Republicamos este artigo face ao início do julgamento das ilegalidades na privatização da TAG

 

SUMÁRIO

1. HISTÓRICO 1
2. INFRAESTRUTURA DE GÁS NATURAL NO BRASIL 7
2.1 TBG 7
2.2 TBS 9
2.3 GasOcidente 10
2.4 TAG em 2014 10
2.5 NTS 12
3. A TAG ATUAL 15
4. A DECISÃO DE VENDA DA TAG 22
5. AFRONTA À DECISÃO DO MINISTRO RICARDO LEWANDOWSKI 24
6. DESCUMPRIMENTO DAS LEIS Nº 9.491/1997 E Nº 13.334/2016 26
7. VALOR DA TAG 39
8. AUSÊNCIA DE JUSTIFICATIVA TÉCNICA 42
9. CONCLUSÕES 55
BIBLIOGRAFIA 58

1. HISTÓRICO
Após a crise energética, ocorrida em 2001, o Poder Executivo Federal se valeu do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, instituído pelo Decreto nº 3.371, de 24 de fevereiro de 2000, para implantação de usinas termelétricas. As usinas integrantes do PPT fazem jus a suprimento de gás natural por um prazo de até 20 anos, com preço pré-estabelecido e reajustado pela inflação americana (Petrobrás – Formulário de Referência, 2017). Em 2017, o suprimento de gás para o PPT gerou receitas de aproximadamente R$ 1,1 bilhão e custos de R$ 2,3 bilhões, resultado este custeado pelo orçamento da Petrobrás.

Após essa crise energética, a Petrobrás investiu pesadamente no Projeto Malhas www.anp.gov.br/?dw=2041 para garantir a oferta de gás para termelétricas das Regiões Sudeste e Nordeste. No âmbito de tal Projeto, foi criada a sociedade de propósito específico (SPE) denominada Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. – TNS, que deu origem ao Consórcio Malhas. A TNS era composta pela Nova Transportadora do Nordeste – NTN e Nova Transportadora do Sudeste – NTS. Essas SPEs eram responsáveis pela capitação e investimento nas obras do Projeto Malhas. As SPEs tinham capital da Mitsui & Co, Itochu Corporation e Mitsubishi Corporation, de 40%, 30% e 30%, respectivamente, com a Petrobrás como maior acionista (Cavalini, 2017).

A TAG tem sua origem no contexto de 2002, quando sua razão social era Transportadora de Gás Campinas-Cubatão S.A. – TCC (Relatório da Administração da TAG, 2016). Em 2004, tornou-se Transportadora Amazonense de Gás S.A. – TAG e, em 3 de dezembro de 2006, a razão social foi alterada para Transportadora Associada de Gás S.A. – TAG.

Com a nova razão social e atendendo à diretriz da Petrobrás de centralizar a gestão de todas as transportadoras em que a Petrobras Gás S.A. – Gaspetro detivesse 100% do capital social, a TAG incorporou: a TNS e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. – TCG, em 30 de janeiro de 2008; incorporou a Transportadora Urucu Manaus S.A. – TUM, em 18 de agosto de 2010; e a Transportadora Gasene S.A. – Gasene, em 30 de janeiro de 2012.

Em 11 de junho de 2014, os acionistas da Gaspetro aprovaram a redução do seu capital mediante a transferência da totalidade de sua participação na TAG para a Petrobrás, passando a ser a sua controlada, a partir de 31 de março de 2014.

Posteriormente, em 15 de dezembro de 2014, por recomendação da Petrobrás, a TAG exerceu a opção de compra da totalidade das ações da NTN e da NTS.

Em 9 de junho de 2015, a Petrobrás aprovou a reestruturação dos ativos de transporte de gás natural de suas sociedades controladas, recomendando à TAG, NTN e NTS a adoção das providências necessárias para sua implementação (ANP – Termo de Compromisso, 2016).

Essa reestruturação contemplou:

– o aporte na NTS dos ativos de propriedade da TAG na Região Sudeste, com exceção do Sistema Gasene e do Sistema Lagoa Parda – Vitória, passando a NTS a ser a proprietária de todos os demais ativos de transporte na Região Sudeste;

– a transferência da totalidade das ações da NTS pertencentes à TAG para a Petrobrás;

– a incorporação da NTN pela TAG, passando a TAG a ser proprietária de todos os ativos das Regiões Norte e Nordeste, inclusive o Sistema Gasene e o Sistema Lagoa Parda – Vitória; e
– a não alteração das condições contratuais, salvo as cessões contratuais visando refletir as transferências de propriedade dos ativos e operacionais das instalações de transporte licenciadas, autorizadas e em operação.

Em 25 de junho de 2015, a Petrobrás informou à ANP a aprovação da reestruturação societária e solicitou a anuência da ANP quanto à possibilidade de transferência de titularidade das autorizações de operação das instalações.

A ANP subdividiu o processo de transferência de titularidade das Autorizações de Operação em dois. A transferência para a transportadora responsável pela região Sudeste (NTS) foi disciplinada pelo Termo de Compromisso celebrado entre ANP, Petrobrás, TAG e NTS em 20 de outubro de 2016. Em 24 de outubro de 2016, a TAG reduziu seu capital, transferindo suas ações da NTS para a Petrobrás, deixando a NTS de ser subsidiária da TAG e passando a ser subsidiária integral da Petrobrás.

A transferência para a transportadora responsável pela região Nordeste (TAG) foi disciplinada pelo Termo de Compromisso celebrado entre ANP, Petrobrás, TAG, Consórcio Malhas Sudeste e Nordeste e Petrobras Transporte S.A. – Transpetro em 22 de dezembro de 2017.

Em suma, com a reestruturação societária da TAG e do Consórcio Malhas houve a separação da malha de gasodutos da TAG e de suas duas subsidiárias (NTS e NTN), com a seguinte configuração: a NTS consolidou a malha de transporte na Região Sudeste do País e a TAG, que havia incorporado a NTN, consolidou a malha de transporte nas Regiões Norte e Nordeste, englobando ainda o sistema de interligação entre as Regiões Sudeste e Nordeste que é o Gasene. Em 4 de abril de 2017, a estatal informou a conclusão da privatização da NTS.

Em 5 de setembro de 2017, a Petrobrás informou, por meio de Fato Relevante, que iniciou a etapa de divulgação da oportunidade (“Teaser”), referente ao processo de alienação de 90% de sua participação acionária na TAG.

Em continuidade a esse Fato Relevante e ao Comunicado ao Mercado de 23 de outubro de 2017, a Petrobrás informou o início da fase vinculante do processo dessa alienação. Segundo a Petrobrás, essa divulgação ao mercado está em consonância com a sistemática para desinvestimentos da Petrobrás e está alinhada às orientações do Tribunal de Contas da União – TCU.
Em 8 de maio de 2018, a Petrobrás informou que a empresa Engie Brasil Participações Ltda apresentou a melhor proposta na fase vinculante do processo de desinvestimento e, por isso, foi convidada para participar da fase de negociação dos contratos.

Segundo a Petrobrás, o início das negociações com o primeiro colocado, nos termos da Sistemática e do Decreto, é um desdobramento esperado em projetos de desinvestimentos, para o qual não há previsão de divulgação ao mercado.

Em 3 de julho de 2018, a Petrobrás informou que, tendo em vista a decisão cautelar proferida pelo Ministro Ricardo Lewandowski, do Supremo Tribunal Federal, no âmbito da ADI 5624 MC/DF, que questiona dispositivos da Lei nº 13.303/2016, foi suspenso o desinvestimento relativo à TAG.

No entanto, em 17 de janeiro de 2019, a Petrobrás informou que sua Diretoria Executiva decidiu retomar os processos competitivos para as alienações de 90% da TAG e de 100% da Araucária Nitrogenados S.A. (“ANSA”) e para a formação de Parcerias em Refino.

O principal objetivo deste trabalho é analisar a privatização da TAG, subsidiária integral da Petrobrás.
 
2. INFRAESTRUTURA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Segundo a ANP, em 2016, o Brasil contava com 610 dutos destinados à movimentação de petróleo, derivados, gás natural e outros produtos, perfazendo 19,7 mil km. Destes, 150 dutos (14,3 mil km) eram destinados ao transporte e 460 (5,5 mil km) à transferência.

Para a movimentação de gás natural, havia 110 dutos e para os derivados eram 429 dutos; esses dutos têm uma extensão de 6 mil km. Outros 32 dutos, com quase 2 mil km, destinavam-se à movimentação de petróleo. E os 77 km restantes, compostos por 39 dutos, eram reservados à movimentação dos demais produtos, tais como etanol e solventes.

A infraestrutura de produção e movimentação de gás natural, relativa ao ano de 2016, é mostrada na Figura 2.1.

Os gasodutos mostrados na Figura 2.1 são principalmente ativos de cinco empresas: Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. – TBG, Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. – TBS, GasOcidente do Mato Grosso Ltda. – GasOcidente, TAG e NTS.

2.1 TBG
A TBG opera um gasoduto de 2.593 quilômetros de extensão. O trajeto vai da cidade de Corumbá (MS), na fronteira com a Bolívia, até a cidade de Canoas (RS), atravessando 136 municípios em cinco estados. Em território brasileiro, a empresa é a proprietária e operadora do Gasoduto Bolívia-Brasil, com capacidade para transportar diariamente 30,08 milhões de metros cúbicos de gás natural . www.anp.gov.br/?dw=2041

Fruto de um acordo bilateral entre os governos brasileiro e boliviano, a TBG surgiu de um projeto viabilizado por uma estrutura composta pelo financiamento de agências multilaterais e Agência de Crédito à Exportação (ECA), além do investimento e participação societária de empresas nacionais e internacionais do ramo de petróleo e gás natural.

A TBG, sociedade anônima brasileira de capital fechado, tem a seguinte composição acionária: Petrobras Logística de Gás S.A. – Logigas (51%), BBPP Holdings Ltda. (29%), YPFB Transporte do Brasil Holding Ltda. (12%) e GTB-TBG Holdings S.À.R.L. (8%).

A Logigas, constituída em 10 de dezembro de 2015, a partir da Cisão da Gaspetro http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/resultados-financeiros/principais-subsidiarias , é uma empresa controlada pela Petrobrás.

O traçado dos gasodutos da TBG é mostrado na Figura 2.2.

