Acórdão 3282/2011-Plenário - Cidadão | Portal TCU · Web viewTC 007.103/2007-7 Natureza:...

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 007.103/2007-7

GRUPO – CLASSE V – PlenárioTC 007.103/2007-7 Natureza: Relatório de LevantamentosInteressado: Congresso Nacional. Entidade: Petrobras Netherlands B.V. - Petrobras INT. - MME Responsáveis: Aldemir Bonfim dos Santos (529.413.377-68); Almir Guilherme Barbassa (012.113.586-15); Antônio Carlos Alvarez Justi (268.866.777-72); Francisco Eugênio Magarinos Torres (259.202.437-91); Guilherme de Oliveira Estrella (012.771.627-00); Ildo Luis Sauer (265.024.960-91); José Antônio de Figueiredo (507.172.357-34); José Sérgio Gabrielli de Azevedo (042.750.395-72); Kuniyuke Terabe (016.721.349-00); Mario Nigri Klein (496.096.297-68); Nestor Cunat Cervero (371.381.207-10); Paulo Roberto Costa (302.612.879-15); Pedro José Barusco Filho (987.145.708-15); Petróleo Brasileiro S.a. - Mme (33.000.167/0001-01); Renato de Souza Duque (510.515.167-49) Interessados: Congresso Nacional (); Consorcio Fstp Brasil Ltda (06.011.542/0001-46); Mauá (02.926.485/0001-74); Petrobras Netherlands B.V. - Petrobras Int. – MME.Advogados constituídos nos autos: Claudismar Zupiroli (OAB/DF 12.250), Marcos César Veiga Rios (OAB/DF 10.610), Nilton Antônio de Almeida Maia (OAB/RJ 67.460), Nelson Barreto Gomyde (OAB/SP 147.136), Eduardo Luiz de Medeiros Frias (OAB/RJ 115.759), Gustavo Cortês de Lima (OAB/DF 10.969), Eduardo Valiante de Rezende (OAB/RJ 114.485), Alexandre Luis Bragança Penteado (OAB/RJ 88.979), André de Almeida Barreto Tostes (OAB/DF 20.596), Janaína Marreiros Guerra Dantas (OAB/DF 23.393), Ellen Cristiane Jorge (OAB/DF 19.821), Bruno Henrique de Oliveira Ferreira (OAB/DF 15.345), Idmar de Paula Lopes (OAB/DF 24.882), Rodrigo Mello da Motta Lima (OAB/RJ 122.090), Márcio Gomes Leal (OAB/RJ 84.801), André Lima (OAB/RJ 130.611), Hermano de Villemor Amaral (OAB/RJ 3.099), Gilberto Augusto Trigueiro Vieira Ribeiro (OAB/RJ 7.683), João Guilherme de Moraes Sauer (OAB/RJ 23.644), José Roberto Penna Chaves Faveret Cavalcanti (OAB/RJ 60.705), Luiz Cláudio Kastrup de Oliveira Castro (OAB/RJ 65.151), André Sigelman (OAB/RJ 85.259), Aurea D’Ávila Mello Rapôso (OAB/RJ 88.182), Nina Celano (OAB/RJ 134.146), Antonio Newton Soares de Matos (OAB/DF 22.998), Luiz Guilherme Moraes Rego Migliora (OAB/RJ 63.306), Cláudio Lampert (OAB/RJ 65.032), Rosângela Soares Delgado (OAB/RJ 87.125), Mariana Villela Corrêa (OAB/RJ 88.640), Daniel Correia Cardoso Coelho (OAB/RJ 95.891), Elisa Gonçalves Ribeiro (OAB/RS 62.509), João Geraldo Piquet Carneiro (OAB/DF 800-A), Arthur Lima Guedes (OAB/DF 18.073), Rodrigo Jansen (OAB/RJ 111.830), Carlos Roberto Siqueira Castro (OAB/DF 20.015) e Cassiano Pereira Viana (OAB/DF 7978).

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SUMÁRIO: RELATÓRIO DE LEVANTAMENTO DE AUDITORIA (FISCOBRAS 2007). CONSTRUÇÃO DAS PLATAFORMAS PETROLÍFERAS SEMI-SUBMERSÍVEIS P-51 E P-52, CONVERSÃO DE DOIS NAVIOS PETROLEIROS NAS PLATAFORMAS P-50 E P-54, DO TIPO FPSO (FLOATING PRODUCTION STORAGE AND OFFLOADING), E A ADAPTAÇÃO DA PLATAFORMA P-47, DO TIPO FSO (FLOATING STORAGE AND OFFLOADING) EM FPSO, TODAS DESTINADAS À EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO NA BACIA DE CAMPOS. DIVERSAS IRREGULARIDADES. REEQUILÍBRIO ECONÔMICO-FINANCEIRO E REAJUSTE CONTRATUAL INDEVIDOS SOB OS ARGUMENTOS DE VARIAÇÃO CAMBIAL, AQUECIMENTO DE MERCADO E VARIAÇÃO DE PREÇO DO AÇO ESTRUTURAL, ESTE POR FORÇA DA UTILIZAÇÃO DE DEMONSTRATIVO DE FORMAÇÃO DE PREÇO (DFP) DETALHADO, CARACTERIZANDO SUPERFATURAMENTO, AQUELES EM RAZÃO DE VEDAÇÃO EXPRESSA NOS CONTRATOS, GERANDO DANO. FALHAS NO GERENCIAMENTO DOS PLEITOS REFERENTES A CUSTOS DE EXTENSÃO DE PRAZO. AUSÊNCIA DE CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE DE PREÇOS UNITÁRIOS REFERENTES A SERVIÇOS ADICIONAIS DE ONSHORE E OFFSHORE. PLANILHAS REFERENTES A SERVIÇOS ADICIONAIS DE ONSHORE E OFFSHORE COM PREÇOS UNITÁRIOS DE HOMEM-HORA ACIMA DAQUELES PREVISTOS NA ESTIMATIVA DE CUSTOS. CUSTOS DE EXTENSÃO DE PRAZO PAGOS SEM COMPROVAÇÃO DA SUA NÃO-INCLUSÃO NO BDI E SEM A COMPROVAÇÃO DE COMPATIBILIDADE DE VALORES UNITÁRIOS COM OS DO CONTRATO. SUPERFATURAMENTO NO PAGAMENTO DE SOLICITAÇÕES DE ALTERAÇÕES DE ESCOPO, COM APLICAÇÃO DE BDI EM DUPLICIDADE. FRAGILIDADE E FALTA DE TRANSPARÊNCIA NO PROCESSO DE AFERIÇÃO DO ÍNDICE DE CONTEÚDO NACIONAL DO CONTRATO EPC DA P-54. OPERAÇÕES DE HEDGE. CONSIDERAÇÕES. PARECERES TÉCNICOS CONTRAPOSTOS. ESPECULAÇÃO. AUSÊNCIA DE VARIAÇÕES CAMBIAIS IMPREVISÍVEIS OU ONEROSIDADE EXCESSIVA POR FATOS SUPOSTAMENTE EXTRAORDINÁRIOS. ÁLEA QUE SE SITUA NO RISCO EMPRESARIAL. REJEIÇÃO DAS RAZÕES DE JUSTIFICATIVA. RETENÇÃO CONTRATUAL DEFINITIVA PARA RESSARCIMENTO DOS VALORES PAGOS INDEVIDAMENTE. EXECUÇÃO DAS GARANTIAS. DETERMINAÇOES. RECOMENDAÇÕES. COMUNICAÇÃO AO CONGRESSO NACIONAL E À COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS.

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Não se aplica a teoria da imprevisão e a possibilidade de recomposição do equilíbrio contratual em razão de variações cambiais ocorridas devido a oscilações naturais dos fatores de mercado.

RELATÓRIO

Trata-se de Relatório de Levantamento de Auditoria de Obras (Fiscobras 2007), realizada no Programa de Trabalho nº 32282.25.753.0286.1924.0002, sob a coordenação da 1ª Secex, cujo objeto se refere à construção das plataformas petrolíferas semi-submersíveis P-51 e P-52, a conversão de dois navios petroleiros nas plataformas P-50 e P-54, do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading), e a adaptação da plataforma P-47, do tipo FSO (Floating Storage and Offloading) em FPSO, todas destinadas à exploração de petróleo na Bacia de Campos. A dotação orçamentária, no exercício de 2007, foi de R$ 2.046.285.704,00.2. Transcrevo a seguir, com vista ao entendimento da fiscalização realizada e das irregularidades apontadas pela equipe de auditoria, os principais excertos do relatório de levantamento referenciado à data de 12/7/2007, que obteve a anuência da titular da 1ª Secex:

“Resumo das principais informaçõesDt. Vistoria: 05/04/2007 Data Prevista para Conclusão: 13/01/2008Situação na Data da Vistoria: Em andamento.Dotação orçamentária em 2007: R$ 2.046.285.704,00% Executado: 86% Valor liquidado em 2007: R$ 621.168.391,00Valor estimado para conclusão: R$ 268.593.221,44Processos de interesse cadastrados: 11165/2004-1; 7103/2007-7; 6137/2008-9; Histórico de Fiscalizações:

FISCALIZAÇÕES 2004 2005 2006Obra já fiscalizada pelo TCU (no âmbito do Fiscobras)? Não Não NãoForam observados indícios de irregularidades graves? Não Não Não

INDÍCIOS DE IRREGULARIDADES APONTADOS NESTA FISCALIZAÇÃOClassificação Tipo Área de OcorrênciaGRAVE COM CONTINUIDADE

Demais irregularidades graves na administração do contrato

CONTRATO - 899.2.005.04-5

GRAVE COM CONTINUIDADE


CONTRATO - 899.2.006.03-1



CONTRATO - 899.2.005.04-5


Ausência, no edital, de critério de aceitabilidade de preços máximos

EDITAL - 899.8.005.02-1



CONTRATO - 899.2.006.03-1



CONTRATO - 899.2.006.03-1



CONTRATO - 899.2.006.03-1


Superfaturamento CONTRATO - 899.2.005.04-5


Superfaturamento CONTRATO - 899.2.005.04-5

GRAVE COM Deficiência grave de fiscalização/supervisão CONTRATO - 899.2.005.04-5

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Classificação Tipo Área de OcorrênciaCONTINUIDADEGRAVE COM CONTINUIDADE

Ausência, no edital, de critério de aceitabilidade de preços máximos

EDITAL - 899.8.001.03-7

Relatório Completo do Levantamento de Auditoria/ 2007(...)Caracterização da obra Processo: 7103/2007-7Ano Orçamento: 2007 UF: RJNome do PT: Construção de Unidades Estacionárias de Produção (Período 2002-2007) No ExteriorNº do PT: 25753028619240002UO: Petrobras Netherlands B.V. - PNBVTipo de Obra: Obras EspeciaisObra bloqueada na LOA deste ano: NãoImportância Socioeconômica: O PT 32282.25.753.0286.1924.0002 tem por objeto a construção das plataformas Semi-Submersíveis P-51 e P-52, a conversão de dois navios petroleiros nas plataformas P-50 e P-54, do tipo FPSO, e a adaptação da FSO P-47 em FPSO, todas destinadas à exploração de petróleo na Bacia de Campos. Segundo a Petrobras, as referidas plataformas estão contribuindo para o aumento da capacidade potencial instalada de produção em 720.000 bpd, sendo que as unidades P-51, P-52 e P-54, ainda em construção, fazem parte do conjunto de projetos destinado a garantir ao Brasil a manutenção da auto-suficiência alcançada em 2006. Em função da exigência de um conteúdo nacional mínimo na construção das plataformas em território nacional, destaca ainda a estatal que os referidos empreendimentos têm promovido o desenvolvimento da indústria nacional, com um índice de nacionalização superior a 60%, e a geração de estimadamente 10.000 empregos diretos e 30.000 empregos indiretos no mercado interno.Observações:O escopo de auditoria limitou-se à execução dos contratos de EPC da P-52 e da P-54. DADOS CADASTRAISProjeto BásicoInformações Gerais Sim /NãoProjeto(s) Básico(s) abrange(m) toda obra? SimExige licença ambiental? NãoPossui licença ambiental? NãoEstá sujeita ao EIA (Estudo de Impacto Ambiental)? NãoForam observadas divergências significativas entre o projeto básico/executivo e a construção, gerando prejuízo técnico ou financeiro ao empreendimento?

Não

Observações: Projeto Básico nº 1Data Elaboração: 30/09/2003 Custo da obra: R$ 2.003.774.745,60 Data Base: 30/09/2003Objeto: Engenharia, suprimento, construção e montagem da plataforma semi-submersível P-52.Observações:O projeto básico do Topside foi realizado no período de abril de 2002 a julho de 2003 e o do Lower Hull, de maio de 2002 a setembro de 2003. Contratos referentes aos módulos de geração e compressão não foram objeto da auditoria. Considera-se que ainda estão em andamento, pois fazem parte da Plataforma, a qual ainda não está pronta, sendo que os módulos serão ainda testados.O custo da obra foi estimado em DÓLARES AMERICANOS, no valor de US$ 685,426,129.03 (taxa de 2,9234).

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Projeto Básico nº 2Data Elaboração: 30/06/2003 Custo da obra: R$ 1.778.315.637,52 Data Base: 30/06/2003Objeto: Conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) - P-54.Observações:O projeto básico foi realizado no período de janeiro a junho de 2003. Contratos referentes aos módulos de geração e de compressão não foram objeto da auditoria, não há as informações referentes aos respectivos projetos básicos. Considera-se que ainda estão em andamento, pois fazem parte da Plataforma, a qual ainda não está pronta, sendo que os módulos serão ainda testados.O custo da obra foi estimado em DÓLARES AMERICANOS, no valor de US$ 619,190,681.59 (taxa de 2,8720).

DADOS CADASTRAISExecução Física

Dt. Vistoria: 05/04/2007 Percentual executado: 86Data do Início da Obra: 19/12/2003 Data Prevista para Conclusão: 13/01/2008Situação na Data da Vistoria: Em andamento.Descrição da Execução Realizada até a Data da Vistoria: Da totalidade do presente PT, já foram concluídas as plataformas P-47 e P-50. A P-51 encontra-se em fase inicial de construção. A P-52 e a P-54 estão em fase final de montagem de equipamentos*.

Observações:*Percentual de Execução Física dos Contratos (março/2007)Plataforma P-52:Contrato EPC - 91,63%; Plataforma P-54:Contrato EPC - 82,00%Data de início da obra:Plataforma P-52:Contrato EPC - 19/12/2003; Plataforma P-54:Contrato EPC - 17/06/2004Data prevista para a conclusão da obra:Plataforma P-52:Contrato EPC - 01/07/2007; Plataforma P-54:Contrato EPC - 13/01/2008O percentual de execução física foi calculado pela média ponderada dos contratos de EPC da P-52 e da P-54.Execução Financeira/OrçamentáriaPrimeira Dotação: 01/01/2002. Valor estimado para conclusão: R$ 268.593.221,44

Origem Ano Valor Orçado Valor Liquidado Créditos Autorizados MoedaUnião 2007 2.046.285.704,00 621.168.391,00 2.046.285.704,00 RealUnião 2006 1.849.809.846,00 2.532.795.070,00 2.837.086.682,00 RealUnião 2005 2.457.555.678,00 2.820.899.460,00 3.297.620.241,00 RealUnião 2004 3.576.806.537,00 2.545.535.585,00 2.419.960.000,00 RealUnião 2003 0,00 723.548.675,00 759.798.540,00 RealUnião 2002 0,00 307.856.095,00 327.000.000,00 Real

Observações: A primeira dotação orçamentária foi concedida à Petrobras International Finance Company - PFICO, empresa responsável pela execução da ação 1924 até final de 2003.Com a edição da Lei nº 10.780/2003, em função de reestruturação societária ocorrida no âmbito do Sistema Petrobras, a PNBV assumiu a responsabilidade pela execução do PT 33282.25.753.0286.1924.0002.O valor estimado para a conclusão baseou-se nos saldos contratuais existentes em 2/7/2007, convertidos a taxa de 1,9176.EditaisNº do Edital: 899.8.005.02-1 Objeto: Construção e montagem da Plataforma Semi-Submersível P-52.Inclui a instalação e integração dos módulos de geração e compressão.UASG: Modalidade de Licitação: CONVITE

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Data da Publicação: 16/09/2002 Tipo de Licitação: Menor preçoData da Abertura da Documentação: 18/08/2003 Valor Estimado: 685.191.847,9500Data da Adjudicação: 04/09/2003Quantidade de Propostas Classificadas: 3Observações:Em 04/09/2003, a Diretoria Executiva (Ata 4.435/2003) aprovou a assinatura de contrato com o consórcio Fels Setal/Technip.Estimativa de valor: entre US$ 685.191.847,95 e US$ 729.062.448,47.Nº do Edital: 899.8.001.03-7Objeto: Construção e montagem da Plataforma FPSO - P-54.UASG: Modalidade de Licitação: CONVITEData da Publicação: 04/07/2003 Tipo de Licitação: Menor preçoData da Abertura da Documentação: 19/04/2004 Valor Estimado: 633.430.360,7900Data da Adjudicação: 05/06/2004Quantidade de Propostas Classificadas: 4Observações:Em 15/06/2004, a Diretoria Executiva (Ata 4.472/2004) aprovou a assinatura de contrato com a empresa Jurong Shipyard Pte Ltd Estimativa de valor: entre US$ 622.525.056,00 e US$ 680.549.760,00. Valores em DÓLARES AMERICANOS.Contratos Principais

No. Contrato: 899.2.005.04-5Objeto do Contrato: Conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) - P-54.Data da Assinatura: 17/06/2004 Mod. Licitação: CONVITE SIASG: --CNPJ Contratada: Razão Social: Jurong Shipyard Pte LtdCNPJ Contratante: 33.000.167/0001-01 Razão Social: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MME

Situação Inicial Situação AtualVigência: 17/06/2004 a 07/11/2006 Vigência: 17/06/2004 a 13/01/2008Valor: R$ 1.841.970.119,83 Valor: R$ 2.333.237.321,45Data-Base: 15/12/2003 Data-Base: 15/12/2003Volume do Serviço: Não se aplica Volume do Serviço: Não se aplicaCusto Unitário: Não se aplica Custo Unitário: Não se aplica

Nº/Data Aditivo Atual: Aditivo nº 06 29/03/2007Situação do Contrato: Em andamento.Data da Rescisão:

Alterações do Objeto: 5 (cinco) conjuntos de Solicitações de Alteração de Escopo - SAEs, Plano de Recuperação de Prazo, extensões de prazo e modificação da EAP.Observações:Aditivo 1 -US$ 14,108,641.98 para 1º lote de SAEs.Aditivo 2 -US$ 31,090,000.00 para 2º lote de SAE e extensão de 90 dias no prazo.Aditivo 3 -US$ 50,546,851.37 para 3º lote de SAE e de R$ 53.727.045,09 pela apreciação do real.Aditivo 4 -US$ 23,982,757.15 para 4º lote de SAE.Aditivo 5 -US$ 47,979,803.17 para a execução do 5º lote de SAE e extensão de 75 dias no prazo.Aditivo 6 -Modificação da EAP.Os valores em dólares foram convertidos em reais a taxa 2,9293 (15/12/2003).

No. Contrato: 899.2.006.03-1Objeto do Contrato:Engenharia, suprimento, construção e montagem da plataforma semi-submersível P-52.

Data da Assinatura: 19/12/2003 Mod. Licitação: CONVITE SIASG: --

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CNPJ Contratada: Razão Social: Consórcio Fels Setal e TechnipCNPJ Contratante: 33.000.167/0001-01 Razão Social: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MMESituação Inicial Situação AtualVigência: 19/12/2003 a 09/08/2006 Vigência: 19/12/2003 a 09/10/2006Valor: R$ 2.228.430.550,08 Valor: R$ 2.538.890.581,71Data-Base: 12/05/2003 Data-Base: 12/05/2003Volume do Serviço: Não se aplica Volume do Serviço: Não se aplicaCusto Unitário: Não se aplica Custo Unitário: Não se aplica

Nº/Data Aditivo Atual: 4 18/09/2006Situação do Contrato: Em andamento.Data da Rescisão:

Observações:Aditivos.1-modificação no pagamento de ICMS e outras.2-US$ 55.083.268,88 para um lote de SAES (US$9,898,083.70), custos de extensão de prazo e recuperação3-US$ 52,876,543.21 para apreciação do real (cambio e inflação)4-inclusão de cláusula para ressarcimento do pag. de impostos na imp. dos módulos(valor reembolso = US$ 21,373,337,25)Os valores em US$ foram convertidos a taxa de 2,8757 (12/05/2003). A questão do atraso está explicada no final do Relatório (Conclusão-Parecer). Contratos Secundários

No. Contrato: 899.2.005.03-7Objeto do Contrato: Fornecimento, montagem, operação e manutenção dos módulos de geração elétrica (TG) da plataforma P-52.CNPJ Contratada: Razão Social: Rolls Royce Power Engineering plcCNPJ Contratante: 33.000.167/0001-01 Razão Social: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MME

SIASG: -- Data-Base: 27/08/2003Valor Atual: R$ 199.618.760,00 Situação Atual: Em andamento.Vigência atual: 19/12/2003 a

Observações:Os valores em US$ foram convertidos em reais a taxa de 2,9734 (27/08/2003) para efeito de preenchimento de campo deste relatório. Esse contrato não foi auditado em 2007 e por isso não foi preenchido o campo data de término da vigência.Considera-se ainda em andamento, pois o módulo é uma parte integrante da Plataforma, a qual ainda não estava pronta durante a execução desse Relatório.

No. Contrato: 899.2.004.03-4Objeto do Contrato:Fornecimento/ montagem dos módulos de compressão de gás (MC) da plataforma P-52.

CNPJ Contratada: 01.004.550/0000-60 Razão Social: NUOVO PIGNONE SPACNPJ Contratante: 33.000.167/0001-01 Razão Social: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MME

SIASG: -- Data-Base: 15/10/2003Valor Atual: R$ 202.289.450,00 Situação Atual: Em andamento.Vigência atual: 19/12/2003 a

Observações:Valores em US$ foram convertidos a taxa de 2,8268 (15/10/2003) para efeito de preenchimento de campo deste relatório. Esse contrato não foi auditado em 2007 e por isso não foi preenchido o campo data de término da vigência.Considera-se ainda em andamento pois o módulo é uma parte integrante da Plataforma, a qual ainda não estava pronta durante a execução desse Relatório.

No. Contrato: 899.2.003.04-1

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Objeto do Contrato:Fornecimento/montagem dos módulos de compressão de gás (MC) da plataforma P-54.CNPJ Contratada: Razão Social: Dresser Rand Global Services L.L.C.CNPJ Contratante: 33.000.167/0001-01 Razão Social: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MMESIASG: -- Data-Base: 12/03/2004Valor Atual: R$ 220.710.840,00 Situação Atual: Em andamento.Vigência atual: 17/06/2004 a

Observações: Valores em US$ foram convertidos a taxa de 2,9063 (12/03/2004) para efeito de preenchimento de campo deste relatório.Esse contrato não foi auditado em 2007 e por isso não foi preenchido o campo data de término da vigência.Considera-se ainda em andamento pois o módulo é uma parte integrante da Plataforma, a qual ainda não estava pronta durante a execução desse Relatório.

No. Contrato: 899.2.004.04-2Objeto do Contrato: Fornecimento, montagem, operação e manutenção dos módulos de geração elétrica (TG) da plataforma P-54. CNPJ Contratada: 01.004.550/0000-60 Razão Social: NUOVO PIGNONE SPACNPJ Contratante: 33.000.167/0001-01 Razão Social: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MMESIASG: -- Data-Base: Valor Atual: 198.687.310,00 Situação Atual: Em andamento.Vigência atual: 17/06/2004 a

Observações: Valores em US$ foram convertidos a taxa de 2,9063 (12/03/2004) para efeito de preenchimento de campo deste relatório.Esse contrato não foi auditado em 2007 e por isso não foi preenchido o campo data de término da vigência.Considera-se ainda em andamento pois o módulo é uma parte integrante da Plataforma, a qual ainda não estava pronta durante a execução desse Relatório.Histórico de Fiscalizações

2004 2005 2006Obra já fiscalizada pelo TCU (no âmbito do Fiscobras)? Não Não NãoForam observados indícios de irregularidades graves? Não Não NãoProcessos correlatos (inclusive de interesse) 11165/2004-1; 7103/2007-7; 6137/2008-9; INDÍCIOS DE IRREGULARIDADES APONTADOS EM FISCALIZAÇÕES ANTERIORES E AINDA NÃO SANEADOS ATÉ A DATA DE TÉRMINO DESTA FISCALIZAÇÃONão há IrregularidadesINDÍCIOS DE IRREGULARIDADES APONTADOS NESTA FISCALIZAÇÃOIRREGULARIDADE Nº 1 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Demais irregularidades graves na administração do

contratoÁrea de Ocorrência: CONTRATO No. Contrato: 899.2.005.04-5

Descrição/Fundamentação: A Petrobras/PNBV reconheceu pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e aquecimento de mercado, sendo que as cláusulas 5.3 e 5.8 do contrato original do EPC da P-54 vedavam qualquer reajustamento ou revisão de preços. Por conta disto, até março de 2007, a Estatal já desembolsou, indevidamente, US$ 85.004.557,34.

Histórico: A Petrobras/PNBV se deparou com demandas das contratadas para as construções das

plataformas P-47, P-51, P-52, P-53 e P-54 no sentido de reequilibrar os contratos em função de apreciação do real frente ao dólar sob a alegação de que a obrigação contratual de execução de percentual mínimo de conteúdo nacional teria acarretado prejuízos às contratadas.

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Em razão dos pleitos, a Estatal constituiu Grupo de Trabalho (GT), por meio do DIP ENGENHARIA 66/2005, com o objetivo de analisar os possíveis impactos da apreciação do real naqueles contratos - no total de 13 contratos-, cujo montante ultrapassa US$ 3 bilhões.

O GT valeu-se de Parecer do Jurista Marçal Justen Filho sobre a matéria, de forma a subsidiar seus trabalhos.

Como conclusão, o GT recomendou que se iniciassem negociações com as contratadas visando à recuperação do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos. Como argumentos para a concessão do reequilíbrio, destacam-se:

a) alta volatilidade da taxa de câmbio, no período de interesse - outubro de 2002 a junho de 2005-, quando se verificou elevada apreciação do real frente ao dólar sob o regime de câmbio flutuante;b) alta dos preços no mercado doméstico, refletida nos índices de inflação em reais (IGP-M e IPCA); c) exigência de conteúdo nacional em real, apesar de o contrato ter sido firmado em dólar; d) obrigações em moeda nacional da contratada com suas subcontratadas em razão da exigência supra; e) dificuldades financeiras enfrentadas por algumas contratadas no cumprimento de seus contratos pela apreciação do real; e f) riscos de paralisações nos serviços, o que acarretaria prejuízos à Petrobras, em razão de atrasos na produção de petróleo, considerando a cotação da ‘commodity’ no mercado internacional. A Diretoria da Petrobras aprovou, por meio da Ata DE 4.547, item 16, de 25/9/2005, as

proposições apresentadas no DIP ENGENHARIA 363/2005, no sentido de negociar com as contratadas seguindo as premissas descritas na alternativa 20.b.1 do Relatório do Grupo de Trabalho:

‘b) Negociar o impacto da variação dos custos frente ao Dólar a partir dos pleitos apresentados pelas contratadas:(...)b.1) Considerar o fluxo de caixa de desembolso referente à parcela do conteúdo local do contrato, descontando-se apenas o pagamento referente à compra de aço nacional, visto que este vem sendo contemplado através de avaliações específicas para cada contrato. Cabe ressaltar que os pagamentos correspondentes, efetuados em Dólar americanos, foram convertidos para Reais utilizando a taxa de câmbio da data de pagamento. Converter o mesmo fluxo de caixa acima, referente a pagamentos efetuados em Dólares

americanos, através da taxa de câmbio da data da proposta e reajustados de acordo com a fórmula de reajuste anual descrita abaixo, com base na data de apresentação da proposta. Esse cálculo quantifica o valor que seria recebido pelas contratadas, caso os contratos tivessem sido assinados em Reais para a parcela correspondente ao conteúdo nacional.

P = PO x [0,70 x MO / MOo + 0,30 x E/Eo]Onde:P = Preço Contratual Ajustado;Po = Preço Contratual Inicial, desconsiderando a parcela referente à compra de aço nacional;MO = Valor do índice da FGV correspondente à coluna 13, código = A0159886 (para a P-47, coluna 10 A0159401), considerado como representativo de mão-de-obra qualificada, referindo-se ao mês no qual o ajuste é devido;MOo = Valor do mesmo índice de preço para mão-de-obra qualificada, referente ao mês da apresentação da proposta pela Contratada;E = Valor do Índice da FGV correspondente à coluna 15, Equipamentos Brasileiros,

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código = A0159908, considerado como representativo de Equipamentos, referente ao mês no qual o ajuste é devido;Eo = Valor do mesmo índice de preço, referente ao mês da apresentação da proposta pela CONTRATADA.Considerar a diferença entre os dois cálculos como referência para a negociação. Paralelamente ao exposto, também deverá ser considerado durante as negociações o fator

de redução de 5%, correspondente ao lucro da contratada, adotado nos procedimentos de estimativa de custo da Engenharia/SL/ECP para estes tipos de projetos.

Vale notar também que os projetos analisados consideraram nos seus contratos momentos diferentes, uma vez que as propostas foram entregues ou negociadas em datas distintas, sendo, portanto, diferente o impacto em cada um dos contratos.

Outro aspecto importante nas negociações seria avaliar a possibilidade de adoção no contrato, da fórmula abaixo, introduzindo um mecanismo neutralizando futuras variações do Real em relação ao Dólar, até o final do contrato. Da mesma forma exposta acima, o fator de redução correspondente ao lucro da contratada (5%), também deveria ser considerado.

PM = VMCN x (PTAXo / PTAXm) x FyOnde:PM = Valor reajustado do conteúdo Local Mensal em US Dólar;VMCN = Valor medido do Conteúdo Nacional, em US Dólar, conforme contrato;PTAXo = Taxa de câmbio em Dólar, publicada pelo Banco Central do Brasil, no sistema SISBACEN, PTAX 800 - Opção 5, correspondente a data da apresentação da Proposta Comercial;PTAXm = Taxa de Câmbio em Dólar, publicada pelo Banco Central do Brasil, no sistema SISBACEN, PTAX 800 - Opção 5, correspondente a data do Boletim de Medição mensal;Fy = P/Po Conforme fórmula indicada no item Comportamento dos custos de construção e montagem, acima.’Ressalte-se que, além da recuperação do equilíbrio econômico-financeiro, visando

equacionar a questão até o final do contrato, o GT recomendou a inclusão de fórmula de reajuste, a ser aplicada mensalmente à parcela executada de conteúdo nacional, como forma de neutralizar futuros efeitos de variações do câmbio e de aquecimentos de mercado.

Neste relatório foram avaliados os impactos dos reequilíbrios econômico-financeiros em dois daqueles contratos indicados no relatório do Grupo de Trabalho, o do EPC da P-52 e o do EPC da P-54.

Impacto no contrato EPC da P-54: No caso do contrato do EPC da P-54, os pleitos da contratada ocorreram em dois

momentos distintos, e resultaram nos seguintes termos aditivos: - 3º Termo Aditivo, celebrado em 24/3/2006, acrescentou ao valor contratual parcela referente à apreciação do real no período de junho de 2004 (mês da assinatura do contrato) a janeiro de 2006, tendo sido, ainda, incluído ao contrato fórmula de reajuste em função de variação cambial, com efeitos a partir de fevereiro de 2006, dos pagamentos referentes à parcela de conteúdo nacional mensalmente executada (gastos feitos em reais).- 5º Termo Aditivo, celebrado em 18/12/2006, acrescentou ao valor contratual parcela referente à variação de preços do conteúdo nacional decorrente do aquecimento do mercado doméstico, no período de novembro de 2005 a outubro de 2006, com nova inclusão à fórmula de reajuste, criada no 3º aditivo, de fator para compensação de futuros aquecimentos, a partir de novembro de 2006, relativamente à parcela de conteúdo nacional (gastos feitos em reais). Por conta disto, até março de 2007, a Estatal já desembolsou US$ 85.004.557,34,

conforme controle dos pagamentos das medições referente à variação cambial e aquecimento de mercado doméstico fornecido pela Petrobras.

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Como será demonstrado a seguir, as concessão de reequilíbrios e de reajustes, tendo em vista a variação cambial e o aquecimento de mercado interno, foram indevidas e irregulares.

Vedação à concessão de Revisão de PreçosO item 5.3 do contrato original estabelece que ‘any claims from the CONTRACTOR for

price revision, regardless of the motivations, shall be disregarded.’. Traduzindo: ‘qualquer pleito da CONTRATADA visando à revisão de preços, não importando os motivos, deverá ser desconsiderado.’

Por sua vez, corroborando a vedação acima, o item 5.8 do Contrato original determina que: ‘(...) no adjustment to the Contract Price shall be made as a result of changes in value of any currency. The Contract Price is not subject to escalation and/or inflation for any reason.’. Traduzindo: ‘(...) nenhum ajuste poderá ser feito no preço contratado, em função de variação no valor de qualquer moeda. O preço contratado não está sujeito a aumento e/ou variação de inflação por qualquer razão.’

Constava ainda do documento de instrução às licitantes ‘Bid Terms and Conditions’, ‘Instructions to Bidders’ do Edital: ‘3.9.2 - Bid prices quoted and CONTRACT payment of the work shall be in U.S. dollars. No provisions shall be made for adjustments in price as a result of future changes in the value of any currency. 3.9.3 - The Contract Price is no subject to escalation for any reason during the term of the CONTRACT.’. Traduzindo: ‘Termos e Condições da proposta - Instruções para licitantes - 3.9.2 - Os preços propostos e pagamento do contrato são em dólares americanos. Nenhuma provisão deve ser feita para ajustes no preço decorrentes de futuras mudanças de valores de moedas. - 3.93 - O preço do contrato não está sujeito a aumento por qualquer razão.’

Dos excertos acima, vê-se que era expressamente vedado o reajuste e a revisão de preços. Todavia, o jurista Marçal Justen Filho, em seu parecer sobre a matéria, asseverou que a

norma constitucional do art. 37, inciso XXI, da Constituição da República, que prevê a intangibilidade da equação econômico-financeira das contratações estatais, apresenta natureza de ordem pública, não podendo ser afastada pela autonomia de vontade das partes, nem por norma infraconstitucional, de onde conclui que o Plano Real versou exclusivamente sobre a vedação de reajuste contratual vinculado à variação cambial, e não sobre a vedação de revisão de preços, institutos completamente diversos.

Do referido parecer depreende-se que seria devida a revisão de preços do contrato, desde que fossem respeitados os requisitos legais para sua concessão, não cabendo, contudo, o reajuste contratual, quer em razão da variação cambial, por ser vedado pela Lei do Plano Real, quer em razão do aquecimento do mercado nacional, por ter sido vedado pelas partes no contrato qualquer forma de reajuste.

Inexistência dos requisitos para reequilíbrios econômico-financeiros do contratoA concessão de reequilíbrio econômico-financeiro de contratos deve ser fundamentada em

dois relevantes requisitos: a imprevisibilidade do fato gerador do reequilíbrio e a onerosidade excessiva para uma das partes, conforme art. 478 do Código Civil Brasileiro.

Variação Cambial Quanto à onerosidade excessiva em função de fato extraordinário ou superveniente no

câmbio, deve-se considerar que a Jurong Shipyard quando contratou com a Petrobras/PNBV tinha pleno conhecimento de que suas receitas seriam em moeda norte-americana, e de que uma parcela significativa de suas despesas, cerca de U$ 400 milhões, seriam realizadas em reais, por conta do requisito de conteúdo nacional mínimo. Porquanto, há que se considerar que poderia haver descasamento entre receitas e despesas em função das moedas envolvidas ao longo da vigência do contrato.

O risco resultante de descasamentos de posições em moedas estrangeiras é um tipo de risco de mercado gerenciável. Caso o agente econômico não consiga compensá-lo com receitas de outras atividades, pode recorrer, a qualquer momento, a operações de ‘hedge’, amplamente

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disponíveis no mercado, para se proteger de possíveis oscilações desfavoráveis no mercado câmbio.

Embora o descasamento de moedas possa ser rentável, caso as previsões de mercado de câmbio estejam favoráveis, eventos inesperados e/ou simples volatilidade podem acarretar prejuízos substanciais comprometendo não apenas o lucro da empresa, mas a própria execução do contrato.

