	O SR. FERNANDO COELHO FILHO (DEM-PE. Para emitir parecer. Sem revisão do orador.) - Sr. Presidente, Sras. e Srs. Deputados, é com alegria que subo à tribuna para relatar este projeto, apresentado pelo Deputado José Carlos Aleluia.
	Antes de passar à leitura do voto e do substitutivo, queria tecer alguns comentários sobre muito do que foi dito semana passada, na discussão e na votação da urgência, e hoje, ao longo deste processo de obstrução legítimo que estamos enfrentando no plenário da Câmara dos Deputados.
	É evidente que, em matéria sobre este tema, temos inúmeras divergências de conteúdo, e eu as respeito. Estive aberto ao diálogo, dialoguei com vários companheiros, colegas Parlamentares, a quem tenho amizade, independentemente da posição política relativa ao projeto. Estive e estou à disposição para construirmos um texto que nos permita avançar nesta matéria, que é fundamental para o desenvolvimento da indústria de óleo e gás do País.
	Agora, algumas coisas precisam ser ditas. No calor do debate, podem não ter ficado muito claras ou foram ditas de uma forma que não retrata a realidade, digamos assim.
	Quando foi feito o acordo entre a PETROBRAS e a União para a transferência desses 5 bilhões de barris, foram pagos 42 bilhões e meio de dólares. Isso não foi dado à PETROBRAS, isso foi pago pela União sob o regime de cessão onerosa. Reconhecemos que esse é um regime especial sim. A União recebeu por aquele direito e optou por estabelecer um novo modelo de exploração, para que ela pudesse ter um bônus elevado, para que ela pudesse receber mais naquele momento.
	Nós estamos aqui hoje trabalhando, em relação a esse projeto do Deputado Aleluia, para dar uma isonomia de tratamento, quanto ao que já foi feito no ano de 2016 pelo projeto do Senador Serra, que possibilita à PETROBRAS não ser a única operadora em áreas do pré-sal e ficar com até 30% dessa área.
Esses 5 bilhões de barris foram pagos pela PETROBRAS para exploração sobre determinado direito. Nós estamos dando a ela oportunidade de fazer parcerias nos mesmos moldes dos estabelecidos na Lei do Pré-Sal.
	Nós estamos discutindo também a respeito do que fazer com o excedente. O excedente não foi dado à PETROBRAS, não está sendo dado a nenhuma empresa, seja nacional, seja estrangeira, o excedente é da União. Nós estamos aqui lançando as bases de como será feita essa exploração.
	Conversei com diversas pessoas da indústria e de fora da indústria, da política e de fora da política, pessoas que pensam de forma divergente. No relatório que estamos apresentando, chegamos ao entendimento de que a exploração será feita pelo regime de partilha, e isso ficará muito claro quando V.Exas. lerem o relatório. No regime de partilha será decidido o valor do bônus e o percentual de óleo-lucro que se dará para a União.
	Da forma como falam aqui, parece que estamos entregando algo a alguém e que ninguém está pagando por nada. Mas se esquecem de dizer que, no passado, o ágio era zero quando os leilões de partilha eram feitos. O ágio era zero! Houve diversos leilões de partilha com ágios que chegaram à casa dos 500%. Quanto mais ágio nós temos, mais óleo fica para a União, mais óleo fica para que a PPSA possa fazer a comercialização e depositar recursos no fundo, a fim de que os possamos investir em educação, em segurança.
	Fala-se muito da Noruega, mas a Noruega não explorou o petróleo do Mar do Norte só com a sua empresa estatal. Todas as empresas do mundo foram explorar petróleo na Noruega.
	Diz-se que a PETROBRAS já está explorando a área da cessão onerosa. É verdade, no caso do campo de Búzios. Hoje, ela explora 33 mil barris por dia. Também disseram que já há outras plataformas do tipo FPSO, contratadas para entrar em operação daqui para o ano que vem. É verdade, e é bom que entrem. Mas, quando a PETROBRAS passar a produzir 1 milhão de barris de petróleo por dia, Deputado Arthur Lira, ela vai levar 13 anos e 7 meses para extrair 5 bilhões de barris. Só nessa área, ela vai levar 13 anos e 7 meses para atingir esse total, quando conseguir produzir 1 milhão de barris por dia.