Figura 2.2: Traçado dos gasodutos da TBG

Fonte: TBG

A TBS é uma companhia de capital fechado, constituída em 1999, cuja atividade consiste na prestação de serviço de transporte de gás natural por meio de gasoduto, de sua propriedade, que interligará as cidades de Uruguaiana e Canoas no Estado do Rio Grande do Sul http://www.tsb.com.br/ . Seus atuais acionistas são quatro grandes empresas que constituem um expressivo consórcio internacional: GASPETRO, Ipiranga Produtos de Petróleo, Tucunaré Empreendimentos e Participações e Total Gas and Power Brazil, cada uma com 25% de participação.

2.3 GasOcidente
A GasOcidente é proprietária do trecho brasileiro do gasoduto que traz gás natural da Bolívia para o Estado de Mato Grosso. O Gasoduto Bolívia – Mato Grosso, no seu trecho brasileiro, inicia-se na fronteira com a Bolívia, no município de Cáceres (MT), e segue até a Usina Termoelétrica Cuiabá http://www.gasocidentemt.com.br/gas_ocidente.asp .

2.4 TAG em 2014
Em 2003, foi estabelecido o Consórcio Malhas para, inicialmente, atender a dois acordos para transporte de gás por meio da construção e operação de gasodutos nas regiões Nordeste e Sudeste. O consórcio era liderado pela TCC, razão social da TAG nessa época, e composto pela TNS, NTN, NTS e Transpetro.

Em 2006, esse consórcio entregou os primeiros gasodutos nas Regiões Nordeste e Sudeste para integrar a Malha NE e a Malha SE, respectivamente.

Dois anos depois, em 2008, a TAG deu início à sua consolidação por meio da incorporação de outros ativos do setor de transporte de gás natural. Naquele ano, a transportadora da Petrobrás incorporou a TNS e a TCG; em 2010, foi incorporada a TUM; em 2012, a Gasene; e, em 2014, a NTS e a NTN. Com isso, a Petrobrás, por meio da TAG, passou a ser proprietária da malha de gasodutos do Brasil na Região Sudeste, à exceção do trecho do gasoduto Brasil-Bolívia, e nas Regiões Nordeste e Norte.

A malha de gasodutos da TAG, em 2014, tinha 6.540 km de extensão, composta por um sistema interligado desde Pecém, no Estado do Ceará, passando pelos estados do Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro até a Refinaria Presidente Arthur Bernardes – RPBC, em São Paulo. Essa malha também chegava às cidades de Belo Horizonte e Jacutinga, no Estado de Minas Gerais. Há também o sistema URUCU-COARI–MANAUS, que transporta gás natural dos campos produtores de Urucu para a capital Manaus e outras sete cidades do Estado do Amazonas.

Em 2014, a TAG tinha capacidade contratada de 226,9 milhões de metros cúbicos de gás por dia; a malha da TAG cortava 12 estados brasileiros e era responsável por transportar gás natural para 134 pontos de entrega, onde era realizada a entrega para companhias distribuidoras estaduais, usinas termelétricas, fábricas de fertilizantes, refinarias e unidades operacionais da Petrobrás. A abrangência dos gasodutos da TAG, em 2014, é mostrada na Figura 2.3 (TAG – Relatório de Administração, 2014).

Figura 2.3: Malha de gasodutos TAG em 2014

Fonte: TAG

2.5 NTS
Como já mencionado, em 2015, a Petrobrás iniciou processo de reestruturação de sua operação no setor de gás natural para reorganizar seus ativos. Quando foi concluído, em outubro de 2016, todos os acordos de transporte de gás do Sudeste estavam agrupados sob a NTS . A malha de gasodutos da NTS https://www.ntsbrasil.com/blog/historia-da-nts/, de 2.048 km, é mostrada na Figura 2.4.

Figura 2.4: Malha de gasodutos da NTS

Fonte: NTS

Em 26 de fevereiro de 2016, a Petrobrás informou que havia iniciado negociações para a alienação do controle acionário da NTS. Em 12 de maio de 2016, a estatal, em continuidade ao comunicado anterior, informou que sua Diretoria Executiva havia aprovado a condução de negociações com a empresa Brookfield, em caráter de exclusividade, por 60 dias, podendo ser estendido por mais 30 dias.

Segundo a Petrobrás, essa transação estaria sujeita à aprovação de seus termos e condições finais pela Diretoria Executiva e pelo Conselho de Administração da Petrobrás, bem como pelos órgãos reguladores competentes.

Em 23 de setembro de 2016, a Petrobrás informou que seu Conselho de Administração aprovou, em reunião realizada em 22 de setembro de 2016, a venda de 90% das ações da NTS para a Brookfield Infrastructure Partners (BIP) e suas afiliadas, através de um Fundo de Investimento em Participações (FIP), cujos demais cotistas são British Columbia Investment Management Corporation (BCIMC), CIC Capital Corporation (subsidiária integral da China Investment Corporation – CIC) e GIC Private Limited (GIC).

Como já mencionado, a NTS foi criada a partir de um Termo de Compromisso assinado com a ANP, no qual a Petrobrás se comprometeu a reestruturar a TAG e suas subsidiárias integrais, de forma a criar uma carregadora de gás natural no sudeste do Brasil (NTS) e outra no Norte-Nordeste (TAG).

Em 4 de abril de 2017, a Petrobrás informou que havia finalizado a operação de venda, anunciada em 23 de setembro de 2016, de 90% das ações da companhia na NTS para a Nova Infraestrutura Fundo de Investimentos em Participações (“FIP”), gerido pela Brookfield Brasil Asset Management Investimentos Ltda, entidade afiliada à Brookfield Asset Management. A operação foi concluída com o pagamento de US$ 4,23 bilhões, após o cumprimento de todas as condições precedentes e ajustes previstos no contrato de compra e venda. Também referente à venda de ações, o valor restante de US$ 850 milhões, será pago em cinco anos e atualizado no período.Dessa forma, o valor total da operação é de US$ 5,08 bilhões.

O valor recebido pela Petrobrás de US$ 4,23 bilhões é composto de US$ 2,59 bilhões referente à venda das ações e de US$ 1,64 bilhão referente a debêntures conversíveis em ações emitidas pela NTS, com vencimento em 10 anos, para substituição de dívida com a Petrobrás Global Trading B.V., subsidiária integral da Petrobrás.

A Petrobrás informou, ainda, que continuará a utilizar as instalações de transporte de gás natural da NTS, por meio dos contratos de transporte de gás já existentes, sem qualquer impacto em suas operações e na entrega de gás para distribuidoras e demais clientes.

De acordo com a Petrobrás, a Transpetro permanecerá responsável pela operação e manutenção dos ativos, através de um novo contrato de serviços, firmado com a NTS com prazo de 10 anos. A Petrobrás informou, também, que após o fechamento desta operação, o FIP realizou a venda de parte de suas ações na NTS para a Investimentos Itaú S.A. – Itaúsa, nas mesmas condições comerciais da transação entre Petrobrás e o FIP.

Segundo a Petrobrás, a operação fez parte do programa de parcerias e desinvestimentos que totalizou US$ 13,6 bilhões no biênio 2015-2016. 

3. A TAG ATUAL
A Transportadora Associada de Gás S.A. – TAG é uma sociedade anônima, constituída em 7 de fevereiro de 2002, pela Petrobras Gás S.A. ‐ Gaspetro, com a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros (TAG – Demonstrações Financeiras, 2017). A operação e a manutenção dos gasodutos da TAG são realizadas pela Transpetro.

O mapa das instalações da TAG é mostrado na Figura 3.1.

A TAG detém autorizações de longo prazo para operar e administrar um sistema de gasodutos de cerca de 4,5 mil km de extensão; bem mais extensa que o sistema de gasodutos da NTS de 2,05 mil km.

A TAG mantém transações relevantes com a controladora Petrobrás e segue o plano de negócios da controladora na condução de suas operações.

De acordo com as Demonstrações Financeiras em 31 de dezembro de 2017 e 2016 e relatório dos auditores independentes, em 29 de agosto de 2016, foi aprovada a proposta de aumento de capital social da empresa por meio de aporte de ativos da Petrobrás na TAG, com base em laudo a valor contábil dos ativos.

Em 30 de novembro de 2017, foi aprovado o aumento do capital social da TAG, mediante o aporte de ativos pela Petrobrás, também com base em laudo de avaliação a valor contábil. Contudo, nessa mesma data, foi aprovada a redução de capital da TAG, por excessividade de capital e sem o cancelamento de ações, mediante a entrega de ativos para a Petrobrás.

Importa registrar que, em 21 de outubro de 2016, foi aprovada pela Assembleia Geral de Acionistas da TAG a redução do capital social da empresa mediante a entrega da totalidade das ações da NTS detidas pela TAG para a Petrobrás.

Figura 3.1: Mapa das instalações da TAG

Fonte: TAG

Em 24 de outubro de 2016, foram celebrados o sétimo aditivo ao Contrato de Formação do Consórcio CFA que excluiu a NTS do Consórcio Malhas e o sexto aditivo ao Contrato de Operação do Consórcio com a cessão do contrato de transporte de gás natural relativo à Malha Sudeste do Consórcio Malhas para a NTS e a alteração do critério de rateio das receitas entre as demais consorciadas.

Em razão da mudança de contratos que regiam o Consórcio Malhas Sudeste e Nordeste, em 24 de outubro de 2016, e de acordo as práticas contábeis adotadas no Brasil incluindo os pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis, foi realizada a reavaliação da classificação dos acordos entre NTN e Petrobrás quanto à existência de um arrendamento mercantil, tendo em vista que houve alterações nos termos dos contratos de formação e operação do consórcio.

As operações realizadas deixaram de ter característica de arrendamento mercantil financeiro, passando a ser considerados como prestação de serviço.

Em 28 de dezembro de 2017, foi aprovada pela Assembleia Geral Extraordinária da Companhia, a incorporação da NTN, nos termos do Protocolo de Justificação, através da versão integral do patrimônio líquido da NTN para a TAG, avaliado a valor contábil no montante de R$ 1.700 milhões e das variações patrimoniais ocorridas após a data de emissão do laudo, no montante de R$ 38 milhões, extinguindo e sucedendo-a em todos os direitos e obrigações.

A incorporação da NTN foi concebida por recomendação da controladora Petrobrás e objetivou consolidar em somente uma pessoa jurídica a malha de transporte de gás natural nas regiões norte e nordeste, acrescido do Gasene, além da simplificação e otimização da estrutura societária. Tendo em vista que a TAG era proprietária da totalidade das ações que compunham o capital da NTN, as quais foram extintas, a operação de incorporação não produziu efeitos sobre o capital social da TAG.