A própria Petrobras reconheceu a necessidade das contratadas se protegerem quanto à volatilidade do câmbio, no DIP ENGENHARIA 363/2005: ‘deve-se considerar que, apesar de as empresas contratadas terem conhecimento da volatilidade de um mercado de taxas flutuantes, exposição de seus fluxos ao risco cambial e, conhecerem, também, a materialidade significativa da mesma, afirmam ter adotado a decisão de não hedgearem essa exposição, a despeito do que recomendam as melhores práticas de gestão de riscos de moeda.’ .

Corroborando esse entendimento, cabe destacar jurisprudência do STJ sobre a matéria a seguir:

‘Processo REsp 614048 / RS ; RECURSO ESPECIAL2003/0225547-0 Relator(a) Ministro LUIZ FUX (1122) Órgão Julgador T1 - PRIMEIRA TURMA Data do Julgamento 15/03/2005 Data da Publicação/Fonte DJ 02.05.2005 p. 172 RSTJ vol. 192 p. 134 Processo REsp 549873 / SC ; RECURSO ESPECIAL2003/0106472-5 Relator(a) Ministro LUIZ FUX (1122) Órgão Julgador T1 - PRIMEIRA TURMA Data do Julgamento 10/08/2004 Data da Publicação/Fonte DJ 25.10.2004 p. 224 RDR vol. 31 p. 372 RIP vol. 28 p. 325 RJADCOAS vol. 62 p. 109 EmentaRESPONSABILIDADE CIVIL DO ESTADO. PARIDADE CAMBIAL. INTERVENÇÃO ESTATAL NO DOMÍNIO ECONÔMICO. PRETENSÃO DE IMPUTAÇÃO DE RESPONSABILIDADE OBJETIVA POR FORÇA DE ALTERAÇÃO DA PARIDADE CAMBIAL. CONSEQÜENTE DEVER DE INDENIZAR À UNIÃO E AO BACEN. FATORES INERENTES À CONJUNTURA INTERNACIONAL QUE SE ASSEMELHAM AO FATO DO PRÍNCIPE. IMPROCEDÊNCIA.(...)Ao contratar em moeda estrangeira, o empresário sabe e espera que sua obrigação seja quantificada segundo a variação cambial. O mercado de câmbio, por natureza, é variável. Tanto é assim que para livrar-se dos efeitos de uma valorização inesperada do dólar, existe a opção de contratação de operações de hedge. 2. Ainda que se pudesse considerar imprevisível a súbita liberação do mercado cambial, pelo BACEN, em 18/01/99, através do Comunicado 6565, e a correspondente maxidesvalorização do real, não é possível transferir ao Estado os prejuízos decorrentes da álea de negócio vinculado à variação futura do dólar norte-americano.(...)9. A ingerência de fatores exteriores aliada à possibilidade de o particular prevenir-se contra esses fatores alheios à vontade estatal, acrescido da mera natureza indicativa da política econômica revela a ausência de responsabilização do Estado.’.Insta destacar o seguinte excerto do artigo de Renato Ribeiro, ‘Crise cambial e revisão

judicial dos contratos de leasing indexados em moeda estrangeira: breve contribuição ao debate’. In Revista dos Tribunais, n. 766. São Paulo, RT, agosto de 1999, p. 29-63, a seguir transcrito: ‘Em razão da previsibilidade de uma alteração na política cambial e dos riscos de inadimplemento, impunha-se às empresas arrendatárias a obrigação de estarem protegidas contra uma desvalorização da moeda. Se a instituição financeira fez uma operação de hedge ou está protegida por qualquer outra forma, não há sentido em repassar o reajuste da variação cambial aos arrendatários, pois isto implicaria enriquecimento indevido. A empresa

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arrendatária lucraria duplamente: ganharia vasto lucro na operação de hedge e repassaria integralmente o reajuste cambial aos arrendatários. Na hipótese de não ter feito a operação de hedge, assumiu o risco da variação cambial e, portanto, deve arcar com o prejuízo’.

Cumpre ressaltar que o comportamento passado ou a expectativa futura da moeda norte-americana não podem ser utilizados como argumentos para afastar a necessidade de gerenciamento de risco cambial de um contrato de longo prazo e com uma significativa exposição de moedas como o do EPC da P-54.

Seguindo o entendimento supra, era de se esperar que a Jurong Shipyard ciente de que o contrato vedava qualquer revisão e/ou reajuste, e que havia a exigência de conteúdo local mínimo, se protegesse, por meio de operações de ‘hedge’, como recomendam as boas práticas de mercado, caso as suas receitas em outras atividades não pudessem neutralizar a exposição de seus fluxos ao risco cambial.

Assim, se a Jurong Shipyard, de fato, não adotou providências no sentido de se proteger de possíveis oscilações desfavoráveis do câmbio, o fez por sua conta e risco, não cabendo, portanto, alegar onerosidade excessiva por fato extraordinário e imprevisível.

No entanto, a PNBV/Petrobras, além de arcar com a perda cambial da Jurong Shipyard, inseriu ao contrato fórmula de reajuste para neutralizar as futuras oscilações da moeda estrangeira, o que, na verdade, significou a transferência integral do risco cambial para a Estatal.

Aquecimento de MercadoQuanto à alegação de onerosidade excessiva ocasionada por aquecimento de mercado

doméstico, imprevisível, nota-se, da análise dos dados e gráficos apresentados pela própria Estatal, em anexo ao Ofício ENGENHARIA/IEEPT/IERO 23/2007, que os índices de preços de mão-de-obra e de equipamentos utilizados na fórmula adotada para a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato (colunas 10 e 15 do Índice de Preço no Atacado da Fundação Getúlio Vargas), no período da execução, não apresentaram grandes ou inesperadas variações que justificassem a revisão dos preços contratados.

Além disso, o incremento da demanda da indústria naval, que poderia ter ocasionado o aquecimento de preços, já era de conhecimento das contratadas à época da elaboração das propostas, uma vez que já se encontravam em andamento outros projetos de construção de plataformas pela própria Petrobras. Acrescente-se, ainda, que em 2004 foi lançado o edital de pré-qualificação referente às licitações para as construções de 42 petroleiros da Transpetro.

Não se pode afirmar que a contratada não teria condições de prever na sua proposta original de preços um aumento da inflação dentro de uma projeção esperada, como exemplo a extrapolação da curva histórica das colunas 10 e 15 do índice de preços no atacado da FGV.

Em reunião com o Gerente do Empreendimento de Roncador, Sr. Antônio Carlos Alvarez Justi, o mesmo informou que, em contratos firmados em dólar com obrigações em reais, nos tempos em que a cotação da moeda americana em relação ao real era crescente, não havia necessidade de se prever um aquecimento de mercado, pois o aumento do dólar seria suficiente para abranger a alta de preços decorrente da inflação. Todavia, com a valorização do real, essa situação foi alterada, pois a inflação ficou descoberta, acarretando desequilíbrios contratuais no que se refere ao aquecimento de mercado.

Entretanto, esse argumento não procede, pois no ano de 2003, quando a proposta do contrato de EPC da P-54 foi apresentada (15/12/2003), verificou-se uma inflação dos índices das colunas 10 e 15 da FGV em torno de +10%, ao passo que a variação cambial anual foi da ordem de -18%.

Isso demonstra que, no ano da elaboração das propostas, as contratadas já tinham conhecimento de uma desvalorização do dólar frente ao real, já sabendo, portanto, que uma eventual inflação não poderia ser compensada pela valorização da moeda norte-americana, devendo portanto ter previsto um aumento da inflação dentro de uma projeção esperada.

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A PNBV/Petrobras, entretanto, na mesma linha adotada com relação à variação cambial, assumiu integralmente as despesas e o risco de aquecimento de mercado do contrato.

Adicionalmente, quanto ao argumento apresentado pelo Grupo de Trabalho para a concessão do reequilíbrio de risco de eventuais prejuízos decorrentes de atrasos na entrada em operação daquelas unidades de produção (ver terceiro parágrafo), vale lembrar que os cálculos devem ser feitos baseados num prejuízo de caixa em virtude da postergação de receitas, e não perda de receitas.

Além de os riscos de atraso não justificarem pagamentos indevidos, a Petrobras deve atentar para o perigo de conceder tais pleitos, já que este comportamento sinalizará para futuras contratadas um poder de barganha de pleitos indevidos muito forte, podendo no final gerar perdas maiores até do que as decorrentes do atraso.

Por todo o exposto, conclui-se por um débito no valor de US$ 85.004.557,34, apurado até março de 2007, referente aos pagamentos indevidos de reequilíbrios econômico-financeiros e reajustes de preços em função de variação cambial e de aquecimento de mercado.

Com relação aos cálculos realizados para os pagamentos dos reequilíbrios, identificamos, na documentação que fundamentou as negociações do primeiro pleito da Jurong Shipyard, que tratou exclusivamente de variação cambial, conforme item 4.2.3 do Relatório de Negociação de Pleitos - 5º Pacote, que o Grupo de Trabalho, criado pelo DIP 390/2005, utilizou parâmetros de aquecimento de mercado para estabelecimento de limite máximo para negociação. Este fato levanta dúvidas quanto à fórmula que efetivamente foi utilizada para os cálculos dos valores mensais, relativos às perdas cambiais do período de junho/2004 a janeiro/2006 (R$ 53.727.045,09, ICMS incluso), pagos no 3º Termo Aditivo, já que o fator correspondente ao aquecimento de mercado, constante da fórmula padrão aprovada pela Diretoria Executiva da Petrobras/PNBV, deveria ter sido, neste caso, desconsiderado. Situação que deverá ser esclarecida pela Estatal por meio de memória de cálculo detalhada.

Além disto, ao cotejarmos o período referente ao pagamento retroativo do 3º Termo Aditivo (de junho/2004 a janeiro/2006) com o do 5º Termo Aditivo (novembro/2005 a outubro/2006), constatamos uma sobreposição de novembro/2005 a janeiro/2006. Como não consta da documentação encaminhada pela Petrobras/PNBV a memória de cálculo daqueles pagamentos, e considerando que no 5º Termo Aditivo foi acrescentado à fórmula de reajuste fator para compensação do aquecimento do mercado doméstico (utilizada para o cálculo do retroativo do 5º Termo Aditivo), há possibilidade de que as parcelas referentes à variação cambial terem sido pagas em duplicidade para aquele período, fato que também deverá ser esclarecido por meio de memória de cálculo detalhada.

É recomendável o prosseguimento da obra ou serviço ? SimJustificativa: Dada a importância da obra em questão para o crescimento econômico do

País e o prejuízo decorrente de um possível atraso na produção de petróleo, a sua paralisação acarretaria danos maiores que os verificados nesta irregularidade.

Esclarecimentos Adicionais:Documentação que fundamenta esta irregularidade:- Documento ‘Instruction to Bidders’, item 3.9.2 e 3.9.3, fl. 259 - Anexo 4;- Contrato EPC da P-54, itens 5.3 e 5.8, fls. 20/21 - Anexo 5;- Demonstrativo de Formação de Preços da Jurong Shipyard, fl. 907, Anexo 5, Vol. 3;- 3º Termo Aditivo fl. 250 - Anexo 5, Vol. 1;- 5º Termo Aditivo, fl.518 - Anexo 5, Vol 2;- Gráficos das variações acumuladas e taxa de câmbio, fl. 111 - Anexo 6;- Parecer do jurista Marçal Justen Filho versando sobre contratações internacionais praticadas por subsidiária estrangeira da Petrobras, fl. 111 - Anexo 6;- Controle das Medições dos pagamentos referentes à variação cambial e aquecimento do mercado doméstico, até março de 2005. O valor do débito de US$ 85.004.557,34 é o

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resultado da soma das colunas ‘ Valor medido s/icms variação cambial’ e ‘ Valor Medido s/ icms reajustamento’ fl. 3 - Anexo 6.- DIP ENGENHARIA 363/2005, fl. 6 - Anexo 6;- Relatório do Grupo de Trabalho criado por meio do DIP 066/2005, fl.17 - Anexo 6;- Ata Diretoria Executiva n.º 4.547, de 22/9/2005, fl. 110 - Anexo 6;- Relatório de Negociação de Pleitos - 5º Pacote, fl. 11 - Anexo 5, Vol. 2.- Manifestação Prévia da Petrobras, fls 87/91 do Principal.Manifestação do Órgão/Entidade: A Petrobras discorreu sobre a diferença entre reajuste

de preços e revisão contratual. Afirmou que a alteração proposta consistiu em revisão contratual, que teve por objetivo o restabelecimento do equilíbrio econômico-financeiro inicialmente pactuado, tendo em vista a superveniente e imprevisível elevação abrupta do real em detrimento do dólar e o aquecimento imprevisível do mercado, o que teria tornado a prestação das contratadas excessivamente onerosa.

Destacou que os pagamentos às contratadas são estipulados em moeda americana, e que os preços em real praticados pelos subcontratados de seus serviços, mão-de-obra, construção, montagem e insumos, não se alteraram.

Além disto, mencionou a Decisão n.º 464/2000 - Plenário, em que o TCU se manifestou favoravelmente no sentido de permitir a revisão contratual para realinhamento de preços, decorrente de variação cambial extraordinária em caso semelhante, quando da desvalorização do real em relação ao dólar em 1999, frente à distorção entre valores recebidos e os encargos suportados pela contratada, em benefício desta e, de outra parte, na mesma proporção, a imposição de ônus excessivo à contratante, o que enseja a aplicação da teoria da imprevisão.

Informou ainda que atuou em consonância com o princípio do equilíbrio econômico-financeiro do contrato e da boa-fé objetiva, à míngua da utilização justa da taxa de câmbio, seja em razão da variação cambial no período da estimativa, seja pelo reflexo dos efetivos custos dos serviços contratados.

Avaliação Preliminar: As informações apresentadas pela Petrobras não foram suficientes para afastar os indícios de irregularidades. Como anteriormente relatado, o edital e o contrato vedavam pleitos de revisão de preços, em razão de variação cambial e/ou inflação.

Além disto, não foram preenchidos os requisitos para a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em razão de variação cambial ou aquecimento de mercado, quais sejam a imprevisibilidade e onerosidade excessiva.

Quanto à variação cambial, o risco resultante de descasamentos de moedas é um tipo de risco de mercado gerenciável. A qualquer momento, as contratadas poderiam ter recorrido a operações de ‘hedge’, amplamente disponíveis no mercado, a fim de se protegerem de possíveis oscilações desfavoráveis no mercado de câmbio, caso não conseguissem compensá-los com receitas em moeda local de suas outras atividades. Afinal, o negócio da contratada não consiste na especulação de moedas, mas sim na construção das plataformas.

Era de se esperar que as contratadas, ciente da vedação de revisão e/ou reajuste, e da exigência de conteúdo local mínimo, se protegessem, pois a gestão de risco é inerente à atividade comercial. A própria Petrobras reconhece isto no DIP ENGENHARIA 363/2005.

Em que pese a Decisão TCU 464/2000 - PL, mencionada pela Petrobras, em que esta Corte, naquele caso concreto, recomendou à CBTU que adotasse providências com vistas à renegociação de contrato em virtude de desvalorização cambial ocorrida no início de 1999, há outras decisões do TCU em que o reequilíbrio com base em variação cambial foi considerado indevido:

Na Decisão 464/2002 - 2ª Câmara, o TCU considerou irregular a majoração do teto do contrato 024/98 da ANP, por meio de termo aditivo, por considerar que a sistemática adotada para a remuneração favoreceu amplamente a prestadora de serviço já na Primeira Rodada de Licitações; que a proteção contra o risco cambial, introduzida a posteriori pela ANP, agrediu o

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princípio da isonomia entre os concorrentes.Por meio do Acórdão 1798/2005 - PL, o TCU julgou indevido o reequilíbrio concedido

pelos Correios, com base no art. 65, inciso II, alínea ‘d’ da Lei 8.666/93, em razão da variação do dólar entre o momento da apresentação da proposta e o do fornecimento dos equipamentos. Determinou a conversão dos autos em TCE e a citação dos responsáveis.

Em relação ao desequilíbrio em função de aquecimento do mercado, os dados e gráficos apresentados pela Petrobras demonstram que não houve grandes ou inesperadas variações que justificassem a revisão dos preços contratados. Não se pode afirmar que não foram considerados em sua proposta comercial, uma vez que o contrato não estaria sujeito a reajustes e revisão.

Ressalte-se que, em sua manifestação prévia, a Estatal informou que: ‘(...) os pagamentos devidos pela PETROBRAS às contratadas são estipulados em moeda americana, e os preços em real praticados pelos subcontratados de seus serviços, mão-de-obra, construção, montagem e insumos, não se alteraram.’.

Assim, se os preços em real praticados pelas subcontratadas de fato não sofreram alterações, não há que se falar em aquecimento do mercado doméstico.

IRREGULARIDADE Nº 2 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Demais irregularidades graves na administração do


Descrição/Fundamentação: A Petrobras/PNBV reconheceu pleito de reequilíbrio e reajuste contratual cuja fundamentação era vedada pelo contrato original e pelo Edital do Convite do EPC da P-52. Por conta disto, até fevereiro de 2007, a Estatal já desembolsou US$ 92.293.967,56.

Para as negociações da P-52, seguindo orientação do DIP ENGENHARIA 363/2005, conforme relatado na irregularidade 1, foi criado grupo de trabalho mediante DIP n° 390/2005, tendo as suas conclusões sido adotadas pela Petrobras/PNBV, que reconheceu os pleitos da contratada, por meio do 3º Termo Aditivo ao Contrato n.º 899.2.006.03-1 (EPC da P-52). Esse aditivo, celebrado em 30/05/2006, acresceu ao valor contratual o montante de US$ 52,876,543.21 (US$ 42,830,000.00 mais a parcela do ICMS de US$10,046,543.21), parcela referente à apreciação do real frente ao dólar americano e a ajuste decorrente da inflação dos insumos de mão-de-obra e equipamentos, no período de fevereiro de 2004 (o mês de assinatura do aludido contrato foi dezembro de 2003) a dezembro de 2005, tendo sido, ainda, inserida fórmula de reajuste para os pagamentos em reais (parcela do conteúdo nacional) a partir de janeiro de 2006.

A mesma fórmula utilizada para o cálculo do reequilíbrio do contrato foi usada para o reajuste da variação cambial, da mão-de-obra e dos equipamentos para vigorar a partir de janeiro de 2006. A referida fórmula utiliza os índices da Coluna 15 - Custo Nacional de Construção Civil e Obras Públicas - Obras Hidrelétricas - Equipamento Nacional (A0159908) e da Coluna 10 - Índice do Custo de Construção Civil no Estado do Rio de Janeiro - Mão-de-Obra (A0159401), ambos publicados na Revista Conjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas).

Por conta disto, até fevereiro de 2007, a Estatal já desembolsou US$ 92.293.967,56, conforme controle dos fluxos de pagamentos das medições referente à variação cambial e aquecimento de mercado doméstico fornecido pela Petrobras.

O Jurídico da Petrobras emitiu parecer, por meio do DIP JURÍDICO/JSERV-4397/06, manifestando-se em sentido favorável ao reequilíbrio econômico-financeiro em razão da valorização do real, mencionando que o parecer anterior JURÍDICO/JSERV-4326/06 já havia concluído pela viabilidade jurídica desse ressarcimento. Os pareceres do jurídico não abordam a questão do aquecimento do mercado interno e da inclusão na fórmula de reajuste de índices

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visando à compensação da inflação de mão-de-obra e equipamentos. Vale lembrar que do valor total do Aditivo 3, que é de US$ 42,830,000.00 sem ICMS,

apenas US$ 8,183,000.00 referem-se à parte da fórmula que trata da variação cambial, sendo o restante decorrente da variação dos índices de mão-de-obra e equipamentos. O mesmo vem ocorrendo com relação aos aumentos em função da aplicação da fórmula nos pagamentos mensais de conteúdo nacional a partir de janeiro de 2006. Em função dessa fórmula já foi acrescido um valor de mais de U$ 50 milhões, sendo que o montante final só será conhecido ao final do contrato.

Conforme foi demonstrado na irregularidade nº 1 referente à P-54, a concessão do reequilíbrio e do reajuste, em razão da variação cambial e do aquecimento de mercado, foi, também, pelos mesmos argumentos, considerada indevida no caso da P-52.

Ressalte-se que a proposta da P-52 foi apresentada em maio de 2003. A análise do câmbio e da inflação no período pouco anterior indicava uma instabilidade em relação ao dólar, sendo que de janeiro a maio de 2003 houve queda de cerca de 18% (em 2/1/2003 a cotação do dólar estava R$ 3,5224 e em 30/4/2003, R$ 2,8898). A inflação apresentava ligeiro acréscimo, com IGP-M registrando 7,24% acumulado de janeiro a maio de 2003.



Esclarecimentos Adicionais: Documentação que fundamenta esta irregularidade:- Contrato EPC da P-52, itens 5.3 e 5.8, fls. 8/9 - Anexo 8;- 3º Termo Aditivo fl. 401 - Anexo 3, Vol. 1;- Planilhas com valores de conteúdo nacional e respectivas variações em função do câmbio e inflação, fl. 3 - Anexo 10;- Parecer do jurista Marçal Justen Filho versando sobre contratações internacionais praticadas por subsidiária estrangeira da Petrobras, fl. 514 - Anexo 8, Vol. 2;- DIP ENGENHARIA 363/2005, fl. 6 - Anexo 8;- Relatório do Grupo de Trabalho criado por meio do DIP 390/2005, fl.433 - Anexo 8, Vol. 2;- Relatório do Grupo de Trabalho criado por meio do DIP 066/2005, fl.445 - Anexo 8, Vol. 1;- Cotações do dólar fls. 479/483 do Anexo 8, Vol. 2Manifestação do Órgão/Entidade: vide manifestação constante da irregularidade anterior. Avaliação Preliminar: vide avaliação preliminar constante da irregularidade anterior.

IRREGULARIDADE Nº 3 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Demais irregularidades graves na administração

do contratoÁrea de Ocorrência: CONTRATO No. Contrato: 899.2.005.04-5

Descrição/Fundamentação: Falhas no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo do contrato EPC da P-54.

Por meio da elaboração da SAE UEP P54 n.º 281, formalizada por meio do 3º Termo Aditivo, foram cobrados os custos indiretos adicionais referentes à extensão de 90 dias do contrato, cujo prazo foi reconhecido no 2º Termo Aditivo, no valor de US$ 17.702.670,45. Esse acréscimo no cronograma total da obra foi decorrente da inclusão de 103 Solicitações de Alteração de Escopo (SAE) formalizadas por meio dos 1º e 2º Termos Aditivos ao aludido contrato.

Da análise dos custos: Segundo informações contidas no subitem 3.2.1 do Relatório de Negociação das SAE e

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Pleitos do 3º Lote, os custos abrangidos foram: custos de gerenciamento, custos de extensão da apólice do ‘Builder Risk Insurance’ e do ‘Performance Bank Guarantee’, custos relacionados às garantias e à preservação dos equipamentos, e despesas com mobilização de pessoal, licenças, taxas etc.

A análise de custos da SAE foi feita pela Petrobras/PNBV sob dois aspectos. Primeiro, procedeu-se à avaliação do pleito da contratada com relação aos custos descritos acima, conforme informação constante das planilhas apresentadas à Petrobras/PNBV. Segundo, foi considerado, como limite para a primeira análise, um percentual de custos indiretos de 20% para cobrir os custos decorrentes dos três meses de avanço em razão dessa extensão de prazo.

Verifica-se nessa SAE a inclusão de custos indiretos de extensão de prazo decorrentes da existência de diversas outras SAE que, em seus custos individuais, já previam os custos relacionados a BDI. Nesse ponto, considerando que não houve detalhamento da composição do BDI no ‘Statement of Price Formation’ (que seria um Demonstrativo de Formação de Preço extremamente simplificado da Planilha A), não há como se afirmar que o BDI aplicado em cada uma das SAE e na Planilha A (Lump Sum) já não engloba, ao menos em parte, os custos indiretos cobrados na SAE de extensão de prazo ora analisada. Há, portanto, a possibilidade de que alguns desses custos tenham sido cobrados em duplicidade, gerando superfaturamento.

Da análise do prazo: A metodologia utilizada pela Petrobras/PNBV para a quantificação dos dias necessários à

prorrogação contratual em razão das alterações decorrentes das 103 SAE não é a mais adequada, pois ela não utilizou o cronograma físico-financeiro da obra, de modo a demonstrar, objetivamente, o impacto das SAE no caminho crítico.

Verifica-se que as SAE dos aditivos n.º 1 e 2 não registraram em campo próprio o seu impacto no caminho crítico do cronograma, conforme estabelece o subitem 13.1, letra ‘D’, do contrato. Essa informação é relevante, na medida em que somente as SAE que se encontrem no caminho crítico do empreendimento acarretam um acréscimo no prazo total da obra. Sem essa informação a avaliação se torna subjetiva.

Questionada a respeito, a Gerência do contrato afirma que não há como identificar em cada SAE, separadamente, o seu impacto no prazo total do empreendimento, o que torna a disposição contratual difícil de ser cumprida. Além disso, os gestores do contrato afirmaram à Equipe que o impacto de um conjunto de SAE só é possível de ser obtido após elas serem executadas, ocasião em se constata o verdadeiro impacto no caminho crítico do cronograma físico da obra.

Em reunião com a equipe do TCU, os técnicos da Petrobras/PNBV não conseguiram demonstrar que o atraso de 90 dias foi, unicamente, ocasionado pela inclusão dessas 103 SAE ou se outros fatores relacionados à improdutividade ou a atrasos normais da obra influenciam nesse impacto de prazo.

Observa-se, a princípio, a pouca probabilidade de que todas as SAE, incluídas por meio dos 1º e 2º Termos Aditivos, estivessem no caminho crítico da obra, principalmente, por ela ser um empreendimento com grande número de itens e subitens de serviços/equipamentos (atividades), previstos no cronograma original da obra.

A Equipe do TCU questionou os técnicos da Petrobras/PNBV acerca da possibilidade de ter sido feito um cálculo mais detalhado e preciso do impacto da inclusão de diversas SAE no caminho crítico do projeto. Em resposta, a Gerência do contrato informou que haveria expertise técnica de Engenharia para aferir precisamente esse impacto, mas tal procedimento demandaria um tempo excessivo de elaboração, o que seria inviável, dada a dinâmica de uma construção como essa, na qual as decisões gerenciais necessitam de agilidade para não comprometer o prazo de entrega da plataforma, nem acarretar atrasos e custos maiores do que os inerentes ao contrato. Todavia, não foram encaminhados documentos que avaliem a relação de custo-benefício da adoção de um procedimento mais expedito, não restando, assim, confirmada a

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inviabilidade de se fazer um exame mais apurado.Chegou-se às seguintes conclusões:a) a PNBV/Petrobras não realizou um estudo detalhado de modo a aferir com precisão os dias de extensão de prazo contratual, limitando-se a uma análise expedita e superficial desses dias que seriam acrescidos ao cronograma original em função das alterações de escopo existentes;b) não ficou demonstrada pela PNBV/Petrobras a baixa relação custo-benefício em se realizar um estudo de engenharia detalhado que aferisse com precisão os dias de extensão de prazo;c) a PNBV/Petrobras não conseguiu demonstrar que a extensão de prazo decorreu, unicamente, da inclusão dessas 103 SAE, considerando que outros fatores relacionados à responsabilidade da contratada poderiam influenciar nesse impacto de prazo, tais como: improdutividade ou atrasos normais da obra;d) houve descumprimento do item 13.1, letra ‘D’, do contrato, o que tornou subjetiva a identificação das SAE que se encontravam no caminho crítico do empreendimento e que acarretariam um acréscimo no prazo total da obra;e) Considerando que cada SAE, individualmente, já previa em sua taxa de BDI custos indiretos, e diante da ausência de detalhamento da composição do BDI no Demonstrativo de Formação de Preço (‘Statement of Price Formation’), não há como se garantir que o BDI aplicado em cada uma das SAE e na Planilha A (Lump Sum) já não englobam, ao menos em parte, os custos indiretos cobrados na SAE de extensão de prazo (SAE 281). Há, portanto, a possibilidade de que alguns desses custos tenham sido cobrados em duplicidade, gerando superfaturamento. É recomendável o prosseguimento da obra ou serviço ? SimJustificativa: Dada a importância da obra em questão para o crescimento econômico do


Esclarecimentos Adicionais: Documentação que fundamenta esta irregularidade:-SAE 281, fl. 846 - Anexo 5, Vol 3;- 2º Termo Aditivo, fl. 159 - Anexo 5;- 3º Termo Aditivo - Anexo 5, Vol. 1;- Manifestação Prévia da Petrobras, fls 87/91 do Principal.Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade. Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto às falhas

no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo do contrato EPC da P-54. IRREGULARIDADE Nº 4 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Ausência, no edital, de critério de aceitabilidade de

preços máximosÁrea de Ocorrência: EDITAL No. Edital: 899.8.005.02-1

Descrição/Fundamentação: Ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore (Planilhas B e C do Contrato) do EPC da P52.

Na contratação da construção da P-52, a área de Estimativa de Custos e Prazos da Engenharia da Petrobras estimou em seu orçamento os serviços/materiais distribuídos nas seguintes planilhas:

Planilha A: Preço do Lump Sum, no qual estão inclusos todos os serviços necessários para a construção e montagem da FPU (Floating and Production Unit - Unidade

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Estacionária de Produção), entre eles serviços de verificação de projeto fornecido pela PNBV, projeto de engenharia, aquisição (procurement), construção e montagem, levantamento dos módulos, integração dos módulos com a FPU, comissionamento, transporte, pré-operação e funcionamento da FPU. Valor orçado: US$ 685.426.129,03Planilha B: Planilha de preços unitários da mão-de-obra para serviços adicionais onshore (no canteiro, em terra) para projeto, construção, montagem da FPU, a serem realizados pela Contratada, previamente requeridos pela PNBV e não previstos em nenhum outro artigo do contrato. Valor orçado: US$ 3.804.970,00.Planilha C: Planilha de preços unitários de mão-de-obra para serviços adicionais offshore (no mar) para start-up e etapas de operação assistida, previamente requeridos pela PNBV e não previstos em nenhum outro artigo do contrato. Valor orçado: US$ 2.012.372,00.Planilha D: Verba de US$ 5.000.000,00 destinada à aquisição de materiais e/ou contratação de serviços especiais, previamente requeridos pela PNBV e não previstos na planilha de Lump Sum. O valor da Planilha D foi fixado no edital do certame.Planilha E: Verba de US$ 5.000.000,00 destinada à aquisição de sobressalentes, previamente requeridos pela PNBV e não previstos na planilha de Lump Sum. O valor da Planilha E foi fixado no edital do certame.Observa-se que as planilhas B, C, D e E referem-se a serviços e aquisições adicionais e

não previstas originalmente no Projeto Básico do Lump Sum (planilha A). Tais planilhas representam aproximadamente 2,25% do valor total da estimativa, configurando-se como uma espécie de reserva de contingência ou um próprio aditivo embutido no valor total do contrato. Verifica-se que, no caso das planilhas B e C, os quantitativos foram estimados tendo em vista serviços que poderiam ou não ser realizados, inclusive com valores idênticos tanto para a P-52 quanto para a P-54. No caso da P-52, esses preços unitários foram utilizados para o cálculo do valor de mão-de-obra das Solicitações de Alterações de Escopo - SAEs, inclusive aquelas realizadas após o esgotamento do valor total das Planilhas B e C.

O edital de contratação da plataforma considerou como preço global sujeito a avaliação pela Comissão de Licitação, não só a planilha A (Lump Sum), mas o somatório de todas as planilhas (A, B, C, D e E), de acordo com o que foi demonstrado no relatório de inspeção do TC 011.165/2004-1, o qual tratou do processo de licitação da P-52. Entretanto, como os preços das planilhas B e C foram utilizados para o cálculo de valores de serviços adicionais ao Lump Sum e foram pagos considerando-se os seus preços unitários, os mesmos deveriam ter sido analisados pela comissão de licitação segundo critérios de aceitabilidade que deveriam estar pré-definidos no Edital. Dessa forma, evitar-se-iam possíveis ‘jogos de planilhas’ (aumento posterior no quantitativo de itens com preços unitários elevados, por exemplo).

Ressalta-se que o item 9.1.6 do Acórdão TCU 2354/2006-PL determina à Petrobras que estabeleça em seus instrumentos convocatórios critérios objetivos de aceitabilidade das propostas das licitantes, tanto para o preço global como para os preços unitários tendo por referência os preços de mercado e as especificidades do objeto, técnica e analiticamente justificadas e demonstradas nos respectivos processos, em observância ao disposto nos arts. 40, caput e inciso X, e 43, inciso IV, da Lei 8.666/93. E, ainda, o item 9.6 do Acórdão TCU 1595/2006-PL alerta a Petrobras que mesmo nos casos de contratação por preço global (Lump Sum), impõe-se à estatal a adoção de providências com vistas à adequação dos valores unitários quando se revelarem incompatíveis com os preços de mercado.


País e o prejuízo decorrente de um possível atraso na produção de petróleo, a sua paralisação acarretaria danos maiores aos verificados nesta irregularidade.

Esclarecimentos Adicionais:

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- Estimativa de Custos elaborada pela ECP da Petrobras - Anexo 7- Processo TCU - TC 011.165/2004-1Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade.Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto à ausência

de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore (Planilhas B e C do Contrato) do EPC da P52.IRREGULARIDADE Nº 5 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Demais irregularidades graves na administração


Descrição/Fundamentação: Planilhas ‘B’ e ‘C’ em desacordo com os valores estimadosAs planilhas ‘B’ e ‘C’ do contrato da P-52, referentes respectivamente a serviços

adicionais de onshore e offshore, apresentaram preços unitários de Hh acima daqueles previstos na estimativa de custos realizada pela Petrobras. O valor global das planilhas B e C ficaram acima 22,84% e 13,93% respectivamente.

Apesar de a avaliação das propostas das licitantes ter sido por preço global (somatório das planilhas A, B, C, D e E), as planilhas B e C deveriam ter passado por uma análise de seus preços unitários, já que foram contratadas por preço certo de unidades determinadas.

Além disso, não se pode afirmar que tal diferença de preços em relação ao estimado para essas planilhas poderia ter sido compensada por uma diminuição no preço do Lump Sum (planilha A), já que este valor contratado também foi superior ao orçado pela Petrobras em U$72.524.870,97.

O valor orçado pela Petrobras para o total do contrato (planilhas A, B, C, D e E) foi de U$ 701.243.471,03, admitindo como limite máximo, após o desvio calculado pela Engenharia/SL/ECP, o valor de U$ 729.062.448,47, o que denota que o preço contratado já excedia inclusive a este limite máximo admitido pela Petrobras, em cerca de 6% .

Ainda que se admitisse o fato de o preço contratado estar acima do valor máximo estimado pela Petrobras, considerando-se as peculiaridades de um mercado restrito,a diferença percentual no caso das Planilhas B e C é muito elevada.

A análise comparativa entre o estimado e o contratado apontou divergências significativas nos preços unitários das Planilhas B e C. Os casos mais discrepantes estão apontados a seguir:

Planilha B:- item 2.24 - Diver (Mergulhador): preço unitário 181,40% superior ao preço estimado;- item 2.25 - Diving Supervisor (Supervisor de mergulho): preço unitário 204,83% superior;- item 2.33 - Inspector welding (Inspetor de soldagem): preço unitário 178,85% superior;- item 2.34 - Inspector L.P. (Inspetor L.P.): preço unitário 124,95% superior ao estimado pela Petrobras;- item 2.35 - Inspector U.S. (Inspetor U.S.): preço unitário 210,38% superior;Planilha C:- item 2.19 - Diver (Mergulhador): preço unitário 115,79% superior ao preço máximo admissível;- item 2.20 - Diving Supervisor (Supervisor de mergulho): preço unitário 118,19% superior ao preço máximo admissível;- item 2.27 - Inspector welding (Inspetor de soldagem): preço unitário 126,10% superior ao preço máximo admissível;Dessa forma, ao se consumir tais planilhas utilizando todos os valores de Hh dela a

Petrobras estaria pagando a mais cerca de U$ 867,935.00 na Planilha B e U$ 280,325.70 na

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Planilha C, referentes aos itens com preços superiores aos preços estimados. Ressalte-se ainda que as Planilhas B e C das estimativas de custos elaboradas pela

Petrobras eram idênticas tanto para a P-52 quanto para a P-54 (quantitativos e preços unitários). Entretanto, verificou-se que os preços unitários contratados de alguns itens da planilha B da P-52 (data-base de maio/2003) eram superiores aos contratados para a P-54 (data-base de dezembro/2003), conforme demonstrado abaixo:

Planilha B:- item 2.1 - Junior Engineer (Engenheiro Júnior): preço unitário 44,36% superior ao contratado para a P-54;- item 2.25 - Diving Supervisor (Supervisor de mergulho): preço unitário 97,52% ao contratado para a P-54;- item 2.32 - Design Supervisor (Supervisor de Projeto): preço unitário 40,27% superior ao contratado para a P-54;- item 2.33 - Inspector welding (Inspetor de soldagem): preço unitário 80,72% superior ao contratado para a P-54;- item 2.34 - Inspector L.P. (Inspetor L.P.): preço unitário 114,34% superior ao contratado para a P-54;- item 2.35 - Inspector U.S. (Inspetor U.S.): preço unitário 110,87% superior ao contratado para a P-54;Portanto, tais preços unitários contratados para a planilha B da P-52, além de estarem

bem acima do estimado conforme o orçamento da Petrobras, também estão acima dos da P-54, que foram contratados sete meses depois.