	Isso não significa que a PETROBRAS vá fazer a venda. O que nós estamos dando é uma autorização para que ela, se achar necessário, faça parceria para acelerar a exploração dessa área. O projeto consiste em podermos acelerar o acesso dos Estados, dos Municípios que vão receber mais royalties.
	Disseram também que foram quebrados os estaleiros. O que quebrou os estaleiros no Brasil - o meu Estado, Pernambuco, sofre com essa situação - foi isto: descobrimos uma reserva magnífica que temos, anunciamos que nela havia óleo que não acabava mais e passamos um bom período sem fazer leilão. Os estaleiros brasileiros hoje enfrentam dificuldades por falta de encomenda.
	Nós promovemos a retomada dos leilões, só que, entre o leilão e o início da exploração, levam-se 7 anos em média. Mesmo com tudo o que estamos fazendo desde o ano passado, vamos levar 7 anos para poder extrair o primeiro óleo. Os estaleiros brasileiros só vão começar a ter acesso às encomendas daqui a 1 ano e meio ou 2 anos - o Estado do Deputado Perondi sabe o que é isso. O que nós queremos é ativar essa economia.
	Um jornal de grande circulação nacional soltou na semana passada matéria de capa dizendo que o Brasil, daqui até o ano de 2025, será o país que mais colocará plataformas no offshore marítimo no mundo. Serão 25 plataformas. O segundo país que nesse período mais vai colocar plataformas será Angola, que colocará sete. Nós vamos colocar mais de 25. Isso é emprego, isso é renda.
	As pessoas falam em política de conteúdo local. Foi a possibilidade de termos revisitado a política de conteúdo local que fez com que os leilões se tornassem bem-sucedidos e pudéssemos ter a volta do investimento.
	Dito isso, Sr. Presidente, eu passo a ler o voto.
	"II - Voto do Relator
	O reconhecimento de que a PETROBRAS não dispunha de condições financeiras para atuar como operadora exclusiva de todas as áreas objeto da cessão onerosa, já que não teria como suportar os altíssimos investimentos necessários, resultou na promulgação da Lei nº 13.365, de 29 de novembro de 2016.
	O referido diploma legal extinguiu a obrigatoriedade de a PETROBRAS atuar como operadora exclusiva das áreas contratadas sob o regime de partilha de produção, bem como concedeu-lhe o direito de preferência para operar essas áreas, o que significa que ela pode selecionar as áreas de atuação que lhe pareçam mais atrativas, consorciando-se com outras empresas privadas para o desenvolvimento conjunto dos projetos selecionados a partir do exercício do direito de preferência.
	A flexibilização do modelo de partilha de produção advinda da edição da Lei nº 13.365, de 2016, mostrou-se fundamental para o sucesso das diversas rodadas de licitação de áreas exploratórias promovidas pela ANP nos anos seguintes, que bateram recordes seguidos de arrecadação de bônus e de compromissos de investimentos, com a volta ao Brasil das maiores petrolíferas (...) do mundo, que formaram consórcios entre si ou com a PETROBRAS.
	Apesar desses bons resultados, existe ainda a necessidade de se promoverem novas e significativas alterações no marco legal, de modo a propiciar maior participação de companhias de petróleo privadas na exploração e produção de hidrocarbonetos no Brasil. Isso, por seu turno, é importante para o crescimento da indústria do petróleo, que vem dando grande contribuição para o desenvolvimento nacional.
	Nesse contexto, fazem-se necessárias duas alterações legislativas. A primeira delas visa a permitir que outras petrolíferas, e não apenas a PETROBRAS, atuem sob o regime da cessão onerosa, o que garantirá ao País um aporte imenso de investimentos enquanto o petróleo ainda servir como fonte importante de energia para o mundo. Também é preciso ter em conta que essa medida fortalece a PETROBRAS na medida em que possibilita a divisão de riscos e de investimentos com outros atores privados.
	A segunda alteração legislativa visa a garantir que as petrolíferas que venham investir no Brasil, seja no regime de cessão onerosa, seja em outro regime permitido em lei, possam seguir as regras típicas da indústria em todo o mundo, que reflitam as melhores práticas internacionais.