Em 30 de novembro de 2017, foi aprovado pela Assembleia Geral Extraordinária da TAG e ratificado em Assembleia Geral Extraordinária, ocorrida em 28 de dezembro de 2017, o aumento do capital social da Companhia, no valor de R$ 61 milhões, mediante o aporte pela Petrobrás dos ativos que compõem o trecho do gasoduto de Urucu a Coari (Garsol), avaliado a valor contábil, sem a emissão de novas ações.

Ainda em 30 de novembro de 2017, foi aprovado pela Assembleia Geral Extraordinária da TAG e rerratificado em Assembleia Geral Extraordinária ocorrida em 28 de dezembro de 2017, a redução de capital da TAG, por excessividade de capital e sem o cancelamento de ações, mediante a transferência para a Petrobrás, no montante de R$ 1.071 milhões, dos seguintes ativos:

– Fibras ópticas: R$ 178 milhões;
– ORSOL: R$ 828 milhões;
– Ramal Termofortaleza: R$ 3 milhões;
– Ramal Pecém: R$ 56 milhões;
– Ponto de entrega Termofortaleza: R$ 6 milhões.

Em 28 de dezembro de 2017, conforme deliberação em Assembleia Geral Extraordinária da Companhia, foi aprovada a redução de capital da TAG, no montante de R$ 68 milhões, por excessividade de capital e sem o cancelamento de ações, mediante a transferência de fibras ópticas instaladas no Gasoduto Catú Pilar, ativos esses provenientes da incorporação da NTN pela TAG nesta mesma data.

O Relatório da Administração da TAG, referente ao exercício de 2016, traz os seguintes destaques operacionais:

– Atingiu-se o recorde anual histórico do volume médio de gás natural movimentado, 83 milhões de metros cúbicos por dia. Em janeiro, este valor atingiu a marca histórica de 130,0 milhões de metros cúbicos por dia;
– Taxa de Ocorrência Registráveis (acidentes com e sem afastamento) situou-se em 0,94, significativamente abaixo do índice máximo aceitável de 2,89;
– Inexistência de acidentes com danos ambientais;
– Investimentos de R$ 28,8 milhões, para adequação e manutenção da malha de gasodutos e implantação e modernização de pontos de entrega.

Foram apresentados os seguintes destaques financeiros em 2016 (consolidado):

– Receita Operacional Líquida: R$ 6.360 milhões;
– Ebitda : R$ 6.683 milhões;
– Resultado Líquido: R$ 7.142 milhões.

Foi observado que a principal razão para o resultado líquido positivo consolidado teria sido a elevada margem operacional da empresa. Além disso, foi destacado que, até setembro de 2016, 85% da dívida da TAG estava indexada ao dólar norte-americano, que teve uma desvalorização frente ao real de 7% ao longo do ano de 2016.

Em 24 de outubro de 2016, a TAG reduziu seu capital, transferindo suas ações da NTS para a Petrobrás, deixando a NTS de ser subsidiária da TAG. Um dos documentos da mencionada reestruturação consistiu no Acordo de Prestação de Serviços de gerenciamento que a TAG passou a executar para a NTS.

Nos meses de novembro e dezembro de 2016, seguindo orientação da Petrobrás, a TAG efetuou a quitação da maior parte de sua dívida em dólar norte-americano com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no valor aproximado de US$ 2,94 bilhões, equivalente a cerca de R$ 9,88 bilhões.

Para concluir a operação, a TAG recebeu da Petrobrás um adiantamento para aumento futuro de capital da ordem de R$ 3,69 bilhões. Foi ressaltado o empenho da equipe da TAG em dar suporte à Petrobras em seu processo de alienação da NTS.

O Balanço Patrimonial da TAG, com informações de 31 de dezembro de 2017 e 2016, é mostrado na Figura 3.2.

Figura 3.2: Balanço Patrimonial da TAG

Em 2017, a TAG apresentou ativo imobilizado de R$ 13,52 bilhões e um patrimônio líquido de R$ 12,46 bilhões.

A TAG possuía, em 2017, um ativo circulante de R$ 3,56 bilhões, enquanto o passivo circulante era de R$ 1,69 bilhão, com um Índice de Liquidez Corrente de 2,11; em 2016 estava em 1,0 https://dicadehoje7.com/acoes/transportadora-associada-de-gas. Em 2016, foi liquidada uma dívida de R$ 13 bilhões junto ao BNDES o que baixou o índice de alavancagem de 5,21, em 2015, para 0,36, em 2017. A dívida bruta atual era de R$ 3,8 bilhões. Perfazendo uma proporção de 73% em moeda Nacional. O patrimônio líquido é crescente desde 2015, mesmo considerando a redução do imobilizado em 2016, com a negociação da NTS.

As Demonstrações Financeiras em 31 de dezembro de 2017 e 2016 apresentam a Demonstração do Resultado, conforme mostrado na Figura 3.3.

Figura 3.3: Demonstração do Resultado da TAG

Tanto em 2016 quanto em 2017, os lucros brutos da TAG foram muito altos, R$ 5,08 bilhões e R$ 3,66 bilhões, respectivamente. As receitas de serviços são muito maiores que os custos dos serviços prestados. Em 2016, a receita foi de R$ 6,28 bilhões e o custo de apenas R$ 1,2 bilhão. Nesse ano, o lucro antes dos impostos foi de R$ 9,8 bilhões. Após o Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica – IRPJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL, o lucro líquido do exercício de 2016 foi de R$ 7,17 bilhões.

Como já mencionado, as receitas são asseguradas, pois a Petrobrás se obriga a pagar pela capacidade de transporte contratada, independentemente do volume transportado. Assim, a alta lucratividade da TAG praticamente não tem risco, ao contrário das atividades, por exemplo, de Exploração e Produção – E&P, muito dependentes das oscilações do preço do petróleo produzido.

Atualmente, a palavra de ordem na indústria do petróleo é “diversificação”. Na Petrobrás, ao contrário do que ocorre no cenário internacional, a palavra de ordem é “concentração” de atividades.

4. A DECISÃO DE VENDA DA TAG
Em 5 de setembro de 2017, a Petrobrás informou que iniciou a etapa de divulgação da oportunidade (“Teaser”), referente ao processo de alienação de 90% de sua participação acionária na TAG, sua subsidiária integral.

De acordo com a Petrobrás, a TAG detém atualmente autorizações de longo prazo para operar e administrar um sistema de gasodutos de cerca de 4,5 mil km de extensão. A capacidade de transporte da companhia é de 74,7 milhões de metros cúbicos por dia, volume que está integralmente contratado por meio de contratos de longo prazo com cláusulas de ship-or-pay.

Atualmente, a maior parte dos serviços de operação e manutenção é executada pela Transpetro, subsidiária integral da Petrobrás, por meio de contratos celebrados com a TAG para este propósito.

Em continuidade ao Fato Relevante divulgado em 5 de setembro de 2017 e Comunicado ao Mercado de 23 de outubro de 2017, a Petrobrás informou o início da fase vinculante do processo de alienação de 90% de sua participação acionária na TAG.

Em 8 de maio de 2018, a estatal esclareceu que segue a Sistemática de Desinvestimentos do Sistema Petrobrás, alinhada às orientações do Tribunal de Contas da União – TCU, e atende aos procedimentos previstos no Decreto nº 9.188/2017.

Esclareceu, ainda, que a empresa Engie Brasil Participações Ltda apresentou a melhor proposta na fase vinculante do processo de desinvestimento e, por isso, foi convidada para participar da fase de negociação dos contratos, não tendo sido, entretanto, celebrado qualquer acordo de exclusividade.

Segundo a Petrobrás, o início das negociações com o primeiro colocado, nos termos da Sistemática e do Decreto, é um desdobramento esperado em projetos de desinvestimentos, para o qual não há previsão de divulgação ao mercado.

A Petrobrás também esclareceu que não estava descartada a possibilidade de ocorrerem negociações sucessivas com os demais proponentes, obedecida a ordem de classificação, como faculta o artigo 35 do Decreto nº 9.188/2017, bem como eventuais novas rodadas de propostas vinculantes, caso aplicável.

Finalmente, a estatal esclareceu que não foi firmado qualquer compromisso de exclusividade celebrado com a Engie, e que todas as etapas de divulgação ao mercado previstas na Sistemática e no Decreto foram devidamente respeitadas, inexistindo qualquer obrigação de comunicação ao mercado que não tenha sido observada.
 
5. AFRONTA À DECISÃO DO MINISTRO RICARDO LEWANDOWSKI
Em 3 de julho de 2018, a Petrobrás informou que, tendo em vista a decisão cautelar proferida pelo Ministro Ricardo Lewandowski, do Supremo Tribunal Federal – STF, no âmbito da ADI 5624 MC/DF, que questiona dispositivos da Lei nº 13.303/2016, foi suspenso o desinvestimento relativo à TAG.

Assim decidiu o Ministro do STF:

(…) com base no art. 10, § 3º, da Lei 9.868/1999, e no art. 21, V, do RISTF, concedo parcialmente a medida cautelar pleiteada, ad referendum do Plenário deste Supremo Tribunal, para,  liminarmente, conferir interpretação conforme à Constituição ao art. 29, caput, XVIII, da Lei 13.303/2016, afirmando que a venda de ações de empresas públicas, sociedades de economia  mista ou de suas subsidiárias ou controladas exige prévia autorização legislativa, sempre que se cuide de alienar o controle acionário, bem como que a dispensa de licitação só pode ser aplicada à venda de ações que não importem a perda de controle acionário de empresas públicas, sociedades de economia mista ou de suas subsidiárias ou controladas.

O artigo 29, XVIII, da Lei nº 13.303/2016 estabelece que é dispensável a realização de licitação por empresas públicas e sociedades de economia mista na compra e venda de ações, de títulos de crédito e de dívida e de bens que produzam ou comercializem.

Entretanto, nos termos da decisão do Ministro Ricardo Lewandowski, não estão dispensadas de licitação as vendas de ações que representem a perda do controle acionário por parte do Estado.
Esse é exatamente o caso da privatização da TAG, cujo controle acionário estava sendo vendido sem licitação, a partir de procedimento estabelecido pelo ACÓRDÃO Nº 442/2017 – TCU – Plenário e pelo Decreto nº 9.188/2017.