Tal situação poderá ensejar prejuízos à Petrobras, não só pelos valores pagos em excesso até o consumo integral dessas planilhas, mas inclusive em virtude da possibilidade de que essas planilhas sejam recompostas ao esgotarem-se, conforme aconteceu, por exemplo, no caso da Planilha D.



Esclarecimentos Adicionais: Documentação que fundamenta esta irregularidade:- Relatório de inspeção do TC 011.165/2004-1.- Estimativa de Custos elaborada pela EPC da Petrobras - Anexo 7- Planilha de Comparação dos preços contratados com aqueles estimados - fls. 4/9 do Anexo 10Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade.Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto às falhas

identificadas nas planilhas ‘B’ e ‘C’ do EPC da P-52.IRREGULARIDADE Nº 6 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Demais irregularidades graves na administração do


Descrição/Fundamentação: Custos de Extensão de Prazo pagos sem comprovação da sua não inclusão no BDI das SAEs e sem a comprovação se os seus valores unitários estão compatíveis com os do contrato da P-52.

Por meio do Aditivo 2 ao contrato de construção da plataforma P-52, n. 899.2.006.03-1, houve acréscimo do prazo em 60 (sessenta) dias e de valores relativos a custos indiretos de extensão de prazo (US$ 17.100.000,00), plano de recuperação de prazo (US$ 19.500.000,00) e

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ICMS correspondente (US$ 8.585.185,18).Conforme o DIP ENGENHARIA 000507/2005, de 23/12/2005, a Contratada encaminhou,

em 11/02/2005 a carta P52-FSTP.PD-PNBV-L-, por meio da qual argumentou que o conjunto das SAE dos Aditivos 1 e 2 impactaram no caminho crítico do cronograma em 4 (quatro) meses. Para evitar esse atraso no cronograma, optou-se pela realização de um plano de recuperação de prazo, uma espécie de bônus para que a contratada reduzisse a extensão para apenas 2 (dois) meses.

Com relação às atividades de Cingapura (construção do casco - lower hull), de acordo com o Relatório da Comissão de Negociação dos custos de extensão de prazo, de 30/11/2005, os fatores determinantes que influenciaram o aumento de prazo foram os seguintes:

- de responsabilidade da contratada: atraso na entrega das chapas especiais para fabricação dos nós do lower hull e baixa produtividade no início da fabricação;

- de responsabilidade da PNBV: mudanças no FEED (rearranjo da casa de bombas).É de se ressaltar, a título de exemplo, que a SAE relativa à casa de bombas (SAE-E-FST-

28-1) não registrou em seu campo próprio o impacto no caminho crítico do cronograma, apesar de a letra D do item 13.1 do Contrato 899.2.006.03-1 determinar expressamente que tal procedimento deve ser efetuado. Segundo o Gerente do contrato, a verificação do impacto de cada SAE no cronograma é de difícil constatação, sendo essa atividade realizada apenas quando da análise de várias SAE em conjunto. Entretanto, no caso específico do rearranjo das casa de bombas, o seu impacto no caminho crítico era bastante visível quando da época de sua execução.

Tais fatores listados levaram ao retardamento em várias etapas da fabricação do lower hull, culminando com o atraso no transporte do mesmo até o Brasil, o que comprovou a necessidade de extensão do prazo contratual.

No caso de Cingapura, ainda conforme o Relatório da Comissão de Negociação, os valores propostos pela contratada por meio da carta P52-FSTP.PD-PNBV-L-282 para os custos decorrentes da extensão de prazo foram os seguintes:

- US$ 3.387.325,00 para canteiro, cais, mão-de-obra indireta e custos de oportunidade;- US$ 23.311.448,00 para improdutividade e ações de recuperação incorridas;- US$ 1.755.000,00 para Dry-tow (referente à perda da janela da embarcação de

transporte a seco do casco para o Brasil).Após a negociação realizada conforme faixa de aceitabilidade de preços da PNBV, o valor

correspondente aos custos indiretos decorrentes da extensão de prazo em Cingapura foi de US$ 8.100.000,00 (sem ICMS). Toda a análise efetuada pela Comissão de Negociação da Petrobras está registrada nas Atas de Reunião do grupo.

Quanto às atividades desenvolvidas no Brasil (construção do topside), a contratada encaminhou a carta P52-FSTP.PD-PNBV-L-0283 em 21/07/2005 com uma previsão dos custos relativos à extensão de prazo. Os itens orçados pelo consórcio foram apresentados sem detalhamento, apenas com valores globais referentes às atividades de construção e montagem em Angra dos Reis e Niterói e atividades de engenharia e gerenciamento do projeto no Rio de Janeiro. A Comissão de Negociação avaliou o pleito e elaborou uma estimativa detalhada desses valores, estabelecendo faixas de negociação para cada item. Resumidamente, a Contratada pleiteou US$ 23.514.000,00 e o valor negociado final foi de US$ 9.000.000,00 (sem o ICMS).

De acordo com o Relatório da Comissão de Negociação, várias reivindicações realizadas pela Contratada não foram consideradas procedentes, permanecendo apenas os custos indiretos dos canteiros de obras, escritório de projeto e gerenciamento, improdutividade e custos de extensão de seguros. Conforme o relatório, é possível identificar que os principais motivos que levaram ao atraso foram o processo de verificação do FEED e algumas solicitações de alteração de escopo, os quais levaram a renegociações técnicas e comerciais com fornecedores,

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prejudicando a atividade de Engenharia para detalhamento do ciclo de produção.Verifica-se, entretanto, que tanto os custos de extensão de prazo relativos a Cingapura

quanto aqueles das atividades no Brasil decorreram da existência de diversas SAE, em cujos custos individuais já haveria a incidência de um percentual de BDI. Ou seja, diante da ausência de detalhamento do orçamento da Contratada, não há como comprovar se os custos indiretos pagos a título de extensão de prazo já não estariam, em parte, incluídos no BDI de cada uma dessas SAEs.

Outro ponto pendente de comprovação é relativo ao valor dos itens unitários de certos custos, como por exemplo os custos indiretos de canteiro. Apesar de terem sido considerados como ‘custos indiretos’, é muito provável que tais valores tenham sido originalmente incluídos na Planilha A (Lump Sum), já que poderiam ser mensurados. Diante também da ausência de detalhamento da Planilha A, não há como verificar se os valores unitários desses quantitativos de ‘custos indiretos’ acrescidos por meio do acordo de extensão de prazo estão compatíveis com aqueles efetivamente contratados.

Tais situações, conforme relatado na irregularidade 3 deste Relatório, podem ensejar superfaturamento, já que poderia haver aditamento de quantitativos de itens por preços unitários superiores ao que foi contratado. Há, ainda, a possibilidade de que alguns desses custos tenham sido cobrados em duplicidade, o que também geraria superfaturamento.

É recomendável o prosseguimento da obra ou serviço? SimJustificativa: Dada a importância da obra em questão para o crescimento econômico do


Esclarecimentos Adicionais: - Aditivo 2 - fl. 125 do Anexo 8;- DIP ENGENHARIA 000507/2005, de 23/12/2005 - fl. 136 do Anexo 8;- Carta P52-FSTP.PD-PNBV-L-0196 - fl. 169 do Anexo 8;- Relatório da Comissão de Negociação dos custos de extensão de prazo, de 30/11/2005 -

fls. 148 do Anexo 8;- SAE-E-FST-28-1 - fl. 94 do Anexo 9;- Contrato 899.2.006.03-1 - fls. 1/17 do Anexo 8.Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade.Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto ao indício

de irregularidade no pagamento de Custos de Extensão de Prazo sem comprovação da sua não inclusão no BDI das SAEs e sem a comprovação se os seus valores unitários estão compatíveis com os do contrato da P-52.

IRREGULARIDADE Nº 7 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Demais irregularidades graves na administração


Descrição/Fundamentação: Procedimentos que prejudicaram o controle do contrato EPC P52.

Nos termos do artigo 13 do Contrato n° 899.2.006.03-1, as Solicitações de Alteração de Escopo - SAE ( Change Orders) devem conter quatro itens: descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; planejamento detalhado para a sua execução, incluindo as fontes a serem utilizadas; estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos da alteração e estimativa do impacto, se houver, no prazo final da obra.

Além disso, faz-se necessário que a Petrobras apresente a sua estimativa de modo a permitir a avaliação dos preços propostos pela contratada, para que se acorde o preço final a ser pago.

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Apenas com todos esses dados tornar-se-ia possível a verificação da compatibilidade dos preços acordados em função das estimativas da contratante. Sem todas essas informações o único controle possível é o acompanhamento físico da realização daquilo que foi pago.

Analisando as diversas SAE emitidas na P-52, percebe-se que nem todas continham os elementos essenciais. Várias delas estavam incompletas. Inclusive, algumas SAE foram reunidas e negociadas em um pacote, de modo que não consta nenhum dos seus elementos essenciais individualmente, com exceção da descrição do objeto.

Dessa forma, constata-se que não houve a formalização necessária para viabilização do controle.

O conjunto de SAE que vai da SAE 027 à SAE 078, no caso da P-52, exemplifica bem essa situação. Em quase todas elas consta a informação: ‘O custo desta SAE está incorporado nas demais SAE acordadas no pre-agreement assinado em 23/07/2004 e, portanto, seu custo não está explicitado neste arquivo’. Ou seja, os custos de cada SAE não estão explicitados juntamente com a descrição dos serviços. Ao se analisar a SAE 078, que é uma espécie de resumo de todas desse pacote, percebe-se que está incluído nela todos os custos das demais SAE do pacote, constando o valor de $475.000,00 referente às SAE n° 30, 31, 34, 37, 40, 42 a 52, 56, 62, 63, 65 a 67, 70, 72, 73, 74, 75 e 76. Não há, portanto, como efetuar o controle das SAE citadas, já que as únicas informações disponíveis são a descrição do serviço/objeto de cada uma e o valor global referente a todas elas.

Houve outro pacote, que engloba algumas SAE, entre a SAE 170 e a 231, com as mesmas características, ensejando o mesmo problema para o controle.



Esclarecimentos Adicionais: Documentos que fundamentaram a irregularidade:- art. 13 do Contrato nº 899.2.006.03-1 - fls. 11/12 do Anexo 8;- lista de SAE - fl. 92/93;- detalhe dos custos do pacote na SAE 078 - fl. 66 do Anexo 9;- SAE compreendidas no pacote entre a 027 e a 078 - fls. 1/78 e fls. 132/162 do Anexo 9.Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade.Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto às falhas

Falhas formais identificadas nos controles do contrato EPC P52.IRREGULARIDADE Nº 8 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: SuperfaturamentoÁrea de Ocorrência: CONTRATO No. Contrato: 899.2.005.04-5

Descrição/Fundamentação: Análise do pleito de Reequilibro do Aço Estrutural sem a utilização de Demonstrativo de Formação de Preço (DFP) detalhado, EPC da P-54.

A Petrobras/PNBV reconheceu pleito da contratada relativo à variação do preço do aço estrutural no mercado internacional no período compreendido entre a data da apresentação da proposta (dez/03) e a data da assinatura do contrato (jun/04). O valor da compensação foi de US$ 5.008.641,98, ICMS incluído, conforme Aditivo n.º 1.

Na negociação foram consideradas 22.500 ton. de aço estrutural, valor que corresponde ao somatório das ordens de compras emitidas pela Jurong para seus fornecedores, conforme documentação constante da SAE UEP-P54-0392.

Entretanto, a estimativa elaborada pela Engenharia/SL/ECP considerou para a licitação que seriam necessários 14.000 ton. de aço.

Partindo do pressuposto de que a estimativa feita pela Engenharia/SL/ECP foi

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devidamente elaborada, com base em desenhos e especificações técnicas, não há razão para que haja uma discrepância, da ordem de 60%, entre a quantidade negociada e a estimada.

Questionado sobre essa diferença de quantitativos e se as ordens de compra poderiam comprovar a efetiva utilização das quantidades nelas constantes na construção da P-54, o Gerente do Contrato, informou que elas não possuem vínculo direto com o contrato firmado com a Petrobras/PNBV, e sim, tão-somente, a necessidade de aço da Jurong para utilização em seus contratos e/ou recomposição de estoque. Ou seja, a negociação foi feita sem a certeza do quantitativo real de aço empregado na P-54, quantidade essa passível de reequilíbrio.

Some-se a isso o fato de que, como o demonstrativo de formação de preços apresentado pela contratada não detalha os insumos, as suas respectivas quantidades e preços unitários, não é possível afirmar quais foram as quantidades e preços efetivamente considerados pela Jurong em sua proposta comercial.

A falta de um demonstrativo de formação de preços detalhado, em que esteja evidenciada a composição de preços de cada serviço pertinente ao contrato, prejudica a análise de reequilíbrios, pois o desconhecimento do preço base do contrato torna impossível a comparação direta com o preço de mercado, ou seja da análise da onerosidade excessiva, bem como expõe a Petrobras/PNBV ao risco de assumir custos já considerados pelas contratadas em suas propostas.

Diante disso, e independentemente da análise dos pressupostos para a concessão de reequilíbrio, não ficou demonstrado a utilização das 22.500 ton. de aço ao projeto da P-54, motivo pelo qual conclui-se por um débito no valor de US$ 1.624.435,00, equivalente ao reequilíbrio concedido sobre 8.500 ton., diferença entre a quantidade negociada e a quantidade estimada pela Petrobras/PNBV.



Esclarecimentos Adicionais: Documentação que fundamenta esta irregularidade:- 1º Termo Aditivo, fl. 68 - Anexo 5;- SAE UEP-P54-0392, fl. 225 - Anexo 6;- Estimativa de Custo elaborada pela ENGENHARIA/SL/ECP, fl.12 - Anexo 4;- Demonstrativo de Formação de Preços da Jurong Shipyard, fl. 907, Anexo 5, Vol. 3.- Manifestação Prévia da Petrobras, fls 87/91 do Principal.Manifestação do Órgão/Entidade: A Petrobras informou que a quantidade de aço

estimada pela ENGENHARIA/SL/ECP foi de 16.853 toneladas, sendo 14.053 toneladas previstas na Planilha ‘A’ e 2.800 toneladas, peso líquido, previstas na Planilha ‘F’. As quantidades consideradas pelo ECP não estão com contingência e refletem o nível de detalhamento existente no projeto básico, sendo que a quantidade real necessária para a construção da plataforma foi definida pelo projeto de detalhamento de engenharia, fase em que todos os elementos e reforços estruturais são dimensionados para suportar as cargas reais nos módulos e conversão do casco, bem como são definidas também as bases dos equipamentos, que dependem da definição dos dados dos fornecedores.

O projeto básico, que deu origem à quantidade considerada pelo ECP na fase de orçamento, não teve como objetivo apresentar um nível de detalhamento que levasse a valores precisos de quantitativos.

As condições em que se encontrava o casco utilizado para conversão, influenciou na definição da quantidade de aço, mas que não eram totalmente conhecidas na fase de elaboração do projeto básico. Para dimensionar a quantidade real foi necessária a execução de uma inspeção visual acurada (‘close up survey’) e medição de espessuras das estruturas existentes,

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que implicou na limpeza dos tanques do navio, colocação de andaimes e o posterior pré-jateamento das paredes dos tanques, atividade inerente ao escopo do contrato de execução da obra e não da fase prévia à licitação.

Assim sendo, pelas quantidades reais incorporadas, comprova-se que não houve superfaturamento, ao contrário, ocorreu uma negociação que considerou, em sua oportunidade, a quantidade conhecida de aço a ser incorporado, de 22.500 toneladas, inferior ao real aplicado.

Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto ao indício de irregularidade no reequilíbrio do preço do aço estrutural do contrato EPC da P-54, pois as informações apresentadas pela Petrobras não foram suficientes para comprovar a efetiva utilização das 22.500 toneladas de aço na construção da plataforma, bem como a conformidade dos preços praticados.

IRREGULARIDADE Nº 9 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: SuperfaturamentoÁrea de Ocorrência: CONTRATO No. Contrato: 899.2.005.04-5

Descrição/Fundamentação: Superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAEs com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do contrato firmado para a construção da plataforma P-54, com aplicação de BDI em duplicidade.

Constatou-se que as planilhas B e C do contrato apresentaram preços unitários dos seus itens de serviços adicionais onshore (em terra) e offshore (no mar), respectivamente, superiores aos preços máximos admissíves, conforme a estimativa da Petrobras.

Para fins de comparação, no caso da P-54 entende-se como preço máximo admissível para esses itens de serviços adicionais o valor unitário previsto na estimativa da Petrobras acrescido de 7,438%. Tal percentual corresponde à variação máxima admissível pela Estatal em relação ao valor global esperado (US$ 633.430.360,79), conforme estimativa elaborada pelo ECP/SL/ENGENHARIA.

No caso da P-54, diferentemente da P-52, o valor global contratado (somatório das planilhas A, B, C, D e E) foi de US$ 628.808.971,27, inferior ao valor esperado da estimativa da Petrobras, de US$ 633.430.360,79. Dessa forma, é possível entender que, durante o consumo do valor original das planilhas B e C, mesmo com os preços dos seus itens unitários acima do estimado, não haveria superfaturamento, já que tais preços poderiam estar sendo compensados por outros itens com valores abaixo do estimado na planilha A (Lump Sum).

Ocorre que os valores previstos para as planilhas B e D foram totalmente consumidos antes mesmo da assinatura do contrato por conta de alterações de escopo negociadas somente com a licitante vencedora no período pré-contratual (a questão da negociação apenas com a licitante vencedora já foi verificada nos trabalhos realizados no âmbito do TC 011.165/2004-1, e já existe determinação por parte deste Tribunal no sentido de que a Petrobras padronize os procedimentos de negociação de alterações de escopo e de valores antes da celebração do contrato, para que seja preservada a isonomia entre as licitantes, Acórdão 1324/2005-PL).

Já durante a fase de execução do contrato, desde o seu início, verificou-se que os preços unitários da planilha B, ao invés de serem utilizados como preço de referência, foram considerados como custos nas novas SAEs negociadas, sendo ainda acrescidos de percentual de BDI de 34,09% em alguns casos.

Em reunião com o gerente do contrato da P-54, foi informado que os valores da planilha B foram considerados como custos em função de estarem desatualizados em relação ao preço de mercado.

Assim, a inclusão do BDI para a formação dos novos preços, na verdade, representou um reajuste ao valor original daquelas planilhas. Entretanto, não consta da documentação analisada qualquer pleito da contratada no sentido de reajustamentos daquelas planilhas tampouco autorização da diretoria executiva neste sentido. Ademais, nem seria cabível, pois,

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conforme relatado na irregularidade 1, o contrato original, em seus itens 5.3 e 5.8, vedava qualquer reajuste ou revisão de preços.

Os casos mais discrepantes de preços contratados divergentes do preço máximo admissível estão apontados a seguir:

Planilha B:- item 2.20 - Instrument worker (Instrumentador): preço unitário 59,85% superior ao preço máximo admissível;- item 2.22 - Tig welder (Soldador): preço unitário 55,50% superior ao preço máximo admissível;- item 2.23 - 6G welder (Soldador): preço unitário 40,15% superior ao preço máximo admissível;- item 2.24 - Diver (Mergulhador): preço unitário 72,38% superior ao preço máximo admissível;- item 2.25 - Diving Supervisor (Supervisor de mergulho): preço unitário 43,65% superior ao preço máximo admissível;- item 2.33 - Inspector welding (Inspetor de soldagem): preço unitário 43,62% superior ao preço máximo admissível;- item 2.35 - Inspector U.S. (Inspetor U.S.): preço unitário 37,00% superior ao preço máximo admissível;Planilha C:- item 2.14 - Power / control electrician (Eletricista de controle de energia): preço unitário 87,74% superior ao preço máximo admissível;- item 2.15 - Instrument worker (Instrumentador): preço unitário 155,38% superior ao preço máximo admissível;- item 2.19 - Diver (Mergulhador): preço unitário 211,91% superior ao preço máximo admissível;- item 2.20 - Diving Supervisor (Supervisor de mergulho): preço unitário 171,32% superior ao preço máximo admissível;- item 2.22 - Instrumentation foreman (Encarregado de instrumentação): preço unitário 93,29% superior ao preço máximo admissível;- item 2.23 - Mechanical foreman (Encarregado de mecânica): preço unitário 93,29% superior ao preço máximo admissível;- item 2.24 - Piping foreman (Encarregado de tubulação): preço unitário 93,29% superior ao preço máximo admissível;- item 2.25 - Painting / Insulation foreman (Encarregado de pintura / isolamento): preço unitário 93,29% superior ao preço máximo admissível;- item 2.27- Inspector welding (Inspetor de soldagem): preço unitário 135,05% superior ao preço máximo admissível;- item 2.35 - Inspector U.S. (Inspetor U.S.): preço unitário 128,47% superior ao preço máximo admissível;Portanto, no caso da P-54, existe um débito que deverá ser calculado da seguinte forma:

débito referente à planilha B = Valores pagos de Hh em SAE´s que foram realizadas após o consumo da planilha B, mas que utilizaram os preços unitários da mesma acrescidos novamente de BDI e que excederam os preços máximos admissíveis.

Observação: No caso da planilha C, ainda não existe débito, pois ainda não foi iniciada a fase offshore do empreendimento.

Durante os trabalhos da auditoria, diante da grande quantidade de Solicitações de Alterações de Ecopo - SAE´s realizadas, optou-se por selecionar apenas uma amostra, ou seja, aquelas de maior relevância para que fossem analisadas pela equipe e verificadas em campo.

Dessa forma, não foi possível calcular o débito SAE a SAE. A seguir, será demonstrado

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um exemplo de como deverá ser calculado esse débito, a partir da SAE UEP-P-54-0180 componente do Aditivo 2 e executada com valores unitários de H/h da Planilha B ainda acrescidos de BDI de 34,09%:

A SAE UEP-P-54-0180 apresentou um total de H/h de mão-de-obra consumida de onshore (planilha B) no valor de US$ 158.245,06, dos quais US$ 127.886,33 se referiam a serviços de Engenharia e US$ 30.358,74 a serviços de Construção. Recalculando-se esses valores conforme os preços unitários máximos admissíveis (7,438% a mais que a estimativa da Petrobras), obteve-se um débito total de US$ 42.683,94, sendo US$ 31.729,32 relativos a Engenharia e US$ 10.954,62 relativos a Construção. Tal cálculo foi efetuado somando-se os valores que ficaram acima dos preços máximos admissíveis e descontando-se os valores inferiores aos mesmos. Adicionalmente, deve-se considerar eventuais percentuais de descontos ou acréscimos ocorridos quando da negociação de cada SAE.



Esclarecimentos Adicionais:Documentação que fundamenta esta irregularidade:- Estimativa de Custo elaborada pela ENGENHARIA/SL/ECP, fls. 50/51 - Anexo 4;- Contrato EPC da P-54, fl. 8 - Anexo 5;- Anexo 12 do Contrato EPC da P-54, fl. 59- Anexo 5;- SAE 015, fl. 219 - Anexo 6;- SAE UEP-P54-0180, fls 124 - Anexo 6;- Memória de cálculo do Débito elaborada pela equipe TCU, fl. 236 do Anexo 6.Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade.Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto ao indício

de irregularidade no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAEs. IRREGULARIDADE Nº 10 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Deficiência grave de fiscalização/supervisãoÁrea de Ocorrência: CONTRATO No. Contrato: 899.2.005.04-5

Descrição/Fundamentação: Fragilidade e falta de transparência no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato ECP da P-54.

De acordo com o item 1.2.3 do contrato, há exigência de a Jurong Shipyard Pte. adquirir no Brasil bens e serviços num percentual mínimo de 65% do valor contratado, que equivalem a US$ 397,080,000.00: ‘Contractor shall perform, in Brazil, the Detailed Engineering Design, the construction and assembly, lifting of Modules, integration of MODULES with the HULL, transportation and commissioning. Detailed information is described in Annex I Scope of Work. Also, CONTRACTOR shall accomplish a Brazilian Local Content of at least sixty five percent (65%) in value for the FPSO complete scope of work (enginnering, procurement and constrution). The amount of Brazilian Local Content shall be at least US$ 397,080,000.00 (Three hundred ninety seven millions eighteen thousand American Dollars).’. Traduzindo: ‘A contratada deve executar, no Brasil, o projeto detalhado de engenharia, a construção e a montagem, incorporação dos módulos, integração destes com o casco, transporte e comissionamento. Informação detalhada é descrita no Anexo 1 - escopo do trabalho. Além disso, a contratada deve atingir pelo menos 65% de conteúdo nacional no valor total da Unidade de Produção (engenharia, equipamentos e construção). O valor de conteúdo nacional deve ser de pelo menos US$ 397,080,000.00.’

O contrato prevê, em seu item 1.2.3.1, que no caso do não cumprimento deste requisito a contratada deverá pagar à Petrobras/PNBV uma compensação equivalente a 20% do conteúdo

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nacional não realizado ‘(...)in addition, in the event CONTRACTOR fails to comply with this Brazilian Local Content requirements, CONTRACTOR shall pay to PNBV, as compensation, an amount equal to twenty percent (20%) of the Brazilian Local Content Shortfall.’. Traduzindo: ‘(...) além disso, caso a contratada não consiga atingir o conteúdo nacional requerido, deverá pagar a PNBV, como compensação, um valor igual a 20% do conteúdo nacional não atingido.’

Para a comprovação do cumprimento desta exigência, a contratada deve fornecer à PNBV relatórios mensais do conteúdo nacional realizado, acompanhados por evidências documentais, bem como a previsão do índice para o final do contrato, conforme item 1.2.3.1: ‘CONTRACTOR shall provide, on a monthly basis, a Brazilian Local Content report, as defined in item 2.2.4 of ANNEX VI, showing also documentary evidence, to the satisfaction of PNBV, for the Brazilian Local Content achievement monthly and the forecast for Brazilian Local Content at the end of CONTRACT term as defined in Article 2.1.2.’. Traduzindo: ‘A contratada deve providenciar relatórios mensais de conteúdo nacional, como definido no item 2.24 do Anexo 6, mostrando evidências documentais, para atender a PNBV na busca do conteúdo nacional mensalmente previsto e esperado ao final do termo contratual, como definido no artigo 2.1.2.’

A Petrobras/PNBV contratou a ABS Group Services do Brasil Ltda e a ONIP (Organização Nacional da Indústria do Petróleo) para, respectivamente, certificar e auditar a documentação comprobatória do cumprimento do percentual mínimo de conteúdo nacional exigido.

De acordo com informações prestadas pela Petrobras/PNBV, a ABS é responsável por verificar a autenticidade dos índices e valores, por meio das requisições de materiais, ordens de compras, faturas e grau de nacionalização dos bens e serviços contidos nas informações dos fornecedores. Já a ONIP, por auditar o processo, auxiliando a Equipe de Projeto da PNBV.

Ocorre que, conforme a Gerência da P-54, somente a ABS está tendo acesso às evidências documentais apresentadas pela Jurong para a comprovação das informações constantes de seus relatórios mensais. Nem a ONIP (empresa de auditoria) nem a própria Petrobras/PNBV realizam verificações nas evidências documentais.

Justificou não ter acesso às evidências documentais por conta de o contrato ser Lump Sum e de existir sigilo quanto aos preços unitários praticados pela contratada. Entretanto, esta justificativa não pode prosperar, pois, como visto acima, há obrigação contratual de a Jurong fornecer à PNBV documentação suficiente para a comprovação do cumprimento do percentual mínimo de conteúdo nacional. A Petrobras/PNBV informou ter acesso apenas aos relatórios produzidos pela Jurong, ABS e ONIP, mas, mesmo assim, sem as informações dos preços individuais dos itens relacionados.

Dessa forma, na medida em que a Petrobras/PNBV e/ou a ONIP não realizam verificações nas evidências documentais apresentada pela Jurong, a palavra da ABS está sendo considerada como absoluta, situação que não traz segurança e transparência ao processo. Além disto, levantam dúvidas quanto ao real papel da ONIP no processo já que, com a limitação de acesso à documentação, não é possível realizar os procedimentos de auditoria necessários à emissão de parecer conclusivo sobre os trabalhos realizados pela empresa certificadora.


País e ao lucro não obtido em função de um possível atraso na produção de petróleo, a sua paralisação acarretaria prejuízos maiores que os verificados nesta irregularidade.

Esclarecimentos Adicionais: documentação que fundamenta esta irregularidade:- Contrato EPC da P-54, fl. 8 - Anexo 5;- Informações detalhadas da metodologia da aferição do Índice de Conteúdo Nacional, fl. 152 do Anexo 6;

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- Relatório do mês de fevereiro/2004 apresentado pela Jurong Shipyard, com comentários da ABS, fl. 155 do Anexo 6;- Relatório Parcial Trimestral Topside e Hull, RPT 07/05, fl. 190 do Anexo 6;- Relatório de Auditoria ONIP/P-54-TS-CTA n.º 07/2007, fl. 215 do Anexo 6.Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade.Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto à

fragilidade e falta de transparência identificados no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato ECP da P-54.

IRREGULARIDADE Nº 11 IG-CClassificação: GRAVE COM CONTINUIDADE Tipo: Ausência, no edital, de critério de aceitabilidade de

preços máximosÁrea de Ocorrência: EDITAL No. Edital: 899.8.001.03-7

Descrição/Fundamentação: Ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore na licitação do EPC da P-54.

Na contratação da construção da P-54, a área de Estimativa de Custos e Prazos da Engenharia da Petrobras estimou em seu orçamento os serviços/materiais distribuídos nas seguintes planilhas:

Planilha A: Preço do Lump Sum, no qual estão inclusos todos os serviços necessários para a construção e montagem da FPSO, entre eles serviços de verificação de projeto fornecido pela PNBV, projeto de engenharia, aquisição (procurement), construção e montagem, conversão do casco e levantamento dos módulos, integração dos módulos com o casco, comissionamento, transporte, pré-operação e funcionamento da FPSO. Valor orçado: US$ 488.561.408,57.

Planilha B: Serviços adicionais de onshore para projeto, construção, montagem da FPSO, a serem realizados pela Contratada, previamente requeridos pela PNBV e não previstos em nenhum outro artigo do contrato. Valor orçado: US$ 3.804.970,00.

Planilha C: Serviços adicionais de offshore para start-up e etapas de operação assistida, previamente requeridos pela PNBV e não previstos em nenhum outro artigo do contrato. Valor orçado: US$ 2.012.372,00.

Planilha D: Verba de US$ 5.000.000,00 destinada à aquisição de materiais e/ou contratação de serviços especiais, previamente requeridos pela PNBV e não previstos na planilha de Lump Sum. O valor da Planilha D foi fixado no edital do certame.

Planilha E: Verba de US$ 5.000.000,00 destinada à aquisição de sobressalentes, previamente requeridos pela PNBV e não previstos na planilha de Lump Sum. O valor da Planilha E foi fixado no edital do certame.

Planilha F: Preços unitários para materiais serviços necessários para recuperação e reparo do aço do casco. Valor orçado: US$ 7.746.000,00.

Observa-se que as planilhas B, C, D, E e F referem-se a serviços e aquisições adicionais e não previstas originalmente no Projeto Básico do Lump Sum (planilha A). Tais planilhas representam aproximadamente 4,60% do valor total da estimativa, configurando-se como uma espécie de reserva de contingência. Verifica-se que, no caso das planilhas B e C, os quantitativos foram estimados visando serviços que poderiam ou não serem realizados, inclusive com valores idênticos tanto para a P-54 quanto para a P-52. Já a planilha F foi utilizada para a recuperação do casco.

O edital de contratação da plataforma considerou como preço global sujeito a avaliação pela Comissão de Licitação, não só a planilha A (Lump Sum), mas o somatório de todas as planilhas (A, B, C, D, E e F), de acordo com o que foi demonstrado no relatório de inspeção do TC 011.165/2004-1, o qual tratou do processo de licitação da P-54.

Entretanto, como os preços das planilhas B e C seriam utilizados para o cálculo de valores de serviços adicionais ao Lump Sum e seriam pagos considerando-se os seus preços

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unitários, os mesmos deveriam ter sido analisados pela comissão de licitação segundo critérios de aceitabilidade que deveriam estar pré-definidos no Edital. Dessa forma, evitar-se-iam possíveis ‘jogos de planilhas’ (aumento posterior no quantitativo de itens com preços unitários elevados, por exemplo).

Ressalta-se que o item 9.1.6 do Acórdão TCU 2354/2006-PL determina à Petrobras que estabeleça em seus instrumentos convocatórios critérios objetivos de aceitabilidade das propostas das licitantes, tanto para o preço global como para os preços unitários tendo por referência os preços de mercado e as especificidades do objeto, técnica e analiticamente justificadas e demonstradas nos respectivos processos, em observância ao disposto nos arts. 40, caput e inciso X, e 43, inciso IV, da Lei 8.666/93. E, ainda, o item 9.6 do Acórdão TCU 1595/2006-PL alerta à Petrobras que mesmo nos casos de contratação por preço global (Lump Sum), impõe-se à estatal a adoção de providências com vistas à adequação dos valores unitários quando se revelarem incompatíveis com os preços de mercado.



Esclarecimentos Adicionais:Documentação que fundamenta esta irregularidade:- Estimativa de Custo elaborada pela ENGENHARIA/SL/ECP, fls. 50/51 - Anexo 4;- Contrato EPC da P-54, fl. 8 - Anexo 5- Anexo 12 do Contrato EPC da P-54, fl. 59 - Anexo 5.Manifestação do Órgão/Entidade: Não houve manifestação da Petrobras sobre este

indício de irregularidade.Avaliação Preliminar: A Equipe de Auditoria mantém o posicionamento quanto à ausência

de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore na licitação do EPC da P-54.

CONCLUSÃOPARECER:OUTRAS QUESTÕES DE AUDITORIA1) ATRASONão avaliação da Petrobras/PNBV das causas do atraso na entrega da Plataforma P-52,

no sentido de penalizar a contratada e/ou realizar um novo aditivo ao contrato.De acordo com o DIP ENGENHARIA 000507/2005, de 23/12/2005, o Aditivo 2 alterou os

prazos do contrato da P-52, n. 899.2.006.03-1, em virtude das SAE negociadas nos Aditivos 1 e 2, provenientes, na sua maioria, do processo de verificação e ajustes do projeto básico e do FEED.

Conforme o contrato, os prazos para a conclusão das etapas da obra eram os seguintes:- Saída da UEP do canteiro: 05/08/2006 (960 dias);- UEP na locação pronta para a produção: 04/10/2006 (60 dias);- Assistência técnica após partida: 02/05/2007 (210 dias).Os atrasos foram previstos originalmente em quatro meses. Com a finalidade de reduzir

esse período para dois, foi acordado um Plano de Recuperação de Prazo, cujos custos no Brasil previstos pela Contratada constaram da carta P52-FSTP.PD-PNBV-283. Já para as atividades de Cingapura, a proposição foi feita durante as negociações dos custos indiretos de extensão de prazo.

Após as negociações, os valores estabelecidos para o Plano de Recuperação de Prazo foram os seguintes:- US$ 4.000.000,00 para as atividades em Cingapura (lower hull);- US$ 15.500.000,00 para as atividades no Brasil (topside).

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Observação: Em tais valores não está incluído o ICMS.Com o Plano, os novos prazos estabelecidos foram os seguintes:- Saída da UEP do canteiro: 04/10/2006 (1020 dias);- UEP na locação pronta para a produção: 03/12/2006 (60 dias);- Assistência técnica após partida: 01/07/2007 (210 dias).O pagamento dos valores referentes aos planos foi realizado conforme um compromisso

de performance previamente acordado, de maneira que o plano não se constituísse em um simples mecanismo de bônus contratual. Tal compromisso previa o seguinte:

Ações em Cingapura:- US$ 2.000.000,00 de acordo com o mecanismo de performance;- US$ 1.000.000,00 condicionado à saída do casco de Cingapura;- US$ 1.000.000,00 condicionado ao casco entregue no Brasil pronto para as atividades

de mating.Ações no Brasil:- US$ 13.000.000,00 para serviços em Angra;- US$ 2.000.000,00 para serviços em Niterói;- US$ 500.000,00 para ações na área de Suprimento.sendo:- US$ 2.000.000,00 condicionado à saída da plataforma do canteiro Brasfels;- US$ 2.000.000,00 de Niterói e US$ 11.000.000,00 de Angra feitos mensalmente e

integralmente mediante uma performance mínima de 85% do progresso físico planejado;- US$ 500.000,00 de acordo com aprovações pontualmente aprovadas pelo gerenciamento

do Contrato.De acordo com a Medição de Ago/2006 referente aos serviços executados em Angra

(estaleiro da Brasfels), nos meses de junho, julho e agosto não foi atingida a performance mínima de 85% do progresso físico planejado, tendo sido os pagamentos relativos a esses meses retidos conforme o acordado. Além disso, não foi pago o valor referente à saída da UEP do canteiro, de US$ 2.000.000,00, já que, até a data da presente auditoria (abril/2007), a plataforma ainda permanecia no estaleiro da Brasfels.

