PUBLICO E SOCIAL, ETC em face de sentença, proferida nos autos de ação civil pública, que julgou improcedente o pedido formulado pelo autor, ora apelante, em face das apeladas AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS – ANP e UNIÃO FEDERAL. 

2. Os pleitos do apelante estão relacionados a eventual irregularidade da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa - que tinha como objeto "contratar, sob o regime de partilha de produção, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural dos volumes excedentes aos contratados no regime de cessão onerosa, nas áreas em desenvolvimento de Atapu e Sépsia, localizadas na Bacia de Santos", conforme edital juntado à exordial -, o qual o autor postula a suspensão. Em decorrência disso, requer, também, a nulidade do Edital de Licitações para outorga dos contratos de partilha de produção para atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. Ainda, o apelante postula a nulidade da Resolução CNPE nº 05/2021 (publicada em 22/04/2021), que estabeleceu os parâmetros técnicos e econômicos da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, cujas áreas eram os Campos de Sépia e Atapu. O recorrente postula, por fim, seja determinado que as Rés se abstenham de realizar novas rodadas de licitações do excedente da cessão onerosa com percentuais mínimos do excedente em óleo da União inferiores ao padrão internacional de 60%; bem como seja determinado que as Rés se abstenham de realizar novas rodadas de licitações do excedente da cessão onerosa enquanto não forem atendidas as recomendações feitas pelo Tribunal de Contas da União no Acórdão 2300/2021.

3.  Com o advento da Emenda Constitucional n.º 9, de 09/11/1995, fora mitigado o monopólio da União para a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro, a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores, o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, e o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem, bem assim, a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados (incisos I a V do art. 177 da CF). A Emenda Constitucional n.º 9, de 09/11/1995, veio dar nova redação ao § 1º do art. 177, para autorizar à União Federal a contratação de empresas estatais ou privadas para a realização daquelas atividades elencadas (descritas nos incisos I a IV daquele artigo), nas condições estabelecidas em lei. 

4. Posteriormente, no intuito de possibilitar a contratação esculpida no referido §1º, restaram regulamentados três regimes jurídicos para as atividades de exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos: (i) regime de concessão - Lei n. 9.478/1997 -; (ii) regime de partilha de produção - Lei n. 12.351/2010 -; e (iii) regime de cessão onerosa - Lei n. 12.276/2010. 

5. O regime de partilha de produção, de acordo com o que disciplina o art. 2º, inciso I , da Lei n.º 12.351/2010, é "regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluídos 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". A lei estabeleceu, ainda, que a exploração dos recursos elencados no inciso acima transcrito seria por meio de partilha de produção em que a Petrobras seria a operadora dos blocos contratados, assegurando-lhe participação mínima no consórcio, nos termos do art. 20.

6. Em relação à cessão onerosa, veja-se que a Lei 12.276/2010, em seu art. 1º, autoriza a União a ceder onerosamente à Petrobras, dispensada a licitação, o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição Federal, em áreas não concedidas, localizadas no pré-sal.

7. Observa-se que a parte apelante fundamenta sua demanda em supostas irregularidades ocorridas durante a 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A primeira delas, apontada em apelação, diz respeito ao percentual mínimo de excedente em óleo que deve ser pago a União, de 5,89% e 15,02% para Atapu e Sépia, respectivamente. Segundo sustenta o apelante, "mesmo se tratando de blocos que tem potencial para serem um dos mais produtivos do mundo é MUITO inferior ao padrão internacional, que é de 60%". Em relação ao percentual mínimo do excedente em óleo da União, esse, segundo dispõe o art. 10, inciso III, alínea 'b', é proposto pelo CNPE. 

8. Nos termos do art. 18 da Lei nº 12.351/2010, "O julgamento da licitação identificará a proposta mais vantajosa segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo para a União, respeitado o percentual mínimo definido nos termos da alínea b do inciso III do art. 10.". Nesse cenário, a licitação é vencida por aquele que ofertar o maior excedente para a União, respeitados os percentuais mínimos arbitrados.