O art. 1º do Decreto nº 9.188/2017 estabelece, com base na dispensa de licitação prevista no art. 29, caput, inciso XVIII, da Lei nº 13.303/2016, no âmbito da administração pública federal, um regime especial de desinvestimento de ativos das sociedades de economia mista, com a finalidade de disciplinar a alienação desses ativos.

Observa-se, então, que a privatização da TAG está claramente suspensa pela decisão cautelar do Ministro Ricardo Lewandowski, no âmbito da ADI 5624 MC/DF.

No entanto, no dia 17 de janeiro de 2019, a Petrobrás, em continuidade aos Fatos Relevantes divulgados em 3 de julho de 2018, informou que sua Diretoria Executiva decidiu retomar os processos competitivos para a alienação de 90% da participação na TAG.

Segundo a Petrobrás, foi também levado em consideração parecer da Advocacia Geral da União – AGU, que conclui que a Petrobras atende aos requisitos colocados no âmbito da análise feita pelo STF na ADI 5624 MC/DF, já que detém autorização legislativa para alienar suas subsidiárias e obedece aos princípios constitucionais ao desinvestir segundo o procedimento do Decreto nº 9.188/2017, que regulamenta alguns dispositivos da Lei nº 13.303/2016.

Diante do exposto, é descabida a argumentação da Petrobrás de poder continuar o processo de venda da TAG com base Decreto nº 9.188/2017, que regulamenta a dispensa de licitação e cria, ao arrepio das leis que regem a matéria e da Constituição Federal, um “regime especial”.

Assim sendo, resta claro que está suspensa qualquer venda de ações de empresa estatal que importe a perda de controle acionário, com base nos procedimentos “criados” por esse Decreto.
 
6. DESCUMPRIMENTO DAS LEIS Nº 9.491/1997 E Nº 13.334/2016
A privatização da TAG não afronta somente a medida cautelar do Ministro Ricardo Lewandowski no âmbito da ADI 5624 MC/DF. Tanto a privatização da TAG quanto a já ocorrida privatização da NTS afrontam as Leis nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, e nº 13.334, de 13 de setembro de 2016, que regem a privatização de empresas estatais federais.

A Lei nº 8.031, de 12 de abril de 1990, criou o Programa Nacional de Desestatização – PND. Posteriormente, a Lei nº 9.491/1997 alterou os procedimentos relativos ao PND e revogou a Lei nº 8.031/1990. A Lei nº 9.491/1997 foi regulamentada pelo Decreto Presidencial nº 2.594, de 15 de maio de 1998, alterado em 1º de dezembro de 2010 pelo Decreto nº 7.380.

A publicidade e a transparência relativas à alienação do controle acionário são garantidas nos termos do art. 11 da Lei nº 9.491/1997, in verbis:

Art. 11. Para salvaguarda do conhecimento público das condições em que se processará a alienação do controle acionário da empresa, inclusive instituição financeira incluída no Programa Nacional de Desestatização, assim como de sua situação econômica, financeira e operacional, será dada ampla divulgação das informações necessárias, mediante a publicação de edital, no Diário Oficial da União e em jornais de notória circulação nacional, do qual constarão, pelo menos, os seguintes elementos:
a) justificativa da privatização, indicando o percentual do capital social da empresa a ser alienado;
b) data e ato que determinou a constituição da empresa originariamente estatal ou, se estatizada, data, ato e motivos que determinaram sua estatização;
c) passivo das sociedades de curto e de longo prazo;
d) situação econômico-financeira da sociedade, especificando lucros ou prejuízos, endividamento interno e externo, nos cinco últimos exercícios;
e) pagamento de dividendos à União ou a sociedades por essa controladas direta ou indiretamente, e aporte de recursos à conta capital, providos direta ou indiretamente pela União, nos últimos quinze anos;
f) sumário dos estudos de avaliação;
g) critério de fixação do valor de alienação, com base nos estudos de avaliação;
h) modelagem de venda e valor mínimo da participação a ser alienada;
i) a indicação, se for o caso, de que será criada ação de classe especial e os poderes nela compreendidos.

Os arts. 30 a 32 do Decreto nº 2.594, de 15 de maio de 1998, que regulamenta a Lei nº 9.491/1997, dispõem sobre os procedimentos de avaliação, no Capítulo VIII, relativo ao processo de desestatização, nos seguintes termos:

SEÇÃO II
Dos Procedimentos de Avaliação
Art. 30. A determinação do preço mínimo dos ativos incluídos no PND, para desestatização mediante as modalidades operacionais previstas no art. 7º deste Decreto, levará em consideração os estudos elaborados com base na análise detalhada das condições de mercado, da situação econômico-financeira e das perspectivas de rentabilidade da sociedade.
§ 1º Os estudos a que se refere o caput deste artigo deverão indicar o valor econômico da empresa bem como outros parâmetros que venham a ser julgados necessários à fixação do valor de alienação.
§ 2º O valor de liquidação da sociedade objeto de desestatização somente deverá ser calculado para os efeitos do § 1º deste artigo nos casos em que for adequado recomendar a liquidação da sociedade.
§ 3º Para os efeitos do disposto neste artigo, considera-se valor econômico da empresa aquele calculado a partir da projeção do seu fluxo de caixa operacional, ajustado pelos valores dos direitos e obrigações não vinculados às suas atividades operacionais, bem como pelos valores que reflitam contingências e outros efeitos.
§ 4º As ações de sociedade incluída no PND ofertadas a empregados e ao público em geral, mediante distribuição no mercado acionário, bem como em bloco de ações que forem a leilão, poderão ter preços e condições diferenciados daquelas objeto da alienação do controle acionário ou da oferta de bloco estratégico.
§ 5º Para os efeitos do disposto no parágrafo anterior, o CND deverá fixar o preço mínimo das demais ações a serem ofertadas, de forma a compensar a redução no valor das ações objeto das ofertas especiais.
§ 6º Nas ofertas ao público em geral, quando as ações objeto de alienação forem de espécies ou classes diferentes ou quando as mesmas já forem negociadas em bolsas de valores, poderá o CND fixar o preço mínimo por outros critérios, considerando as características dos valores mobiliários objeto de cada oferta.
§ 7º Poderá o CND recorrer a outros critérios para fixação do preço mínimo no caso das ações que remanescerem no FND por prazo superior a doze meses contados da data da alienação do controle ou bloco estratégico das ações de emissão da empresa desestatizada.
§ 8º Na fixação do preço mínimo de alienação de participação societária em sociedade concessionária ou permissionária de serviços públicos ou de bens do seu ativo patrimonial, serão levados em conta os critérios de fixação e revisão tarifária e outras condições previstas nos atos de concessão ou permissão existentes ou que vierem a ser expedidos.
§ 9º- A competência prevista nos §§ 5º, 6º e 7º deste artigo, no caso de instituições financeiras, é do CMN, por proposta do Banco Central do Brasil.
Art. 31. O preço mínimo será fixado com base em estudos de avaliação, elaborados por duas empresas contratadas mediante licitação pública promovida pelo Gestor do FND ou pelos órgãos responsáveis de que tratam o § 1º do art. 10 e o art. 13 deste Decreto.
§ 1º Havendo divergência quanto ao preço mínimo recomendado nas avaliações, superior a vinte por cento, será facultado ao CND determinar a contratação de terceiro avaliador, para se manifestar, em até sessenta dias, sobre as avaliações, hipótese em que o respectivo estudo também servirá de base para a determinação do preço mínimo.
§ 2º Na hipótese de contratação de terceiro avaliador, o órgão contratante colocará à disposição do contratado toda a documentação referente aos estudos e serviços já elaborados.
§ 3º O CND poderá determinar a revisão dos estudos de avaliação, no caso de eventos relevantes ocorridos após a elaboração dos mesmos.
Art. 32. O preço mínimo de alienação, aprovado pelo CND, será submetido à homologação do órgão de deliberação competente da empresa titular das ações ou quotas incluídas no PND.
§ 1º A Resolução do CND que aprovar as condições gerais de desestatização será utilizada pelo representante do titular das ações ou bens como instrução de voto para deliberação do órgão competente a que alude o caput deste artigo.
§ 2º O disposto neste artigo não se aplica aos casos de alienação de ações, bens ou direitos quando diretamente detidos pela União.

Para a consecução do PND, foi criado o Fundo Nacional de Desestatização – FND, de natureza contábil. O FND é constituído, a título de depósito, das ações ou cotas de propriedade direta ou indireta da União emitidas por sociedades que tenham sido incluídas no PND.

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES foi designado gestor do FND por determinação do Decreto nº 99.464, de 16 de agosto de 1990, tendo a Lei nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, mantido essa determinação, enumerando, inclusive, suas competências e atribuições no que concerne ao PND.

Entre as atribuições do gestor do FND, estão as seguintes: fornecer apoio administrativo e operacional, necessário ao funcionamento do Conselho Nacional de Desestatização – CND, incluindo os serviços de secretaria; divulgar os processos de desestatização, bem como prestar todas as informações que vierem a ser solicitadas pelos poderes competentes; promover a contratação de consultoria, auditoria e outros serviços especializados necessários à execução das desestatizações; e preparar a documentação dos processos de desestatização, para apreciação do TCU.

O PND tem como órgão superior de decisão o CND, diretamente subordinado ao Presidente da República, integrado pelos seguintes membros: ministro de Estado do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, na qualidade de presidente; chefe da Casa Civil da Presidência da República; ministro de Estado da Fazenda; e ministro de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão.

As reuniões de deliberação sobre a desestatização de empresas ou serviços públicos terão como participantes, com direito a voto, o titular do ministério ao qual a empresa ou serviço esteja vinculado. E, quando se tratar de desestatização de instituições financeiras, participará das reuniões, com direito a voto, o presidente do Banco Central do Brasil. O presidente do BNDES, gestor do FND, também participa das reuniões, porém, sem direito a voto.