	O Projeto de Lei nº 8.939, de 2017, contempla essas duas medidas. Carece, entretanto, de alguns aprimoramentos com o objetivo de propiciar condições para a adequada conclusão da revisão do contrato de cessão onerosa entre a União e a PETROBRAS, bem como de possibilitar à União licitar os volumes excedentes ao contrato de cessão onerosa, no próprio regime de cessão onerosa.
	Isso é muito importante porque se sabe que nas áreas objeto da cessão onerosa há volumes muito superiores àqueles contratados (...). Assim, a possibilidade de a União vir a vender os volumes excedentes a outras companhias possibilita a arrecadação de valores expressivos. Por oportuno, registre-se que a proposição em apreço garante que a PETROBRAS deverá permanecer com, no mínimo, 30% de participação das áreas objeto do contrato de cessão onerosa que forem por ela alienadas.
	Neste ponto, cumpre tecer algumas considerações sobre o processo de revisão do contrato de cessão onerosa, previsto na Lei nº 12.276, de 2010, o qual vem enfrentando dificuldades. Neste processo, caso a PETROBRAS seja devedora em relação ao valor pago originalmente, é previsto que a companhia possa efetuar o pagamento em direitos de produção (volumes). Visando a equidade de tratamento, propõe-se a inclusão da possibilidade, caso a PETROBRAS venha a ser credora neste processo de revisão, que a União possa efetuar o pagamento em direitos de produção ou em dinheiro. Propõe-se, ainda, que seja esclarecido que a PETROBRAS deverá ser ressarcida de eventuais perdas em razão da devolução de áreas, cabendo ao edital da licitação dispor sobre esse pagamento.
	Outra modificação necessária ao Projeto de Lei nº 8.939, de 2017, consiste no detalhamento da licitação dos excedentes, incluindo a previsão, no edital, do pagamento pela cessão onerosa. A possibilidade de licitação de áreas com elevado potencial implica expectativa de arrecadação de montantes vultosos para o País.
	As alterações sugeridas ao art. 2º, inciso V, da mencionada lei, por sua vez, são necessárias para que a União e a PETROBRAS possam adotar parâmetros claros para a conclusão da revisão do contrato original da cessão onerosa, pois, como é sabido, o contrato não explicitou todas as premissas para a sua revisão. Ao trazermos para o texto legal premissas alinhadas à legislação nacional e às melhores práticas da indústria, o processo de revisão estará revestido de maior segurança jurídica, em atenção ao interesse público nacional.
	Com as modificações acima sugeridas, espera-se um crescente interesse por parte das petrolíferas internacionais em investir no Brasil, considerando o grande potencial econômico das áreas em cessão onerosa, o que permitirá à PETROBRAS manter-se estável no curso de sua recuperação econômica, tão bem descrito pelo autor da proposição em exame.
	Com essa nova forma de investimento no Brasil no setor de óleo e gás, os investidores passarão a enxergar o País como um ambiente seguro, do ponto de vista regulatório, para realização de investimentos, o que pode trazer impactos positivos até mesmo em áreas do setor regidas por outros regimes jurídicos, como a concessão e a partilha de produção.
	Outro aprimoramento necessário diz respeito às contratações de bens e serviços efetuadas por consórcios operados por sociedade de economia mista, que exerça as atividades de exploração e produção de petróleo, gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, e que visem a atender a demandas exclusivas desses consórcios. Neste caso, a prática internacional recomenda que essas contratações não devam se submeter ao regime previsto na Lei nº 13.303, de 30 de junho de 2016.
	É com esse objetivo que apresentamos aos nobres pares o presente substitutivo, pedindo seu apoio para aprovação desse texto que, a partir do texto original do projeto de lei, busca atrair vultosos investimentos no setor de óleo e gás do País, assim como visa a garantir à PETROBRAS, sociedade de economia mista criada para desenvolver, entre outras, atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos, a possibilidade de atuação em condições de paridade com demais concorrentes no setor."
	Diante do exposto, pela Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria, Comércio e Serviços, voto pela aprovação do Projeto de Lei nº 8.939, de 2017, na forma do substitutivo que ora apresentamos.
Pela Comissão de Minas e Energia, voto pela aprovação do Projeto de Lei nº 8.939, de 2017, na forma do substitutivo apresentado pela Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria, Comércio e Serviços.