9. No caso concreto, o percentual mínimo em questão restou devidamente proposto na Resolução CNPE nº 05/2021. Segundo sustentam as requeridas, os parâmetros foram elaborados a partir de avaliações econômico-financeiras das jazidas das áreas ofertadas, identificando-se os parâmetros do processo licitatório compatíveis com os potenciais destas áreas e feitas por meio do cálculo de fluxos de caixa descontado na estimativa das receitas e despesas que as áreas poderão gerar ao longo de sua vida, ou enquanto o contrato viger. Referem, ainda, que os parâmetros escolhidos decorreram de estudos robustos que envolveram modelagens geofísicas, geológicas, de reservatório e econômicas, seguidos por abordagem multicritério para a indicação da alternativa de bônus de assinatura e de percentual de óleo mínimo para a União mais eficiente, dentre todas as simulações realizadas.

10. É possível ao Poder Judiciário realizar o controle do ato administrativo quando se constatar ofensa ao princípio da legalidade. Todavia, é vedado ao Judiciário adentrar o mérito dos atos administrativos, a fim de aferir o grau de conveniência e oportunidade. A intervenção judicial desproporcional pode ensejar consequências negativas às iniciativas da Administração Pública. Em perspectiva pragmática, a invasão judicial ao mérito administrativo pode comprometer a unidade e coerência da política regulatória, desaguando em uma paralisia de efeitos sistêmicos acentuadamente negativos.

11. Considerando que os parâmetros utilizados para a fixação dos percentuais mínimos de excedente em óleo da União foram resultado de estudo técnico-científico de alta complexidade, reputa-se incabível qualquer controle judicial nesse tocante, na medida em que se trata de efetivo mérito administrativo, sem qualquer ilegalidade demonstrada que justifique a intervenção deste Poder.

12. Ainda, sustenta o apelante a existência de supostos descumprimentos das recomendações do Tribunal de Contas da União no acórdão 2.300/21, os quais, segundo entende, não restaram corrigidos no presente certame. Mencionado acórdão restou proferido no bojo dos autos da Auditoria de Natureza Operacional TC nº 029.099/2020-0 e Apenso nº 012.882/2021-6. O acórdão tinha como objeto a averiguação da eficiência dos regimes de exploração e produção de petróleo e gás natural a partir dos principais componentes fiscais. 

13. A requerida AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP esclareceu ao longo da demanda que as recomendações supra apontadas restaram devidamente incorporadas na Resolução ANP nº 870/2022, que versa especificamente sobre os procedimentos para a apuração da participação especial do art. 50 da Lei nº 9.478/97. Referido dispositivo aplica-se, exclusivamente, ao regime contratual de concessão, não se aplicando ao regime da partilha do excedente de cessão onerosa.  Em relação a esse ponto, conforme muito bem destacou o parquet quando instado a se manifestar no processo originário "o Acórdão n.º 2300/2021 TCU, não obstante verse sobre matéria correlata ao objeto da presente Ação Civil Pública, teve por principal escopo a adequação dos principais componentes fiscais dos dois regimes de exploração e produção (E&P) de petróleo – regime de concessão e regime de partilha da produção – ao alcance dos princípios e objetivos estabelecidos pela Lei 9.478/1997 (Lei do Petróleo) alinhados à obediência de princípios tributários, que foram importados para o presente trabalho face à natureza arrecadatória dos instrumentos fiscais analisados."

14. Apenas uma das recomendações - exposta no item 9.1.2 - é destinada à ANP . No ponto, analisando os autos, não se verifica que a recomendação em questão, por si só, tenha o condão de conduzir à ilegalidade do certame, sustentada pela parte apelante. Trata-se de mera recomendação, cujo suposto descumprimento sequer restou demonstrado, não se prestando, portanto, para deslegitimar o certame, como pretende a parte apelante.