A Figura 6.1, apresentada no Relatório de Atividades 2015 do PROGRAMA NACIONAL DE DESESTATIZAÇÃO, contempla o resultado geral das privatizações no Brasil, a partir da criação do PND – 1990 até dezembro de 2015 –, incluindo não apenas desestatizações realizadas no âmbito desse programa, mas também o resultado obtido pelos Estados com seus programas estaduais e, ainda, o resultado obtido com a venda das empresas federais de telecomunicações https://web.bndes.gov.br/bib/jspui/bitstream/1408/13334/1/Relatorio%20PND_2015.pdf . O PND, no período 1990-2015, obteve uma receita equivalente a US$ 31,1 bilhões com a venda de empresas, com a alienação de participações minoritárias. Esse valor, acrescido do valor da dívida transferida ao setor privado, de cerca de US$ 9,2 bilhões, representa um resultado total para o PND da ordem de US$ 40,3 bilhões. O resultado geral das privatizações realizadas no Brasil no período 1990-2015 atingiu US$ 106,2 bilhões, distribuídos no âmbito federal e estadual, como pode ser visto na Figura 6.1.

Figura 6.1: Receita de venda e as dívidas transferidas ao comprador

Fonte: BNDES

As desestatizações federais englobaram as desestatizações amparadas pela Lei nº 9.491/1997, que rege o PND, e no âmbito da Lei Geral de Telecomunicações – Lei nº 9.472, de 16 de julho de 1997. O resultado total inclui a receita de venda e as dívidas transferidas ao comprador, conforme mostrado na Figura 6.1.

A seguir, são apresentados alguns exemplos de iniciativas de desestatização ocorridos a partir da Lei nº 9.491/1997, extraídos do Relatório de Atividades 2015 – PROGRAMA NACIONAL DE DESESTATIZAÇÃO – BNDES.

Até 2014, a Celg Distribuição S.A. – Celg D era uma subsidiária integral da Companhia Celg Participações S.A. – Celgpar, sociedade de economia mista controlada pelo Estado de Goiás, que detinha 99,7% do capital social da Celgpar. Em janeiro de 2015, a Eletrobrás adquiriu 50,93% das ações da Celg D, passando a ter o controle acionário da empresa. A Celgpar permaneceu com 49% das ações da Celg D. Em 5 de maio de 2015, o presidente do CND, em atendimento à solicitação do Ministério de Minas e Energia – MME, expediu a Resolução CND nº 5, referendada em 25 de novembro de 2015, na qual recomendou à Presidente da República a inclusão da Celg D no PND.

A então Presidente da República, acatando as recomendações do presidente do CND, expediu em 13 de maio de 2015 o Decreto nº 8.449. Nesse ano, também foram expedidas as Resoluções CND nº 7, de 9 de julho de 2015, e nº 11, de 18 de novembro de 2015.

A primeira teve como objetivo autorizar o BNDES a realizar a contratação direta da International Finance Corporation – IFC para a prestação dos serviços de estruturação da desestatização da Celg D; pregão eletrônico para a contratação do serviço de auditoria externa independente; e autorizar que o serviço de auditoria externa independente fosse iniciado a partir do data room. Também foi aprovado nessa Resolução procedimento referente ao ressarcimento ao BNDES de gastos com serviços de terceiros decorrentes da desestatização da Celg D.

A segunda Resolução teve como escopo a aprovação do preço mínimo das ações de emissão da Celg D e das condições da desestatização da empresa, entre as quais consta a possibilidade de a Celgpar alienar pari passu com a Eletrobrás, no todo ou em parte, ações de sua titularidade representativas do capital social da Celg D. A IFC, contratada pelo BNDES em 17 de julho de 2015 para prestar o serviço de estruturação da desestatização da Celg D, contratou serviços especializados que serviram de insumo para a proposta do modelo de desestatização da Celg D.

Tais serviços, liderados e coordenados pela IFC, englobaram: os resultados das diligências técnicas, contábeis e jurídicas, realizadas, respectivamente, por Quantum do Brasil Ltda., Ernst & Young e Pinheiro Neto Advogados; e as avaliações econômico-financeiras independentes. As projeções operacionais da Celg D, incluindo projeções de mercado, receitas e custos operacionais e investimentos foram elaboradas pela Quantum, que concomitantemente realizou a due diligence técnico-operacional. Com base nas projeções operacionais, EY e Accenture incorporaram premissas não operacionais e financeiras e elaboraram avaliações econômico-financeiras independentes.

Em 2015, foram incluídos no PND, por força do Decreto nº 8.517, de 10 de setembro de 2015, os seguintes aeroportos internacionais: Aeroporto Internacional Pinto Martins; Aeroporto Internacional Salgado Filho; Aeroporto Internacional Deputado Luís Eduardo Magalhães; Aeroporto Internacional Hercílio Luz.

A partir da promulgação da Lei nº 13.334/2016, foi criado o Programa de Parcerias de Investimento – PPI. Nos termos do art. 1º, § 1º, III, da Lei nº 13.334/2016, podem integrar o PPI as demais medidas do Programa Nacional de Desestatização a que se refere a Lei nº 9.491/1997.

O art. 7º criou o Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República – CPPI, que tem, dentre suas competências, exercer as funções atribuídas ao Conselho Nacional de Desestatização pela Lei nº 9.491/1997, conforme estabelecido no inciso V, “c”, desse artigo.

De acordo com o § 3º do art. 7º, a composição do CPPI observará, quando for o caso, o § 2º do art. 5º da Lei nº 9.491/1997.

O art. 13 da Lei nº 13.334/2016 determina que, observado o disposto no art. 3º da Lei nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, e no § 3º do art. 10 da Lei nº 11.079, de 30 de dezembro de 2004, a licitação e celebração de parcerias dos empreendimentos públicos do PPI independem de lei autorizativa geral ou específica.

Transcreve-se, a seguir, o art. 3º da Lei nº 9.491/1997:

Art. 3º Não se aplicam os dispositivos desta Lei ao Banco do Brasil S.A., à Caixa Econômica Federal, e a empresas públicas ou sociedades de economia mista que exerçam atividades de competência exclusiva da União, de que tratam os incisos XI e XXIII do art. 21 e a alínea “c” do inciso I do art. 159 e o art. 177 da Constituição Federal, não se aplicando a vedação aqui prevista às participações acionárias detidas por essas entidades, desde que não incida restrição legal à alienação das referidas participações.

Observa-se, então, que estão excluídos do PND as seguintes estatais:
− Banco do Brasil S.A.;
− Caixa Econômica Federal;
− que explorem, diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão, os serviços de telecomunicações, nos termos da lei, que disporá sobre a organização dos serviços, a criação de um órgão regulador e outros aspectos institucionais (art. 21, XI, da CF);
− que explorem os serviços e instalações nucleares de qualquer natureza e exercer monopólio estatal sobre a pesquisa, a lavra, o enriquecimento e reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios nucleares e seus derivados (art. 21, XXIII, da CF);
− instituições financeiras de caráter regional que recebam três por cento, para aplicação em programas de financiamento ao setor produtivo das Regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste (art. 159, I, “c”, da CF);
− que exerçam as atividades de pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos (art. 177, I, da CF);
− que exerçam as atividades de refinação do petróleo nacional ou estrangeiro (art. 177, II, da CF);
− que exerçam as atividades de importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores (art. 177, III, da CF);
− que exerçam as atividades de 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 (art. 177, IV, da CF);
− 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 (art. 177, V, da CF).

As atividades de pesquisa, lavra, refino, importação e transporte de petróleo e gás natural são as razões de a Petrobrás existir, como estabelece o art. 62 da Lei nº 9.478/1997. Dessa forma, essas atividades, quando exercidas pela Petrobrás não podem ser privatizadas.

A criação das subsidiárias, prevista no art. 64 da Lei nº 9.478/1977, não pode servir como artifício para justificar a privatização das atividades previstas nos incisos I a IV do art. 177 da Constituição.

Quanto à natureza das subsidiárias, vale ressaltar o disposto no ACÓRDÃO (Ac. 3ª Turma) GMALB/aao/abn/AB/jn, referente ao PROCESSO Nº TST-ARR-61-70.2010.5.09.0053: “As subsidiárias subordinadas à pessoa jurídica cuja criação tem expressa autorização legislativa terão o mesmo tratamento dispensado à principal, e a partir do ponto de vista ora defendido, não pode ser considerada isoladamente, ou seja, como entidade autônoma, desligada da empresa principal”.

Assim sendo, no caso do art. 3º da Lei nº 9.491/1997, o que importa são as atividades exercidas pela empresa estatal. Se assim não fosse, bastaria a Petrobrás criar subsidiárias para o exercício das atividades previstas nos incisos I a IV do art. 177 da Constituição Federal para que essas atividades fossem privatizadas.

Além disso, como mencionado no ACÓRDÃO Nº 442/2017 – TCU – Plenário, o próprio TCU trata as subsidiárias da Petrobrás como se fossem sociedades de economia mista. Dessa forma, não podem ser privatizadas, por exemplo, a Transpetro e a TAG, pois são empresas estatais que exercem atividades de transporte de petróleo e gás natural, respectivamente, por meio de conduto.
O que o § 1º do art. 177 da Constituição Federal permite é que novas autorizações possam ser dadas a empresas estatais ou privadas para as atividades previstas nos incisos I a IV, mas quando tais atividades são exercidas por empresas estatais, tais empresas não podem ser desestatizadas ou privatizadas.

Se esses incisos estivessem fora do alcance do art. 3º da Lei nº 9.491/1997, bastaria que esse artigo citasse apenas o inciso V. Como isso não ocorreu, considera-se que todas as atividades previstas no art. 177, quando já exercidas por empresas estatais, não podem ser privatizadas.

O art. 31, § 1º, da Lei nº 10.848, de 14 de março de 2004, também excluiu do PND a empresa Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobrás e suas controladas: Furnas Centrais Elétricas S/A, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A – Eletronorte e Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil S/A – Eletrosul e a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica – CGTEE.

A Medida Provisória – MP nº 814, de 2018, por meio do seu art. 3º, § 1º, revogou o § 1º do art. do art. 31 da Lei nº 10.848/2004 para permitir a privatização da Eletrobrás, Chesf, Eletronorte, Eletrosul e CGTEE. No entanto, a MP nº 814, de 2018, teve sua vigência encerrada por meio do Ato Declaratório nº 30, de 5 de junho de 2018, do Presidente da Mesa do Congresso Nacional. Desse modo, essas empresas continuam excluídas do PND.

De acordo com o art. 2º do Decreto nº 8.893/2016, o BNDES foi designado como responsável pela execução e pelo acompanhamento do processo de desestatização das companhias concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica de que tratam os incisos IV a IX do caput do art. 1º desse Decreto, nos termos do art. 6º, § 1º, e do art. 18, da Lei nº 9.491/1997.

