Após a publicação da Lei 9.478/97 (Lei do Petróleo) e com o avanço da outorga dos contratos de concessão de exploração e produção pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), abriu-se no Brasil um mercado extremamente relevante de transações envolvendo a compra e venda de participação em blocos exploratórios e campos de petróleo e gás natural. Essas transações envolvem não apenas a transferência direta de participação de uma empresa a outra, como também operações cada vez mais sofisticadas de financiamento de projetos, com garantias sobre o controle dos concessionários e sobre os direitos emergentes dessas concessões.

Apesar da relevância do tema e dos significativos valores envolvidos, por muitos anos a cessão de participação e a constituição de garantias sobre concessões de exploração e produção foi regulada unicamente por algumas poucas cláusulas presentes nos contratos de concessão e, mais recentemente, nos contratos de partilha (contratos de E&P).

Para orientar os agentes, a ANP também publicou, há alguns anos, um manual de instruções básicas para a organização dos documentos e condução dos processos de cessão perante a agência, o qual tem sido atualizado periodicamente (Manual de Cessão). Para todos os aspectos que não eram abordados nos contratos de E&P ou no manual, o mercado dependia da emissão de pareceres elaborados pela ANP para cada caso concreto que, em sua quase totalidade, permaneciam inacessíveis às demais empresas.

Ainda que o debate sobre a elaboração de uma regulamentação específica sobre o tema já existisse há bastante tempo, apenas a partir de 2016 o assunto ganhou tração, após uma conjunção de fatores. Entre eles, o avanço nos processos de desinvestimento da Petrobras e uma sucessão de crises no setor que reforçaram a necessidade de maior clareza sobre o direito dos credores em relação aos ativos de operadores insolventes.

Em 2019, após três anos de consultas públicas, a ANP publicou a Resolução 785/19, que, pela primeira vez, estabeleceu um marco legal para a cessão de participação e a constituição de garantias sobre os contratos de E&P.

Essa resolução criou um patamar de segurança jurídica para as transações envolvendo ativos de E&P e apresentou diversos avanços regulatórios, como o esclarecimento quanto às garantias aplicáveis sobre os direitos emergentes e a não obrigatoriedade de processo de cessão para alterações em participações societárias que não envolvam troca de garantia de performance (tema ainda não regulado em muitos outros setores).

Entretanto, como a realidade dos fatos é inevitavelmente mais complexa do que qualquer regulação é capaz de capturar, a aplicação prática da Resolução 785/19 tem demonstrado a necessidade de tratar alguns temas de forma mais detalhada, especialmente no tocante à:

• caracterização da cessão de fato;
• definição precisa de regras sobre a solidariedade entre cedente e cessionário após a cessão; e
• aprovação de novos planos de desenvolvimento na cessão de campos maduros.

Neste artigo, apresentamos comentários sobre alguns desses tópicos.

I. Cessão de fato

O artigo 29 da Lei do Petróleo previu a possibilidade de transferência dos contratos de E&P, sempre mediante prévia e expressa aprovação da ANP, o que seria preciso para comprovar que o novo operador teria os requisitos técnicos necessários para operar a concessão. Poucos anos depois, a ANP publicou a Portaria 234/03, fixando multa de R$ 500 mil para qualquer cessão de participação em contratos de E&P realizada sem a prévia anuência da agência – prática que se convencionou denominar “cessão de fato” – pois tal cessão poderia configurar uma burla ao dever de licitar e às obrigações presentes na Lei do Petróleo.

Nenhuma dessas normas esclarecia em detalhes que atos poderiam ser entendidos como uma cessão de fato, ponto de grande relevância, já que os processos de cessão na ANP costumam demorar muitos meses para serem concluídos e é do interesse legítimo dos compradores ou credores assegurar a boa gestão dos ativos durante esse período. Historicamente, os pareceres emitidos pela procuradoria da ANP convergiram para definir que a cessão de fato se materializaria no exercício de poder de gestão sobre os ativos por um terceiro antes da aprovação da ANP.