As causas para o atraso de mais de seis meses em relação ao previsto no Plano de Recuperação de Prazo (out/2006) para a saída da plataforma foram apontadas pela Contratada na carta P52-FSTP.PD-PNBV-L-0459, de 27/09/2006, por meio da qual foi pleiteada nova extensão de prazo. Dentre os motivos apresentados na referida carta, citam-se os seguintes: aumento de peso da FPU; alterações no volume de dragagem; atraso na entrega dos módulos de compressão e geração incompletos; modificações no flare, greves, condições do tempo e do mar durante as operações marinhas, atraso no recebimento de equipamentos etc. Ao final, a FSTP solicita a alteração do prazo para a saída da plataforma, de 04/10/2006 (1020 dias) para 31/05/2007 (1259 dias) e informa que os custos decorrentes ainda estão sendo analisados e que serão submetidos à Petrobras no devido tempo.

Ao ser questionado sobre a posição da Petrobras acerca das causas para o atraso, apontadas pela Contratada, o Gerente do contrato informou que ainda não foi feita uma análise formal sobre cada motivo levantado. Até o momento, não houve formalização de aditivo que preveja essa nova extensão de prazo e os custos dela decorrentes, nem qualquer tipo de penalização da contratada em função de eventuais atrasos causados única e exclusivamente por sua culpa.

A ausência de posicionamento da Petrobras/PNBV até a presente data implica na falta de formalização do custo de extensão de prazo previamente à execução das ações pela FSTP e na falta de uma definição clara da nova data para entrega da plataforma, gerando fragilidades nos controles sobre a execução da obra, além de dificultar as negociações futuras sobre os valores a serem pagos por essa prorrogação.

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Essa situação demandará análises futuras sobre as providências e medidas tomadas em função dos atrasos existentes.

2) ICMSA contratada, por intermédio de sua subcontratada, exportará, do Brasil, a plataforma

para a PNBV. Esta, por sua vez, irá afretá-la à Petrobras. Fisicamente, portanto, a plataforma não sairá do Brasil.

Pode haver incidência de ICMS sobre a aquisição da plataforma em dois momentos distintos. Chamaremos de ICMS 1 aquele que poderá incidir no momento da exportação (do Consórcio para a PNBV) e de ICMS 2 aquele que poderá incidir no momento da importação (pela Petrobras em relação à PNBV).

Ressalte-se, conforme dito acima, que a exportação é ficta, pois a plataforma não sairá fisicamente do País. Haverá apenas uma transação comercial de exportação, seguida de uma de importação da plataforma, sem que haja a movimentação física da plataforma.

As plataformas são construídas em Território Nacional e são regidas pelo regime de entreposto aduaneiro. Quando prontas a sua entrega se dará pelo regime de Depósito Alfandegado Certificado, ocasião em que o comprador decide se vai ‘internar’ o bem, pagando o ICMS devido, ou vai retirar o bem do País, hipótese de não incidência de ICMS, por ser considerada uma exportação, ainda que ficta. Por fim, após a saída ficta da plataforma, ela será importada pela Petrobras, mediante o sistema REPETRO.

Como acima citado, as contratadas, responsáveis pela construção das plataformas em Território Nacional, estão submetidas ao regime especial de Entreposto Aduaneiro, o qual permite a suspensão dos impostos federais porventura incidentes na operação, nos termos da IN/SRF nº 513.

O ICMS, como imposto estadual, também deveria ficar suspenso, uma vez que, conforme a Lei Complementar n° 87, não há incidência de ICMS nas operações e prestações que destinem ao exterior mercadorias. Não obstante, o Estado do Rio de Janeiro entende que, como não ocorrerá exportação propriamente dita, pois a plataforma não sairá do país, o ICMS é devido, não havendo que se falar em sua suspensão. Em virtude desse entendimento e considerando que as plataformas estão sendo construídas no Rio de Janeiro, o valor do ICMS está incluso nos contratos de construção das plataformas, com uma alíquota de 19%.

Cabe destacar que o entendimento sobre a incidência ou não de ICMS no caso de exportação ficta diverge entre os Estados.

O segundo momento de incidência de ICMS ocorre na importação da plataforma pela PETROBRAS. Esta importação estará submetida ao regime aduaneiro denominado REPETRO, regido pela IN/SRF n° 04/2001 e n° 240/2002, que estabelece a suspensão de impostos federais. Os estados firmaram convênio aceitando a suspensão dos impostos estaduais no caso do REPETRO. O Rio de Janeiro, não obstante ter assinado o referido Convênio, criou a Lei Valentin, que prevê a incidência do ICMS na importação nessa situação, por entender que a União não poderia conceder isenção de impostos estaduais em virtude da Constituição Federal. A legalidade/constitucionalidade da Lei Valentin está sendo analisada em diversos processos, todavia, ainda não há decisão definitiva, podendo haver a incidência do imposto quando a entrada da plataforma se dá no Estado do Rio de Janeiro, que estabelece uma alíquota de 16% de ICMS nas operações de importação.

O Estado do Rio de Janeiro, que estabelece essas duas situações de incidência, com o intuito de não inviabilizar esse tipo de investimento, promulgou o Decreto n° 39.477/2006, que permite à Petrobras compensar o ICMS 1 pago pela contratada, no pagamento do ICMS 2, pago por ocasião da importação, pois ainda que a Petrobras não seja contribuinte daquele imposto (ICMS 1), suporta o seu ônus, na medida em que a contratada o repassa à PNBV. O Decreto nº 39.477/2006, em suma, permite à Petrobras compensar o valor de ICMS pago pela PNBV, embutido no preço do contrato de construção da plataforma. O Decreto prevê ainda que, caso o

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ICMS 1 seja maior do que o ICMS 2, a Petrobras poderá se creditar dessa diferença, uma vez que a circulação de mercadorias nacional é tributada com 19%, enquanto a alíquota de ICMS incidente na importação de bens é de 16%.

Ainda nesse contexto, foi promulgado o Decreto nº 39.960/2006, que transferiu a responsabilidade pelo pagamento do ICMS incidente na importação dos módulos de geração e compressão das empresas fabricantes, Rolls Royce e Nuovo Pignone, para a empresa contratada para a construção da plataforma. Isso foi feito com o intuito de permitir à Petrobras creditar-se desses valores de ICMS, já que o Decreto n° 39.477/2006 autoriza a Petrobras a utilizar os créditos de ICMS pagos pela contratada (e repassados à ) PNBV.

A promulgação desses decretos acarretou uma alteração dos contratos firmados com as empresas fabricantes dos referidos módulos, pois o montante referente aos valores de ICMS deve ser excluído dos seus escopos, na mesma proporção, e adicionado ao valor do contrato de construção das plataformas, atual responsável pelo pagamento do ICMS.

Como se vê, tanto para o ICMS1, como para o ICMS 2, há questionamentos sobre a sua incidência, quer em razão da interpretação a ser dada pelo Rio de Janeiro sobre a exportação ficta, quer em razão do julgamento da inconstitucionalidade da Lei Valentin. Não se conhece até então o valor exato de ICMS que irá incidir na exportação e na importação das plataformas. Esses valores só serão conhecidos por ocasião das efetivas entregas, quando se saberá também o valor final dos contratos, após inclusão de todos os aditivos.

Algumas considerações peculiares a cada plataforma são ressaltadas abaixo:Plataforma P-52 Com a transferência da responsabilidade pelo pagamento do ICMS incidente na

importação dos módulos de compressão e de geração para a FSTP, em razão da promulgação do Decreto n° 39.960/2006, a PNBV, mediante a formalização do aditivo 4, reembolsou à FSTP os valores gastos em impostos na importação dos referidos módulos, uma vez que a FSTP não estava obrigada contratualmente a arcar com esses custos.

Em função desse reembolso, será necessário realizar mudança nos contratos com a Nuovo Pignone e Rolls Royce, diminuindo os valores destes contratos. Como os referidos contratos previam a retenção do ICMS para pagamento somente ao final, não será necessária a devolução dos seus valores, apenas a formalização de aditivos retirando essa obrigação contratual, bem como outras, relativas a serviços que também passaram a ser de responsabilidade da FSTP (mas que não têm relação com o ICMS e por isso não serão abordados aqui).

Quanto ao ICMS 1, devido na aquisição da plataforma, a FSTP fez uma consulta ao Fisco Estadual, tendo o Superintendente de Tributação do Estado do Rio de Janeiro se pronunciado no sentido de que é devido o ICMS na entrega da plataforma à PNBV, mediante exportação ficta.

O ICMS está sendo pago mensalmente à FSTP, de acordo com o avanço físico do lump sum, conforme estabelecido no contrato, ainda que o fato gerador só ocorra na entrega do bem. A PNBV tentou alterar esta forma de pagamento, todavia a FSTP alegou que esta forma de pagamento estava prevista contratualmente e a sua alteração acarretaria prejuízo financeiro, decorrente da perda de fluxo de caixa. Entendemos que a previsão contratual de certa forma influencia na proposta, sendo então procedente a alegação da contratada.

Ressalte-se que o valor correspondente ao ICMS, incidente sobre o valor das solicitações de alteração de escopo (SAE), num montante de R$ 5.104.290,42 até o presente momento, está sendo retido pela PNBV, por entender que ao final do contrato haverá um encontro de contas, uma vez que, como já comentado, só por ocasião da entrega do bem se conhecerá o valor efetivo do ICMS devido. Essa retenção, segundo a Petrobras, evita que se pague valor maior do que o devido. No caso dos Aditivos 2 e 3, as parcelas de ICMS referentes ao custo de extensão de prazo, plano de recuperação e apreciação do real também estão sendo retidas.

Plataforma P-54

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No caso da P-54, o ICMS 1 não está sendo pago, ainda que seu valor esteja destacado na proposta. A contratada está optando, por razões internas a ela, pelo não pagamento do ICMS, por entender que o mesmo estaria suspenso em função do regime de Entreposto Aduaneiro e não será devido por considerar que a plataforma será exportada. Destaque-se que a Jurong não fez consulta ao Fisco Estadual.

Como o valor do ICMS está previsto contratualmente, se por ocasião da entrega do bem o Estado do Rio de Janeiro entender que ele é devido, a PNBV repassará o valor à Jurong para o pagamento. Caso fique confirmada a sua não incidência, será necessário um aditivo contratual para a diminuição do valor do contrato firmado com a Mauá-Jurong.

Este entendimento também está sendo adotado com relação ao ICMS incidente sobre os módulos de compressão e geração, que, embora previsto contratualmente, não está sendo cobrado pelas contratadas, conforme informações prestadas pelo Gerente do contrato da P-54.

Quanto ao ICMS 2, da mesma forma que na P-52, a sua incidência dependerá do julgamento da inconstitucionalidade da Lei Valentin.

Plataforma P-51Embora o Contrato desta não tenha sido auditado, há, conforme visto no Relatório da

Auditoria Interna da Petrobras, menção explícita de que o ICMS incidente na construção da plataforma, que se refere ao ICMS 1, só deve ser pago quando devido, ou seja, não deve haver o pagamento mensal de parcelas do ICMS à contratada, pois o fato gerador dar-se-á ao final da construção. Esse fato deverá ser observado e analisado caso seja feita Auditoria nessa plataforma.

Quanto ao ICMS 2, devido na importação, dependerá do julgamento da inconstitucionalidade da Lei Valentin.

3) CADASTRO NO SIASGOs contratos ainda não foram cadastrados no SIASG em virtude de o Ministério do

Planejamento ainda não ter disponibilizado módulo para permitir o registro a entidades não-SISG, apesar da determinação contida no item 9.3.3 do AC 1041/2006-P. Portanto, dada a impossibilidade de se realizar o cadastro, não há como se falar em irregularidade, permanecendo o assunto em discussão no âmbito do Ministério e da Petrobras.

Esclarecimentos Adicionais:A Petrobras não trouxe em sua manifestação prévia elementos suficientes para afastar os

indícios de irregularidades graves identificados nos contratos de construção das plataformas P-52 e P-54.

Consoante o art. 276 do Regimento Interno/TCU, o Relator poderá, em caso de urgência, de fundado receio de grave lesão ao Erário ou a direito alheio ou de risco de ineficácia da decisão de mérito, de ofício ou mediante provocação, adotar medida cautelar, determinando a suspensão do procedimento impugnado, até que o Tribunal julgue o mérito da questão. Tal providência deverá ser adotada quando presentes os pressupostos do fumus boni iuris e do periculum in mora.

Analisando os indícios de irregularidades graves relatados nestes autos, verifica-se que estão presentes os dois pressupostos para a adoção das medidas cautelares para os contratos retromencionados.

No contrato 899.2.006.03-1, relativo à construção e montagem da Plataforma Semi-Submersível P-52, foi identificada a seguinte irregularidade grave que carateriza o fumus boni iuris:

- Reconhecimento indevido de pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e de aquecimento de mercado, pois como as cláusulas 5.3 e 5.8 do contrato original do EPC da P-52 vedavam qualquer reajustamento ou revisão de preços, a contratada, por ocasião da elaboração da sua proposta, já adotou como base essa premissa, em conseqüência, como manda a boa prática comercial, já embutiu em seu

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preço as possíveis variações do mercado ou se precaveu mediante contrato de ‘hedge’. Por conta deste reequilíbrio, até fevereiro de 2007, a Estatal desembolsou, indevidamente, US$ 92.293.967,56 (Irregularidade 2).No contrato 899.2.005.04-5, relativo à conversão do navio Barão de Mauá em FPSA

(Floating, Production, Storage and Offloading) - P-54, foram identificadas as seguintes irregularidades graves que caraterizam o fumus boni iuris:

- Reconhecimento indevido de pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e de aquecimento de mercado, pois como as cláusulas 5.3 e 5.8 do contrato original do EPC da P-54 vedavam qualquer reajustamento ou revisão de preços, a contratada, por ocasião da elaboração da sua proposta, já adotou como base essa premissa, em conseqüência, como manda a boa prática comercial, já embutiu em seu preço as possíveis variações do mercado ou se precaveu mediante contrato de ‘hedge’. Por conta deste reequilíbrio, até março de 2007, a Estatal desembolsou, indevidamente, US$ 85.004.557,34 (Irregularidade 1);- Reconhecimento indevido de pleito relativo à variação do preço do aço no mercado internacional no período compreendido entre a data da apresentação da proposta e a data da assinatura do contrato, pois não foram demonstrados os requisitos de imprevisibilidade e onerosidade excessiva. Como não há um demonstrativo de formação de preços detalhado em que esteja

evidenciado o preço base da proposta da contratada, não é possível a comparação direta com o preço de mercado, ou seja, a comprovação da onerosidade excessiva para uma das partes. Em razão deste pleito, a Estatal desembolsou US$ 4.300.000,00, valor sem ICMS, uma vez que este está sendo retido pela Petrobras.

Para agravar a situação, além do reconhecimento indevido do pleito de reequilíbrio, conforme acima comentado, os cálculos efetuados para o seu pagamento foram realizados com base em quantitativo superior ao estimado pela área de Engenharia da Petrobras. Não há nos autos justificativa para uma discrepância, da ordem de 60%, entre a quantidade negociada e a estimada. Esta diferença resultou no pagamento a maior de US$ 1.624.435,00, conforme preliminarmente apurado pela equipe de auditoria.

Merece destacar que a concessão de pleitos de reequílibrio em função de variação de preço do aço no mercado internacional já foi objeto de questionamento no âmbito do TC 004.520/2005-0, Relatório de Acompanhamento da Construção da Plataforma PRA-1, não tendo a Petrobras conseguido, até o momento, elidir as irregularidades apontadas.

Em que pese a Petrobras não ter sido ouvida especificamente sobre esse ponto por ocasião da manifestação prévia, a Estatal terá oportunidade de se pronunciar na fase da oitiva das partes, preservando-se assim o direito constitucional da ampla defesa e do contraditório. (Irregularidade 8).

- Superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAEs com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do contrato, com aplicação de BDI em duplicidade. Conforme relatório da auditoria, o valor do débito deverá ser calculado pela Petrobras (Irregularidade 9).Quanto à evidenciação do periculum in mora, a Petrobras informou que os saldos

remanescentes dos contratos, após a medição de maio são: US$ 72.914.326,55, referente à P-52; e US$ 67.153.060,52, à P-54, ou seja, os saldos já são inferiores aos valores apurados como débitos pela equipe de auditoria.

Além disto, em caso de confirmação dos indícios de irregularidades identificados, poderá haver uma grande dificuldade para se recuperar aqueles valores, pois as empresas contratadas estão sediadas fora do País (Cingapura).

Esses fatos poderão ensejar prejuízos à Petrobras e comprometer a eficácia da decisão de mérito que vier a ser proferida pelo TCU.

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O perigo de paralisação das obras poderá vir a ser alegado como argumento para o periculum in mora reverso. Por isso, vale ressaltar os instrumentos contratuais à disposição da Petrobras no caso de atrasos nas obras, quais sejam: garantias bancárias e previsão de multas por atrasos. Portanto, não representa riscos maiores do que aqueles que poderão advir da não adoção da medida cautelar.

Além disso, é preciso que se frise novamente o argumento exposto no Relatório, qual seja o de que riscos de atrasos não podem justificar pagamentos indevidos, já que este comportamento sinalizará para futuras contratadas um poder de barganha de pleitos indevidos, podendo no final gerar perdas maiores até do que as decorrentes do atraso de um contrato.

As cautelares ora propostas, devem ser adotadas inaudita altera pars, prevista no art. 276 do Regimento Interno/TCU, tendo em vista a possibilidade de que sejam realizados novos pagamentos à contratada diminuindo ainda mais os saldos remanescentes dos contratos.

PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTOPROPOSTA DA EQUIPEDeterminação a Órgão/Entidade: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - MME: a) determinar à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 276, caput, do RI/TCU, a

retenção cautelar de US$ 92.293.967,56 (noventa e dois milhões, duzentos e noventa e três mil, novecentos e sessenta e sete dólares americanos e cinqüenta e seis centavos), do contrato n.º 899.2.006.03-1, EPC da Plataforma P-52, celebrado pela Petrobras Netherland B.V com a empresa FSTP Pte Ltd, referente aos pagamentos efetuados a título de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e de aquecimento do mercado doméstico, compreendendo o saldo contratual remanescente e novos termos aditivos, até decisão de mérito do TCU;

b) determinar à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 276, caput, do RI/TCU, a retenção cautelar de US$ 89.304.557,34 (oitenta e nove milhões, trezentos e quatro mil, quinhentos e cinqüenta e sete dólares americanos e trinta e quatro centavos), do contrato n.º 899.2.005.04-5, EPC da Plataforma P-54, celebrado pela Petrobras Netherland B.V com a empresa Jurong Shipyard Pte. Ltd., referente aos pagamentos efetuados a título de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial, de aquecimento do mercado doméstico e de aumento do preço do aço no mercado internacional, compreendendo o saldo contratual remanescente e novos termos aditivos, até decisão de mérito do TCU;

c) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que apure os valores efetivamente pagos, até o momento, a título de aquecimento de mercado, de variação cambial e aumento do preço do aço no mercado internacional nos contratos n.º 899.2.006.03-1 e n.º 899.2.005.04-5, considerando que o valor informado no item ‘a’ corresponde ao total pago até fevereiro/2007 e que no item ‘b’, o até março/2007, efetuando também a retenção das diferenças entre os valores apurados e os informados naqueles itens;

d) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que informe a este Tribunal de Contas da União os valores efetivamente pagos, até o momento, a título de aquecimento de mercado e de variação cambial às empresas FSTP Pte. Ltd. e Jurong Shipyard Pte. Ltd., nos contratos EPC das Plataformas P52 e P-54.

e) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que informe a este Tribunal de Contas da União os valores efetivamente retidos com base nos itens ‘a’, ‘b’ e ‘c’;

f) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que informe a este Tribunal de Contas da União se as empresas FSTP Pte. Ltd. e Jurong Shipyard Pte. Ltd. possuem outros contratos com empresas do grupo Petrobras. Em caso positivo, informar os números dos contratos e respectivos saldos; PRAZO PARA CUMPRIMENTO: *********

Determinação de Providências Internas ao TCU: 1ª Secretaria de Controle Externo: f) determinar, nos termos do art. 276, § 3º, do Regimento Interno/TCU, a oitiva da

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Petróleo Brasileiro S/A para, no prazo de 15 (quinze) dias, manifestar-se sobre os fatos apontados no Relatório de Auditoria;

g) determinar, nos termos do art. 276, § 3º, do Regimento Interno/TCU, a oitiva da empresa FSTP Pte. Ltd., para, no prazo de 15 (quinze) dias, querendo, manifestar-se sobre os fatos apontados no Relatório de Auditoria;

h) determinar, nos termos do art. 276, § 3º, do Regimento Interno/TCU, a oitiva da empresa Jurong Shipyard Pte. Ltd., para, no prazo de 15 (quinze) dias, querendo, manifestar-se sobre os fatos apontados no Relatório de Auditoria;

NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0 Determinação de Providências Internas ao TCU: 1ª Secretaria de Controle Externo: i) determinar à unidade técnica que encaminhe cópia do Relatório de Auditoria, bem como

dos pareceres subsequentes que vierem a ser proferidos, às empresas Petróleo Brasileiro S/A, Jurong Shipyard Pte. Ltd. e FSTP Pte Ltd a fim de subsidiar as suas manifestações. NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0

Determinação de Providências Internas ao TCU: 1ª Secretaria de Controle Externo: encaminhar cópia do Relatório da Auditoria e pareceres subsequentes ao Ministério Público Federal no Estado do Rio de Janeiro, informando do seu caráter preliminar. NÚMERO DE DIAS PARA ATENDIMENTO: 0”

3. Embora tenha considerado presentes os requisitos necessários à concessão da medida cautelar proposta pela unidade técnica, determinei, de início, a promoção da oitiva prévia dos responsáveis, sem prejuízo de franquear a manifestação às contratadas, consoante despacho de 12/7/2007, acostado às fls. 202/204 (vol. 1 do principal). 4. Promovidas as comunicações processuais pertinentes, os responsáveis acudiram aos autos apresentando respostas às oitivas, que foram analisadas pela 1ª Secex na instrução de fls. 205/270 (vol. 1 do principal), consoante transcrição a seguir:

“DOS INDÍCIOS DE IRREGULARIDADES2. Foram apontados por esta Unidade Técnica os indícios de irregularidades a seguir discriminados (fls. 107/134 do Volume Principal):

1) reconhecimento indevido de pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial e aquecimento de mercado, sendo que as cláusulas 5.3 e 5.8 do contrato original do EPC da P-54 vedavam qualquer reajustamento ou revisão de preços, o que ensejou, até março de 2007, débito de US$ 85.004.557,34;

2) reconhecimento indevido de pleito de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato e reajuste contratual cuja fundamentação era vedada pelo contrato original e pelo Edital do Convite do EPC da P-52, o que ensejou débito, até fevereiro de 2007, de US$ 92.293.967,56;

3) falhas no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo do contrato EPC da P-54;

4) ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore (Planilhas B e C do Contrato) do EPC da P-52;

5) ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore na licitação do EPC da P-54;

6) existência de planilhas B e C, referentes, respectivamente, a serviços adicionais de onshore e offshore, do contrato da P-52 (Contrato nº 899.2.006.03-1), cujos preços unitários de Homem-hora - Hh estavam acima daqueles previstos na estimativa de custos realizada pela PNBV, em 22,84% e 13,93%, respectivamente;

7) custos de extensão de prazo pagos sem comprovação da sua não inclusão no BDI das SAE e sem a comprovação se os seus valores unitários estariam compatíveis com os do contrato de EPC da P-52;

8) procedimentos na análise de solicitações de escopo contratual que prejudicaram o controle do contrato EPC P-52;

9) reconhecimento indevido de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de EPC 39


da P-54 (Contrato nº 899.2.005.04-5), em razão da variação de preço do aço estrutural sem a utilização de Demonstrativo de Formação de Preço (DFP) detalhado, caracterizando superfaturamento;

10) superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo – SAE, com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do contrato firmado para a construção da plataforma P-54, com aplicação de BDI em duplicidade; e

11) fragilidade e falta de transparência no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato ECP da P-54.DA PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO DA UNIDADE TÉCNICA

3. Após análise no relatório de auditoria da manifestação prévia do gestor, a equipe entendeu que a PNBV não trouxera, naquela oportunidade, elementos suficientes para afastar os indícios de irregularidades graves identificados nos contratos de construção das plataformas P-52 e P-54 (fls. 141/143 do Volume Principal).

4. Diante disso, em observância ao art. 276 do Regimento Interno do TCU, analisando os indícios de irregularidades graves relatados nestes autos, foram verificados presentes os pressupostos para a adoção das medidas cautelares para os contratos em exame.

5. No Contrato nº 899.2.006.03-1, que trata da construção e montagem da Plataforma Semi-Submersível P-52, foi identificado, como irregularidade grave que carateriza o fumus boni iuris, o reconhecimento indevido de pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro em decorrência de variação cambial e de aquecimento de mercado interno, relativos à parcela de conteúdo nacional, ensejando, até fevereiro de 2007, débito de US$ 92.293.967,56.

6. No Contrato nº 899.2.005.04-5, que trata da conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) - P-54, foram identificadas as seguintes irregularidades graves que caraterizam o fumus boni iuris:

a) reconhecimento indevido de pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial e de aquecimento de mercado doméstico, relativos à parcela de conteúdo nacional, ensejando, até março de 2007, débito de US$ 85.004.557,34;

b) reconhecimento indevido de pleito relativo à variação do preço do aço no mercado internacional no período compreendido entre a data da apresentação da proposta e a data da assinatura do contrato, em razão de não terem sido demonstrados os requisitos de imprevisibilidade e onerosidade excessiva, por meio de demonstrativo de formação de preços detalhado, no qual estivesse evidenciado o preço base da proposta da contratada, não sendo possível, assim, a comparação direta com o preço de mercado, ensejando débito de US$ 4.300.000,00, valor sem ICMS, bem como ficou consignada uma diferença, da ordem de 60%, entre a quantidade negociada e a estimada, o que pode ter resultado no pagamento a maior de US$ 1.624.435,00, conforme preliminarmente apurado pela Equipe de Auditoria;

c) superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do contrato, com aplicação de BDI em duplicidade, cujo débito deverá, segundo relatório de auditoria, ser calculado pela PNBV.

7. Quanto à existência do periculum in mora, a PNBV informou, à época, os saldos remanescentes dos contratos, os quais já seriam insuficientes para cobrir os débitos levantados pela Equipe de Auditoria.

8. Ademais, em caso de confirmação dos indícios apontados, poderia haver uma grande dificuldade para se recuperar aqueles valores, por se tratar de empresas estrangeiras (Cingapura).

9. Considerando presentes os requisitos que fundamentam a concessão de medida cautelar, esta Unidade Técnica efetuou proposta de encaminhamento nos seguintes termos (fls. 144/145 do Volume Principal):

a) determinar à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 276, caput, do RI/TCU, a retenção cautelar de US$ 92.293.967,56 (noventa e dois milhões, duzentos e noventa e três mil, novecentos e sessenta e sete dólares americanos e cinqüenta e seis centavos), do Contrato n.º 899.2.006.03-1, EPC da Plataforma P-52, celebrado pela PNBV Netherlands B.V com a empresa FSTP Pte Ltd, referente aos pagamentos efetuados a título de reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial e de aquecimento do mercado doméstico, compreendendo o saldo contratual remanescente e novos termos aditivos, até decisão de mérito do TCU;

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b) determinar à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 276, caput, do RI/TCU, a retenção cautelar de US$ 89.304.557,34 (oitenta e nove milhões, trezentos e quatro mil, quinhentos e cinqüenta e sete dólares americanos e trinta e quatro centavos), do contrato n.º 899.2.005.04-5, EPC da Plataforma P-54, celebrado pela PNBV Netherlands B.V com a empresa Jurong Shipyard Pte. Ltd., referente aos pagamentos efetuados a título de reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial, de aquecimento do mercado doméstico e de aumento do preço do aço no mercado internacional, compreendendo o saldo contratual remanescente e novos termos aditivos, até decisão de mérito do TCU;

c) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que apure os valores efetivamente pagos, até o momento, a título de aquecimento de mercado, de variação cambial e de aumento do preço do aço no mercado internacional nos contratos n.º 899.2.006.03-1 e n.º 899.2.005.04-5, considerando que o valor informado no item ‘a’ corresponde ao total pago até fevereiro/2007 e que no item ‘b’, o até março/2007, efetuando também a retenção das diferenças entre os valores apurados e os informados naqueles itens;

d) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que informe a este Tribunal de Contas da União os valores efetivamente pagos, até o momento, a título de aquecimento de mercado e de variação cambial às empresas FSTP Pte. Ltd. e Jurong Shipyard Pte. Ltd., nos contratos EPC das Plataformas P52 e P-54;

e) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que informe a este Tribunal de Contas da União os valores efetivamente retidos com base nos itens ‘a’, ‘b’ e ‘c’;

f) determinar à Petróleo Brasileiro S/A que informe a este Tribunal de Contas da União se as empresas FSTP Pte. Ltd. e Jurong Shipyard Pte. Ltd. possuem outros contratos com empresas do grupo PNBV. Em caso positivo, informar os números dos contratos e respectivos saldos;

g) determinar, nos termos do art. 276, § 3º, do Regimento Interno/TCU, a oitiva da Petróleo Brasileiro S/A para, no prazo de 15 (quinze) dias, manifestar-se sobre os fatos apontados no Relatório de Auditoria;

h) determinar, nos termos do art. 276, § 3º, do Regimento Interno/TCU, a oitiva da empresa FSTP Pte. Ltd., para, no prazo de 15 (quinze) dias, querendo, manifestar-se sobre os fatos apontados no Relatório de Auditoria;

i) determinar, nos termos do art. 276, § 3º, do Regimento Interno/TCU, a oitiva da empresa Jurong Shipyard Pte. Ltd., para, no prazo de 15 (quinze) dias, querendo, manifestar-se sobre os fatos apontados no Relatório de Auditoria;

j) determinar o encaminhamento de cópia do Relatório de Auditoria, bem como dos pareceres subsequentes que vierem a ser proferidos, às empresas Petróleo Brasileiro S/A, Jurong Shipyard Pte. Ltd. e FSTP Pte. Ltd. a fim de subsidiar as suas manifestações;

l) determinar o encaminhamento de cópia do Relatório da Auditoria e pareceres subsequentes ao Ministério Público Federal no Estado do Rio de Janeiro, informando do seu caráter preliminar.

DA MEDIDA CAUTELAR10. Em 12 de julho de 2007, por meio de Despacho exarado nos autos, o Exmo. Ministro-

Relator Augusto Nardes considerou presentes os requisitos do fumus boni iuris e do periculum in mora. Todavia, julgou pertinente a promoção de oitiva prévia antes de conceder a medida cautelar proposta por esta Unidade Técnica.

DAS OITIVAS APRESENTADAS11. Observa-se que, embora nem todas as irregularidades tenham ensejado a proposta de

retenção cautelar, a Petrobras Netherlands B.V. - PNBV encaminhou, em 20/07/2007, resposta de oitiva sobre todas elas, talvez em razão da determinação contida na alínea ‘g’ acima.

12. Após traçar um panorama geral dos empreendimentos que envolvem a construção das plataformas P-52 e P-54, a PNBV responde às questões abordadas como indícios de irregularidade no relatório de auditoria do TCU, as quais passaremos a analisar (fls. 01/58 do Anexo 11).

13. Por sua vez, a empresa Jurong Shipyard Pte Ltd., sociedade constituída de acordo com as leis de Cingapura, apresentou suas justificativas, em 17/08/2007, acerca dos indícios de irregularidade. Preliminarmente, a empresa aduz que o contrato é regido pela legislação inglesa, não entendendo ser correta a aplicação da legislação brasileira. Em seguida, a contratada refutou as irregularidades apontadas pela Equipe de Auditoria, o que será analisado mais adiante (fls. 40/77 do Anexo 14).

14. Por fim, a empresa FSTP Brasil Ltda., empresa nacional com sede na cidade do Rio de Janeiro-RJ, encaminhou suas respostas às oitivas, em 17/08/2007, as quais serão analisadas mais a frente (fls. 02/29 do Anexo 14).

Quanto aos requisitos da cautelar adotada

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Da inexistência do fumus boni iuris15. Com vistas a descaracterizar o requisito da fumaça do bom direito, a PNBV e as

contratadas refutam as irregularidades apontadas pela Equipe de Auditoria, as quais serão mencionadas e analisadas mais adiante.

Da ausência do periculum in mora e da existência do periculum in mora reversoEsclarecimentos da PNBV (fls. 05/07 do Anexo 11)16. Com o objetivo de afastar a necessidade de urgência da medida cautelar, a PNBV assevera,

em primeiro lugar, que os prazos de vigência dos contratos em comento teriam sido prorrogados para maio (P-52) e março (P-54) de 2008.

17. A Estatal pondera acerca da possibilidade de utilização de meios variados para reaver das contratadas eventuais valores pagos indevidamente. Citando um desses meios, menciona, como exemplo, as garantias contratuais previstas na cláusula 6.3 e no anexo XIV do Contrato de EPC da P-54, que poderiam ser utilizadas no caso de haver, no exame do mérito, a ocorrência de débito a ser ressarcido.

18. Como outro exemplo, a Companhia menciona que, após serem considerados irregulares, esses valores poderiam ser reavidos de outros contratos dessas mesmas empresas com a PNBV.

19. Finalizando a exemplificação dos meios que poderiam ser utilizados, a PNBV informa que haveria a possibilidade de ser firmado um termo extracontratual com as contratadas para que estas oferecessem bens em garantia ou seguros dos valores questionados.

20. Além disso, a Estatal assevera que as contratadas apresentam ‘excelente saúde financeira’, o que indica que os valores poderiam ser reavidos posteriormente, caso as irregularidades fossem confirmadas no exame do mérito pelo TCU.

21. Quanto ao periculum in mora reverso, a PNBV informa que, com a retenção dos citados valores pela medida cautelar, haverá comprometimento da conclusão do contrato, o que pode causar maiores danos e prejuízos, do que, caso fosse determinada, a continuação da obra.

22. Nesse sentido, a Companhia aduz que a simples retenção dos valores impugnados pela Unidade Técnica do TCU configuraria descumprimento contratual por parte da PNBV, autorizando as contratadas a utilizarem o instituto da exceção do contrato não cumprido, o que acarretaria a paralisação da execução contratual, com fundamento no art. 476 do Código Civil Brasileiro. Essa paralisação ensejaria prejuízo à Estatal, que teria de arcar com os custos dela decorrentes.

23. Além disso, a PNBV alega que a paralisação das obras da P-54 e da P-52 representaria uma perda pela postergação da produção de 360.000 barris de óleo por dia e mais de 5 milhões de m3/dia de gás escoado para o mercado, o que traria um impacto estimado, em valor presente líquido, de US$ 18 milhões para a P-54 e de US$ 20 milhões para a P-52, por mês de atraso no início da produção, levando a Companhia a prejuízo muito maior do que o débito apurado. Foram mencionados, ainda, outros eventuais prejuízos decorrentes de perda de arrecadações tributárias e de royalties, necessidade de importação de petróleo etc., que também seriam ocasionados pelo atraso na produção.

24. A PNBV transcreve, em seu favor, trecho do relatório da Equipe de Auditoria no qual fica consignado que é recomendável o prosseguimento da obra, em razão da importância do empreendimento para o crescimento econômico do País, sendo a paralisação um prejuízo maior que os danos verificados na irregularidade.

25. Por fim, a Estatal refere-se à ausência de proporcionalidade e razoabilidade da medida cautelar, apresentando considerações teóricas sobre o tema, ao alegar que a medida não é adequada aos fins a que se destina.

Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. (fls. 73/75 do anexo 14)26. A contratada aduz, em preliminar, que não se aplica a legislação brasileira no Contrato de

EPC da P-54, em razão de disposição contratual expressa (vale, segundo a Jurong, a legislação inglesa). Alega, ainda, que trabalha nesse contrato atualmente com Valor Presente Líquido – VPL negativo de aproximadamente US$ 2 milhões, situação que seria agravada com a retenção cautelar, inviabilizando o cumprimento das obrigações contratuais, o que ensejaria a rescisão do contrato sob o fundamento da aplicação do instituto da exceção do contrato não cumprido.