Desse modo, com base no art. 6º, § 1º, e no art. 18, da Lei nº 9.491/1997, no dia 15 de junho de 2018, foi publicado o Edital do Leilão nº 2/2018-PPI/PND, com o Manual de Oferta de Ações aos Empregados e Aposentados e informações relativas à alienação de ações do capital social da Companhia de Energia do Piauí – Cepisa.

A Cepisa, em leilão realizado no dia 26 de julho, foi adquirida pela única proponente que ofereceu índice de deságio na flexibilização tarifária de 119 http://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2018-08/tres-distribuidoras-da-eletrobras-sao-vendidas-em-leilao-sem-disputa .

No dia 30 de agosto de 2018, foram vendidas outras três empresas da Eletrobrás. A Companhia de Eletricidade do Acre foi vendida por índice de deságio de 31, o que significa que a compradora não abriu mão de toda a flexibilização tarifária concedida pela ANEEL. A empresa Centrais Elétricas de Rondônia foi vendida por índice de deságio de 21. No caso da Boa Vista Energia S.A., o índice de deságio foi zero.

Com relação à Amazonas Distribuidora de Energia S.A., vale ressaltar que, em parecer sobre o Projeto de Lei do Senado – PLC nº 77/2018, o Relator designado na Comissão de Infraestrutura, Senador Eduardo Braga, entende que essa empresa deve ser excluída do PND. Para isso, o Relator propôs, no dia 4 de agosto de 2018, subemenda para dar nova redação ao art. 3º da Lei nº 9.491/1997, nos seguintes termos:

SUBEMENDA À EMENDA Nº 02-U APRESENTADA À CAE

Acrescente-se, onde couber, o seguinte artigo ao PLC nº 77, de 2018:

Art. X. O art. 3º da Lei nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, passa a vigorar com a seguinte redação:

“Art. 3º Não se aplicam os dispositivos desta Lei ao Banco do Brasil S.A., à Caixa Econômica Federal, à Amazonas Distribuidora de Energia S.A. – Amazonas Energia, e a empresas públicas ou sociedades de economia mista que exerçam atividades de competência exclusiva da União, de que tratam os incisos XI e XXIII do art. 21 e a alínea “c” do inciso I do art. 159 e o art. 177 da Constituição Federal, não se aplicando a vedação aqui prevista às participações acionárias detidas por essas entidades, desde que não incida restrição legal à alienação das referidas participações.” (NR)

Observa-se, então, que a Lei nº 9.491/1997 está em plena produção de efeitos, sendo reconhecida sua vigência tanto pelo Poder Executivo Federal quanto pelo Congresso Nacional.

Assim sendo, considera-se ilegal apontar a desnecessidade de inclusão dos “desinvestimentos” da Petrobrás no PND, conforme propôs a instrução da unidade técnica do TCU denominada SeinfraPetróleo, de 20 de setembro de 2016.

Nos termos do ACÓRDÃO Nº 442/2017 – TCU – Plenário, o Ministro Relator José Múcio Monteiro também entendeu não ser aplicável, para os desinvestimentos da Petrobrás, o rito estabelecido na Lei nº 9.491/1997. Os demais Ministros do TCU acompanharam o entendimento do Ministro Relator.

O posicionamento dos Ministros do TCU acerca da não aplicabilidade da Lei nº 9.491/1997 às privatizações e desinvestimentos do Sistema Petrobrás trouxe e continua trazendo consequências desastrosas para o País, como a privatização da NTS e a possível privatização da TAG, ambas sem licitação.

7. VALOR DA TAG
A privatização da TAG sem licitação não é apenas ilegal e inconstitucional. Ela também pode não atender a critérios de mérito. Como já mencionado, o lucro líquido depois dos impostos, em 2016, foi de R$ 7,17 bilhões, o que representa um lucro da ordem de US$ 1,94 bilhão.

As receitas da TAG são reconhecidas com base nos contratos de transporte de gás natural, que inclui cláusulas de ship or pay, na qual a Petrobrás (carregadora) se obriga a pagar pela capacidade de transporte contratada, independentemente do volume transportado (TAG – Demonstrações Financeiras, 2017).

A receita da TAG está garantida pelos contratos de serviços de transporte, regulados pela ANP, resumidos a seguir:
– Malha Nordeste para 21,6 milhões de metros cúbicos por dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até dezembro de 2025;
– Sistema Gasene para 20,0 milhões de metros cúbicos por dia no trecho sul e 10,3 milhões de metros cúbicos por dia para trecho norte, com prazo de duração de 25 anos e vigência até novembro de 2033;
– Urucu Coari Manaus para 6,3 milhões de metros cúbicos por dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até novembro de 2030;
– Pilar Ipojuca para 15 milhões de metros cúbicos por dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até novembro de 2031;
– Atalaia Laranjeiras 1,5 milhões de metros cúbicos por dia, com prazo de duração de 68 meses e vigência até março de 2018;

No ano de 2017, as receitas de serviços foram de R$ 4,59 bilhões, recebidas basicamente da própria Petrobrás, independentemente do volume transportado. O custo dos serviços prestados são basicamente pagamentos feitos à Transpetro. Assim as receitas e despesas impactam o resultado consolidado da Petrobrás, pois tanto a TAG quanto a Transpetro são subsidiárias integrais.
A taxa média de câmbio, em 2017, foi de 3,3074 reais por dólar. Dessa forma, os contratos da Petrobrás com a TAG geraram uma despesa para a controladora da ordem de US$ 1,388 bilhão. Se novos volumes de gás natural do Pré-Sal, produzidos pela Petrobrás, forem transportados para a Região Nordeste pelo Gasene, as despesas podem ser muito maiores.

Assim sendo, a venda da TAG pode representar para a Petrobrás uma despesa cujo valor presente líquido – VPL para um período de 25 anos, adotada uma taxa de desconto de 8,83% a.a., mesma utilizada no Contrato de Cessão Onerosa, de US$ 13,82 bilhões. Se a venda for de 90% das ações, o VPL seria de US$ 12,44 bilhões.

Desse modo, é temerário que a Petrobrás venda 90% de sua participação acionária na TAG por valor inferior a US$ 12,44 bilhões.

A Lei nº 9.491/1997, que regulamenta as privatizações de empresas federais, estabelece que, para salvaguarda do conhecimento público das condições em que se processará a alienação do controle acionário da empresa, será dada ampla divulgação das informações necessárias, mediante a publicação de edital, no Diário Oficial da União e em jornais de notória circulação nacional, do qual constará, entre vários elementos, a modelagem de venda e o valor mínimo da participação a ser alienada.

O art. 31 do Decreto nº 2.594/1997 estabelece que o preço mínimo será fixado com base em estudos de avaliação, elaborados por duas empresas contratadas mediante licitação pública.
Como a TAG está sendo privatizada sem licitação e sem observar as exigências da Lei nº 9.491/1997 e do Decreto nº 2.594/1997. Assim, as informações sobre a privatização da TAG estão sendo disponibilizadas apenas pelos meios de comunicação.

Prova disso é que no dia 12 de fevereiro de 2019, foi publicada notícia pelo jornal Valor Econômico https://www.valor.com.br/empresas/6113917/negociacao-da-tag-pela-petrobras-entra-em-rota-final segundo a qual “o processo de venda da Transportadora Associada de Gás (TAG) pela Petrobras entrou em fase de finalização, com uma oferta de US$ 8 bilhões pelo grupo francês de gás e energia”.

No dia 13 de fevereiro de 2019, a Petrobrás informou que recebeu o Ofício n.º 78/2019–SAE, que solicita esclarecimento sobre essa notícia http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/comunicados-e-fatos-relevantes/esclarecimento-sobre-noticias-negociacao-da-tag . Nesse esclarecimento, a estatal reiterou não existir, nessa data, “qualquer definição final com relação aos termos e condições contratuais da alienação, incluindo o valor da transação e eventual negociação acerca de dívidas com instituições financeiras. Também não está descartada a possibilidade de ocorrerem negociações sucessivas com os demais proponentes, obedecida a ordem de classificação do processo competitivo, conforme faculta o artigo 35 do Decreto 9.188/17, bem como eventual nova rodada de propostas vinculantes, caso aplicável”.

Essa “notícia” e esse “esclarecimento” demonstram muito claramente a falta de transparência e a elevada discricionariedade da “sistemática” da Petrobrás e do próprio Decreto nº 9.188/2017. A Petrobrás pode ou não negociar com os demais proponentes e pode não iniciar nova rodada de propostas vinculantes.

De qualquer maneira, considera-se baixo o valor de US$ 8 bilhões para a venda de 90% do controle acionário da TAG, cujo sistema de gasodutos de 4,5 mil quilômetros de extensão é tão estratégico para o País e para a estatal. A operação de venda de 90% do controle acionário da NTS, cujo sistema de gasodutos tem extensão de 2,05 mil quilômetros, foi de US$ 5,08 bilhões.

8. AUSÊNCIA DE JUSTIFICATIVA TÉCNICA
O Plano de Negócios e Gestão – PNG 2017-2021, que buscou dar sustentação técnica à privatização da TAG, previu desinvestimentos de US$ 19,5 bilhões.

Conforme mostrado na Figura 8.1, o PNG 2017-2021 previu uma fonte de recursos de US$ 179 bilhões de 2017 a 2021, assim distribuída:

− geração de caixa operacional, após dividendos: US$ 158 bilhões;
− parcerias e desinvestimentos: US$ 19 bilhões;
− uso do caixa: US$ 2 bilhões.

Figura 8.1: Usos e fontes de recursos

Fonte: Petrobrás

Essa fonte de recursos teve sua utilização prevista da seguinte forma:

− investimentos: US$ 74 bilhões;
− amortizações: US$ 73 bilhões;
− despesas financeiras: US$ 35 bilhões.

As privatizações e desinvestimentos representam a venda de estratégicos ativos para a Petrobrás e para o País, como a TAG, em um momento em que os resultados da estatal indicam uma redução da relação entre a dívida líquida e o Ebitda maior que a esperada.

Os resultados operacionais da Petrobrás são estáveis e impressionantes. De 2010 a 2018, a Petrobrás sempre apresentou elevadas receitas de vendas e altos lucros operacionais brutos da ordem de US$ 25 bilhões, como demonstrado na Figura 8.2.