A partir de 2015, entretanto, a ANP passou a incluir expressamente nos contratos de E&P a vedação a qualquer tipo de influência do cessionário sobre a execução do contrato antes da aprovação da cessão. Essa mesma vedação foi replicada na Resolução 785/19, que proíbe expressamente compradores ou credores de exercer qualquer tipo de influência sobre a gestão ou operação do contrato de E&P (artigos 6 e 22).

A vedação acabou por trazer ainda mais incertezas ao setor, já que é razoavelmente esperado que compradores ou financiadores exerçam algum tipo de influência sobre a gestão dos ativos, ainda que de forma indireta e tipicamente limitada a exigir que o próprio operador mantenha a operação de acordo com o curso normal dos negócios e as boas práticas da indústria.

Esse tipo de influência costuma se refletir na fixação de cláusulas contratuais por meio das quais o operador voluntariamente se compromete a observar certos parâmetros de operação durante o período de transição, incluindo determinadas obrigações de não fazer (negative covenants).

É bastante razoável, por exemplo, que o vendedor se comprometa a não devolver a área da concessão ou até mesmo a não perfurar novos poços ou abandonar poços em uso durante o período de transição. Também é razoável que as partes definam que a realização de certos investimentos dependerá da aprovação prévia do credor ou do comprador.

Qualquer que seja o escopo, não é possível concluir que tais acordos impliquem em exercício da gestão dos ativos por terceiros, já que:

• envolvem compromissos que o operador voluntariamente se comprometeu a observar durante o período de transição (ou seja, o acordo reflete a própria vontade do operador); e
• tais compromissos não impedem que o operador tome determinada ação, significam somente que, em caso de descumprimento, os financiadores ou compradores terão direito de aplicar certos remédios contratuais, como multas, rescisão antecipada ou indenização.

Em outras palavras, ainda que um operador se comprometa contratualmente a fazer ou deixar de fazer certas operações, esses compromissos não representam obstáculo ao poder de gestão do operador, já que, no limite, segue sendo atribuição exclusiva desse operador a decisão de cumprir ou não tais compromissos e, conforme o caso, arcar com os remédios contratuais acordados. O descumprimento não gera, em nenhuma medida, transferência da gestão das operações aos compradores ou credores, atribuindo a eles somente o direito de aplicar os remédios contratuais acordados.

A Resolução 785/19, ao proibir genericamente “qualquer influência” de terceiros sobre os ativos, acaba por criar um critério que, se aplicado de forma literal, vedaria significativamente os direitos de compradores e financiadores de garantir que o vendedor mantenha uma boa gestão e preservação dos ativos.

Seria, portanto, de grande relevância que se esclarecesse quais tipos de acordos ou ações estariam efetivamente cobertos pelo conceito de influência indevida adotado pela Resolução 785/19, reconhecendo que existe interesse e um direito legítimo de compradores e financiadores de fixar, juntamente com o operador, determinados padrões de operações, desde que voltados à boa gestão e preservação dos ativos. A adoção de critérios vagos, como o conceito de “influência”, acaba por aumentar a percepção de risco e limitar as operações de parceria e financiamento que poderiam contribuir para o desenvolvimento do setor.

II. Solidariedade

A responsabilidade solidária entre parceiros de um consórcio de E&P (solidariedade intraconsórcio) é tema amplamente debatido e de certa forma bem sedimentado. Por outro lado, a solidariedade residual de partes que já se retiraram de um contrato de E&P segue sendo um assunto controverso, especialmente por carecer de fundamentação legal clara e maior detalhamento na regulação da ANP.

É importante notar que a Lei do Petróleo trata unicamente da responsabilidade solidária entre empresas integrantes de um consórcio de E&P, nada dispondo sobre a solidariedade da cedente após a conclusão da cessão de sua participação em um contrato de E&P. Com relação a processos de cessão desse tipo de contrato, a Lei do Petróleo se limita a esclarecer que é permitida a transferência dos contratos, “desde que o novo concessionário atenda aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP”. Em nenhum momento a lei incluiu qualquer previsão ou condicionamento à manutenção de responsabilidade solidária do cedente com o cessionário.