27. Menciona os mesmos argumentos trazidos pela PNBV acerca dos eventuais prejuízos que seriam ocasionados pela adoção da medida cautelar que vier a ser adotada. Além disso, a Jurong afirma tratar-se empresa com renome e solidez econômica, que seriam plenamente capazes de suportar encargos contratuais futuros. Por fim, a contratada trouxe julgados do TCU que fundamentam a alegação do perigo na demora reverso.

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Esclarecimentos da FSTP Brasil Ltda. (fls. 26/29 do anexo 14)28. A contratada afirma que não há ‘concretos indícios’ de irregularidades que ensejassem a

adoção da medida cautelar. Pelo contrário, estar-se-ia caracterizado o periculum in mora reverso.29. Como argumento para fundamentar a existência do perigo na demora reverso, a FSTP

identifica vários fatores que poderiam ser ocasionados em razão da implementação da retenção cautelar: dificuldades no cumprimento de obrigações assumidas, rescisão contratual, atraso na entrega da plataforma, falta de recolhimento do ICMS, não pagamento de cerca de 2.500 empregados alocados diretamente na construção da P-52, ocorrência de custos com desmobilização, prorrogações decorrentes das extensões dos seguros firmados, não cumprimento das obrigações assumidas com subcontratados, prejuízos para economia do local de construção, não obtenção da auto-suficiência nacional de petróleo etc.

30. A contratada ressalta que, com a retenção, terá de arcar com recursos próprios para terminar a construção da aludida plataforma, o que trará custos financeiros obtidos junto aos bancos. Em contrapartida, a FSTP discorre sobre a sua solidez econômica e sua experiência, no sentido de afastar qualquer risco de não ressarcimento dos valores pagos a maior que fossem apurados no exame do mérito.

Análise das oitivas apresentadas31. O fato de os contratos terem sido prorrogados para março e maio de 2008 não afasta o

perigo na demora, pois, caso a medida cautelar não seja utilizada com a urgência requerida, a recuperação dos valores pagos indevidamente se tornará mais difícil, tendo em vista que o saldo contratual não será suficiente para cobrir o débito apurado. Sem adoção da tutela de urgência, restará aguardar o exame do processo pelo TCU, cujo prazo de conclusão do mérito, não obstante ser um processo célere, não será inferior ao avanço dos pagamentos efetuados no âmbito de ambos os contratos. Assim, sem a adoção da medida cautelar, correr-se-á o risco de que o saldo contratual seja consumido numa velocidade maior que os trâmites processuais do TCU no exame do mérito.

32. Com a consumação do saldo contratual, restará à PNBV acionar a contratada judicialmente ou ao TCU instaurar tomada de contas especial para depois executar a contratada e os responsáveis, o que dificultaria o ressarcimento dos valores indevidos pelas contratadas.

33. Sobre esse aspecto, vale transcrever trecho do relatório de auditoria, no qual já há menção de que, ‘em caso de confirmação dos indícios de irregularidades identificados, poderá haver uma grande dificuldade para se recuperar aqueles valores, pois as empresas contratadas estão sediadas fora do País (Cingapura)’.

34. Quanto às garantias contratuais que poderiam ser utilizadas, a própria PNBV encaminhou ofício ao TCU posteriormente (fls. 172/173 do Principal), reconhecendo que ‘não é possível o uso das referidas garantias para a cobrança de valores eventualmente retidos por esse Tribunal’. Assim, tal argumento será desconsiderado.

35. Quanto à possibilidade de recuperar os valores indevidos em outros contratos firmados com a mesma empresa, a PNBV informa, naquele mesmo ofício encaminhado ao TCU, que tal afirmação foi fundamentada em precedentes desta Corte de Contas e ‘não em quaisquer cláusulas dos aludidos contratos’.

36. Verifica-se que não foram identificados pela PNBV os eventuais precedentes do TCU a respeito dessa possibilidade. Além disso, não há previsão contratual a respeito e não foi apresentada qualquer providência pela PNBV para viabilizar esse argumento. Diante disso, considerando que não se vislumbra tal possibilidade jurídica, tal alegação não deve prosperar.

37. No que concerne aos precedentes deste Tribunal, identificamos o subitem 9.3.4 do Acórdão nº 1.014/2007-Plenário, no qual se determinou à própria PNBV a adoção de medidas administrativas para ressarcimento junto à contratada de valores pagos indevidamente. No entanto, tal medida não fez menção à utilização de outros contratos da mesma contratada.

38. Por sua vez, com relação à importância das retenções cautelares como instrumento hábil e eficaz na recuperação de débitos, vale trazer Declaração de Voto do Exmo. Ministro Benjamin Zymler, constante desse mesmo Acórdão nº 1.014/2007-Plenário, pela sua didática, in verbis:

‘Acórdão 1014/2007 - PlenárioDeclaração de Voto(...)

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Considero, também, consistente e adequada a contenção definitiva de valores anteriormente retidos por meio de medida cautelar (Acórdão nº 1.452/2005 - Plenário), com vistas a reparar prejuízo que decorreria da execução do contrato celebrado entre a Petrobrás e a Construtora Gautama Ltda. A despeito de minha anuência, tanto com a mensuração dos referidos excessos, como com a sistemática adotada para reparação desse prejuízo, reputo necessária ressaltar evolução que se opera no âmbito desta Corte, quanto ao método de recomposição de danos sofridos na execução de contratos por entes que integram a Administração Pública.Anoto, inicialmente, que a tomada de contas especial é o instrumento ordinariamente utilizado para buscar a reparação de prejuízos causados ao erário. Ocorre que a fiscalização do TCU, concomitantemente à realização de obras, intensificou-se por meio do FISCOBRAS. Nesses processos, em que normalmente se cuida de contratos em execução, o Tribunal passou, com suporte nos comandos contidos no art. 71, IX, da Constituição Federal e no art. 45 da Lei nº 8.443/1992, a determinar a renegociação de preços reputados excessivos, como alternativa à instauração de tomada de contas especial.Em momento seguinte, por meio de medidas cautelares, passou o TCU também a impor a retenção de valores e a constituição de garantias. Tem-se promovido, em recentes julgados - como neste ora sob exame - a execução definitiva das garantias ou retenções, independentemente da instauração de tomada de conta especial. Essas intervenções têm permitido a consumação de acordo entre empresas e entidades da Administração e o seguimento de obras. Além disso, têm facilitado a reparação de prejuízos.Tal evolução aumenta também a efetividade da atuação desta Corte, em sua tarefa de zelar pelo erário. Além disso, permite a responsabilização isolada de empresas, nas hipóteses em que não resta perfeitamente caracterizada a culpa de gestores pelo dano identificado. Ou, ainda, quando o grau de culpa desses gestores não revela gravidade suficiente para vinculá-los ao prejuízo identificado. Essa solução, vale lembrar, não poderia ser obtida por meio de tomada de contas especial, que pressupõe a responsabilização solidária de gestor público e terceiro.Anoto, por último, que a enunciada tendência concilia a preservação do interesse público (reparação do dano), com as garantias materiais e processuais dos agentes envolvidos. Veja-se, em especial, que se assegura aos arrolados a ampla defesa e o contraditório. São eles previamente notificados das possíveis sanções ou encargos a que estarão sujeito. E seus argumentos fáticos e jurídicos são analiticamente examinados por esta Corte.’ (grifos nossos)39. No que se refere à possibilidade de a PNBV efetuar termos extracontratuais com as

contratadas para que sejam oferecidas garantias hábeis a cobrir os débitos a serem confirmados no exame do mérito, é de se notar que já existem precedentes deste Tribunal nesse sentido, a saber: Acórdão nº 1.894/2005-Plenário e Acórdão nº 1.115/2005-Plenário. Entretanto, não fica demonstrado nos autos qualquer providência concreta por parte da PNBV que viabilize essa alternativa, que não é a mais eficaz.

40. Nesse sentido, cabe transcrever trecho do Relatório do Exmo. Ministro Relator, Ubiratan Aguiar, no Acórdão nº 1.894/2005-Plenário, no qual fica consignado que a ‘possibilidade de executar em garantia valores (no mínimo R$ 800 mil) que teriam que ser buscados por meio de TCE parece bastante atraente. Cumpre registrar, no entanto, que nenhuma garantia pode ser tão segura quanto o valor retido ou depositado, logo há que se agir com os cuidados necessários para não expor os interesses da PNBV’.

41. No que concerne ao argumento de que as contratadas possuem ‘excelente saúde financeira’, cumpre observar que, como pode ser verificado nas demonstrações contábeis e relatórios anuais consolidados dos grupos empresariais aos quais pertencem (Anexos 15 e 16), essa afirmação corrobora o entendimento de que a retenção cautelar adotada não trará impacto na execução do contrato, tendo em vista que se espera que as contratadas não necessitem dos valores indevidamente pagos, tendo condições financeiras de cumprir com o objeto contratado até o final. A propósito, cabe destacar que as empresas Controladoras das contratadas pela PNBV, são garantidoras da execução dos objetos, por meio do Parent Company Guarantee, conforme exigência dos editais (item 3.14 do Intruction to Bidders, f. 260 do Anexo 4)

42. Quanto ao periculum in mora reverso, as alegações da Estatal, também, não merecem prosperar.

43. A contratada não está autorizada a utilizar o instituto da ‘exceção do contrato não cumprido’, rescindindo o contrato em razão da retenção cautelar promovida pelo TCU, ao contrário do que quis mostrar o Jurídico da Companhia e as empresas em suas manifestações.

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44. O instituto da ‘exceção do contrato não cumprido’ está presente nos contratos regidos pelo direito privado, como no caso daqueles celebrados pela PNBV, conforme disposto no art. 476 do Código Civil e na doutrina pátria.

45. Segundo lição de Maria Helena Diniz, nos contratos, nenhum dos contratantes poderá exigir a obrigação do outro sem que tenha cumprido, antes, com a sua. Ora, as contratadas foram ressarcidas de valores que não lhe eram devidos e a PNBV efetuará a retenção desses valores em cumprimento à determinação do TCU. Sendo assim, não cabe às contratadas alegarem a exceção do contrato não cumprido, pois não houve o descumprimento das obrigações avençadas por parte da PNBV, mas, pelo contrário, houve o fiel cumprimento dos contratos, tendo em vista que não restaram caracterizados os requisitos para a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

46. No que tange ao dano gerado pela medida cautelar, cabe afirmar que a retenção não levará necessariamente ao término antecipado do contrato como quis induzir a PNBV. Além disso, o fato de a Equipe de Auditoria ter orientado no sentido da continuidade da obra não pode ser utilizado fora do contexto em que inserido. Não existe relação direta alguma entre a proposta de retenção e a proposta de continuidade ou não da obra. A rescisão contratual por parte das contratadas pode se dar por diversos motivos, mas não pode ser legitimamente fundamentada na retenção de pagamentos indevidos questionados pelo TCU.

47. Assim, quanto ao perigo na demora reverso por eventual paralisação, cabe registrar que tal risco existe, conforme já sinalizaram as empresas, mas se trata de risco político, que foge à análise técnica desta Secretaria de Controle Externo, pois não há fundamentação legal ou contratual para que as contratadas interrompam os serviços e rescindam os respectivos contratos. Caso ocorra tal situação, os gestores da Petrobras/PNBV deverão adotar as providências administrativas e/ou judiciais para responsabilizar a contratada por essa paralisação, inclusive quanto a perdas e danos e lucros cessantes, e garantir a execução do objeto contratado, sob pena de responsabilização solidária na hipótese de um eventual prejuízo aos cofres da Estatal.

48. Com relação à perda de produção por eventuais paralisações, nota-se que a PNBV trabalha em suposições de que a retenção cautelar irá ensejar a rescisão contratual, fato que foi refutado no parágrafo acima. Ademais, esse argumento é inerente a todo contrato de obra celebrado pela Estatal, pois a construção de plataformas ou unidades de produção está estritamente ligada à produção de óleo e gás, sendo inegavelmente relevante para a economia nacional. Ocorre que os fins não podem justificar os meios, senão seria permitido à Estatal, em nome de ganhos econômicos, praticar diversos atos ilegais.

49. No que se refere às justificativas apresentadas pela FSTP para afastar o requisito do periculum in mora, observa-se que, na essência, são os mesmos já aduzidos pela PNBV, os quais foram analisados acima.

50.Quanto às justificativas apresentadas pela Jurong, cabe afastar de plano, a preliminar alegada de que não se aplica a legislação brasileira no contrato de EPC da P-54, em razão de disposição contratual de utilização de leis inglesas. Primeiro, porque o contrato, embora tenha sido firmado entre partes estrangeiras, teve parte de sua execução em território nacional, o que permite a aplicação da legislação brasileira, conforme os artigos 8º e 9º da Lei de Introdução ao Código Civil, transcritos abaixo:

‘Art. 8° - Para qualificar os bens e regular as relações a eles concernentes, aplicar-se-á a lei do país em que estiverem situados.§ 1° - Aplicar-se-á a lei do país em que for domiciliado o proprietário, quanto aos bens móveis que ele trouxer ou se destinarem a transporte para outros lugares.(...)Art. 9° - Para qualificar e reger as obrigações, aplicar-se-á a lei do país em que constituírem.§ 1° - Destinando-se a obrigação a ser executada no Brasil e dependendo de forma essencial, será esta observada, admitidas as peculiaridades da lei estrangeira quanto aos requisitos extrínsecos do ato.’51. Os demais argumentos trazidos pela Jurong para afastar o requisito do periculum in mora

foram os mesmos apresentados pela PNBV em sua defesa, os quais foram refutados acima. Diante disso, permanece o requisito do periculum in mora, necessário à concessão da medida cautelar, tendo em vista que os argumentos trazidos pela PNBV e pelas contratadas não são suficientes para afastar tal requisito.

DAS IRREGULARIDADES

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Irregularidade: A PNBV reconheceu pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e aquecimento de mercado, sendo que as cláusulas 5.3 e 5.8 do contrato original do EPC da P-54 vedavam qualquer reajustamento ou revisão de preços. Por conta disto, até março de 2007,a Estatal já desembolsou, indevidamente, US$ 85.004.557,34.

Irregularidade: A PNBV reconheceu pleito de reequilíbrio e reajuste contratual cuja fundamentação era vedada pelo contrato original e pelo Edital do Convite do EPC da P-52. Por conta disto, até fevereiro de 2007, a Estatal já desembolsou US$ 92.293.967,56.

Esclarecimentos da PNBV (fls. 9/32 do Anexo 11)52. As irregularidades n.º 1 e 2 referentes à P-54 e à P-52, respectivamente, foram tratadas de

forma conjunta pela PNBV, tendo em vista a semelhança entre ambas. Do Reequilíbrio Econômico-Financeiro do Contrato (fls. 09/11 do Anexo 11)53. Em relação às cláusulas 5.3 e 5.8 dos contratos de EPC dessas plataformas, que

expressamente vedam os ajustamentos nos preços contratados por motivo de variação cambial ou de inflação, a PNBV procura demonstrar que elas não têm um tom absoluto.

54. Segundo a Estatal, a cláusula 5.3 tem a ‘clássica determinação’ de que nos preços das propostas estão incluídas todas as despesas e custos inerentes ao contrato, que possuem a natureza ‘lump sum’ (preço global). Assim sendo, todas as atividades e serviços listados naquelas cláusulas devem ser considerados como custos contratuais, estando, portanto, contemplados no preço global.

55. Sobre o trecho da parte final da cláusula 5.3: ‘In such way, except as provided under-this Contract any claims from the CONTRACTOR for price revision, regardless of the motivations, shall be disregarded’ (tradução livre: Neste sentido, exceto quando em conformidade com este contrato, serão desconsiderados quaisquer pleitos de revisão de preço do contrato independentemente das motivações), a PNBV afirma que essa vedação dirige-se aos casos de apresentação posterior de uma despesa elementar inerente ao escopo contratual, não representando a idéia de assunção de todos os riscos pelas contratadas.

56. Indica, como exemplo de exceção prevista no próprio contrato, as change orders, insertas na cláusula 13, que poderiam ensejar a necessidade de celebração de aditivos contratuais para acréscimos ao valor inicialmente pactuado.

57. Quanto à cláusula 5.8, argumenta que esse dispositivo admite ressalva, para exceções previstas no próprio contrato, o que, em tese, demonstraria a sua relatividade. Destaca que essa cláusula não se reporta à figura mais abrangente da revisão, mas sim à figura do reajuste contratual, pois estaria associada à figura da inflação.

58. A Estatal informa que, em nenhum dos dois dispositivos contratuais, em sua literalidade, foi cogitada a insurreição contra dois dos primados consagrados na teoria contemporânea dos contratos: a teoria da imprevisão e do direito ao equilíbrio econômico-financeiro.

59. A assinatura dos Termos Aditivos de n.º 3 e n.º 5, no caso da P-54, em vista dos impactos causados pela apreciação do real frente ao dólar norte-americano (Aditivo n.º 3) e pelo aquecimento de mercado (Aditivo n.º 5) representa o compromisso com o equilíbrio econômico-financeiro do contrato. De igual modo, que o mesmo se aplica ao Aditivo n.º 3 da P-52.

60. Informa que, em face de fatos supervenientes, a relação entre o custo real das atividades e a remuneração fixada encontrou-se prejudicada de forma abrupta e inesperada em desfavor das contratadas, e que decidiu acertadamente pela revisão do contrato.

Da Legalidade das Revisões Contratuais para Reequilíbrio Econômico-Financeiro (fls. 11/14 do Anexo 11)

61. A respeito da legalidade de revisões contratuais para os reequilíbrios dos contratos, a PNBV discorre sobre a diferença entre as expressões revisão e reajuste, sendo o reajuste definido como: ‘(...) um mecanismo de atualização automática da remuneração nos termos de previsão contratual. Normalmente destina-se à recomposição do valor real da moeda em que se exprime o contrato. Não se trata de um ‘plus’, apenas restabelece o poder de troca da moeda, que deve se operar na forma estipulada no contrato, seguindo o índice de reajuste adotado’. (fl. 11 do Anexo 11)

62. Já a revisão contratual, segundo a Estatal, está ligada à manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, que se faz necessária quando as circunstâncias e conjunturas presentes no momento da celebração do contrato forem alteradas por fatores supervenientes, seja em decorrência de alterações na economia, no mercado ou de políticas públicas que venham a interferir diretamente na execução do contrato.

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63. A Estatal ressalta que a equação econômico-financeira é intangível, indicando que o conjunto de encargos num contrato comutativo deve sempre corresponder ao conjunto de vantagens a ele inerentes; regras que têm natureza de normas de ordem pública não podendo, sequer, ser afastadas pela autonomia da vontade, por meio de disposição contratual em sentido diverso.

64. A PNBV expõe que a possibilidade de revisão contratual para restabelecimento do equilíbrio econômico financeiro já era pacificamente admitida por toda a doutrina jurídica, como decorrência dos princípios da boa-fé contratual e da vedação ao enriquecimento sem causa, mesmo antes de sua inclusão expressa no artigo 478 e seguintes do Código Civil de 2002.

65. Informa ainda que o próprio Manual de Procedimentos Contratuais da Companhia estabelece a possibilidade de o contrato, no curso de sua vigência, ser objeto de alterações em razão de fatos supervenientes ou oportunidades que imponham a revisão das estipulações iniciais, sendo as alterações contratuais realizadas mediante a celebração de aditivos (item 5.4.1 do Manual). Além disto, aduz que são admitidos aditivos para realinhamento de preços em razão de desequilíbrio da equação econômico-financeira da formação dos preços contratuais (item 5.4.5 do Manual).

Da Variação Cambial Abrupta, Extraordinária e Imprevisível (fls. 14/17 do Anexo 11)66. Ressalta que, no caso em questão, o desequilíbrio da equação econômico-financeira do

contrato, em um primeiro momento, verificou-se em virtude da valorização extraordinária do real em detrimento do dólar (ver gráficos apresentados pela PNBV, às fls. 65/70 do Anexo 11).

67. Lembra que os pagamentos devidos às contratadas são estipulados em moeda americana, embora boa parte dos seus custos esteja fixada em real, inclusive porque os contratos exigiam um percentual alto de conteúdo nacional, tornando imprescindível a conversão da moeda estrangeira em real ao câmbio vigente. Informa, também, que as contratadas vinham enfrentando pleitos de reequilíbrio de suas subcontratadas devido à apreciação do câmbio.

68. A PNBV encaminha duas publicações com o objetivo de demonstrar que a questão da variação cambial afeta a indústria do petróleo em todo o mundo: a primeira é um trabalho apresentado na ‘OTC – Offshore Tecnology Conference/2007’, realizada em Houston/EUA, em que o desequilíbrio contratual decorrente de variação cambial ocorrida na Coréia, entre 2004 e 2005, é apontado como um dos principais desafios ao gerenciamento do projeto de construção de um FPSO no campo de Dália; a segunda, uma reportagem do ‘The Wall Street Journal’, de 12/6/2007, cuja manchete anuncia que o ‘boom’ da indústria naval coreana eleva a moeda nacional criando embaraço aos exportadores (fls. 72/ 81 do Anexo 11).

69. Assevera, ainda, que a variação cambial expressiva e imprevista verificada em contratos que de alguma forma sofrem sua influência é um dos exemplos clássicos para esclarecer a aplicabilidade da Teoria da Imprevisão. Neste sentido, cita a lição de Marçal Justen Filho:

‘(...) a variação cambial corresponderá a um custo formador do preço praticado pelo particular – tal como qualquer outro custo. Assim, a variação cambial extraordinária e imprevisível da moeda estrangeira pode ser assemelhada a eventos similares relacionados com outros custos do contratado. Tal como pode impor-se a revisão em casos de elevação extraordinária e insuportável dos preços da energia, por exemplo, o mesmo poderá concretizar-se no tocante ao câmbio.’

70. Infere que a vedação à alteração do pacto original que envolve insumos estrangeiros ou preços internacionais, nos casos de forte variação cambial, induziria, simplesmente, à inviabilidade do empreendimento empresarial. Alega, ainda, que se sujeito tiver seus custos em moeda distinta daquela em que ocorrerá seu pagamento e não puder repassar esses custos para seus preços configurar-se-á um rompimento do processo econômico.

71. Para a PNBV, o que se requer das partes é que, na época da celebração do contrato, as empresas tenham se cercado das cautelas normais para evitar riscos ordinários. Tanto assim que a chamada álea ordinária não requer a readequação dos contratos. Não exige, todavia, que sejam adotadas todas as providências possíveis e imaginárias para eliminar absolutamente todos os riscos.

72. Argumenta que, ao se aceitar aquela primeira reflexão da Equipe Técnica do TCU, de que não era de todo impossível ocorrer forte variação cambial e que, em tese, haveria mecanismo para evitar seu impacto, a teoria da imprevisão seria inviabilizada, assim como a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro, a correção monetária e até mesmo o caso fortuito e a força maior.

73. Nesse sentido, a Estatal assevera que a vedação à revisão de preços em casos de depreciação de uma moeda perante outra (quando a contratação envolver custos em moeda estrangeira) equivale à interdição da realização da atividade objeto do contrato, por inibir a livre iniciativa, ou que

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levaria à prestação da atividade a um preço contratual absurdo, pois o contratado iria embutir todos os riscos (ou os custos para se precaver contra esses riscos), e aí o tomador do objeto contratual é que ficaria desinteressado acerca do negócio.

74. Infere que apenas os desavisados celebrariam contratos; e, em muitos casos, uma das partes sofreria profunda injustiça de ver as condições de execução contratual se transformarem significativamente e mesmo assim ter de seguir até o fim, fiel à literalidade do compromisso assumido.

75. Ressalta que a revisão contratual em virtude de variação cambial extraordinária se aplica não apenas diante de desvalorização da moeda estrangeira, situação que se afigura ao caso em tela, como diante da elevação desta em face do Real, o que ocorreu no ano de 1999.

76. A Estatal apresenta também a experiência anterior que teve em relação a reequilíbrio econômico-financeiro em virtude da variação cambial ocorrida em 1999, em que se encontrava em situação diametralmente oposta. Informa que, naquela ocasião, foi constituído grupo de trabalho para avaliar os impactos da elevação do dólar em face do real, o que a onerou de forma excessiva no pagamento de suas contratadas. Com o objetivo de comprovar que o pleito de recomposição é facultado a qualquer das partes que venha a se onerar excessivamente, bem como que se utiliza deste direito quando necessário, encaminha diversos documentos às fls. 82/130 do Anexo 11.

Do Grupo de Trabalho Criado para Análise da Apreciação do Real (fl. 17 do Anexo 11)77. Em relação aos contratos de construção das Plataformas P-52 e P-54, informa que, após a

constatação de que a variação cambial tinha causado impactos severos à execução dos contratos firmados em dólar, a Companhia procurou equacionar o problema através da adoção de uma solução corporativa e uniforme, tendo criado para tanto o Grupo de Trabalho (GT), com vistas a avaliar a apreciação do real frente ao dólar americano.

78. Apresenta as seguintes conclusões desse GT: (i) os impactos da apreciação do real frente ao dólar americano deveriam ser avaliados caso a caso, considerando os limites de negociação e os valores efetivamente despendidos, tendo em vista a peculiaridade de cada empreendimento; (ii) criação de um mecanismo para equacionamento do problema até o fim dos contratos, formalizando-o através de aditivos contratuais; (iii) introdução de uma fórmula que neutraliza a variação cambial, tanto em relação à apreciação do real quanto em sua depreciação frente ao dólar, de forma que ambas as partes ficassem resguardadas; e (iv) implementar as negociações através de um grupo multidepartamental, com acompanhamento do Jurídico.

79. A PNBV menciona que o objetivo primordial dessas conclusões era que o cálculo quantificasse o valor que seria recebido pelas contratadas, caso os contratos tivessem sido assinados com pagamentos em reais para a parcela correspondente ao conteúdo nacional, como forma de restabelecer a equação original do contrato.

80. Afirma que a fórmula adotada pelo GT protege ambas as partes da variação cambial, seja ela no sentido da valorização ou da desvalorização do dólar em detrimento do real.

Da Posição do Superior Tribunal de Justiça e do TCU (fls. 18/23 do Anexo 11)81. Traz aos autos as decisões do Superior Tribunal de Justiça nos RESP 343617/GO, AgRg no

Ag 430393/RJ, AgRg no Resp 586314/SP, AgRg no Resp 677708 /SP, RESP 432599/SP, sobre contratos de Arrendamento Mercantil (‘Leasing’) indexados pela variação cambial e o RMS 15154/PE, relativo a um contrato administrativo. Em todos eles o STJ reconheceu a ocorrência de desequilíbrio contratual em função da desvalorização do real frente ao dólar, no período de janeiro de 1999. Refuta a decisão do STJ trazida pela Equipe de Auditoria à fl. 47 do Principal.

82. Inclui ainda duas decisões deste Tribunal de Contas sobre o tema: - Decisão n.º 464/2000 – Plenário, em que, no caso concreto, foi recomendado à CBTU que adotasse providências com vistas à renegociação de contrato em virtude de desvalorização cambial ocorrida no início de 1999; - Acórdão n.º 1.595/2006-Plenário, relativo ao contrato de construção da P-34, celebrado entre a Petrobras e a empresa GDK, em que o TCU decidiu ser aplicável a teoria da imprevisão e a possibilidade de recomposição do equilíbrio contratual em razão da apreciação do real e a exigência de conteúdo mínimo nacional. O Tribunal recomendou à Petrobras que avaliasse a possibilidade de inclusão nos próximos editais de licitação da obrigatoriedade das licitantes contratarem seguro cambial, resguardando as partes de excessivos encargos decorrentes de variações cambiais, garantindo, assim, o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos.Das Alternativas para Proteção Cambial (fls. 24/25 do Anexo 11)

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83. Quanto às alternativas para a proteção cambial, a Petrobras informa que nem o edital tampouco o contrato assinado obrigam à realização de hedge. Da mesma forma, não há qualquer determinação legal à Companhia que exija das contratadas a realização desta operação, ou que obrigue à contratada que a celebre.

84. Conclui que o fato de a contratada não ter realizado uma operação de hedge para proteção de riscos cambiais não é uma irregularidade, não contraria qualquer lei ou norma interna adotada pela Companhia.

85. Ressalta que a recomendação do Acórdão n.º 1.595/2006-Plenário, anteriormente citado, não poderia pairar como uma advertência para o presente caso, uma vez que os contratos da P-54 e P-52 já estavam assinados e em plena execução quando da sua prolação.

Do Reequilíbrio em Virtude do Aumento de Preços por Aquecimento de Mercado (fls. 26/28 do Anexo 11)

86. Em relação ao reequilíbrio econômico-financeiro em virtude do aquecimento do mercado doméstico, afirma que o que foi apresentado para a variação cambial se aplica aos demais fatores que influenciam a composição do preço. Assevera que se trata de questão do respeito ao equilíbrio econômico-financeiro e da necessidade de recompô-lo sempre que esse se encontre sensivelmente prejudicado por motivos alheios à vontade ou ao comportamento das partes.

87. Segundo a Estatal, no período compreendido entre janeiro de 2002 a janeiro de 2006, houve aumento significativo nos preços dos materiais, equipamentos e serviços de engenharia.

88. A fim de demonstrar que o aquecimento se verificou no cenário internacional como um todo e não apenas no Brasil, apresenta gráficos da IPA (International Project Analysis – E&P services), instituto americano que realiza benchmarking em projetos na área de petróleo e gás do qual a Petrobras é afiliada (fl. 132 do Anexo 11).

89. Adicionalmente, comenta que a elevação abrupta do preço do barril de petróleo no mercado internacional, tendo o preço do barril no mercado internacional (Brent) atingido US$ 72,75 (em 6/7/2007), contra os US$ 30,40 considerados em dezembro de 2004, foi um fator importante para aquele aquecimento.

90. Afirma que, quando os insumos necessários à execução contratual aumentam muito além da expectativa razoável, em razão da conjuntura econômica, torna-se necessário readequar o preço do contrato, de forma a se preservar a vontade original das partes e a boa-fé dos contratantes que levaram em conta a situação de momento e os fatores que em condição normal afetariam o contrato durante sua execução.

91. Argumenta que, no cenário nacional, adiciona-se também o incremento da indústria naval e de petróleo, a procura por mão-de-obra especializada e equipamentos, o desenvolvimento simultâneo de diversos projetos de grande porte e também renovação da frota da Transpetro, sendo que a oferta desses serviços começou a escassear, pois os fornecedores e a mão-de-obra já estavam envolvidos em outros projetos, provocando a elevação dos preços.

92. Além disto, o contratado não tem como controlar toda a cadeia produtiva que contribui indiretamente para a execução contratual. Assim, não lhe cabe impor meio de conter aumentos setoriais.

93. Quanto à fórmula utilizada, informa ser bastante conservadora, levando em conta índices que não necessariamente refletem a variação dos preços dos insumos nem da mão-de-obra da indústria do petróleo e gás do período, uma vez que não existem, ainda, índices específicos para esse setor. A fórmula considera o índice referente às colunas 10 e 15 do índice de preços por Atacado da Fundação Getúlio Vargas (FGV), que correspondem os índices de mão-de-obra da construção civil do Rio de Janeiro e de equipamento da indústria hidrelétrica, respectivamente.

94. Com relação à extrapolação da curva histórica das colunas 10 e 15 da FGV, que poderia antever o incremento nos insumos do contrato, alega que este dado não procede quando são analisadas as curvas da IPA (ver gráfico à fl. 132 do Anexo 11).

95. Ressalta que, até o início de 2004, a tendência da taxa de câmbio era de acompanhar ou até mesmo superar a inflação em real. A partir daí, operou-se uma inversão nessa tendência. Para demonstrar esta informação apresentou o gráfico com as curvas de inflação, taxa de câmbio e IGP-M (fl. 28 do Anexo 11).

96. Por fim, a PNBV encaminha explicações e memória de cálculo (fls. 134/138 do Anexo 11) com vistas a demonstrar a fórmula utilizada e os pagamentos efetuados no período compreendido entre

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novembro/2005 a janeiro de 2006, cotejo entre o 3º e 5º Termos Aditivos. Com base em tais documentos, segundo a PNBV, não houve superposição de pagamentos.

Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. (fls. 40/60 do Anexo 14)97. A Jurong, inicialmente, explica que a construção de uma plataforma de petróleo necessita,

em razão da natureza de sua atividade e dos materiais nela envolvidos, de numerosos recursos externos. O mercado que compreende tais oportunidades negociais, a despeito de sua complexidade técnica, é altamente competitivo e sua dimensão geográfica é global, havendo um pequeno grupo de agentes que compete entre si por tais negócios ao redor do mundo.

98. Em razão da necessária conexão entre tais negócios e o mercado externo, nenhum licitante faria ofertas para a construção de plataformas de petróleo caso a remuneração ofertada no Edital não fosse efetuada em moeda estrangeira, ou, se efetuada em moeda nacional, que levasse em consideração a variação da moeda estrangeira.

99. Informa que, quando da assinatura do Contrato de EPC da P-54, em junho de 2004, ambas as partes tinham a firme expectativa - assim como, de resto, todos os agentes financeiros brasileiros e internacionais - de que a cotação do dólar frente ao real, nos anos subseqüentes, iria sofrer um significativo aumento. Expõe que projeções da BM&F (Bolsa de Mercadoria de Futuros) e do próprio Banco Central apontavam nessa direção, assim como as análises efetuadas por bancos no exterior, legitimando essa mútua percepção, sendo essa circunstância decisiva e determinante para a elaboração das condições do contrato.

100. Seguindo esse cenário, informa que a PNBV ofereceu, no Edital de Licitação, uma fórmula contratual que, de início, não proporcionaria margens de remuneração relevantes ao licitante a quem o contrato fosse adjudicado. Alega que a parcela mais substancial da remuneração decorreria da esperada variação cambial que fosse registrada ao longo da execução do contrato. Em função disso, como contrapartida a essa expectativa, que seria geradora de resultados em benefício do contratado, a minuta oferecida no Edital de Licitação impunha duas condições: conteúdo mínimo local e a inexistência de cláusulas de reajuste de preços em razão da variação inflacionária, ou mesmo do aumento ordinário dos custos dos insumos utilizados para a execução do objeto contratual.

101. A Jurong expõe que, em virtude da expectativa da apreciação significativa do dólar à época, a redação do contrato toma como pressuposto tal condição, e transfere ao contratado a obrigação de, com os ganhos que obtiver em razão da variação cambial, cobrir também os aumentos dos custos dos insumos empregados na construção da plataforma. Além disso, que a idéia comum da PNBV e das empresas que participaram da licitação era que parte da remuneração da empresa que viesse a ser contratada adviria da diferença entre câmbio existente na data do oferecimento das propostas e o câmbio praticado durante a fase de execução contratual, descontando-se dessa margem o aumento em parâmetros ordinários do preço dos insumos necessários ao cumprimento das obrigações a cargo da licitante vencedora.

102. Informa ter ocorrido, durante a execução do contrato, fatos inesperados e imprevisíveis: a uma, porque a moeda norte-americana, contrariando todas as expectativas do mercado e a tendência histórica nacional, depreciou-se ao invés de acompanhar os prognósticos de apreciação; a duas, porque os insumos utilizados na construção da plataforma sofreram uma elevação anormal tanto no mercado internacional quanto no mercado doméstico. Essas circunstâncias, unidas, teriam produzido uma insuportável quebra da base negocial sobre a qual estava assentado o contrato, o que resultou na legítima e absolutamente necessária revisão, sob pena de tornar inviável a execução de seu objeto.

103. Em relação às revisões decorrentes de apreciação cambial e de aumentos dos custos dos insumos no mercado interno, apresenta argumentos semelhantes aos da PNBV, ou seja, que a variação do câmbio e a inflação doméstica desequilibraram o contrato, tornando sobremaneira gravosa a continuidade de sua execução. Assim, as partes revisaram o contrato e preservaram-lhe a viabilidade financeira, em observância ao artigo 37, XXI, da Constituição, ao artigo 65, inciso 11, alínea ‘d’, da Lei n.° 8.666/93, aos demais dispositivos vigentes e, também, ao princípio da conservação do contrato.

Da Revisão Decorrente da Variação Cambial (fls. 44/57 do Anexo 14)104. Sobre sua proposta, a Jurong informa que, dentro do cenário previsível à época,

apresentava um Valor Presente Líquido (‘VPL’) estimado de US$ 6.000.000,00, assumindo uma taxa de desconto de 12% ao ano, o que corresponderia a uma margem de lucro de aproximadamente 2%, e que após a superveniência da maxivalorização cambial e do aumento do custo dos insumos no mercado

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interno, contudo, o VPL do Contrato caiu para menos (-) US$ 80.000.000,00 aproximadamente, sem considerar a receita ou os prejuízos dos meses seguintes.