Figura 8.2: Desempenho operacional da Petrobrás

Fonte: elaboração própria a partir de dados da Petrobrás

É importante destacar que essa estabilidade dos resultados operacionais decorre, basicamente, da descoberta e desenvolvimento da produção da província petrolífera do Pré-Sal. Sem essa descoberta, os custos das vendas seriam muito mais altos, em decorrência da importação de petróleo. O Pré-Sal significa autossuficiência e até exportação de petróleo.

Esses elevados lucros brutos estão associados a elevados Ebitdas, que é um indicador financeiro que representa quanto uma empresa gera de recursos através de suas atividades operacionais, sem considerar impostos e outros efeitos financeiros.

A Figura 8.3 indica a evolução do Ebitda ajustado da Petrobrás nos últimos anos. De 2013 a 2018, o Ebitda ajustado médio da Petrobrás foi de US$ 26,3 bilhões.

Figura 8.3 Ebitdas ajustados da Petrobrás

Fonte: elaboração própria a partir de dados da Petrobrás

No ano de 2018, o Ebitda ajustado da Petrobrás foi de US$ 31,5 bilhões, o que representa um aumento de 31,2% em relação ao ano de 2017. Esse aumento está relacionado com o aumento do Brent e a depreciação do real. A Figura 8.4 mostra a evolução do valor do Brent e da taxa de câmbio médios de 2014 a 2018.

Apesar dos elevados lucros operacionais brutos e elevados Ebitdas, houve, em razão dos vultosos investimentos da Petrobrás, um grande crescimento da dívida líquida, que chegou a US$ 106,2 bilhões em 2014, conforme observa-se na Figura 8.5. Entretanto, em 2018 a dívida líquida já havia sido reduzida para US$ 69,4 bilhões.

Figura 8.4: Evolução do valor do Brent e da taxa de câmbio médios

Fonte: Petrobrás

Figura 8.5: Evolução da dívida líquida da Petrobrás

Fonte: elaboração própria a partir de dados da Petrobrás

Outro importante índice é a relação entre a dívida líquida e o Ebitda. A
Figura 8.6 mostra a evolução da relação entre a dívida líquida e o Ebitda ajustado da Petrobrás. No final de 2018, essa relação já havia se reduzido para 2,34, conforme dados publicados pela Petrobrás.

Figura 8.6: Evolução da relação entre a dívida líquida e o Ebitda

Fonte: elaboração própria a partir de dados da Petrobrás

Observa-se, então, que a Petrobrás apresenta uma boa situação econômica e financeira, pois obteve lucros operacionais brutos e Ebtidas altos e consistentes em todos os últimos anos, o que demonstra a resiliência da estatal verticalizada.

Apesar desses ótimos resultados operacionais e financeiros, a Petrobrás, que sempre foi a empresa mais rentável do Brasil, apresentou, de fato, prejuízos contábeis de 2014 a 2016. A Figura 8.7 apresenta os lucros e prejuízos da Petrobrás de 2012 a 2018.

Nos anos de 2012 e 2013, a Petrobrás apresentou lucros líquidos de, respectivamente, US$ 10,9 bilhões e US$ 10,8 bilhões. A grande diferença em 2014, em relação aos anos anteriores, são o item Redução do valor recuperável de ativos, em razão de testes de impairments, de US$ 16,8 bilhões, e o item Outras despesas líquidas, de US$ 5,2 bilhões. Por causa desses itens, basicamente, a Petrobrás apresentou, em 2014, prejuízo de US$ 7,5 bilhões. A figura 8.8 mostra as reduções do valor recuperável de ativos da estatal de 2012 a 2018.

Figura 8.7: Lucros e prejuízos da Petrobrás em US$ bilhões

Fonte: elaboração própria a partir de dados da Petrobrás

Conforme mostrado na Figura 8.8, essas reduções continuaram nos anos seguintes. De 2012 a 2018, as reduções do valor dos ativos da Petrobrás totalizaram US$ 39,3 bilhões.

Do impairment de ativos de R$ 47,7 bilhões, em 2015, R$ 38,29 bilhões de baixas contábeis ocorreram na área de Exploração e Produção (E&P), sendo R$ 33,7 bilhões relativos a campos de produção no Brasil e R$ 2,5 bilhões relativos a campos de produção no exterior. Também houve baixas contábeis relativas a equipamentos vinculados à área de E&P de R$ 2 bilhões.

Observa-se, então, que os prejuízos da Petrobrás estão fortemente associados às reduções do valor recuperável de ativos (impairments), ocorridos de 2014 a 2016.

Em 2017, o resultado consolidado foi lucro de US$ 169 milhões; a controladora apresentou prejuízo de R$ 446 milhões em 2017, mesmo sendo baixo o impairment de ativos nesse ano.

Figura 8.8: Impairments de ativos em US$ milhões

Fonte: elaboração própria a partir de dados da Petrobrás

O prejuízo da Petrobrás, em 2017, decorreu, principalmente, do acordo para encerramento da Class Action, nos Estados Unidos, no valor de R$ 11,2 bilhões; e da adesão aos programas de regularização de débitos federais, que totalizaram R$ 10,4 bilhões. Assim, a controladora, em vez de prejuízo de R$ 446 milhões, poderia ter apresentado lucro superior a R$ 20 bilhões.

O fato é que a Petrobrás foi e continua sendo a empresa com maior lucro operacional e de maior ativo do Brasil. Na área de E&P, o ativo imobilizado apresentado pela Petrobrás, ao final de 2018, foi de R$ 450 bilhões. Desse montante, R$ 89 bilhões são ativos ainda em construção, relacionados, principalmente, a investimentos para produção de petróleo no Pré-Sal.

Na área de Refino, Transporte e Comercialização (RTC), o ativo imobilizado apresentado, ao final de 2018, foi de R$ 106 bilhões, dos quais apenas R$ 11,6 bilhões referem-se a ativos em construção.

O item mais significativo do passivo não circulante são os financiamentos e arrendamentos mercantis financeiros, cujo valor registrado foi de R$ 312 bilhões. O patrimônio líquido da Petrobrás no final de 2018 foi de R$ 283 bilhões.

Os financiamentos estão relacionados, principalmente, aos altos investimentos realizados pela Petrobrás na área de E&P. Tais investimentos levaram à descoberta e ao desenvolvimento da produção de volumes recuperáveis da ordem de 30 bilhões de barris equivalentes de petróleo apenas no Pré-Sal. Além disso, houve contratação de financiamentos para a ampliação do parque de refino, com destaque para o Comperj e a Refinaria Abreu e Lima.

Ressalte-se, contudo, que os ativos referentes ao Pré-Sal não estão devidamente valorados no ativo contábil da Petrobrás. Ativos da área de RTC, como refinarias já amortizadas, também não estão devidamente valorados.

Os elevados volumes recuperáveis de petróleo do Pré-Sal, as refinarias, terminais e dutos já amortizados são, na realidade, grandes ativos da Petrobrás. Com as extraordinárias descobertas no Pré-Sal, a Petrobrás pode chegar a reservas superiores a 50 bilhões de barris no curto prazo. Vale registrar que muitas outras áreas poderão aumentar significativamente essas potenciais reservas e que nenhuma empresa de petróleo triplica suas reservas e aumenta sua produção sem grandes investimentos e, consequentemente, sem aumento, no curto prazo, do seu endividamento e da sua relação entre dívida líquida sobre Ebitda.

Apenas contabilmente o ativo imobilizado da Petrobrás na área de Exploração e Produção é de R$ 450 bilhões, pois os volumes recuperáveis da empresa podem gerar um valor presente líquido muito maior que esse; o montante desse ativo vai depender da curva de preços do barril do petróleo produzido.

Com relação ao Pré-Sal, o custo de extração da Petrobrás é inferior a US$ 7 por barril, o que representa uma redução de 40% em relação ao ano de 2010.

Em relação aos derivados de petróleo, o custo de produção de um litro de diesel, com o petróleo a US$ 70 por barril, é de aproximadamente R$ 0,93, enquanto seu valor no mercado internacional equivale a cerca de R$ 2,00 por litro. Observa-se, então, que o custo de produção do derivado é muito menor que o preço de venda.

Na área de RTC, o ativo imobilizado da Petrobrás de apenas R$ 106 bilhões também não representa o real patrimônio da empresa nessa área. A Petrobrás conta com 13 unidades de refino, 55 terminais aquaviários e uma extensa malha de oleodutos e gasodutos.

A resiliência da alta lucratividade operacional da Petrobrás decorre, basicamente, do fato de ser uma empresa verticalizada, com ativos estratégicos, como os reservatórios do Pré-Sal e do Pós-Sal, navios, terminais, dutos, refinarias, além de um corpo técnico altamente qualificado. Assim sendo, é fundamental que a União, os dirigentes da Petrobrás, os auditores externos e seus acionistas tenham uma visão integrada do real valor e da sinergia dos ativos da empresa.

Na realidade, os ativos da área de RTC, assim como os da área de E&P, estão subavaliados. Desse modo, os impairments registrados de 2014 a 2017, de US$ 36,5 bilhões, mostram-se indevidos, pois poderiam ter sido compensados por aumentos no valor recuperável de outros ativos, como os relativos aos direitos de exploração e produção de campos do Pré-Sal, com destaque para Lula e Sapinhoá, e com a própria valorização do Brent.

Caso não tivessem sido registrados esses impairments, a Petrobrás teria apresentado, ao longo desse período, lucros da ordem de US$ 20 bilhões anuais, antes do pagamento do IRPJ e da CSLL. Na realidade, a Petrobrás apresenta uma ótima situação econômica e operacional, com um futuro altamente promissor, principalmente por causa dos extraordinários volumes recuperáveis em seus campos e de sua infraestrutura de refino e transporte.

A Petrobrás poderia ter adotado, por exemplo, a postura da ExxonMobil, que, na sua política contábil, não considera preços ou margens temporariamente baixas para realizar baixas contábeis tão significativas, haja vista a histórica volatilidade dos preços do petróleo.

Apesar de ter apresentado o maior crescimento na produção de petróleo entre as grandes empresas petrolíferas do mercado, de ter realizado as maiores descobertas mundiais nas últimas décadas, de ter apresentado o menor custo de extração em águas profundas e de ter praticado preços de derivados acima do mercado internacional, a Petrobrás foi a empresa que apresentou, em 2015, o maior impairment e o maior prejuízo contábil.

Foram elaboradas demonstrações contábeis e balanços que, indevidamente, fizeram com que a sociedade brasileira passasse a acreditar que a Petrobrás estava passando por uma grave crise financeira.