O conceito de solidariedade entre cedente e cessionário surgiu apenas posteriormente, no bojo das cláusulas de cessão dos contratos de E&P. Entretanto, essas disposições eram genéricas, afirmavam apenas que, em caso de cessão, seria “respeitada a responsabilidade solidária entre cedente e cessionário nos termos da legislação aplicável”. Ocorre que, como dito antes, não existia e continua não existindo legislação aplicável sobre o assunto.

Com base na previsão dos contratos de E&P, a ANP passou a exigir, no âmbito dos processos de cessão de participação nesses contratos, que o Termo de Cessão (documento que formaliza a transferência) passasse a incluir previsão expressa de que a cedente permaneceria solidariamente responsável com a cessionária, sem especificar os limites dessa solidariedade.

A Resolução 785/19 representou a primeira oportunidade em que o conceito de solidariedade entre cedente e cessionário passou a ser tratado expressamente em uma norma infralegal. A resolução esclareceu que tal solidariedade se limita a obrigações “constituídas em data anterior à transferência” e/ou “decorrentes de atividades realizadas em data anterior à transferência, ainda que constituídas somente em momento posterior”. Ainda que pareça óbvio, tal esclarecimento trouxe algum balizador mínimo sobre os limites da solidariedade.

Apesar do relativo avanço, a Resolução 785/19 ainda falha por não especificar a base legal dessa responsabilidade solidária nem definir questões fundamentais ao conceito, como o tipo de obrigações a que se refere, o escopo da solidariedade e os limites temporais.

Não está claro, por exemplo, se a ANP estaria obrigada a cobrar primeiramente do atual concessionário antes de recorrer ao antigo concessionário (benefício de ordem). Em uma concessão que já tenha tido múltiplos concessionários, também não é informado se a ANP deveria seguir a ordem cronológica das cessões ou se poderia cobrar a obrigação descumprida de qualquer um dos antigos concessionários.

Ainda que seja um tema antigo, essa indefinição tem tomado relevância ainda maior com o amadurecimento da indústria de E&P no Brasil e com o aquecimento das operações envolvendo venda de campos maduros. Como esses campos têm um longo histórico de operações, ampla infraestrutura e passivos de abandono relevantes, é essencial que operadores interessados em vender sua participação saibam exatamente que tipo de responsabilidade residual ainda poderão ter após a transferência.

Não é razoável que concessionários que já tenham cedido sua participação em um campo há muitos anos continuem obrigados a monitorar esse campo ou manter provisionamentos por prazo indefinido, por todo o tempo em que o contrato de E&P permanecer em vigor.

Além disso, considerando que o cessionário é obrigado a passar por um rígido processo de qualificação técnica, legal e financeira na ANP antes de assumir a participação no contrato de E&P (geralmente mais rígido do que aquele originalmente exigido do vendedor), é de se questionar qual seria a justificativa legal para a imposição de tal solidariedade. Vale lembrar que a Resolução 785/19 também exige que o contrato de E&P esteja com todas as obrigações cumpridas no momento da cessão, o que representa mais um controle prévio a reduzir a relevância da solidariedade.

Na prática, mais do que assegurar o bom cumprimento do contrato de E&P, a imposição de solidariedade irrestrita dos cedentes com os cessionários acaba por representar uma dupla responsabilização, sem fundamento em lei, com exigências maiores do que aquelas originalmente exigidas pela ANP para a assinatura dos contratos de E&P.

A Lei do Petróleo corretamente exige apenas que os cessionários se submetam ao mesmo critério de qualificação originalmente imposto para a assinatura dos contratos de E&P. A lógica é simples: se há um critério de qualificação para empresas que desejam assinar um contrato de E&P e se o cessionário é aprovado em tal critério, não há justificativa legal ou lógica para que o antigo concessionário siga responsável por aquela concessão após a transferência.

Além disso, é importante observar que tal solidariedade se impõe unicamente em processos de cessão direta de participação no contrato de E&P. A mesma previsão não se aplica a transações de mudança de controle. Desse modo, uma empresa pode optar por vender sua participação em um determinado campo por meio de uma simples operação de troca de controle societário, hipótese em que, formalmente, não haveria troca de concessionário e, portanto, o antigo controlador não teria qualquer responsabilidade remanescente com relação àquele contrato de E&P.