105. Ressalta que esse nível de desequilíbrio também seria suficiente para disparar a incidência do artigo 317 do Código Civil de 2002, e que uma alteração da ordem de (-) US$ 80.000.000,00 no VPL do projeto corresponde, em termos de fluxo de caixa, a um prejuízo ainda maior, nos termos do artigo em questão, entre o valor da prestação devida e a remuneração pactuada.

106. Além disto, informa que o fluxo livre de caixa do projeto, no caso, foi reduzido, até o momento, em aproximadamente US$ 110.000.000.00. Se as partes não houvessem concordado em assinar os Termos Aditivos, o fluxo livre de caixa do projeto já estaria negativo em quase US$ 100.000.000.00.

107. Discorre que a magnitude dessa cifra prova a impossibilidade de execução do objeto contratado sem a assinatura dos Termos Aditivos n.º 3 e n.º 5, e que seus pleitos foram apenas parcialmente atendidos, sendo que hoje, sem considerar a receita ou os prejuízos que serão registrados nos próximos meses de vigência do Contrato, o VPL do projeto continua negativo em aproximadamente US$ 2.000.000.00.

108. Sobre a informação apresentada no relatório da Equipe de Auditoria do TCU de que, em dezembro de 2003, havia uma tendência de queda do dólar, argumenta que de fato, se a verificação se restringir a estes dois períodos (dezembro e janeiro), o gráfico mostrará uma tendência descendente. No entanto, uma análise macroeconômica adequada deverá levar em conta que, no final de 2002, as cotações do dólar e o Risco Brasil sofreram um aumento anormal, e absolutamente excepcional, decorrente da reação dos agentes econômicos à possibilidade de eleição do candidato Luís Inácio Lula da Silva para a Presidência da República.

109. A Jurong expõe ainda que, levando-se em consideração todos os fatores macroeconômicos pertinentes, uma análise correta verificaria que, desde 1999, quando o regime de administração do câmbio foi modificado no Brasil, a tendência do dólar era ascendente, e que se for descontado o período de turbulência eleitoral, seria possível constatar que a mesma tendência ascendente estava presente no segundo semestre de 2003: as cotações registradas em junho de 2003, por exemplo, são mais elevadas do que as registradas em junho de 2002.

110. Argumenta que isso indicaria um de dois cenários: (i) a imediata continuação da tendência histórica, solidamente estabelecida dentro da conjuntura iniciada a partir de 1999; ou (ii) o início de um período de relativa estabilidade, mas ao final do qual a tendência histórica prevaleceria, e o dólar voltaria a subir. Alega que nenhum analista de mercado teria sido capaz de prever uma tendência de apreciação do real frente ao dólar.

111. Em relação à operação de hedge, informa que tal tipo de contrato não é de tão fácil realização, o mercado para ele é de baixíssima liquidez, implicando preços altos, e, para o tipo de negócio efetuado entre a Jurong e a PNBV, são oferecidos contratos de, no máximo, 20 meses. Além disso, que a sua realização seria incapaz de garantir as bases contratuais esperadas, pois, após o decurso dos primeiros 20 meses da tendência de apreciação do real frente ao dólar, nenhum agente financeiro asseguraria à Jurong o recebimento de dólares pela cotação da data do oferecimento de sua proposta.

112. Aduz que, no Brasil, os contratos de hedge são excessivamente caros, sendo que em uma simulação solicitada a um agente financeiro recebeu a informação de que o custo para tal negócio ficaria em pelo menos R$ 71.000.000,00, valor que causaria enorme impacto na estrutura financeira do Contrato. Além disso, observa que essa simulação não levou em conta os riscos existentes à época. Ressalta que a sua realização não foi imposta como condição pelo Edital da Licitação, não podendo ser exigida agora da empresa.

113. A exemplo do que fez a PNBV, cita o Acórdão TCU 1.595/2006 - Plenário e decisões do STJ em que se reconhece a possibilidade de recomposição do equilíbrio contratual em razão da valorização cambial com base na teoria da imprevisão.

114. A Jurong informa que, caso a exigência da realização de um hedge houvesse sido efetuada, o valor das propostas comerciais submetidas à PNBV certamente aumentaria na mesma proporção. Alega que a inexistência de cláusula prevendo a obrigação da contratação de hedge, dentro desse contexto, é justificada pela existência de um consenso no mercado indicando que tais coberturas seriam desnecessárias durante a vigência do contrato, bem como pela intenção de reduzir, tanto quanto possível, o valor de todas as propostas comerciais submetidas na licitação.

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115. Adicionalmente, a contratada afirma serem esses os motivos que levaram as partes a formatarem um contrato sem cláusula expressa de reajuste anual de preços. Argumenta que, se é condição necessária para o êxito comercial do Edital de Licitação que o contrato por ele proposto preveja a realização de pagamentos vinculados à moeda norte-americana, a inclusão de uma cláusula de reajuste anual de preços seria totalmente incompatível com a expectativa recíproca de valorização do dólar em face do real.

116. Infere que, se as premissas admitidas como prováveis pelas partes e pelo mercado se concretizassem durante a vigência do contrato, de fato, a fórmula adotada no Edital de Licitação teria sido exitosa no sentido de reduzir os custos associados à construção da plataforma P-54. Todo o problema reside em que tais premissas, conquanto muitíssimo prováveis à época, não se verificaram na prática, o que gerou, efetivamente, a necessidade de revisão do contrato.

Da Revisão Decorrente do Aquecimento de Mercado (fls. 57/60 do Anexo 14)117. Com relação à variação dos custos associados aos insumos necessários à construção da P-

54, afirma que, aplicando o mesmo raciocínio empregado na questão do câmbio, em função de movimentos de mercado imprevisíveis quando do oferecimento da proposta, os preços dos materiais e da mão-de-obra associados ao objeto contratado sofreram um aumento drástico nos mercados internacional e nacional.

118. Cita, como exemplos de fatores imprevisíveis no momento da contratação que contribuíram para o superaquecimento dos insumos da indústria de óleo e gás, o aumento em níveis nunca antes vistos do preço do barril de petróleo na indústria offshore e a incapacidade, tanto no mercado interno quanto internacional, de absorção de um grande número de projetos simultâneos nessa indústria, dentre outros.

119. Menciona que, no mercado internacional, o preço de commodities minerais sofreu um aumento brusco e totalmente excedente àquele que seria razoavelmente previsível em razão de uma conjuntura que aliou uma estrutura de oferta praticamente sem capacidade ociosa e uma forte pressão na demanda provocada, sobretudo, pelo crescimento econômico da China. Nesse sentido, apresenta o gráfico, à fl. 58 do Anexo 14, relativo ao comportamento do cobre na Bolsa de Mercadoria de Londres (London Metal Exchange).

120. Informa, também, que, retratando esse movimento, o índice de preços elaborado pela FGV para a categoria Ferro, Aço e Derivados (Coluna 32) sofreu uma variação de quase 60% entre dezembro de 2003 (quando a Jurong apresentou sua proposta comercial) e junho de 2005. O índice para a categoria Metais Não-Ferrosos (Coluna 33), no mesmo período, aumentou 30,6%. Ressalta que há uma efetiva situação de onerosidade excessiva em desfavor da contratada, que não teria como dar continuidade à construção da P-54 sem que tais custos fossem cobertos.

121. Alega, ainda, que, dentro do Brasil, houve um aquecimento de mercado generalizado, o qual possuiu repercussões também nos custos de mão-de-obra, materiais diversos e equipamentos. O índice referente a Máquinas, Veículos e Equipamentos (Coluna 17) aumentou outros 30% entre dezembro de 2003 e dezembro de 2005, e o índice para Tintas e Vernizes (Coluna 55), 22%. Assevera que, no que diz respeito à Jurong, esse movimento de mercado foi reforçado em virtude de um aquecimento específico e igualmente anormal das atividades da indústria naval.

122. Sobre os pleitos de revisão, a Jurong informa que o primeiro pedido de revisão foi recebido pela PNBV, em 30/5/2006, que o seu valor global, à época, era de US$ 43.951.274.72, ICMS não incluído, sendo utilizados, em sua composição os índices elaborados pela FGV correspondentes às colunas 32 (Ferro, Aço e Derivados), 41 (Materiais Elétricos), 37 (Mecânica - Outros), 17 (Máquinas, Veículos e Equipamentos) e índice de acordo sindical para a mão-de-obra.

123. Após discussões iniciais com a PNBV, a Jurong submeteu um novo pedido, em 11/8/2006. Dessa vez, os índices da coluna 15 (Máquinas, Veículos e Equipamentos - referentes a bens de produção) foram empregados para materiais e o índice de acordo sindical (Sindicato de Niterói) foi utilizado como parâmetro para a mão-de-obra. O valor dessa revisão, nesta nova formulação, foi reduzido para US$ 16.653.94727, ICMS não incluído, levando em consideração as perdas incorridas até junho de 2006.

124. Nos cálculos finais que deram origem ao Termo Aditivo firmado pelas partes, o índice do sindicato teria sido substituído pelos índices da coluna 10 (correspondente à variação dos custos de mão-de-obra para a construção civil no Estado do Rio de Janeiro) e o índice de materiais e equipamentos foi substituído pela coluna 15 (materiais, equipamentos, obras hidrelétricas) e o valor negociado foi reduzido para US$ 11.500.000,00.

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125. A Jurong alega que, embora tenha, ao final, concordado com as condições avençadas na revisão, há uma enorme distância entre os valores pactuados e os valores reclamados, os quais ela entendia serem plenamente devidos, tendo em vista que os índices finais convencionados, colunas 10 e 15, não refletem as variações de custo efetivamente sofridas.

126. Conclui que, considerando a quebra da base negocial que fundamentou a redação do Contrato (mútua expectativa de forte valorização do dólar frente ao real), em razão da apreciação imprevista e acentuada do real diante do dólar e a majoração imprevista e substancial do valor dos insumos empregados na construção da P-54, se há algum fumus boni iuris em torno dos termos aditivos firmados pelas partes, ele é, por sua legitimidade, à luz da legislação pertinente, a diferença em favor da Administração entre o efetivo impacto sofrido pelo projeto e o valor deferido a título de reequilíbrio.

Esclarecimentos da FSTP Brasil Ltda. (fls. 02/36 do anexo 14)127. Inicialmente a FSTP discorre sobre o contexto e as circunstâncias em que os contratos

foram assinados. Afirma que as partes encontravam-se diante de um cenário macroeconômico historicamente conhecido, em que havia uma clara tendência de elevação do preço do dólar, que seria capaz de acompanhar, e até mesmo superar, a inflação projetada no período para os preços dos bens e serviços no mercado brasileiro, bem como que esta era uma sensação habitual e generalizada dos agentes de mercado, que estava, ademais, de acordo com as previsões oficiais do governo. Para ilustrar, destacou estudos realizados pelos bancos HSBC, BNPP, Santander e Banco Central do Brasil, às fls. 34/36 do Anexo 14.

128. Alega que, naquele contexto econômico, a tendência de apreciação do dólar frente ao real serviria perfeitamente às partes como um mecanismo de manutenção da equação econômico-financeira do contrato, sendo os ingressos de recursos em dólares suficientes para fazer frente às variações inflacionárias então esperadas, garantindo-se a equação financeira diante da elevação dos custos em reais.

129. Explica que foi porque as partes acreditavam que a apreciação do dólar seria suficiente para manter o equilíbrio econômico do contrato que estabeleceram, às expressas, que não haveria lugar para reajuste contratual em função da variação cambial, da inflação ou da elevação de preços, conforme a cláusula 5.8, como também se previu que não seriam aceitos pleitos para a reajuste de preços de qualquer natureza (Cláusula 5.3 do Contrato EPC da P-52).

130. A FSTP argumenta que a expectativa era tal que não haveria porque inserir qualquer outro mecanismo de reajuste no contrato, uma vez que a valorização da moeda estrangeira então prevista seria suficiente para fazer frente ao aumento dos custos por efeito da inflação no País, também de acordo com as projeções da época. A disposição contratual, entretanto, só teria aplicação se mantidas as condições fáticas, por força da cláusula rebus sic stantibus.

131. Informa que as previsões das partes não se concretizaram, não se mantendo as circunstâncias fáticas que levaram à celebração do contrato naquelas bases e naqueles termos. Daí a razão da celebração do Aditivo para ajustar a proposta às novas bases do cenário econômico.

132. Afirma, ainda, que a curva de variação cambial, de forma surpreendente, tomou exatamente a direção oposta à prevista, frustrando-se, inteiramente, as expectativas de ambas as partes: se, em 12/5/2003, data em que a PNBV recebeu a proposta da FSTP, o dólar estava cotado a R$ 2,8757, ao longo da execução do contrato sua desvalorização em face do real foi extraordinária. (ver gráfico apresentado pela FSTP à fl. 9 do Anexo 14).

133. Além disso, alega que a abrupta e inesperada valorização do real já seria, por si, um fato suficiente para justificar a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato e a assinatura do Aditivo n° 3 pelas partes. Aduz que, diante da lógica econômica do Contrato, a desvalorização da moeda nacional era um fato necessário até mesmo para que a FSTP pudesse arcar com os ordinários incrementos de preços e serviços no território brasileiro. Afirma que, sem a desvalorização, a FSTP já sofreria um impacto negativo contundente em seu caixa, tendo em vista que perderia a ferramenta contratual que lhe permitiria fazer face ao pagamento dos bens, serviços e mercadorias no território nacional, mesmo com as majorações esperadas de seus preços.

134. A FSTP expõe também que, como se não bastasse a forte valorização do real, no mesmo período, houve também um inesperado aquecimento da indústria do Petróleo e dos mercados relacionados, com a enorme valorização do preço do barril do óleo. Este aquecimento provocou um aumento excessivo na demanda no setor e, conseqüentemente, dos itens que compõem o custo do Contrato, como a mão-de-obra, materiais e equipamentos relativos ao segmento em questão, aumento

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este que ficou bem acima daquilo que era possível prever quando da elaboração da proposta, em maio de 2003.

135. Alega que essas modificações no cenário econômico atingiram a equação econômica do Contrato, que tinha justamente o câmbio e os custos do conteúdo nacional como seus elementos fundamentais. De modo específico, a alteração desses elementos produziu efeitos graves à FSTP, que se viu premida, cumulativamente, pela diminuição da receita e pelo elevado aumento das despesas.

136. A partir daí, a FSTP apresenta os mesmos argumentos trazidos pela PNBV e pela Jurong no sentido de defender a necessidade da manutenção das condições efetivas das propostas em virtude da imprevisibilidade da variação cambial e do aumento excessivo dos custos do conteúdo nacional, a ausência de obrigatoriedade da operação de hedge, o acerto da metodologia empregada e a legalidade dos pagamentos efetuados.

Análise das oitivas apresentadasDa Variação Cambial137. Os argumentos apresentados pela PNBV na tentativa de demonstrar que vedações dispostas

nas cláusulas 5.3 e 5.8 dos contratos não teriam um tom absoluto e que não representariam a idéia da assunção de todos os riscos pelas contratadas não se sustentam. Por óbvio, essa previsão não afasta princípios maiores, que a ela se sobrepõem, o que deve ser analisado casos a caso, mas é nítido que as referidas cláusulas vedam expressamente a concessão de pleitos em função de variação cambial ou inflação.

138. A alegação apresentada pela PNBV de que aqueles dispositivos admitem ressalvas para exceções previstas nos próprios contratos carece de qualquer fundamentação, pois, em detalhada análise dos contratos, não foram identificadas quaisquer previsões contratuais que permitissem a aplicação das ressalvas em relação à variação cambial e à inflação, uma vez que elas simplesmente não existem. As informações apresentadas pelas contratadas corroboram este entendimento. (ver parágrafos 100 e 129).

139. O exemplo de exceção indicado pela PNBV, as changes orders, não se aplica ao caso, pois o que nela se trata é do direito de a PNBV, a qualquer tempo, realizar mudanças que julgue necessárias no projeto, conforme tradução abaixo (originais às fls. 27/28 do Anexo 5 e às fls. 11/11v do Anexo 8):

‘Artigo 13 – Ordens de Mudanças13.1. Procedimentos – Em qualquer momento, durante o progresso do trabalho, a PNBV deve ter o direito e o poder para fazer qualquer mudança que julgue necessária e tais mudanças, doravante denominadas ‘ordens de mudanças’, não deverão de forma alguma afetar ou anular este CONTRATO. Ordens de mudanças devem ser informadas por meio de aditivo a este CONTRATO, por escrito. A diferença no valor do Trabalho e/ou no tempo requerido para realizar o Trabalho resultante de ordens de mudanças deve ser adicionada ou deduzida do montante do CONTRATO, considerando uma quantia justa e razoável a ser acordada tanto pela PNBV quanto pelo EMPREITEIRO. Os procedimentos e métodos para se lidar com ordens de mudanças devem ser mutuamente acordados, contudo devem conter no mínimo:A. Uma descrição detalhada da ordem de mudança proposta;B. Um cronograma detalhado (tempo estimado) para a execução da ordem de mudança incluindo recursos a serem empregados;C. Uma estimativa detalhada, direta e indireta, do custo para a execução da mudança proposta de acordo com o item 13.2;D. O impacto estimado, se houver algum, na data atual de conclusão do CONTRATO.13.2. Mediante notificação escrita da PNBV de uma ordem de mudança proposta, o EMPREITEIRO deve apresentar, em 10 dias corridos, uma estimativa de custo e tempo para a execução da ordem de mudança proposta. Esta estimativa deve incluir todos os custos administrativos, gerenciais e financeiros, bem como todo custo adicional relacionados aos atrasos causados por tal ordem de mudança. Nenhum outro custo associado à respectiva mudança pode ser reivindicado posteriormente.13.3. Nenhuma ordem de mudança será considerada como parte do Trabalho, a não ser que uma estimativa escrita tenha sido submetida à PNBV pelo EMPREITEIRO e acordado por ambos (PNBV e EMPREITEIRO). O Representante Designado da PNBV deve emitir a aprovação escrita para o EMPREITEIRO.

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13.4. Aplicação do CONTRATO – Onde os dispositivos e condições não forem modificados por acordo mútuo, serão aplicados às referidas ordens de mudanças os dispositivos e condições do presente CONTRATO.13.5. Cobrança – Cobrança e pagamento para ordens de mudanças devem obedecer ao Artigo 6.’140. Se a intenção era simplesmente vedar o reajuste ordinário e periódico, bastava que a PNBV

não incluísse cláusula de reajuste ao contrato, como, de fato, não havia nos contratos originais. Não haveria a necessidade de vedá-lo expressamente, tampouco negar, também expressamente, hipóteses de pleitos em razão de alteração de moedas e de inflação. Essa vedação já era prevista desde a licitação, como pode ser observado no documento Bid Terms and Conditions - Instructions to Bidders, abaixo transcrito (fl. 259 do Anexo 4):

‘3.9.2 - Bid prices quoted and CONTRACT payment of the work shall be in U.S. dollars. No provisions shall be made for adjustments in price as a result of future changes in the value of any currency. 3.9.3 - The Contract Price is no subject to escalation for any reason during the term of the CONTRACT.’’1

141. Observe-se que tais pleitos só ocorreriam em caso de apreciação do real ou da existência de inflação. Logo, a única e lógica conclusão é a de que o contrato vedou o reajuste/revisão exatamente nesse cenário, pois na situação inversa (desvalorização do real) não haveria necessidade de revisão, como bem asseveram as partes.

142. Quanto à legalidade das revisões dos contratos com base na onerosidade excessiva por fato superveniente em razão de mudanças no câmbio e nos preços de mercado interno, insta consignar que para a concessão de reequilíbrios econômico-financeiros os acontecimentos devem ser extraordinários e imprevisíveis, conforme dispõe o art. 478 do Código Civil Brasileiro.

143. Relativamente ao câmbio, conforme relatório da Equipe de Auditoria, não há que se falar em fatos extraordinários ou imprevisíveis, pois o mercado de câmbio, por sua natureza, é variável, principalmente em regime flutuante em que as cotações de moedas sobem e descem livremente, por diversas razões, como ensina Alexandre Assaf Neto2:

‘Por outro lado, o câmbio flutuante (ou flexível), apesar de menos disciplinador, permite maior liberdade às economias na execução de suas políticas monetárias. Atribui, também, agilidade no tratamento de eventuais desequilíbrios econômicos, provendo alterações nas taxas de câmbio em consonância com as variações da oferta e procura de moeda no mercado. No modelo de câmbio flutuante, as taxas acompanham livremente as oscilações da economia, ajustando-se mediante alterações em seus valores.’144. A alegação de que, à época das licitações, havia a expectativa de apreciação do dólar frente

ao real que serviria como um mecanismo de manutenção da equação econômico-financeira dos contatos, sendo capaz de acompanhar, e até superar, a inflação projetada no período para os preços dos bens e serviços no mercado brasileiro, e que em contrapartida a essa expectativa, o edital impôs o percentual de conteúdo nacional e a vedação reajuste de preços em razão da variação inflacionária, não é procedente.

145. Não há qualquer lógica na afirmação de que a exigência de percentual de conteúdo nacional tenha sido estabelecida como contrapartida a uma expectativa de valorização do dólar, pois só há sentido em falar em apreciação do dólar frente ao real se a execução envolver custos nesta moeda. Na verdade, a expressa vedação a reajuste ou revisão deixou claro que, diante do conteúdo nacional mínimo, e das conseqüentes despesas em reais, deviam as licitantes considerar esses fatores no seu planejamento econômico-financeiro e, portanto, em suas propostas de preços. Além disto, não há qualquer informação nos contratos acerca da dependência da apreciação do dólar, ao longo da execução do contrato, para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos empreendimentos.

146. Nesta mesma linha, a informação de que a fórmula inicial da licitação não proporcionava margens de remuneração relevantes ao licitante a quem o contrato fosse adjudicado, sendo que a parcela substancial da remuneração ocorreria de uma esperada variação cambial, não pode prosperar. A responsabilidade pela elaboração das propostas de preços era exclusivamente das empresas licitantes e

1 Tradução livre: 3.9.2 - Os preços propostos e pagamento do contrato serão em dólares americanos. Nenhuma provisão será feita para ajustes no preço decorrentes de futuras mudanças no valor de qualquer moeda.3.93 - O preço do contrato não está sujeito a aumento por qualquer razão durante a sua vigência.2 Assaf Neto, Alexandre. Mercado Financeiro. 5ª Edição – São Paulo: Editora Atlas, 2003. P. 53.

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não da PNBV. Cabia às licitantes estabelecerem seus custos e as margens desejadas. Não havia nos editais regras limitadoras dos percentuais de lucros para efeito de elaboração das propostas. Da forma como é colocada a questão, parece que o negócio das contratadas é o ganho financeiro especulativo e não a obtenção de lucros por meio de sua atividade operacional, no caso, a construção de plataformas.

147. O fato de as expectativas em relação ao comportamento do câmbio não terem se concretizado não significa, necessariamente, a aplicação automática da teoria da imprevisão para a revisão dos contratos. Neste momento, convém discorrermos sobre risco de mercado, e como as empresas se comportam em relação às exposições a esses riscos.

148. O chamado risco de mercado pode ser entendido como o risco de perdas decorrentes de oscilações em variáveis econômicas e financeiras como taxas de juros, taxas de câmbio, preço de mercadorias e ações. Sobre o surgimento dos riscos de mercado, Securato3 ensina:

‘Os riscos de mercado surgem pelo fato de as empresas sistematicamente manterem posições ativas e passivas não completamente coincidentes em termos de vencimentos e moedas ou indexadores, tornando-os sensíveis a vários preços de ativos reais (por exemplo, commodities) ou financeiros (por exemplo, taxa de câmbio), o que pode levar a pesadas perdas diante de flutuações desfavoráveis destes preços.’149. Por sua vez, o comportamento das empresas não é passivo frente a esses riscos, pois

eventos inesperados ou simples oscilações do mercado podem acarretar sérios prejuízos, comprometendo a execução de contratos, o lucro das atividades operacionais e, até mesmo, levá-las à falência.

150. Na verdade, as empresas monitoram constantemente os mercados em que atuam, e buscam estratégias para a mitigar os riscos de seus investimentos, quer internamente, ou mesmo recorrendo a operações de hedge nos mercados financeiros.

151. No mundo moderno, o avanço tecnológico e do conhecimento possibilitam às empresas a utilização de sofisticadas ferramentas matemáticas e computacionais para mensuração de seus riscos; e os mercados financeiros oferecem uma gama de instrumentos para mitigá-los.

152. A questão do gerenciamento de risco nas empresas não-financeiras ‘está ganhando força e exigindo a atenção da gerência das empresas, bem como dos participantes do setor de investimentos. O processo está sendo alimentado pelos avanços feitos pelo setor bancário na área de gerenciamento de risco, pela expansão dos mercados financeiros e pela gama de instrumentos financeiros de proteção hoje existentes. Um fator de contribuição é a preocupação que as diretorias começam a demonstrar em relação a procedimentos e controles gerenciais internos; os diretores sabem que podem ser responsabilizados se a empresa for exposta a risco indevido em razão de más praticas de gerenciamento de risco’4.

153. Neste sentido, a partir de 1998, a SEC – Securities and Exchange Commission - EUA, (órgão equivalente à CVM - Comissão de Valores Mobiliários) passou a exigir que as empresas de capital aberto revelem suas políticas de gerenciamento de risco e apresentem uma quantificação de suas exposições ao risco de mercado5.

154. A matéria publicada no The Wall Street Journal, em 12/6/2007, encaminhada pela própria PNBV, às fls. 80/81 do Anexo 11, ilustra bem o comportamento das empresas frente às exposições, no caso, ao risco cambial. Informa que as construtoras navais da Coréia, que são responsáveis pela metade do valor de embarcações encomendadas no mundo, estão experimentando o maior crescimento de sua história devido ao aumento do comércio global e à ‘fome’ da China por bens. Ocorre que, como recebem a maior parte do pagamento apenas após o término da construção de um navio – normalmente, pelo menos três anos de sua encomenda -, neste período, as construtoras buscam junto aos bancos instrumentos de hedge para garantirem o valor das encomendas, notadamente realização de contratos de câmbios futuros.

155. A reportagem relata que o won (moeda sul-coreana) começou a subir bruscamente nos últimos três meses de 2004 quando o banco da Coréia parou sua prática de muito tempo de intervenção para manter a moeda estável. À medida que o won flutuava mais, as construtoras navais aumentaram sua prática de hedge. No ano de 2005, de acordo com o banco central sul-coreano, os exportadores da

3 SECURATO, José Roberto (Org.). Cálculo Financeiros das Tesourarias – Bancos e Empresas – São Paulo: Saint Paul, 2005, p.362.4 Michel Crouhy, Dan Galaim Robert Mark, Gerenciamento de risco: abordagem conceitual e prática: uma revisão integrada dos riscos de crédito operacional e de mercado - Rio de Janeiro: Qualitymark: São Paulo: Serasa, 2004, p. 544. 5 Idem ao 7.

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Coréia do Sul, guiados pelas construtoras navais, fizeram hedge de uma vultosa quantia de $29.2 bilhões.

156. Cita, ainda, um encontro em que executivos de grandes companhias sul-coreanas pediram a autoridades do governo para gerenciar a valorização da moeda, por intervenção, e que este, por meio de seu ministro das Finanças e Economia, colocaria como prioridade gerenciar os riscos de um won forte naquele ano. Apesar desse anúncio, a matéria indica que ninguém espera que as construtoras navais deixem de lado a prática de hedgear seus lucros, porque fazê-lo as colocaria em risco de corrosão de seus lucros no futuro.

157. Em relação à segunda publicação encaminhada pela PNBV, o trabalho apresentado na ‘OTC – Offshore Tecnology Conference/2007’ (fls. 72/78 do Anexo 11) em que o desequilíbrio contratual decorrente da variação cambial ocorrida na Coréia, entre 2004 e 2005, é apontado como um dos principais desafios ao gerenciamento do projeto de construção do FPSO no campo de Dália, não há informações precisas sobre os problemas realmente enfrentados tampouco as soluções adotadas. Em reunião realizada, em 30/7/2007, na sede do TCU, em Brasília, o Sr. Antônio Carlos Alvarez Justi, Gerente do Empreendimento de Roncador, foi questionado sobre o caso do FPSO de Dália, entretanto ele não apresentou explicações sobre a situação retratada naquele trabalho.

158. Para uma melhor análise do caso em comento, mostra-se oportuno conhecer um pouco mais sobre as empresas contratadas pela PNBV para a construção das plataformas P-52 e P-54, bem como as suas práticas de administração de riscos.

159. A Jurong Shipyard Pte. Ltd., contratada para a construção da Plataforma P-54, é uma subsidiária integral da SembCorp Marine, empresa que atua no mercado mundial de engenharia naval, tendo como pontos estratégicos de negócios Cingapura, China, Brasil e EUA (fl. 260, vol. 1 do Anexo 15).

160. A SembCorp Marine, por sua vez, é um dos seguimentos de negócios da SembCorp Industries (fls. 250/358 do Anexo 15), cuja política de risco é apresentada às fls. 281/283 do vol. 1 do Anexo 15.

161. Transcreve-se, a seguir, em tradução livre, as políticas de administração da SembCorp Marine e de suas subsidiárias (fl. 27v do Anexo 15):

‘Objetivos e políticas de gestão de riscos financeiros Os principais riscos advindos dos instrumentos financeiros do Grupo são riscos relacionados à taxa de juros, riscos cambiais, riscos de liquidez e riscos de crédito. A Diretoria avalia e aprova as políticas adotadas para administrar cada um desses riscos, resumidos abaixo:Riscos de créditoO Grupo não possui uma concentração significativa de riscos de crédito com qualquer contraparte individual e monitora permanentemente sua exposição a riscos de crédito provenientes das vendas a clientes, realizando avaliações de crédito para clientes que exijam crédito. O Grupo lida exclusivamente com contrapartes pré-aprovadas, com boa avaliação de crédito, e impõe um limite aos valores transacionados com qualquer contraparte para reduzir sua concentração de risco. Os valores transportados de investimentos, de transações e outros devedores e de caixa e equivalentes de caixa representam a exposição máxima do grupo a riscos de crédito.Riscos cambiaisO Grupo está sujeito a riscos cambiais em aquisições feitas em outras denominações que não dólares de Cingapura, basicamente em dólares norte-americanos. Para minimizar essa exposição a riscos cambiais, o Grupo geralmente estipula prazos de 30 dias para a quitação dessas transações.Riscos cambiaisO grupo utiliza também contratos de câmbio futuro com vencimento inferior a doze meses para garantir seus ativos e passivos financeiros e compromissos firmes em moeda estrangeira. Por meio desse programa, os aumentos ou reduções dos ativos, passivos e compromissos firmes do Grupo em denominação estrangeira são parcialmente compensados por ganhos e perdas nos instrumentos de hedge (proteção contra riscos). O Grupo não utiliza contratos de câmbio futuro para fins comerciais.(...)(u) Instrumentos financeiros derivativos

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Instrumentos financeiros derivativos são usados para controlar a exposição a riscos cambiais advindos de atividades operacionais, financeiras e de investimento. Não são usados instrumentos financeiros derivativos para fins comerciais. Os ganhos e perdas dos contratos de câmbio futuro usados para garantir transações futuras em moeda estrangeira são diferidos até que a transação prevista ocorra. Quando o item protegido é um ativo ou passivo reconhecido, ele é convertido às taxas futuras contratadas.162. Adicionalmente, o documento Financial Review também do mesmo grupo (tradução livre), à

fl. 34 do Anexo 15, estabelece:‘GESTÃO DE RISCOS1. Riscos OperacionaisO Grupo opera em dez países, com ativos e atividades espalhados pela região da Ásia e do Pacífico e no Brasil. Como parte do seu plano de expansão internacional dos negócios, o Grupo continuará a concentrar-se em ampliar suas atividades operacionais e presença no Brasil, na Grande China e no Oriente Médio. Gerentes graduados são enviados para o exterior para supervisionar os riscos operacionais. O Grupo espera que, como parte da sua estratégia comercial, a porcentagem de seus ativos e clientes no exterior aumente progressivamente, resultando em uma maior diversificação geográfica. Nesse contexto, a existência de uma base mais ampla de clientes de peso reduzirá o risco da concentração de clientes.2. Riscos de InvestimentosO Grupo procura ampliar seus negócios promovendo o crescimento orgânico de suas capacidades existentes, desenvolvendo novas capacidades e adquirindo entidades comerciais ou ativos operacionais. As atividades de investimento, que variam da identificação de alvos a exercícios de devida diligência, são apoiadas por uma equipe dedicada de gerentes experientes e reforçadas por profissionais externos contratados para prestar serviços especializados. As propostas comerciais baseiam-se em um conjunto de critérios internacionais de investimento e são avaliadas por gerentes graduados antes de serem submetidas à aprovação final da Diretoria.3. Riscos Monetários e FinanceirosO Grupo mantém uma política estabelecida de caixa e diretrizes para a gestão de riscos monetários e financeiros. A política de caixa procura otimizar os custos de capital do Grupo, minimizar efeitos adversos de flutuações monetárias e variações nas taxas de juro sobre as receitas e garantir a disponibilidade de fundos suficientes para honrar obrigações financeiras e satisfazer necessidades operacionais. As atividades de tesouraria do Grupo são gerenciadas centralmente em Cingapura. É política do Grupo não assumir posições especulativas para fins comerciais.4. Riscos da Taxa de JurosO Grupo adota a política de manter uma estrutura otimizada e eficiente de custos de juros, usando um mix de débitos fixos e variáveis em que o capital operacional é financiado por empréstimos a taxas variáveis e investimentos de longo prazo por empréstimos a taxas fixas. Os fundos superavitários, quando existem, são depositados em bancos de boa reputação e/ou investidos em títulos. O Grupo obtém fundos adicionais por meio de empréstimos bancários e esquemas de arrendamento. A política do Grupo é obter a taxa de juros mais favorável disponível sem aumentar sua exposição em moeda estrangeira.5. Riscos CambiaisO Grupo está sujeito a riscos cambiais nas vendas e aquisições feitas em outras denominações que não dólares de Cingapura - basicamente, dólares norte-americanos, euros e ienes japoneses. Para minimizar a exposição a riscos cambiais, o Grupo geralmente utiliza esquemas de hedge natural na mesma moeda das vendas a receber.6. Riscos com Instrumentos Derivativos Financeiros O grupo também utiliza contratos de câmbio futuro e swaps com vencimento inferior a 12 meses para garantir seus ativos e passivos financeiros e compromissos firmes em moeda estrangeira. Esse arranjo permite que os aumentos ou reduções dos ativos, passivos e compromissos firmes do Grupo em denominação estrangeira sejam parcialmente compensados por ganhos e perdas nos instrumentos de hedge. O Grupo usa contratos de câmbio futuro e swaps exclusivamente para fins de hedge.7. Riscos de Liquidez

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Para medir os riscos de liquidez, o Grupo monitora seu fluxo de caixa operacional líquido, mantém um nível específico de caixa e equivalentes de caixa e obtém compromissos de financiamento junto a instituições financeiras. Para avaliar a adequação desses recursos, a direção determina os requisitos de capital operacional de forma a mitigar os efeitos de flutuações nos fluxos de caixa. Os fundos de curto prazo são obtidos por meio de recursos de saque a descoberto e empréstimos bancários.8. Riscos de CréditoO Grupo não possui qualquer concentração significativa de riscos de crédito com qualquer contraparte e monitora permanentemente sua exposição a riscos de crédito provenientes das vendas a clientes, em que são feitas avaliações de crédito para clientes que exijam crédito. O Grupo lida exclusivamente com contrapartes pré-aprovadas, com boa avaliação de crédito, e impõe um limite aos valores transacionados com qualquer contraparte para reduzir sua concentração de risco. Termos envolvendo pagamento em dinheiro, adiantamentos e cartas de crédito ou garantias bancárias são exigidos de clientes com baixa classificação de crédito.9. Riscos de MercadoO Grupo está exposto a riscos de mercado e a riscos de degradação do valor dos investimentos realizados. O Grupo gerencia o risco de mudanças desfavoráveis por meio de uma cuidadosa avaliação prévia dos investimentos e do monitoramento contínuo do desempenho desses investimentos, bem como da avaliação dos riscos de mercado relevantes para a operação desses investimentos.10. Riscos à ReputaçãoO Grupo preza sua reputação no mercado e implantou um programa de comunicação para garantir o fornecimento oportuno e eficaz de informações vitais às partes interessadas a todo o momento.11. Riscos de SegurosOnde apropriado, o Grupo gerencia seus riscos de seguros em esquema grupal para beneficiar-se da sua posição junto ao mercado geral de seguros. O Grupo avalia continuamente o seu perfil de riscos seguráveis e faz os ajustes necessários na retenção de riscos para otimizar a cobertura e os custos. Isso é feito com a assessoria e o apoio de seguradoras selecionadas. As principais apólices de seguro do Grupo incluem Riscos e Responsabilidades Globais e Compensações Trabalhistas, elaboradas de forma a proteger o Grupo, respectivamente, contra danos materiais, responsabilização por produtos e serviços e acidentes no local de trabalho. A indústria marítima possui programas de seguro especializados. O Grupo adota uma estratégia, com assessoria e recomendações de seguradoras, para controlar os riscos de seguros por meio de programas de gestão de riscos específicos, abrangendo, entre outros, a prevenção de incêndios e a adoção de práticas comportamentais de segurança.’163. As políticas de gestão de risco dos anos de 2003 a 2005 são semelhantes às de 2006 (fls.