Pela Comissão de Constituição e Justiça e de Cidadania, voto pela constitucionalidade, juridicidade e boa técnica legislativa do Projeto de Lei nº 8.939, de 2017, e do substitutivo apresentado pela Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria, Comércio e Serviços.
	Sr. Presidente, passo à leitura do substitutivo.
	"O Congresso Nacional decreta:
	Art. 1º Os arts. 1º, 2º, 4º e 7º da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, passam a vigorar com as seguintes alterações:
		'Art. 1º .............................................................
		.........................................................................
		§ 2º A cessão de que trata o caput deverá produzir efeitos até que a Petrobras extraia o número de barris equivalentes de petróleo definido em respectivo contrato de cessão, não podendo tal número exceder a 5.000.000.000 (cinco bilhões) de barris equivalentes de petróleo, ressalvadas as hipóteses previstas nesta Lei.
		.........................................................................
		§ 7º Se da revisão do contrato de cessão onerosa a que se refere o caput resultar saldo credor em favor da Petrobras, a União poderá realizar o respectivo adimplemento em dinheiro ou em barris equivalentes de petróleo, ainda que supere o limite máximo previsto no § 2º.
		§ 8º O critério de conversão de pecúnia em barris equivalentes em petróleo será estabelecido pelo Ministério de Minas e Energia - MME, ouvida a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP e a Petrobras, com observância dos parâmetros da revisão do contrato da cessão onerosa prevista no art. 2º, inciso V. (NR)'
		'Art. 2º O contrato a que se refere o art. 1º deverá conter, entre outras, cláusulas que estabeleçam:
........................................................................
		III - valores mínimos do índice de nacionalização dos bens produzidos e dos serviços prestados para execução das atividades de pesquisa e lavra referidas no art. 1º;
		........................................................................
		V - as condições para a realização da revisão da cessão onerosa de que trata o caput do art. 1º, a partir de um fluxo de caixa descontado, que deverá considerar a existência de prejuízos fiscais acumulados pela Petrobras e, entre outras variáveis, as seguintes premissas:
		a) os preços de mercado, a especificação do produto da lavra e o deflacionamento, segundo expectativas de inflação, do preço futuro do petróleo utilizado para cálculo do preço de referência;
		b) a amortização fiscal do bônus de assinatura e a depreciação de ativos deverão ser realizadas em moeda corrente nacional, de forma compatível com a legislação tributária brasileira e com os registros nos demonstrativos financeiros e fiscais da Petrobras, assegurando-se que o bônus de assinatura será devidamente ajustado pelo resultado da revisão do contrato da cessão onerosa de que trata este inciso;
		c) na hipótese de divergência no cálculo dos gastos incorridos, será utilizada a média das estimativas de gastos constantes dos laudos de cada certificadora a que se refere o § 3º deste artigo, ponderada pelo escopo da curva de produção a ser adotada por ocasião da revisão; e
		d) na atualização monetária a ser aplicada aos gastos incorridos será utilizada a média aritmética dos índices de preço ao produtor e ao consumidor utilizados no mercado norte-americano, adotados nos laudos mencionados no § 3º.
		§ 1º O contrato e a sua revisão deverão ser submetidos à prévia apreciação do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE.
		§ 2º O aditivo contratual que formalizar a conclusão da revisão de que trata o inciso V deverá se adequar às normas regulatórias de conteúdo local editadas pela ANP vigentes na data de sua assinatura.
		§ 3º A revisão a que se refere o inciso V do caput será feita com fundamento em laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras independentes, observadas as melhores práticas da indústria do petróleo.
		§ 4º No processo de revisão de que trata o inciso V deste artigo, a União e a Petrobras poderão acordar a devolução de áreas contratadas, assegurada a manutenção do volume contratado e considerados os parâmetros utilizados na revisão para fins de valoração dos volumes contratados.
		§ 5º A devolução de áreas pela Petrobras será efetivada no momento da celebração do contrato de que trata o art. 3º-A.
		§ 6º A Petrobras deverá ser ressarcida pelo diferimento do fluxo de caixa decorrente da devolução de áreas, o qual deverá ser apurado pelo MME, ouvida a ANP e a Petrobras, utilizando-se os parâmetros da revisão do contrato de que trata o inciso V do art. 2º, sendo possível a conversão do valor do ressarcimento em direitos de exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos nas áreas contratadas sob o regime desta lei, não se aplicando neste caso o limite máximo previsto no § 2º do art. 1º.