Uma empresa que apresenta extraordinários resultados operacionais, que tem direito de produzir mais de 40 bilhões de barris de petróleo e que tem uma extraordinária infraestrutura de refino, gás, energia, fertilizantes, terminais e dutos é um grande patrimônio do País. Patrimônio esse que deve ser preservado em vez de ser privatizado.

A drástica redução dos investimentos da Petrobrás já é suficiente para uma rápida redução da dívida líquida. A Figura 8.9 mostra que os investimentos da estatal retornaram aos patamares de 2004.

Figura 8.9: Investimentos da Petrobrás em US$ bilhões

Fonte: elaboração própria a partir de dados da Petrobrás

São os investimentos e a descoberta do Pré-Sal que estão garantindo e devem aumentar ainda mais os elevados lucros operacionais da Petrobrás. Sem essa descoberta, a estatal estaria em uma rota de grande redução dos lucros operacionais. Em novembro de 2018, a produção do Pré-Sal correspondeu a 55,5% do total produzido no país. A figura 8.10 ilustra quão importante é a produção do Pré-Sal para a Petrobrás e para o Brasil.

Em suma, o lucro da Petrobrás em 2018, de R$ 25,8 bilhões, não representa novidade alguma. Ele decorre principalmente da alta lucratividade do Pré-Sal e do baixo custo do refino e transporte, onde foram feitos elevados investimentos.

Assim, não há justificativa técnica para a privatização e venda de ativos estratégicos da empresa, como a TAG.

Figura 8.10: Origem da produção petrolífera nacional

Fonte: ANP

O PNG 2017-2021 indicou uma visão estrategicamente inadequada, pois as privatizações e desinvestimentos são oportunidades lucrativas para o setor privado nacional ou estrangeiro, mas representam perdas de resiliência da Petrobrás no longo prazo.

Esse plano sinalizou também para a criação de uma “empresa de exploração e produção”, com foco nas áreas estratégicas do Pré-Sal, e a privatização ou venda de participação em outras áreas fundamentais para qualquer empresa petrolífera.

O sucesso no Pré-Sal não deve fazer com que privatizações e desinvestimentos distanciem a Petrobrás de seu objeto social, que integra diversas atividades produtivas. Como sociedade de economia mista, o objeto social da Petrobrás é explicitamente expresso no art. 61 da Lei nº 9.478/1997:

Art. 61. A Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRÁS é uma sociedade de economia mista vinculada ao Ministério de Minas e Energia, que tem como objeto a pesquisa, a lavra, a refinação, o processamento, o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins, conforme definidas em lei.

O Estatuto Social da Petrobrás, no seu art. 3º, adiciona ainda ao objeto social as atividades vinculadas à energia, podendo promover a pesquisa, o desenvolvimento, a produção, o transporte, a distribuição e a comercialização de todas as formas de energia, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins.

Como a exploração direta de atividade econômica pelo Estado só será permitida quando necessária aos imperativos da segurança nacional ou a relevante interesse coletivo, de acordo com o art. 173 da Constituição Federal, os objetivos da empresa estatal devem ser seguidos para garantir as condições necessárias previstas no texto constitucional.

Da mesma forma, as subsidiárias das empresas estatais devem acompanhar o objeto social da controladora. De acordo com Souto (2003), a criação de subsidiárias está vinculada aos objetivos de interesse público da controladora, uma vez que, indiretamente, há exploração de atividade econômica pelo Poder Público. Esse entendimento está baseado no que determinam os arts. 238, 116 e 117 da Lei das Sociedades Anônimas – Lei nº 6.404/1976, com respeito a subsidiárias controladas por empresas estatais .

A privatização da TAG reduz a participação da Petrobrás em atividades previstas no seu objeto social, a despeito do relevante interesse coletivo das atividades da empresa, com efeitos nocivos sobre sua atuação e sobre a economia.

Importa ressaltar que mesmo sem privatizações como as da TAG, a meta a ser atingida para a relação entre a dívida líquida e o Ebitda também pode ser atingida, pois os resultados da Petrobrás indicam aumento considerável na geração de caixa. Na realidade a manutenção da TAG como subsidiária integral da Petrobrás é fundamental para a redução dessa relação.

A manutenção da TAG como subsidiária integral da Petrobrás é a garantia de que a Petrobrás não terá que arcar com altos custos para transportar o gás por ela produzido para os pontos de distribuição e consumo. A Transpetro e a TAG são subsidiárias estratégicas: significam que todas as receitas, despesas e operações de transporte de gás ficam dentro do próprio sistema Petrobrás, o que minimiza riscos financeiros e operacionais.

Ressalte-se, ainda, que a TAG é a garantia que o gás natural produzido pela Petrobrás no Pré-Sal será devidamente transportado para a Região Nordeste.

Na mesma linha, a TAG é a garantia de que o gás natural produzido pela Petrobrás na região do Urucu será devidamente transportado na Região Norte do Brasil.

O acesso aos gasodutos da TAG deve ser resolvido por uma adequada legislação e regulação, não pela simples privatização da estatal. Um monopólio privado pode levar a altos custos e até à escassez de tão importante insumo energético para residências, indústrias e termelétricas.
 
9. CONCLUSÕES
A Petrobrás, afrontando decisão cautelar do Ministro Ricardo Lewandowski, no âmbito da ADI 5624 MC/DF, retomou o processo de privatização da Transportadora Associada de Gás – TAG.
Nos termos dessa decisão, não estão dispensadas de licitação as vendas de ações que representem a perda do controle acionário por parte do Estado.

Entretanto, a venda do controle acionário da TAG está ocorrendo com base no Decreto nº 9.188/2017, que regulamenta justamente dispositivo legal que trata de dispensa de licitação, que é o art. 29, XVIII, da Lei nº 13.303/2016.

O sistema de gasodutos da TAG, de 4,5 mil quilômetros de extensão, garante o transporte do gás natural da região de Urucu para várias cidades da Região Norte, com destaque para Manaus; o transporte do gás natural das bacias de Campos e Santos para a Região Nordeste; e o transporte do gás natural entre os Estados da Região Nordeste. Dessa forma, trata-se de uma subsidiária integral da Petrobrás estratégica para o País e para a própria estatal.

Estima-se que o valor presente líquido das despesas da Petrobrás decorrentes da venda de 90% do controle acionário da TAG poderá ser de US$ 12,44 bilhões, em razão dos pagamentos relativos a contratos de transporte de gás natural.

Em razão de estar sendo descumprida a Lei nº 9.491/1997 e o Decreto nº 2.594/1998, o processo de venda da TAG está ocorrendo sem a devida transparência; sequer há divulgação do valor mínimo da participação a ser alienada.

A Lei nº 9.491/1997, que regulamenta as privatizações de empresas federais, estabelece que, para salvaguarda do conhecimento público das condições em que se processará a alienação do controle acionário, será dada ampla divulgação das informações necessárias, mediante a publicação de edital, do qual constará, entre vários elementos, a modelagem de venda e o valor mínimo da participação a ser alienada.

O art. 31 do Decreto nº 2.594/1997 estabelece que o preço mínimo será fixado com base em estudos de avaliação, elaborados por duas empresas contratadas mediante licitação pública.
Como a TAG está sendo privatizada sem licitação e sem observar as exigências da Lei nº 9.491/1997 e do Decreto nº 2.594/1997, as informações sobre a privatização da TAG estão sendo acompanhadas pelos meios de comunicação.

Prova disso é que no dia 12 de fevereiro de 2019, foi publicada notícia segundo a qual o processo de venda da TAG pela Petrobrás entrou em fase de finalização, com uma oferta de US$ 8 bilhões pelo grupo Engie.

Por ser bem inferior a US$ 12,44 bilhões, considera-se baixo o valor de US$ 8 bilhões para a venda de 90% do controle acionário da TAG. A operação de venda de 90% do controle acionário da NTS, cujo sistema de gasodutos tem extensão bem menor, de 2,05 mil quilômetros, foi de US$ 5,08 bilhões.

Subsidiárias como a TAG apresentam lucratividade praticamente garantida, pois suas receitas são asseguradas por contratos ship or pay, na qual a carregadora, que será principalmente a própria Petrobrás, obriga-se a pagar pela capacidade de transporte contratada, independentemente do volume transportado.

As receitas da TAG estão garantidas pelos contratos de serviços de transporte, regulados pela ANP, relativos à Malha Nordeste, ao Sistema Gasene, ao Sistema Urucu-Coari-Manaus, ao Sistema Pilar-Ipojuca e ao Sistema Atalaia-Laranjeiras.

Em 2016 e 2017, os lucros brutos da TAG foram muito altos, de R$ 5,08 bilhões e R$ 3,66 bilhões, respectivamente. As receitas de serviços são muito maiores que os custos dos serviços prestados. Em 2016, a receita foi de R$ 6,28 bilhões e o custo de apenas R$ 1,2 bilhão.

As receitas e os lucros garantidos da TAG passarão a ser da Engie, caso o grupo adquira 90% do controle acionário da subsidiária integral. A Petrobrás ficará com as despesas de transporte do gás natural e a dependência de uma terceira empresa para transportar sua produção oriunda das bacias do Urucu, das bacias do Nordeste e das bacias de Campos e Santos, onde está localizada a província do Pré-Sal.

A visão de obter receitas no curto prazo pela venda ilegal da TAG também não se justifica tecnicamente, pois os resultados operacionais da estatal já reduziram significativamente a relação entre a dívida líquida e o Ebitda ajustado. Essa relação já é de apenas 2,34.

O foco da Petrobrás quase exclusivo na área de exploração e produção, ainda que na província do Pré-Sal, representa um risco para a estatal, pois a lucratividade dessa área é fortemente afetada pela variação dos preços do petróleo, ao contrário do que ocorre com a TAG, onde os patamares de lucro estão praticamente garantidos.

Atualmente, a palavra de ordem na indústria do petróleo é “diversificação”. Na Petrobrás, ao contrário do que ocorre no cenário internacional, é “concentração” de atividades.
Em suma, a venda do controle acionário da TAG, além de estar ocorrendo ilegalmente, não atende a critérios técnicos.

AEPET – Abril de 2019

BIBLIOGRAFIA
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MORAIS, J. M. Petrobras: crise financeira e de credibilidade e recuperação recente. Radar nº 53 – outubro de 2017.
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