45v, 57/59, 64 do Anexo 15). 164. Já a Keppel Fels Brasil S.A (anteriormente Fels Setal S/A), integrante do consórcio

responsável pela construção da Plataforma P-52, é uma subsidiária integral da Keppel Offshore & Marine, um dos maiores grupos da indústria naval mundial, com atuação na Ásia, Golfo do México, Brasil, Mar Cáspio, Oriente Médio e Mar do Norte (fl. 96-v do Anexo 15).

165. Por sua vez, a Keppel Offshore & Marine é uma empresa dos segmentos de negócios da Keppel Corporation, conforme organograma do Grupo, à fl. 144 do Anexo 15, cujas políticas de administração de riscos divulgadas prescrevem, em tradução livre (fl. 99v do anexo 15):

‘Administração do risco financeiroO grupo opera globalmente e está exposto a uma variedade de riscos financeiros, incluindo o efeito de mudanças nos preços de mercado das ações, nas taxas de câmbio de moedas estrangeiras e nas taxas de juros. O gerenciamento de risco financeiro é realizado pelo Departamento de Tesouraria do Grupo Keppel de acordo com as políticas e diretrizes estabelecidas. Essas políticas e diretrizes são estabelecidas pelo Comitê Central de Finanças do Grupo e são atualizadas para acomodar as mudanças no ambiente operacional. Esse comitê é presidido pelo Diretor Financeiro do Grupo e é composto por Chefes de Finanças das principais empresas do Grupo em operação, e por especialistas da Sede.

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O controle de risco financeiro do Grupo é discutido em mais detalhes nas notas feitas nas demonstrações financeiras. Em síntese:- Grupo utiliza contratos futuros de moedas estrangeiras, e outros instrumentos de hedge de moedas estrangeiras, para fazer hedge em relação à exposição do Grupo a riscos de moeda específicos relacionados aos investimentos, às contas a receber, contas a pagar e outros compromissos;- Grupo mantém uma variedade de instrumentos de dívida/empréstimo, de taxas fixas e variáveis, com vencimentos variáveis. Onde necessário, o Grupo utiliza instrumentos financeiros derivativos para fazer heding dos riscos de taxas de juros. Isto pode incluir ‘swap’ de taxas de juros e ‘cap’ de taxas de juros; e- Grupo mantém a flexibilidade da verba assegurando que linhas amplas de capital de trabalho estejam disponíveis a todo momento; e o Grupo adota procedimentos rígidos em relação à extensão de prazos de crédito para os clientes e ao monitoramento do risco de crédito.166. Adicionalmente, o documento Directors’ report & financial statements, de 2006, do mesmo

grupo, dispõe, em tradução livre: (fls. 87v/88 do Anexo 15):‘35. Controle de risco financeiroO Grupo opera internacionalmente e está exposto a diversos riscos financeiros, incluindo o efeito de mudanças nos preços de mercado das dívidas e das ações, nas taxas de câmbio de moeda estrangeira e nas taxas de juros . O gerenciamento do risco financeiro é realizado pelo Departamento de Tesouraria do Grupo Keppel de acordo com as políticas e diretrizes estabelecidas. Essas políticas e diretrizes são estabelecidas pelo Comitê Central de Finanças do Grupo e são atualizadas para acomodar as mudanças no ambiente operacional. Esse comitê é presidido pelo Diretor Financeiro do Grupo e é composto por Chefes de Finanças das principais empresas do Grupo em operação, e por especialistas da Sede.Risco do Câmbio EstrangeiroO Grupo tem contas a receber e contas a pagar estabelecidas em moedas estrangeiras em relação aos dólares dos Estados Unidos, da Austrália e moedas européias e asiáticas. A exposição de moedas estrangeiras do Grupo surge principalmente do movimento das taxas de câmbio destas moedas estrangeiras frente ao dólar de Cingapura, que é a moeda de base do Grupo. Para fazer hedge contra o risco de volatilidade dos fluxos de caixa futuros causado por alterações nas taxas de câmbio de moedas estrangeiras, o Grupo utiliza contratos futuros de moedas e outras ferramentas de hedge de moedas estrangeiras para fazer hedge quanto à exposição do Grupo a riscos específicos de moedas relacionados a investimentos, contas a receber e a pagar e a outros compromissos. O Departamento de Tesouraria do Grupo monitora o fluxo de caixa atual e projetado de moedas estrangeiras do Grupo e objetiva reduzir a exposição da posição líquida em cada moeda, pegando empréstimos em moedas estrangeiras e em outros contratos de moedas quando apropriado.’167. As políticas de gestão de risco do Grupo Keppel dos anos de 2003 a 2005 são semelhantes

às de 2006 (fls. 164v, 196/197 do Anexo 15, fls. 222v, do Vol.1 do Anexo 15). 168. A Technip, integrante do consórcio de construtores da Plataforma P-52, está presente nos 5

continentes, em empreendimentos ligados à indústria do petróleo e de petroquímicos. (fl. 9 do Anexo 16). 169. Em relação às políticas e estratégias de gestão de riscos do Grupo Technip, o Form 20-F de

2006, encaminhado à SEC (fls. 63v, 64v, 75 e 75v do Anexo 16), estabelece (tradução livre):‘Moeda estrangeiraNós operamos sob contratos de longo prazo que freqüentemente são realizados em outras moedas que não a nossa moeda funcional, o Euro. A partir de 31 de dezembro de 2006, a receita bruta de contratos feitos em outras moedas corresponde a aproximadamente 66.3% de nossa receita bruta total, dos quais 40.8% foram feitos em dólar americano. Aproximadamente 29.2% de nossas despesas operacionais desse período foram feitas em dólares americanos e quantias significativas também foram feitas em iene japonês, libra esterlina britânica, ringgit da Malásia, real brasileiro, dólar australiano, rupia indiana, coroa norueguesa e dólar canadense.Nossa política é avaliar constantemente nossa exposição ao risco cambial nos contratos e, sempre que praticável, reduzir os riscos negociando os pagamentos de nossos contratos com nossos clientes na mesma moeda que as despesas operacionais correspondentes são feitas. Nós reduzimos nossa exposição aos riscos de flutuações da taxa de câmbio por meio do uso de contrato de câmbio

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futuro e de opções ou garantias de taxas de câmbio quando acreditamos ser apropriado. Normalmente, fazemos o hedge de um contrato quando ele nos é concedido ou, em alguns casos, no mais tardar quando entra em vigor. Entretanto, por estarmos sujeitos a significativas exposições a risco das taxas de câmbio durante o período entre a licitação e a concessão do contrato, dependendo de nossa avaliação em relação à probabilidade de conseguirmos o contrato e das condições de mercado, entramos em opções de moeda ou garantias de taxa de câmbio para contratos nos quais somos licitantes.Nós não entramos em contratos de câmbio futuro ou opções de câmbio para outros fins. Nossa política não nos permite adotar posições especulativas de mercado, nem a autorizar nossas subsidiárias ou empresas a adotarem tais posições.’ (…)(c) Transações em Moedas Estrangeiras e Instrumentos FinanceirosNotas para as demonstrações financeiras consolidadasDerivativos e Processos de HedgeA Technip aplicou as normas IAS 32 e IAS 39 pela primeira vez em 1º de janeiro de 2005.Todo instrumento de derivativo financeiro mantido do Grupo objetiva fazer hedgear o fluxo de entrada e saída de caixa contra flutuações na taxa de câmbio durante o período de vigência do contrato. Instrumentos derivativos financeiro, em particular transações cambiais em futuros, têm como objetivo fazer hedgear de futuros do fluxo de caixa contra flutuações nas taxas de câmbio em relação a contratos comerciais celebrados.Além disto, as contas de tesouraria em moeda estrangeira atribuídas a um determinado contrato e usadas para financiar suas despesas futuras em moedas estrangeiras, podem ser qualificadas como um hedge de fluxo de caixa em moeda estrangeira.Finalmente, o hedge econômico pode ocasionalmente ser obtido pela compensação de entradas e saídas de caixa em moeda estrangeira no mesmo contrato (hedge natural).Ao implementar transações de hedge, cada subsidiária do Grupo faz contratos de câmbio futuro com um banco ou com a tesouraria do Grupo, a Technip Eurocash SNC. Todavia somente instrumentos que envolvam terceiros ao grupo são denominados como instrumentos de hedge.(...) Contratos de Licitação em Moeda estrangeiraPara fazer hedge diante de sua exposição a flutuações da taxa cambial durante o período de licitação de contratos de construção, a Technip ocasionalmente firma contratos de seguro (instrumento derivativo), por meio dos quais moedas estrangeiras são trocadas a uma taxa específica e em uma data futura específica somente se o novo contrato contemplado for concedido. Um prêmio pago no início pelo Grupo para fechar o contrato de seguro só é lançado no resultado quando pago. Se a licitação comercial não for bem sucedida, o contrato de seguro é automaticamente cancelado, sem nenhum pagamento em dinheiro ou penalidade’170. As políticas de gestão de risco dos anos de 2003 a 2005 são semelhantes às de 2006 (fls. 130

do Anexo 16; 224 do Volume 1 do Anexo 16). 171. Os excertos acima revelam que as empresas contratadas pela PNBV para a construção das

plataformas P-52 e P-54 pertencem a grandes grupos empresariais internacionais. Esses Grupos gerenciam suas exposições aos riscos, por meio de seus departamentos de tesouraria os quais, dentre outras medidas, fazem uso de contratos futuros de moedas e outros instrumentos de hedge a fim de mitigarem exposições a riscos de moedas relacionados a investimentos, contas a receber e a pagar e a outros compromissos.

172. Merece destacar que os instrumentos de proteção podem ser utilizados ainda no período da licitação, antes mesmo da assinatura do contrato. A Technip, por exemplo, informa que durante o período entre a licitação e a assinatura do contrato, dependendo da avaliação que faz em relação à probabilidade de vitória no certame e às condições de mercado, realiza operações no mercado a fim de garantir a taxa de câmbio das propostas. Se não for a vencedora, a operação é automaticamente encerrada sem pagamento de qualquer valor ou penalidade.

173. A exemplo da prática internacional, empresas brasileiras, de diversos setores, também administram as suas exposições aos riscos de mercado. Como exemplos, apresenta-se, a seguir, excertos dos relatórios anuais das empresas Gol Linhas Aéreas, Aços Villares, AmBev, Sadia e Embraer:

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- Gol Linhas Aéreas Inteligentes S.A - extraído das Notas explicativas do relatório Anual de 2006, documento disponível no site da empresa http:// www.voegol.com.br :

‘17. Instrumentos Financeiros DerivativosA Companhia está exposta a riscos de mercado decorrentes de suas operações. Tais riscos envolvem principalmente os efeitos de mudanças de preço de combustível e risco de taxa de câmbio, visto que suas receitas são geradas em reais e a Companhia tem compromissos significativos denominados em dólares norte-americanos, riscos de crédito e riscos de taxas de juros. A Companhia utiliza instrumentos derivativos para minimizar esses riscos. As atividades de gerenciamento de risco seguem uma política formal de gerenciamento de riscos sob a gestão de seus diretores, seu Comitê de Políticas de Risco e seu Conselho de Administração. A Administração desses riscos é efetuada por meio de políticas de controle, que estabelece limites, bem como outras técnicas de acompanhamento, principalmente modelos matemáticos adotados para monitoramento contínuo das exposições. Os fundos de investimento exclusivo dos quais a Companhia e sua Controlada GOL são cotistas são utilizados como veículos para a contratação de cobertura de riscos conforme as políticas de gerenciamento de risco da Companhia.(...)b) Risco de taxa de câmbio Em 31 de dezembro de 2006, os principais ativos e passivos denominados em moeda estrangeira estão relacionados a operações de arrendamento e aquisição de aeronaves.A exposição cambial da Companhia em 31 de dezembro de 2006 e 2005 está demonstrada a seguir: A exposição cambial relativa a valores a pagar resultantes de operações de arrendamentos operacionais, seguros, manutenção, e a exposição às variações no preço de combustível causadas pela taxa de câmbio são administradas por meio de estratégias de hedge com contratos futuros de dólar e de opções de dólar listados na BM&F. As contas de despesa que são objeto de hedge de taxa de câmbio são: despesas com combustível, arrendamento, manutenção, seguros e serviços internacionais de informática.A Administração da Companhia acredita que os derivativos dos quais se utiliza são altamente correlacionados com a taxa de câmbio dólar/real, de forma a fornecer proteção a curto prazo, relativamente às variações da taxa de câmbio. A Companhia classifica o hedge de dólar como ‘hedge de fluxo de caixa’, e reconhece as variações de valor justo de mercado de hedges altamente efetivos no mesmo período em que ocorrem as despesas previstas que são objeto do hedge. As variações de valor de mercado de hedges altamente efetivos são registradas em Receitas ou Despesas Financeiras até o período em que o item hedgeado seja reconhecido, quando então são reconhecidas como redução ou aumento das despesas incorridas. As variações de valor de mercado de hedges que não forem altamente efetivos são reconhecidas como receita ou despesa financeira. A efetividade dos hedges de dólar é estimada por métodos estatísticos de correlação ou pela proporção da variação das despesas que são compensadas pela variação do valor justo de mercado dos derivativos. - Aços Villares S.A - extraído do Relatório Anual de 2006, disponível no site da empresa http://www.vilares.com.br:‘NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2006 E DE 200521. INSTRUMENTOS FINANCEIROSOs principais fatores de risco que afetam os negócios da Companhia e de suas controladas são os seguintes:(...)b) Risco cambial A Companhia e suas controladas estão sujeitas aos efeitos das flutuações nas taxas de câmbio em suas operações em moeda estrangeira. A exposição líquida ao fator de risco de taxa de câmbio, em 31 de dezembro, é a seguinte:(...)Tendo em vista que a Companhia possui dívidas em moeda estrangeira, ela e suas controladas possuem créditos e aplicações financeiras, também em moeda estrangeira, bem como realizam operações financeiras, como forma de minimizar os impactos de variações nas taxas de câmbio.

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Adicionalmente, aproximadamente 25% das vendas consolidadas são destinadas ao mercado externo, o que representa uma proteção natural. A Companhia opera com instrumentos derivativos com vistas à proteção contra variações nos juros internacionais e contra risco de taxa de câmbio nas exportações.’- SADIA S.A - extraído do Relatório Anual de 2006 (Formulário 20-F, da SEC), disponível no site da empresa http://www.sadia.com.br: ‘ITEM 11. APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCOS DE MERCADOInformações quantitativas sobre risco de mercadoOs principais riscos de mercado a que a Empresa está exposta são taxa de juros, câmbio e riscos relativos a oscilações nos preços das commodities que advêm de mudanças adversas na situação do mercado e podem representar perda potencial. A Sadia mitiga alguns desses riscos por meio de uso de instrumentos derivativos.No início de 2004, a Empresa implantou um departamento para controlar a exposição geral de seus ativos e passivos financeiros, riscos de crédito e jurídicos, além de disseminar uma política de prevenção de riscos em seu interior. O departamento financeiro incorporou uma política de hedge e investimento, que foi analisada e aprovada pelo Comitê Financeiro. Essas políticas proíbem transações especulativas e obrigam a Empresa a diversificar suas contrapartes. De tempos a tempos, a Sadia fornece relatórios sobre riscos potenciais e ações para mitigá-los.Risco CambialA exposição da Empresa a risco cambial deve-se principalmente às receitas de exportação, que em 2006 representaram 43,0% da receita operacional bruta total, e empréstimos e financiamentos denominados em dólares norte-americanos, que em 31 de dezembro de 2006 totalizavam 2.815,9 milhões.A composição dos empréstimos e financiamentos contraídos pela Empresa, denominados em dólares norte-americanos e reais, era a seguinte em 31 de dezembro de 2006:(...)Os contratos de swap de moeda estrangeira da Empresa têm o objetivo de mitigar as perdas potenciais de receita externa decorrentes da desvalorização do dólar norte-americano frente ao real. A Empresa não utiliza esses contratos de swap para fins de negociação ou especulação.’ - COMPANHIA DE BEBIDAS DAS AMÉRICAS - AmBev - extraído do Relatório Anual de 2006, página116, disponível no site www.ambev.com.br:‘15. TESOURARIACONSIDERAÇÕES GERAISA Companhia e suas controladas mantêm determinados valores de caixa e equivalentes em moedas estrangeiras, assim como realizam operações de ‘swap’ de moedas, juros e ‘commodities’ e operações de ‘forward’ de moeda, com o objetivo de proteger-se dos efeitos de variações das taxas de câmbio sobre a exposição consolidada em moedas estrangeiras, de flutuações em taxas de juros e das oscilações dos preços de matérias-primas, principalmente alumínio, açúcar e trigo.Os instrumentos acima mencionados são contratados com a finalidade de ‘hedge’, o que não impede que seus resgates possam ocorrer a qualquer momento, embora seja real a intenção de a Companhia levá-los até o vencimento da operação a ser protegida. ‘ - EMBRAER - Notas Explicativas às Demonstrações Financeiras Consolidadas do exercício de 2006, páginas 55/56, disponível no site www.embraer.com.br. ‘c) Risco com taxa de câmbioEsse risco decorre da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de câmbio, que reduzam valores nominais faturados ou aumentem valores captados no mercado. Entretanto, tendo em vista que aproximadamente 97% do faturamento da Companhia no exercício foi denominado em dólares norte-americanos e que tal fato não deverá se alterar nos próximos anos, a Administração considera que o faturamento atua como um ‘hedge’ natural para suas operações passivas também denominadas em moeda estrangeira.A análise dos valores sujeitos a riscos cambiais é realizada com base no fluxo de caixa projetado, sendo os eventuais descasamentos nas taxas de câmbio trabalhados pontualmente e podendo as captações denominadas em moeda estrangeira ser objeto de operações derivativas, de acordo com a estratégia da Companhia, como descrito no item d). Pontualmente, podemos utilizar operações

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de ‘Non Deliverable Forward - NDF’ para equalização de possível descasamento no fluxo de entradas e saídas em dólares norte-americanos.(...)d) DerivativosOs instrumentos derivativos contratados pela Companhia têm o propósito de proteger as operações da Companhia contra os riscos de variação cambial e de flutuação na taxa de juros e não são utilizados para fins especulativos.’174. Assim, por todo o exposto, não há que se falar em fato imprevisível e extraordinário em

virtude de variação cambial, pois, conforme demonstrado, risco cambial é um tipo de risco de mercado gerenciável. É inerente ao mundo empresarial e decorre, muitas das vezes, da disposição das empresas em atuarem em diferentes mercados. Trata-se, portanto, de álea ordinária dos negócios.

175. No caso dos contratos da P-52 e P-54, as empresas tinham pleno conhecimento de que suas receitas seriam em dólar, que uma parcela significativa de suas despesas seria realizada em real, por conta do requisito de conteúdo nacional mínimo, e de que havia vedação expressa à revisão de preços em função de variação cambial. Assim, considerando as políticas de gestão de risco divulgadas nos relatórios anuais e demonstrações contábeis consolidadas dos grupos empresariais aos quais pertencem, não seria razoável supor que se eximissem de adotar cautelas mínimas de proteção contra exposições cambiais.

176. Entretanto, se não se cercaram das devidas cautelas naqueles projetos, adotaram uma posição especulativa na licitação, assumindo os riscos das oscilações do mercado ao longo de todo o período dos contratos.

177. Destaque-se que o fato de as contratadas não terem realizado operações de hedge, ou adotado qualquer outra estratégia para a cobertura das suas exposições naqueles contratos, não é uma irregularidade, não contraria lei ou qualquer norma interna, como bem afirmaram. Na verdade, trata-se de uma decisão gerencial de cada uma delas.

178. Insta consignar que a apreciação do real não ocorreu de um dia para o outro, de uma forma abrupta e inesperada, como pode ser observado nos gráficos apresentados pela PNBV (fl. 6 do Anexo 3). Dessa forma, as empresas poderiam, a qualquer momento no curso da execução do contrato, ter recorrido ao mercado financeiro para a realização de operações de hedge ou ter adotado qualquer outra estratégia para a proteção contra as suas exposições cambiais nos contratos.

179. As declarações de dificuldades na realização de operações de hedge, de baixa liquidez do mercado e de elevados custos, devem ser vistas com bastante cautela. Em primeiro lugar porque as contratadas pertencem a grandes empresas internacionais que fazem uso desse tipo de instrumento em todo o mundo, como revelam seus relatórios anuais. Em segundo, porque o mercado de futuros brasileiro está dentre os maiores do mundo, sendo dos mais importantes da América Latina, com expressivos movimentos diários de contratos de câmbio (fl. 6 do Anexo 15). Por último, porque não foram encaminhados quaisquer documentos que pudessem dar sustentação àquelas declarações, inclusive os referentes à simulação de uma operação de hedge (parágrafo 112), a fim de que fossem devidamente validados por esta Unidade Técnica.

180. Cabe ressaltar que operações de hedge funcionam como um seguro. Não é o fato de um seguro ser caro que ele pode ser prescindido. Se fosse assim, não seriam realizados os grandes seguros como os de plataformas de petróleo, de indústrias, de aviões etc.

181. Dessa forma, se de fato as empresas não adotaram procedimentos de proteção adequados, a despeito da magnitude dos valores envolvidos, foram de encontro às boas práticas do mercado internacional, bem assim às políticas de gerenciamento de riscos prescritas por suas Controladoras, devendo, portanto, arcar com seus prejuízos. A propósito, cabe novamente destacar que essas Controladoras também são garantidoras do cumprimento dos contratos, por meio das Parent Company Guarantee, conforme exigido nos editais das licitações (item 3.14 do Intruction to Bidders, fl. 260 do Anexo 4).

182. Merece novamente transcrevermos trecho do relatório do GT em que a própria Petrobras reconheceu a necessidade das contratadas se protegerem quanto à volatilidade do câmbio, no DIP ENGENHARIA 363/2005:

‘deve-se considerar que, apesar de as empresas contratadas terem conhecimento da volatilidade de um mercado de taxas flutuantes, exposição de seus fluxos ao risco cambial e, conhecerem, também, a

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materialidade significativa da mesma, afirmam ter adotado a decisão de não hedgearem essa exposição, a despeito do que recomendam as melhores práticas de gestão de riscos de moeda’

183. Não é razoável aceitar que as práticas de administração de riscos, divulgadas por aqueles grupos empresariais em seus relatórios anuais e em suas demonstrações contábeis consolidadas, se apliquem aos seus negócios espalhados pelo mundo, mas não sejam utilizadas em contratos firmados com a PNBV para execução no Brasil.

184. Com relação às decisões do Judiciário apresentadas, em sua maioria se referem a contratos de ‘Leasing’ indexados ao dólar, relativos ao período de 1999, quando o regime cambial passou a ser o flutuante. Aquelas decisões não guardam semelhança alguma com o presente caso, pois tratam de relação de consumo reguladas pelo Código de Defesa do Consumidor (CDC).

185. Nas relações de consumo, a lei, a doutrina e a jurisprudência são unânimes em considerar o consumidor, pessoa física, a parte hipossuficiente, daí a ele ser concedida uma maior proteção que no caso dos contratos regidos pelo Código Civil. Cabe notar que no ‘Leasing’ o consumidor depara-se com contratos de adesão, onde não tem a possibilidade do exercício da autonomia de vontade, relativamente às cláusulas contratuais. Além disso, na maioria dos casos, não dispõe de toda informação relevante para a tomada de decisão. Esta situação é completamente diferente da relação estabelecida pela PNBV com suas contratadas que são grandes conglomerados empresariais.

186. Já o RMS 15154/PE também não diz respeito ao presente caso por se tratar de desequilíbrio contratual ocorrido em função da mudança de regime cambial do País, em janeiro de 1999.

187. Da mesma forma a Decisão TCU 464/2000 – Plenário, por se tratar de situação ocorrida em virtude da mudança do regime de câmbio brasileiro ocorrida no início de 1999.

188. Quanto ao Acórdão TCU 1.595/2006 – Plenário, relativo ao TC 017.026/2005-3, que analisou o contrato para adaptação da Plataforma P-34, observa-se que, naquele caso, esta Corte entendeu que o reequilíbrio financeiro em função da variação cambial poderia ser aceito, e recomendou à Petrobras que avaliasse a possibilidade de inclusão nos próximos editais de licitação da obrigatoriedade das licitantes contratarem seguro cambial. Entretanto, considerando todo o exposto, somos da opinião de que o posicionamento nele adotado deve ser revisto, pois como demonstrado, não cabe o reequilíbrio, bem como não se mostra necessária aquela recomendação uma vez que o gerenciamento de riscos de mercado já é uma prática do mundo empresarial.

189. Sobre a fórmula que efetivamente foi utilizada para os cálculos dos valores mensais, relativos às perdas cambiais do período de junho/2004 a janeiro/2006, pagos no 3º Termo Aditivo do Contrato EPC da P-54, bem como sobre a possibilidade de pagamentos em duplicidade, no 5º Termo Aditivo, nos meses de novembro/2005 a janeiro/2006, as informações apresentadas pela PNBV foram suficientes para sanar as dúvidas iniciais da Unidade Técnica do TCU.

Do aquecimento de mercado190. Em relação ao aquecimento do mercado doméstico, a análise feita para os argumentos

apresentados relativamente ao câmbio se aplicam à inflação, ou seja, como os contratos vedam expressamente quaisquer ajustamentos em função de inflação (cláusula 5.8), bem como as contratadas tinham plena condição de projetar uma inflação para o período do contrato, considerando as séries históricas amplamente disponíveis, a concessão do reequilibro econômico-financeiro foi indevida.

191. Sobre a alegação de que a fórmula utilizada para o cálculo dos valores correspondentes aos reequilíbrios ter sido bastante conservadora, por levar em conta índices que não necessariamente refletem a variação dos preços dos insumos nem da mão-de-obra da indústria do petróleo e gás, o fato é que aqueles índices foram os acordados pelas partes, sendo os que objetivamente a Equipe de Auditoria pode utilizar em sua análise. Ocorre que os gráficos daqueles índices (referente às colunas 10 e 15 do índice de preços por Atacado da FGV, que correspondem os índices de mão-de-obra da construção civil do Rio de Janeiro e de equipamento da indústria hidrelétrica, respectivamente), apresentados pela própria PNBV, não demonstram que houve uma variação extraordinária e imprevisível (fls. 38/45 do Anexo 3).

192. No que concerne aos gráficos da IPA - ‘International Project Analysis - E&P services’ (fl. 132 do Anexo 11), apresentados pela PNBV, eles não podem ser objetivamente considerados, pois não refletem a situação do mercado nacional, bem como pelo fato de não se saber a composição dos dados utilizados para uma correta verificação da sua pertinência.

193. Quanto ao aumento do preço do petróleo no mercado mundial, reconhece-se que essa alta nos preços afeta essa indústria como um todo, notadamente no que se refere a equipamentos e materiais

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nela aplicados, o que pode gerar um aquecimento de mercado. Ocorre que não foi demonstrado pela PNBV, nem pelas contratadas, o impacto desse aumento sobre os custos praticados de materiais e de mão-de-obra, no mercado interno, especialmente nos contratos em comento.

194. Além disso, observa-se que o grupo Petrobras, responsável por boa, senão a maior, parte do mercado nacional da construção naval e montagem industrial não apresentou relevantes mudanças em sua política de contratação de plataformas ou petroleiros nesse período.

195. O incremento da demanda da indústria naval não pode ser utilizado para justificar um aquecimento de mercado imprevisível e extraordinário, pois, à época das licitações das plataformas P-52 e P-54, já se encontravam em andamento outros projetos de construção de plataformas pela própria Petrobras, bem como a renovação da frota da Transpetro, como mostra o trecho da matéria publicada no Jornal da Transpetro, número 12, de Dezembro de 2002, a seguir transcrito (fls. 2/5 do Anexo 15):

‘ Em 2001, foi dada a partida para o plano de ampliação e renovação da frota, cuja meta até 2010 é incorporar 22 navios. Foi feita uma licitação para a construção de quatro navios no Brasil. O BNDES aprovou o financiamento e está em negociações com o estaleiro Eisa, da Ilha do Governador, para a liberação do dinheiro. A expectativa da Transpetro é de que esses navios comecem a operar até 2005. Tão logo comecem a ser construídos, será feita nova licitação para a construção de mais quatro navios. Como parte do programa, em 2001 foram comprados dois novos navios, o Ataulfo Alves e o Cartola, convertidos em aliviadores DP, de última geração. Como o navio tem uma vida limitada em torno de 25 anos, os mais antigos vão sendo aposentados.’196. Na verdade, em relação à renovação da frota da Transpetro, houve apenas uma expectativa

de aquecimento, uma vez que os contratos só vieram a ser assinados recentemente e a contratação de mão-de-obra pelos estaleiros para essas obras mal começou.

197. Dessa forma, os documentos e informações encaminhados até o momento não demonstraram objetivamente qualquer variação extraordinária e imprevisível nos preços do mercado interno brasileiro que tenha causado uma onerosidade excessiva nos contratos. Ressalta-se que nada contundente foi acostado aos autos, além de mera argumentação, que comprovasse, de forma inequívoca, impactos diretos nos custos dos contratos causados por uma inflação extraordinária e imprevisível.

198. A mera apresentação de índices, frise-se, que não foram os acordados entre as partes quando das negociações dos pleitos, não é suficiente para afastar as irregularidades relatadas pela Equipe de Auditoria do TCU, pois não ficou demonstrada (por meio de memórias de cálculo, planilhas, pareceres, estudos etc.), a influência desses índices sobre os insumos aplicados nos contratos que justificasse a revisão de preços. Pode-se utilizar como exemplo a própria alegação da Jurong sobre o aumento do preço do cobre (parágrafo 119), na qual não há demonstração objetiva da participação dessa commodity nos projetos de construção das plataformas, nem o impacto dessas variações nos seus custos.

199. Cabe salientar que não constam dos contratos demonstrativos de formação de preços detalhados, em que se estejam evidenciadas as composições de preços de cada serviço pertinente aos contratos, o que prejudica a análise de reequilíbrios. O desconhecimento dos preços bases do contratos prejudica a comparação direta com os preços praticados no mercado, ou seja, da análise da onerosidade excessiva por fatos extraordinários e imprevisíveis.

200. Considerando a exigência de conteúdo nacional, a vedação expressa nos contratos de ajustamento de preços em razão de inflação, o histórico de inflação do mercado brasileiro, a duração dos contratos e, sobretudo, as políticas de gerenciamento de risco de cada um dos grupos empresariais, não seria razoável supor que as contratadas se eximissem de considerar nos planejamentos econômico-financeiros dos projetos, e também nos preços ofertados, uma projeção de inflação para o período dos contratos.

201. Entretanto, se não se cercaram das devidas cautelas, inserindo aos preços ofertados uma projeção de inflação para o período dos contratos, ou se apostaram que a apreciação do dólar seria suficiente para cobrir a inflação do mercado doméstico, frise-se, adotaram uma posição especulativa na licitação, uma estratégia que se mostrou equivocada, mas que lhes favoreceu, pois venceram os certames, não cabendo alegar onerosidade excessiva por fato extraordinário e imprevisível, para transferir seus eventuais prejuízos à PNBV.

202. Causa estranheza o fato de a PNBV, a despeito das vedações expressas nos contratos originais e de reconhecer a necessidade de as contratadas se protegerem, ter arcado integralmente com

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as perdas cambiais e inflacionárias, em tese, incorridas pelas contratadas, bem como, ter inserido aos contratos fórmulas de reajuste a fim de suportar a inflação do mercado interno e neutralizar oscilações do dólar. No cálculo das compensações nem mesmo as projeções esperadas de inflação, à época das licitações, foram descontadas.

203. Esses fatos comprovam que as condições originais dos objetos licitados foram alteradas, ferindo os princípios norteadores das licitações aos quais a Petrobras deve observância, tais como o Princípio da Vinculação ao Instrumento Convocatório, da Isonomia e da Legalidade.

204. Assim, mantém-se a proposta inicial da unidade técnica de retenção cautelar dos valores pagos a título de reequilíbrio econômico-financeiro em razão de variação cambial e aquecimento de mercado do mercado doméstico nos contratos EPC da P-52 e P-54.

Irregularidade: Análise do pleito de Reequilíbrio do Aço Estrutural sem a utilização de Demonstrativo de Formação de Preço (DFP) detalhado, no Contrato de EPC da P-54.

205. Conforme relatado pela Equipe de Auditoria, a PNBV reconheceu pleito da contratada referente à variação do preço do aço estrutural no mercado internacional no período compreendido entre a data da apresentação da proposta (dez/03) e a data da assinatura do contrato (jun/04), sendo essa compensação no valor de US$ 5.008.641,98, ICMS incluído, conforme Aditivo n.º1 (fl.68 do Anexo 5).

206. Segundo consta do relatório, na negociação foram consideradas 22.500 ton. de aço estrutural, valor que corresponde ao somatório das ordens de compras emitidas pela Jurong para seus fornecedores, conforme documentação constante da SAE UEP-P54-0392. Entretanto, a estimativa elaborada pela Engenharia/SL/ECP considerou para a licitação que seriam necessários 14.000 ton. de aço. Assim, não ficou demonstrada tal diferença, da ordem de 60%, entre a quantidade negociada e a estimada (fl. 12 do Anexo 4).

207. Além disso, a negociação foi feita sem a certeza do preço proposto pela contratada na fase de licitação da P-54, tendo em vista a falta de demonstrativo de formação de preços detalhado – DFP, o que prejudica a análise do reequilíbrio, pois o desconhecimento do preço base do contrato torna impossível a comparação direta com o preço de mercado, inviabilizando a análise do requisito da onerosidade excessiva, bem como expondo a PNBV ao risco de assumir custos já considerados pelas contratadas em suas propostas.

Esclarecimentos da PNBV (fls. 48/49 do Anexo 11)208. As justificativas apresentadas pela Estatal são, em essência, as mesmas trazidas

anteriormente na fase de manifestação preliminar do gestor, as quais foram resumidas e examinadas no relatório de auditoria (fl. 18 do Principal). Foram acrescentados ainda, em resposta à oitiva, documentos de projetos com os quais se pretende demonstrar o peso de aço considerado na concessão de reequilíbrio.

209. Em suma, a PNBV informa que a quantidade de aço estimada pela ENGENHARIA/SL/ECP de 16.853 toneladas reflete o nível de detalhamento existente no projeto básico, sendo a quantidade real necessária para a construção da plataforma definida somente pelo projeto de detalhamento de engenharia, fase em que todos os elementos e reforços estruturais são dimensionados para suportar as cargas reais nos módulos e conversão do casco, bem como são definidas também as bases dos equipamentos, que dependem da definição dos dados dos fornecedores.

210. O projeto básico, que deu origem à quantidade considerada pelo ECP na fase de orçamento, não teve como objetivo apresentar um nível de detalhamento que levasse a valores precisos de quantitativos, nem poderia prever a real quantidade de aço necessária.

211. As condições em que se encontrava o casco utilizado para conversão influenciaram na definição da quantidade de aço, mas não eram totalmente conhecidas na fase de elaboração do projeto básico. Para dimensionar a quantidade real foi necessária a execução de uma inspeção visual acurada (‘close up survey’) e medição de espessuras das estruturas existentes, que implicou a limpeza dos tanques do navio, colocação de andaimes e o posterior pré-jateamento das paredes dos tanques, atividade inerente ao escopo do contrato de execução da obra e não à fase prévia à licitação.

212. Assim sendo, pelas quantidades reais incorporadas, comprova-se que não houve superfaturamento, ao contrário, ocorreu uma negociação que considerou, em sua oportunidade, a quantidade conhecida de aço a ser incorporado, de 22.500 toneladas, inferior ao real aplicado, de 24.386 toneladas.

Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. (fls. 63/65 do anexo 14)

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213. As justificativas apresentadas pela contratada referem-se somente à diferença apurada no relatório de auditoria acerca do quantitativo do aço estrutural, as quais seguem, em essência, a mesma linha de argumentação utilizada pela PNBV.

Análise das oitivas apresentadas214. Nas oitivas apresentadas, a PNBV submete à análise do TCU as plantas e desenhos, com

planilhas de quantitativos de aço, que demonstram a quantidade consumida desse material durante a execução do contrato, que ensejou o acréscimo questionado. Assim, fica comprovada a quantidade de aço utilizada (projeto ‘as built’) e o preço pago por tonelada (ordens de compra), considerando que não foi utilizado quantitativo além daquele realmente necessário à execução do objeto contratado.