Portanto, com base no arcabouço legal vigente, em particular a Lei do Petróleo, não estão claros os motivos que justificam a manutenção da previsão de responsabilidade solidária entre cedente e cessionário. Caso a ANP opte por manter essa previsão, seria essencial que o motivo lógico ficasse mais claro e, ao menos, que fossem esclarecidas questões básicas inerentes a esse conceito, tais como:

• que a solidariedade é sujeita a um benefício de ordem, de modo que a responsabilização de antigos concessionários é condicionada ao inadimplemento absoluto do atual concessionário; e
• que a solidariedade está sujeita aos períodos prescricionais previstos na legislação.

III. Plano de desenvolvimento

No âmbito de operações de venda de participação em campos maduros, considerando o declínio acentuado de produção que esses campos costumam apresentar, é muito importante que o comprador tenha capacidade de implementar seu projeto de recuperação da produção com a máxima agilidade possível. Esses projetos, comumente chamados de redesenvolvimento, exigem a aprovação de um novo plano de desenvolvimento (PD) pela ANP, em um processo longo que costuma exigir muitos meses de troca de informações entre o operador e a agência.

Reconhecendo a importância desse tema, a resolução trouxe uma importante inovação ao prever que, em processos de cessão de campos maduros, o cessionário poderia apresentar o novo PD à ANP antes mesmo da conclusão da transferência, para ser aprovado pela agência simultaneamente com o processo de cessão.

A Resolução 785/19, porém, não tratou da dificuldade de conciliar o cronograma dos dois processos (de cessão e de aprovação do PD), que regulatoriamente têm prazos de aprovação bastante distintos. Ao passo que um processo de cessão pode ser concluído em até 90 dias, a aprovação de um PD pode demorar, tradicionalmente, mais de seis meses. A divergência acaba por limitar o pleno uso desse mecanismo, já que cedentes e cessionários não podem ignorar o risco de atrasar o processo de cessão caso o vinculem a um processo de aprovação de PD.

Ainda que seja um avanço notável trazido pela Resolução 785/19, a falta de um melhor detalhamento sobre os prazos desse mecanismo acaba por tornar sua utilização limitada.

Para evitar esse problema, a alternativa mais simples seria prever um prazo menor para a aprovação de PDs enviados no âmbito de processos de cessão, a fim de conciliar o prazo dos dois processos.

Outra solução simples seria esclarecer que, na utilização de tal mecanismo, o cessionário poderia optar por apresentar apenas uma proposta de revisão do PD, contendo os elementos centrais do projeto de redesenvolvimento do campo, e deixando claro que a revisão completa seria apresentada apenas após a conclusão da cessão.

Existem precedentes em que a ANP já aprovou esse tipo de proposta no âmbito de processos para extensão da vigência de concessões, fixando data limite para que o concessionário apresentasse a revisão completa do PD. Essa alternativa daria ao cessionário maior segurança de que seu projeto será aprovado pela ANP, ao mesmo tempo em que permitiria um trâmite mais rápido do processo.

Esclarecimento da ANP poderia resolver problema

É importante ressaltar que grande parte das bases para as recomendações indicadas acima já estão previstas na norma. Dessa forma, não seria sequer necessária uma revisão ampla da Resolução 785/19. Na prática, muitas das recomendações poderiam ser implementadas por meio da publicação de mero esclarecimento, como já adotado pela agência em relação a tantas normas.

No presente caso, é emblemático que o Manual de Cessão, referido na própria norma, já atue dessa forma, servindo como um regulamento geral da aplicação prática da Resolução 785/19. Manuais similares podem ser encontrados em diversas outras normas da ANP, como a cartilha de conteúdo local e o manual de comunicação de incidentes. Sendo assim, a solução mais prática seria expandir o Manual de Cessão para incluir tópicos adicionais que abordassem os temas mencionados acima.