		§ 7º A União e a Petrobras deverão garantir que não haverá duplicação de itens de custos comuns na revisão do contrato de cessão onerosa e no aproveitamento dos volumes excedentes.
		§ 8º O edital  da licitação de que trata o art. 3º-B definirá o valor e a forma de pagamento do ressarcimento a que se refere o § 6º, bem como o responsável pelo seu adimplemento. (NR)'
		'Art. 4º O exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata esta lei será realizado pelas cessionárias por sua exclusiva conta e risco.
		Parágrafo único. A ocorrência de acidentes ou de eventos da natureza que afetem a produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos nas áreas de exploração estabelecidas no contrato de cessão onerosa a que se refere o art. 1º não deverá ser considerada na definição do valor do contrato, ou na sua revisão. (NR)'
		'Art. 7º Caberá à ANP regular e fiscalizar as atividades a serem realizadas pelas cessionárias com base nesta Lei, aplicando-se, no que couber, o disposto na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.
		Parágrafo único. A regulação e a fiscalização de que trata o caput abrangerão ainda os termos dos acordos de individualização da produção a serem assinados pelas cessionárias com os concessionários de blocos localizados na área do pré-sal. (NR)'
	Art. 2º A Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, passa a vigorar acrescida dos arts. 3º-A, 3º-B, 3º-C e 3º-D seguintes:
		'Art. 3º-A. A licitação dos volumes excedentes ao contrato de cessão onerosa será feita sob o regime de partilha de produção, previsto na Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010.
		Art. 3º-B. A licitação dos volumes excedentes ao contrato de cessão onerosa deverá respeitar os direitos da Petrobras previstos no contrato de que trata o art. 1º da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010.
		§ 1º O CNPE definirá diretrizes para a realização do leilão de que trata o caput, inclusive quanto à forma de pagamento, aplicando-se, no que couber, o disposto na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.
		§ 2º Os contratos decorrentes da licitação de que trata o caput não terão limite de volume de barris equivalentes e, caso definido no edital, poderão prever a exploração e produção do volume excedente ao contratado nos termos do art. 1º da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, nas áreas não devolvidas pela Petrobras.
		§ 3º O edital da licitação prevista no caput deverá prever o valor mínimo do pagamento pelos volumes excedentes ao contrato de cessão onerosa.
		Art. 3º-C. As cessionárias poderão negociar e transferir a titularidade dos contratos celebrados com a União nos termos desta lei, observadas as seguintes condições:
		I - preservação de, no mínimo, 30% (trinta por cento) dos volumes contratuais da Petrobras em cada uma das áreas mantidas por ela sob o contrato de cessão onerosa previsto no art. 1º da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, e cuja titularidade dos contratos seja transferida nos termos do caput;
		II - prévia e expressa autorização da Agência Nacional de Petróleo - ANP;
		III - manutenção do objeto e das condições contratuais, com as modificações que venham a ser introduzidas pela revisão de que trata o inciso V do art. 2º da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010; e
		IV - atendimento, por parte do novo cessionário, dos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP.
		Art. 3º-D. Como condição prévia à devolução de áreas, bem assim à transferência de titularidade do contrato pela Petrobras, nos termos dos artigos 3º-B e 3º-C, a estatal e a ANP deverão publicar, previamente, as motivações técnicas, econômicas e jurídicas que balizaram suas decisões, podendo acordar mecanismos de cooperação para oferta conjunta de áreas.'
	Art. 3º As contratações de bens e serviços efetuadas por consórcios operados por sociedade de economia mista, que exerça as atividades de exploração e produção de petróleo, gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, e que visem a atender a demandas exclusivas desses consórcios não se submetem ao regime previsto na Lei nº 13.303, de 30 de junho de 2016.
	Art. 4º Revoga-se o § 6º do art. 1º da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010.
	Art. 5º Esta lei entra em vigor na data de sua publicação."
	Esse é o substitutivo, Sr. Presidente.
	Eu só quero alertar que a alteração trazida por este substitutivo que apresentei hoje, agora, que acabei de ler, é que, diferentemente do que estava no texto que foi distribuído para os Líderes no sábado, o leilão do excedente por sessão onerosa passou a ser pelo regime de partilha.
	Era isso, Sr. Presidente.