15. O próprio Tribunal de Contas da União, quando do julgamento do Acórdão nº 2.480/2021, cujo objeto consiste especificamente na Segunda Rodada de Licitações, alvo da presente demanda, concluiu que "Sob o ponto de vista formal, a Unidade Técnica propõe considerar que a ANP e o Ministério de Minas e Energia MME atenderam aos aspectos de tempestividade, completude e suficiência técnica dos elementos apresentados por meio do acervo documental inerente ao certame do Segundo Leilão dos Volumes Excedentes ao Contrato da Cessão Onerosa.", o que ratifica a legalidade do certame.

16. A parte apelante sugere, ainda, suposta ocorrência de grave problema na desestruturação da política de Conteúdo Local sem motivação comprovada.

17. O Conteúdo Local (CL) consiste em dispositivo que visa incrementar a participação da indústria nacional de bens e serviços, em bases competitivas, nos projetos de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural. O nível percentual de CL firmado no contrato representa a medida mínima do grau de nacionalização dos bens e serviços utilizados nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, conforme suas fases de execução.

18. Restou esclarecido, sobre o ponto, que no presente certame foram utilizadas regras idênticas às estabelecidas para a 3ª Rodada de Licitações no regime de partilha e para os blocos em mar ofertados na 14ª Rodada de Licitações no regime de Concessão.

19. Os percentuais estipulados para a exigência editalícia do "Conteúdo Local" estão relacionados ao exercício da atividade técnico-administrativa pela ANP, e ao Poder Judiciário não compete adentrar no mérito administrativo se não demonstrada qualquer ilegalidade ou ilegitimidade da previsão editalícia. Como no caso não houve qualquer demonstração concreta nesse sentido, inviável qualquer intervenção do Poder Judiciário. Precedente : TRF-2 - APELREEX: 00215917320054025101 RJ 0021591-73.2005.4.02.5101, Relator: CARMEN SILVIA LIMA DE ARRUDA, Data de Julgamento: 12/03/2012, 6ª TURMA ESPECIALIZADA, Data de Publicação: 14/05/2012.

20. Incabível a majoração de verba honorária sucumbencial, na forma do artigo 85, § 11, do CPC, quando ausente a sua fixação, desde a origem, no feito em que interposto o recurso (STJ, 2ª Seção, AgInt nos EREsp 1539725, Rel. Min. ANTONIO CARLOS FERREIRA, DJE 19.10.2017).

21. Recurso desprovido.

ACÓRDÃO

Vistos e relatados estes autos em que são partes as acima indicadas, a Egrégia 5a. Turma Especializada do Tribunal Regional Federal da 2ª Região decidiu, por unanimidade, NEGAR PROVIMENTO À APELAÇÃO, nos termos do relatório, votos e notas de julgamento que ficam fazendo parte integrante do presente julgado.

Rio de Janeiro, 24 de janeiro de 2024.

Documento eletrônico assinado por MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA, Desembargador Federal Relator, na forma do artigo 1º, inciso III, da Lei 11.419, de 19 de dezembro de 2006 e Resolução TRF 2ª Região nº 17, de 26 de março de 2018. A conferência da autenticidade do documento está disponível no endereço eletrônico https://eproc.trf2.jus.br, mediante o preenchimento do código verificador 20001632477v6 e do código CRC ca1091f4.

Informações adicionais da assinatura:
Signatário (a): MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA
Data e Hora: 28/1/2024, às 0:1:11

EXTRATO DE ATA DA SESSÃO ORDINÁRIA DE 24/01/2024

Apelação Cível Nº 5131198-71.2021.4.02.5101/RJ

RELATOR: Desembargador Federal MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA

PRESIDENTE: Desembargador Federal MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA

RELATOR DO ACÓRDÃO: Desembargador Federal MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA

Votante: Desembargador Federal MAURO SOUZA MARQUES DA COSTA BRAGA

Votante: Desembargador Federal ANDRÉ FONTES

Votante: Desembargador Federal RICARDO PERLINGEIRO

LUCIANE MORETTI DE MATTOS

Secretária