215. Com relação ao nível de detalhamento do projeto básico, não há que se falar em deficiência de projeto ou falta de detalhamento que fosse passível de responsabilização do projetista, tendo em vista que fica demonstrado que não havia como se prever a real quantidade utilizada, em razão das peculiaridades aduzidas pela PNBV nesse contrato, no qual se trata de conversão de navios em FPSO.

216. Com relação aos requisitos que fundamentaram a concessão do reequilíbrio, cumpre observar que a inexistência de um demonstrativo de formação de preços detalhado – DFP prejudica a análise do requisito da onerosidade excessiva, pois impede que seja identificado o quantitativo e o preço estimados pela contratada em sua proposta original. Esse é o principal ponto, juntamente com o requisito da imprevisibilidade, a ser analisado na legalidade do reequilíbrio econômico-financeiro com relação ao preço do aço.

217. Cabe observar que o relatório de auditoria do Fiscobras já mencionava taxativamente que (fls. 127 do Principal):

‘Some-se a isso o fato de que, como o demonstrativo de formação de preços apresentado pela contratada não detalha os insumos, as suas respectivas quantidades e preços unitários, não é possível afirmar quais foram as quantidades e preços efetivamente considerados pela Jurong em sua proposta comercial.

A falta de um demonstrativo de formação de preços detalhado, em que esteja evidenciada a composição de preços de cada serviço pertinente ao contrato, prejudica a análise de reequilíbrios, pois o desconhecimento do preço base do contrato torna impossível a comparação direta com o preço de mercado, ou seja da análise da onerosidade excessiva, bem como expõe a PNBV ao risco de assumir custos já considerados pelas contratadas em suas propostas.

Diante disso, e independentemente da análise dos pressupostos para a concessão de reequilíbrio, não ficou demonstrado a utilização das 22.500 ton. de aço ao projeto da P-54, motivo pelo qual conclui-se por um débito no valor de US$ 1.624.435,00, equivalente ao reequilíbrio concedido sobre 8.500 ton., diferença entre a quantidade negociada e a quantidade estimada pela PNBV.’

218. Apesar disso, a PNBV não se pronuncia acerca da ausência da onerosidade excessiva, limitando-se a justificar a diferença de quantitativo do aço. A seguir merece ser transcrito trecho do relatório de auditoria, no qual a equipe consigna, no caso dessa irregularidade, dois fundamentos para caracterizar o requisito do fumus boni iuris, in verbis (fls. 142/142 do Principal):

‘No contrato 899.2.005.04-5, relativo à conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) - P-54, foram identificadas as seguintes irregularidades graves que caraterizam o fumus boni iuris: (...)- Reconhecimento indevido de pleito relativo à variação do preço do aço no mercado internacional no período compreendido entre a data da apresentação da proposta e a data da assinatura do contrato, pois não foram demonstrados os requisitos de imprevisibilidade e onerosidade excessiva. Como não há um demonstrativo de formação de preços detalhado em que esteja evidenciado o preço base da proposta da contratada, não é possível a comparação direta com o preço de mercado, ou seja, a comprovação da onerosidade excessiva para uma das partes. Em razão deste pleito, a Estatal desembolsou US$ 4.300.000,00, valor sem ICMS, uma vez que este está sendo retido pela PNBV. Para agravar a situação, além do reconhecimento indevido do pleito de reequilíbrio, conforme acima comentado, os cálculos efetuados para o seu pagamento foram realizados com base em quantitativo superior ao estimado pela área de Engenharia da PNBV. Não há nos autos justificativa para uma discrepância, da ordem de 60%, entre a quantidade negociada e a estimada.

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Esta diferença resultou no pagamento a maior de US$ 1.624.435,00, conforme preliminarmente apurado pela Equipe de Auditoria. Merece destacar que a concessão de pleitos de reequilíbrio em função de variação de preço do aço no mercado internacional já foi objeto de questionamento no âmbito do TC 004.520/2005-0, Relatório de Acompanhamento da Construção da Plataforma PRA-1, não tendo a PNBV conseguido, até o momento, elidir as irregularidades apontadas. Em que pese a PNBV não ter sido ouvida especificamente sobre esse ponto por ocasião da manifestação prévia, a Estatal terá oportunidade de se pronunciar na fase da oitiva das partes, preservando-se assim o direito constitucional da ampla defesa e do contraditório. (Irregularidade 8).’ (grifos nossos) 219. Em que pese, em sede de medida cautelar, ter sido justificado o quantitativo de aço

utilizado, a questão relacionada ao requisito da onerosidade excessiva, ponto relevante para o exame do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, ficou sem esclarecimentos por parte da PNBV, caracterizando revelia com relação a essa questão.

220. Por oportuno, merece destacar que a concessão de pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em função de variação de preço do aço no mercado internacional já foi objeto de questionamento no âmbito do TC 004.520/2005-0 (Relatório de Acompanhamento da Construção da Plataforma PRA-1), não tendo a PNBV conseguido, até o momento, elidir as irregularidades apontadas.

221. Assim, mantém-se a proposta de retenção cautelar quanto ao indício de irregularidade no reequilíbrio do preço do aço estrutural do contrato EPC da P-54, pois não foi apresentado um demonstrativo de formação de preços detalhado em que esteja evidenciado o preço base da proposta da contratada, não sendo possível a comparação direta com o preço de mercado, ou seja, a comprovação da onerosidade excessiva para uma das partes.

Irregularidade: Falhas no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo no Contrato de EPC da P-54.

222. As irregularidades constatadas pela Equipe de Auditoria, nesse ponto, foram as seguintes: 1) a PNBV não realizou um estudo detalhado de modo a aferir com precisão os dias de extensão

de prazo contratual, limitando-se a uma análise expedita e superficial desses dias que seriam acrescidos ao cronograma original em função das alterações de escopo existentes;

2) não ficou demonstrada pela PNBV a baixa relação custo-benefício em se realizar um estudo de engenharia detalhado que aferisse com precisão os dias de extensão de prazo;

3) a PNBV não conseguiu demonstrar que a extensão de prazo decorreu, unicamente, da inclusão dessas 103 SAE, considerando que outros fatores relacionados à responsabilidade da contratada poderiam influenciar nesse impacto de prazo, tais como: improdutividade ou atrasos normais da obra;

4) houve descumprimento do item 13.1, alínea ‘d’, do Contrato, o que tornou subjetiva a identificação das SAE que se encontravam no caminho crítico do empreendimento e que acarretariam um acréscimo no prazo total da obra; e

5) considerando que cada SAE, individualmente, já previa, em sua taxa de BDI (benefícios e despesas indiretas), custos indiretos, e diante da ausência de detalhamento da composição do BDI no Demonstrativo de Formação de Preço (Statement of Price Formation), não há como se garantir que o BDI aplicado em cada uma das SAE e na Planilha A (Lump Sum) já não engloba, ao menos em parte, os custos indiretos cobrados na SAE de extensão de prazo (SAE 281), havendo, portanto, a possibilidade de que alguns desses custos tenham sido cobrados em duplicidade, o que poderia acarretar superfaturamento.

Esclarecimentos da PNBV (fls. 33/40 do anexo 11)223. A PNBV traz alegações sobre a metodologia utilizada na análise dos custos decorrentes de

extensão de prazo contratual, as quais, em suma, são as seguintes:a) a análise efetuada pela PNBV para aferição dos dias de extensão de prazo foi baseada nas

estimativas de quantitativos de mão-de-obra necessários à execução das 103 SAE;b) a metodologia utilizada foi a usualmente adotada pela PNBV nos contratos de engenharia, com

base em conhecimento técnico do serviço;c) a estimativa de extensão de prazo realizada pela PNBV foi de 132 dias (fls. 140/141 do anexo

11), inferior aos 90 dias que foram concedidos, o que caracteriza uma posição conservadora, buscando a melhor solução para a Companhia;

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d) a negociação de uma prazo menor do que o estimado pela PNBV demonstra que não haveria benefício maior em realizar um estudo mais detalhado, sendo pouco expressivo, pelo montante de recursos contratados, o ganho gerado por esse aprofundamento, o que não poderia ser considerado como prejudicial à Companhia;

e) o estudo realizado pela PNBV fixou-se somente nas atividades descritas nas SAE, não sendo considerados fatores de improdutividade, tampouco outras atividades originalmente previstas no escopo do contrato;

224. Assim, a PNBV entende que as irregularidades constantes dos itens 1, 2 e 3 acima foram elididas.

225. Já com relação à irregularidade constante do item 4 (descumprimento do subitem 13.1, alínea ‘d’, do Contrato de EPC da P-54), a Estatal informa, em primeiro lugar, que, nas negociações de cada SAE, não costuma aceitar prorrogações de prazo da obra. Entretanto, após a existência de um conjunto significativo de alterações de escopo, podem os demais sistemas da obra serem afetados, o que, inequivocamente, pode causar impacto no prazo final previsto, tendo em vista que essas SAE estão ‘inter-relacionadas com a execução do escopo original’.

226. No que diz respeito ao caminho crítico, a PNBV aduz que ‘o fato de uma atividade não estar indicada no caminho crítico de um cronograma, não implica que ela não passe a ser crítica’, pois o(s) caminho(s) crítico(s) de determinado empreendimento pode(m) variar ao longo da execução da obra.

227. Quanto ao aludido subitem contratual desrespeitado, a Companhia afirma que tal dispositivo, em tradução livre, estabelece que o procedimento adotado com a contratada para a negociação do impacto de prazo levaria em conta os blocos de SAE, considerando, no mínimo, o impacto estimado, se houver, no prazo atual para término do contrato. Nesse sentido, a Estatal alega que o termo ‘change orders’ é empregado no plural, permitindo, e até orientando, a avaliação em conjunto dos impactos de prazo dessas SAE.

228. Continua sua linha de raciocínio, informando que, em nenhum momento, o contrato obriga a avaliação de impacto de prazo das SAE, por meio da determinação do caminho crítico. A Estatal assevera que ‘seria um contra-senso interpretar desta forma aquele termo contratual’, pois cada SAE, individualmente considerada, não apresentaria impacto de prazo. Diante disso, a PNBV entende afastada a irregularidade descrita no item 4.

229. Por fim, no que concerne à possibilidade de terem sido cobrados em duplicidade custos indiretos no BDI e nos custos indiretos de extensão de prazo, a PNBV informa que os custos indiretos cobrados nas SAE de extensão de prazo são aqueles relacionados diretamente com o tempo, indicando, um a um, quais seriam esses custos às fls. 36/39 do anexo 11, os quais foram fundamentados na EAP e no DFP. Assim, procura demonstrar que não haveria o pagamento da aludida duplicidade.

Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte Ltd. (fls. 60/63 do anexo 14)230. Em primeiro lugar, a contratada menciona que haveria uma quantidade suficiente de

SAE a justificar a extensão de prazo pleiteada, já por ocasião da celebração do 1º Termo Aditivo ao Contrato. Informa, a seguir, que a medida da extensão depende de vários fatores que permitam quantificar os dias necessários de extensão, sendo a Jurong conhecedora dos detalhes, tendo plena condições de avaliar o real impacto dessas SAE no prazo final da obra.

231. A contratada aduz que foram pedidos 60 dias adicionais de prorrogação de prazo, não tendo a PNBV concordado à época, o que ocorreu somente mais tarde após o acúmulo de 103 SAE, quando a situação tornou-se crítica.

232. Assim, segundo a Jurong ficou acordado um prazo de 90 dias, que seria excessivamente curto para a execução dos serviços adicionais demandados. Além disso, a contratada ressalta o rigor com que a PNBV conduziu as negociações de custo e prazo adicionais.

233. A contratada assevera que ‘é intuitivo supor que a extensão do prazo contratual em razão de alterações de escopo acarretará custos adicionais’. Esclarece quais seriam os custos indiretos adicionais cobrados na SAE de extensão de prazo, seguindo a mesma linha de raciocínio da PNBV em sua resposta acima descrita.

234. Alega, por fim, de maneira teórica, acerca da ‘diversidade ontológica’, segundo a qual os custos indiretos cobrados em decorrência do tempo de extensão de prazo são diferentes daqueles cobrados nos BDI de cada SAE.

Análise das oitivas apresentadas

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235. Os argumentos trazidos pela PNBV com relação às irregularidades descritas acima são, em sua essência, os mesmos apresentados à equipe do TCU durante os trabalhos de fiscalização, os quais foram analisados no relatório de auditoria. Há, no entanto, algumas considerações a serem feitas a seguir.

236. A informação de que a metodologia utilizada para quantificação dos dias a serem acrescidos é usualmente adotada pela engenharia da Companhia, a qual detém conhecimento técnico para tanto, não faz com que seja a melhor técnica a ser adotada, nem comprova qual foi o nível de detalhamento de engenharia utilizado. Assim, a resposta da PNBV em oitiva não contradiz a informação da Equipe de Auditoria, ao mencionar que ‘a Gerência do contrato informou que haveria expertise técnica de Engenharia para aferir precisamente esse impacto, mas tal procedimento demandaria um tempo excessivo de elaboração, o que seria inviável, dada a dinâmica de uma construção como essa, na qual as decisões gerenciais necessitam de agilidade para não comprometer o prazo de entrega da plataforma, nem acarretar atrasos e custos maiores do que os inerentes ao contrato’ (f. 119 do Volume Principal).

237. A alegação da Estatal no sentido de dizer que o simples fato de ter sido acordada uma extensão de prazo (90 dias) inferior a uma estimativa de 132 dias para justificar um eventual benefício, em vez de se realizar, no dizer da própria PNBV, ‘um estudo mais detalhado’, não merece ir adiante. Não se pode olvidar que a estimativa feita, como a própria Estatal reconhece, não é a mais detalhada que poderia ter sido realizada. Além disso, na resposta à oitiva, a PNBV continua não demonstrando matematicamente a baixa relação custo-benefício requerida no relatório de auditoria.

238. No relatório de auditoria, foi informado que, ‘em reunião com a equipe do TCU, os técnicos da PNBV não conseguiram demonstrar que o atraso de 90 dias foi, unicamente, ocasionado pela inclusão dessas 103 SAE ou se outros fatores relacionados à improdutividade ou a atrasos normais da obra influenciam nesse impacto de prazo’ (f. 119 do Volume Principal). Essa informação é importante, na medida em que a prorrogação de prazo da obra pode ser ocasionada por diversos fatores: novas atividades críticas, improdutividade e atrasos na execução das atividades originalmente previstas no cronograma etc.

239. Quanto ao descumprimento do subitem 13.1, alínea ‘d’, do Contrato de EPC da P-54, os argumentos trazidos não alteram o entendimento anteriormente adotado pela Equipe de Auditoria. A forma com que usualmente é feita pela PNBV a análise das prorrogações de prazo, somente após a existência de um número de alterações de escopo, não justifica o descumprimento do aludido subitem que é claro ao estabelecer que cada SAE deve conter, no mínimo, as informações requeridas nesse dispositivo, cuja tradução livre é transcrita abaixo:

‘Artigo 13 – Ordens de Mudanças13.1. Procedimentos – Em qualquer momento, durante o progresso do trabalho, a PNBV deve ter o direito e o poder para fazer qualquer mudança que julgue necessária e tais mudanças, doravante denominadas ‘ordens de mudanças’, não deverão de forma alguma afetar ou anular este CONTRATO. Ordens de mudanças devem ser informadas por meio de aditivo a este CONTRATO, por escrito. A diferença no valor do Trabalho e/ou no tempo requerido para realizar o Trabalho resultante de ordens de mudanças deve ser adicionada ou deduzida do montante do CONTRATO, considerando uma quantia justa e razoável a ser acordada tanto pela PNBV quanto pelo EMPREITEIRO. Os procedimentos e métodos para se lidar com ordens de mudanças devem ser mutuamente acordados, contudo devem conter no mínimo:A. Uma descrição detalhada da ordem de mudança proposta;B. Um cronograma detalhado (tempo estimado) para a execução da ordem de mudança incluindo recursos a serem empregados;C. Uma estimativa detalhada, direta e indireta, do custo para a execução da mudança proposta de acordo com o item 13.2;D. impacto estimado, se houver algum, na data atual de conclusão do CONTRATO.13.2. Mediante notificação escrita da PNBV de uma ordem de mudança proposta, o EMPREITEIRO deve apresentar, em 10 dias corridos, uma estimativa de custo e tempo para a execução da ordem de mudança proposta. Esta estimativa deve incluir todos os custos administrativos, gerenciais e financeiros, bem como todo custo adicional relacionados aos atrasos causados por tal ordem de mudança. Nenhum outro custo associado à respectiva mudança pode ser reivindicado posteriormente.

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13.3. Nenhuma ordem de mudança será considerada como parte do Trabalho, a não ser que uma estimativa escrita tenha sido submetida à PNBV pelo EMPREITEIRO e acordado por ambos (PNBV e EMPREITEIRO). O Representante Designado da PNBV deve emitir a aprovação escrita para o EMPREITEIRO.13.4. Aplicação do CONTRATO – Onde os dispositivos e condições não forem modificados por acordo mútuo, serão aplicados às referidas ordens de mudanças os dispositivos e condições do presente CONTRATO.13.5. Cobrança – Cobrança e pagamento para ordens de mudanças devem obedecer ao Artigo 6.’240. Quando a expressão vem no plural, não quer dizer que as informações contidas nessas

alíneas devem ser demonstradas em conjunto, como forçou a PNBV em sua justificativa. A interpretação mais razoável da expressão change orders é no sentido de que todas as alterações devem atenção às informações contidas nas alíneas desse subitem. Tanto é assim que, no formulário elaborado pela PNBV para conter informações de cada uma das SAE, existe local próprio para identificar se a alteração de escopo ali descrita impacta o caminho crítico do empreendimento, conforme se identifica, como exemplo, nos documentos de fls. 145, 146, 147, 149 e 150 do anexo 11.

241. Por oportuno, aqui cabe ser consignada uma incoerência na argumentação da PNBV acerca do tema. Ao justificar as irregularidades descritas pela Equipe de Auditoria nos itens 1, 2 e 3, a Estatal alega que, na análise de prorrogação de prazo de um conjunto de SAE, o estudo deteve-se apenas ao objeto dessas alterações de escopo, não considerando qualquer inter-relação com o contrato original (fl. 34 do anexo 11). Em posição contrária, ao justificar a irregularidade contida no item 4 desse achado de auditoria, a PNBV muda de opinião e afirma, dessa vez, que as alterações de escopo estão ‘inter-relacionadas com a execução do escopo original’ (fl. 35 do anexo 11).

242. Quanto à possibilidade de mudanças no caminho crítico do empreendimento, a ponderação trazida pela PNBV é verdadeira e corrobora o entendimento acerca da importância da identificação do caminho crítico do empreendimento no exame dos dias a serem prorrogados. O fato de a equipe ter mencionado a expressão ‘caminho crítico do empreendimento’ não quer dizer que se trata de um único caminho crítico, nem que esse caminho crítico seja imutável, sob pena de desconsiderar a boa técnica prevista na doutrina de gerenciamento de projetos.

243. Em que pese não haver obrigatoriedade específica contratual de identificar, no caminho crítico e no cronograma da obra, as alterações de escopo existentes, a PNBV deveria ter analisado as SAE de maneira mais objetiva para fins de controle. Atualmente com a utilização de programas de computador (software) como MS Project e Primavera, essa identificação torna-se mais viável de ser realizada (ver fl. 855 do Anexo 5, Vol. 3). Além disso, nas planilhas que fundamentaram a análise da PNBV, constantes das fls. 855/906 do anexo 5, vol. 3, apesar de haver indicação na legenda no canto inferior da tabela do caminho crítico (critical path), não se identifica qualquer atividade com essa característica, inferindo-se que as atividades não eram críticas.

244. A alegação de que individualmente não há impacto de prazo em cada uma das SAE é equivocada, pois cada SAE possui um certo prazo próprio de execução que afetará o prazo final do empreendimento, caso a atividade nela contida seja crítica, ou seja, promova necessariamente um acréscimo no prazo final da obra. Com a simples inclusão dessa atividade no cronograma do empreendimento, a gerência do contrato poderia ter identificado se o caminho crítico foi, ou não, afetado ou alterado.

245. Cabe observar que a PNBV ficou silente quanto à pouca probabilidade de que todas as SAE, incluídas por meio dos 1º e 2º Termos Aditivos, estivessem no caminho crítico da obra, principalmente, por ela ser um empreendimento com grande número de itens e subitens de serviços/equipamentos (atividades), previstos no cronograma original da obra.

246. Diante do exposto, considerando que as irregularidades apontadas pela Equipe de Auditoria não foram elididas pela Estatal, cabe determinar à Petrobras e suas subsidiárias que, na análise de pleitos que envolvam extensões/prorrogações de prazo de contratos de engenharia, realizem estudo detalhado e objetivo de modo a aferir com precisão os dias de extensão de prazo contratual a ser concedido, por meio de atualizações do cronograma original da obra, indicação do(s) caminho(s) crítico(s), memórias de cálculo e planilhas, limitando-se a uma análise expedita e superficial, somente quando ficar demonstrada, de forma inequívoca, a baixa relação custo-benefício.

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247. Finalmente, analisa-se a possibilidade de que alguns desses custos indiretos de extensão tenham sido cobrados em duplicidade, tanto individualmente em cada SAE quanto na SAE de extensão de prazo (SAE 281), gerando superfaturamento.

248. Vale dizer que a PNBV não trouxe novidade aos autos, limitando-se a mencionar fato já conhecido pela Equipe de Auditoria de que os custos cobrados estavam relacionados a tempo.

249. Sob esse aspecto, ao examinar a questão, ante a ausência de um demonstrativo de formação de preços detalhado na proposta da contratada e de uma composição de custos unitários nas solicitações de alteração de escopo, que identifiquem o detalhamento do percentual de BDI utilizado nesse contrato, existem dúvidas sobre a justeza e adequação dos valores considerados nessas solicitações.

250. Sem essas informações, pode-se afirmar, em princípio, que os custos indiretos cobrados foram calculados pro rata tempo e, portanto, estão relacionados a prazo. Entretanto, não se sabe se tais custos indiretos já foram anteriormente cobrados pela contratada no BDI individual de cada SAE. Somente com o a abertura dos custos indiretos da contratada constantes da Planilha A, da SAE de extensão de prazo e das 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação poder-se-ia ser afastado, após minuciosa análise, o pagamento em duplicidade. A PNBV deveria ter feito essa análise, trazendo-a aos autos, para justificar essa questão.

251. Por sua vez, os argumentos trazidos pela Jurong acerca dessa irregularidade referem-se somente à questão do pagamento em duplicidade dos custos indiretos. Trata-se de considerações teóricas que foram, em essência, refutadas acima por esta Unidade Técnica na análise dos esclarecimentos da PNBV, não trazendo argumentos técnicos e documentos comprobatórios que afastem a ocorrência da irregularidade apontada. Diante disso, não merecem prosperar.

252. Assim, considerando que as irregularidades apontadas pela Equipe de Auditoria não foram elididas pela Estatal e pela Jurong, será determinado à Petrobras/PNBV que realize estudos e análises, no Contrato de EPC da P-54, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados pela contratada na Planilha A, na SAE de extensão de prazo (SAE 281) e nas 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação, de forma a comprovar objetivamente que os custos indiretos cobrados nessas 103 SAE foram diversos daqueles cobrados na SAE de extensão de prazo ou na Planilha A, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, instaure tomada de contas especial, com vista a quantificar o débito apurado ou, caso haja saldo contratual, efetue a glosa dos valores pagos em duplicidade.

Irregularidade: Custos de Extensão de Prazo pagos sem comprovação da sua não inclusão no BDI das SAE e sem a comprovação se os seus valores unitários estão compatíveis com os do Contrato de EPC da P-52.

Esclarecimentos da PNBV (fls. 42/44 do Anexo 11)253. Como justificativa para essa irregularidade, a PNBV faz considerações acerca das

planilhas A, B, C, D e E, informando que os custos indiretos de extensão de prazo, tais como custos de canteiro, mão-de-obra indireta, administração, área de cais e outros relacionados a prazo, seriam rateados no preço ofertado na planilha A.

254. A Estatal identifica que os custos inseridos nas planilhas B, C, D e E consideram apenas os custos indiretos necessários para cumprimento dos serviços dessas planilhas, que são aqueles relacionados à mão-de-obra direta, tais como encargos sociais, ferramentas, transporte, alimentação, material de consumo etc. A Estatal alega que esses custos indiretos das planilhas B a E não foram incluídos na SAE de extensão de prazo.

255. Em seguida, a Companhia explicita cada um dos custos indiretos pagos a título de extensão de prazo: custos de extensão de uso de canteiros e escritórios, mão-de-obra indireta (gerenciamento, administração, qualidade, segurança, engenharia etc.), extensão de seguros (builders risk) e improdutividade.

256. Alega, ainda, que, por se tratar de preço global, não haveria obrigatoriedade, na licitação, de que a proposta viesse com detalhamento em nível do custo do canteiro, por exemplo, o que não prejudicou a análise dos custos de extensão de prazo. Por fim, a Estatal aduz que a estimativa da PNBV para análise dos custos de extensão de prazo foi fundamentada em contratos anteriores e cotações de preços.

Esclarecimentos da FSTP do Brasil Ltda. (fls. 23/26 do anexo 14)

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257. A contratada afirma que o preço proposto na Planilha A visava à construção e montagem da Plataforma P-52 no prazo contratual acordado, englobando todos os custos indiretos e diretos. De semelhante forma, os preços propostos nas planilhas B e C, por sua vez, destinavam-se à execução de serviços adicionais a serem requeridos durante o prazo original de execução. Com relação aos custos abrangidos pelas citadas planilhas, a FSTP aduz o mesmo argumento utilizado pela PNBV.

258. A contratada alega que custos diretos e indiretos fora do prazo inicialmente pactuado pelas partes não estão incluídos nas Planilhas A, B e C, por definição contratual. No que se refere aos custos cobrados a título de extensão contratual e a falta de detalhamento da Planilha A, a FSTP menciona os mesmos argumentos trazidos anteriormente pela PNBV em sua oitiva.

Análise das oitivas apresentadas259. Os argumentos da PNBV não trazem novidade ao assunto questionado, tendo em vista

que já eram de conhecimento da Equipe de Auditoria na época de elaboração de seu relatório. Cabe aqui transcrever trecho do aludido relatório (fls. 124/125 do Volume Principal), confirmando essa constatação, in verbis:

‘Verifica-se, entretanto, que tanto os custos de extensão de prazo relativos a Cingapura quanto aqueles das atividades no Brasil decorreram da existência de diversas SAE, em cujos custos individuais já haveria a incidência de um percentual de BDI. Ou seja, diante da ausência de detalhamento do orçamento da Contratada, não há como comprovar se os custos indiretos pagos a título de extensão de prazo já não estariam, em parte, incluídos no BDI de cada uma dessas SAE. Outro ponto pendente de comprovação é relativo ao valor dos itens unitários de certos custos, como por exemplo os custos indiretos de canteiro. Apesar de terem sido considerados como ‘custos indiretos’, é muito provável que tais valores tenham sido originalmente incluídos na Planilha A (Lump Sum), já que poderiam ser mensurados. Diante também da ausência de detalhamento da Planilha A, não há como verificar se os valores unitários desses quantitativos de ‘custos indiretos’ acrescidos por meio do acordo de extensão de prazo estão compatíveis com aqueles efetivamente contratados. Tais situações, conforme relatado na irregularidade 3 deste Relatório, podem ensejar superfaturamento, já que poderia haver aditamento de quantitativos de itens por preços unitários superiores ao que foi contratado. Há, ainda, a possibilidade de que alguns desses custos tenham sido cobrados em duplicidade, o que também geraria superfaturamento.’ (grifos nossos)260. A Estatal, ainda, não conseguiu demonstrar a ausência de pagamento em duplicidade

dos custos indiretos constantes do BDI pagos nas SAE que fundamentaram a prorrogação de prazo com os custos indiretos cobrados separadamente na SAE de extensão de prazo. A demonstração deverá ser feita por meio da análise da composição do percentual de BDI ou dos custos indiretos aplicados na SAE de extensão de prazo (SAE 281) e nas 103 SAE que ocasionaram essa extensão, de forma a verificar se os custos indiretos não foram cobrados em duplicidade.

261. Conforme consta do Relatório da Comissão de Negociação das Reivindicações de Custos Decorrentes da Extensão do Prazo (f. 149 do anexo 8), ‘Durante o decorrer das negociações, devido a impasses criados tanto nas discussões a respeito do plano de recuperação como nas discussões dos custos relativos à extensão de prazo, bem como a existência de custos de ações de recuperação de prazo já incorridos e reconhecidos como tal, que se mesclavam com custos referentes à extensão de prazo, verificou-se que a melhor alternativa seria o fechamento comercial conjunto das negociações.’ (grifos nossos)

262. De acordo com a transcrição acima, nota-se que não havia acordo acerca dos custos incorridos relacionados à extensão de prazo, nem puderam ser identificados tais custos objetivamente nas propostas apresentadas pela contratada. Verifica-se que não havia segurança acerca de quais seriam esses custos de extensão, fato que poderia ter sido evitado, caso houvesse um demonstrativo de formação de preços detalhado desde a fase de licitação.

263. Segundo o aludido relatório, nas negociações de mérito, a PNBV considerou como procedentes os custos indiretos relacionados a canteiros de obras, a escritório de projeto e a gerenciamento, improdutividade ocasionada pela extensão de prazo e os seguros (fl. 154 do Anexo 8).

264. No exame das planilhas mencionadas pela PNBV à fl. 43 do Anexo 11, verifica-se que os custos indiretos são relacionados, em síntese, à mobilização de canteiro, gerenciamento, riscos e improdutividade, os quais já estariam previstos na Planilha A, custos, em princípio, que estariam embutidos no percentual de BDI aplicado em cada SAE.

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265. Sob esse aspecto, ao examinar a questão, ante a ausência de um demonstrativo de formação de preços detalhado na proposta da contratada e de uma composição de custos unitários nas solicitações de alteração de escopo, que identifiquem o detalhamento do percentual de BDI utilizado nesse contrato, existem dúvidas sobre a justeza e adequação dos valores considerados nessas solicitações.

266. Sem essas informações, pode-se afirmar, em princípio, que os custos indiretos cobrados foram calculados pro rata tempo e, portanto, estão relacionados a prazo. Entretanto, não se sabe se tais custos indiretos já foram anteriormente cobrados pela contratada no BDI individual de cada SAE. Somente com a abertura dos custos indiretos da contratada constantes da Planilha A, da SAE de extensão de prazo e das 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação, poderia ser afastado, após minuciosa análise, o pagamento em duplicidade. A PNBV deveria ter feito essa análise, trazendo-a aos autos, para justificar essa questão.

267. Diante do exposto, mantém-se o posicionamento quanto ao indício de irregularidade no pagamento de Custos de Extensão de Prazo sem comprovação da sua não inclusão no BDI das SAE e sem a comprovação se os seus valores unitários estão compatíveis com os do contrato da P-52.

268. Assim, será determinado à Petrobras/PNBV que realize, no prazo de 60 dias, um levantamento, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados nas SAE que acarretaram a prorrogação de prazo da obra e na SAE de extensão de prazo, de forma a identificar se os custos indiretos cobrados nessas SAE foram os mesmos cobrados na SAE de extensão de prazo, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, instaure tomada de contas especial, com vista a quantificar o débito apurado ou, caso haja saldo contratual, efetue a glosa dos valores pagos em duplicidade.

Irregularidade: Ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore (Planilhas B e C) do Contrato do EPC da P-52 e da P-54, em desacordo com o disposto nos arts. 40, caput e inciso X, e 43, inciso IV, da Lei n.º 8.666/93.

Esclarecimentos da PNBV (fls. 42/44 do Anexo 11)269. Em preliminar, a PNBV pondera que as decisões do TCU utilizadas como parâmetro no

relatório de auditoria estão suspensas por meio de recursos impetrados. Em seguida, é mencionado que as planilhas B e C representariam um percentual pequeno do valor do contrato, cerca de 5%, sendo, ainda, de uso facultativo.

270. A Estatal alega que a fixação de critérios de aceitabilidade de preços unitários para as planilhas B e C traria risco de a comissão de licitação ter de desclassificar licitante que apresentasse proposta de preço da planilha A extremamente vantajosa, mas que propusesse item das planilhas B e C com preços unitários elevados, considerando que essas planilhas poderiam nem ser utilizadas. A Estatal pondera, ainda, no caso do Contrato de EPC da P-52, que a ausência de critérios de aceitabilidade de preços não acarretou superfaturamento ao contrato.

Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. (fls. 69/70 do Anexo 14)271. A contratada alega que ‘a PNBV, como empresa muito experiente e com reconhecido

know how para conduzir de maneira eficiente e econômica licitações para contratação de serviços na indústria de óleo e gás, agiu com racionalidade e consciência ao definir as regras do certame de modo a privilegiar as propostas que apresentassem melhores custos notadamente na Planilha A’. Conclui que caso houvesse critérios de aceitabilidade de preços nas planilhas B e C, cujos serviços eram de utilização incerta, poderia acarretar resultados ineficientes.

Esclarecimentos da FSTP Brasil Ltda. (fls. 20/23 do Anexo 14)272. Primeiramente, a contratada pondera que, na elaboração de suas propostas, cada

licitante possui seus fornecedores, suas próprias metodologia de cálculos de preços, o que seria comprovado pelos diversos preços ofertados na licitação, em garantia da competitividade.

273. Cita julgado do TCU no sentido de que ‘é comum se encontrar diferenças pontuais entre as diversas planilhas orçamentárias elaboradas, sendo de ‘se admitir a existência de variações entre preços unitários, para mais ou para menos, desde que, havendo um tipo de compensação entre eles, o preço total do empreendimento se mostre compatível com aquele regularmente praticado com o mercado’ (Decisão n.º 111/2002-TCU-Plenário).

274. A contratada afirma que se trata de licitação com julgamento por preço global, tendo sua proposta apresentado o menor preço. Menciona, ainda, que, ao contrário da estimativa de custos da PNBV, a proposta apresentada por ela considerou critérios de pagamentos estabelecidos na licitação,

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concedendo um ganho para a PNBV da ordem de US$ 68 milhões, segundo informações retiradas dos autos do TC 011.165/2004-1 (que tratou da licitação da P-52).

275. A contratada assevera, por fim, que, caso a premissa de quantificação de débito apontada pelo TCU fosse verdadeira, o objeto contratado deveria ser executado pelo preço orçado pela PNBV. Além disso, salienta a ausência de magnitude das diferenças apontadas pela Unidade Técnica, se comparadas ao valor total do contrato, citando como fundamento trecho do Acórdão n.º 159/2003-TCU-Plenário.

Análise das oitivas apresentadas276. O fato de os julgados colacionados por esta Unidade Técnica estarem com sua eficácia

suspensa pela interposição de recursos não afasta a irregularidade apontada, pois o entendimento do TCU a respeito do tema é pacífico no sentido de que a adoção de critério de aceitabilidade de preços unitários não é uma faculdade, mas um dever legal, conforme se depreende de outros julgados desta Corte de Contas, a exemplo dos julgados já trazidos no relatório de auditoria, tais como as Decisões n.º 60/99 - Primeira Câmara e n.º 1.090/2001 – Plenário. Ademais, o efeito suspensivo refere-se ao caso concreto em outro contrato, não afastando a análise, em tese, do tema.

277.Quanto aos argumentos trazidos pela FSTP, cabe registrar que o fato de cada licitante buscar preços com metodologias de cálculo distintas não pode ser utilizada como justificativa para afastar a irregularidade apontada, tampouco ter sido a licitação julgada pelo critério do preço global.

278.A decisão do TCU colacionada (Decisão n.º 111/2002-TCU-Plenário) não veda a adoção de critérios de aceitabilidade por parte da PNBV, nem justifica preços unitários elevados quando há aditivos contratuais que possam acarretar o ‘jogo de planilhas’.

279. Quantos aos argumentos trazidos pela Jurong, entende-se que não são suficientes para afastar a irregularidade apontada. A alegação de que as regras da licitação foram definidas pela PNBV não afasta a falha cometida nesse certame, visto que deveria ter sido observada a obrigatoriedade da inclusão de critérios de aceitabilidade. Além disso, a possibilidade de utilização incerta das planilhas B e C, também, não afasta a falha encontrada, mas, pelo contrário, corrobora o entendimento acerca da necessidade de terem sido estipulados, na fase de licitação, critérios de aceitabilidade de preços para prevenir eventuais sobrepreços, tendo em vista que tais planilhas conteriam preços unitários a serem cobrados na medida da necessidade do respectivo serviço.

280.Diante disso, considerando que já há determinação à Petrobras no sentido de exigir a adoção de critérios de aceitabilidade de preços unitários (subitem 9.1.6 do Acórdão TCU n.º 2.354/2006-Plenário e subitem 9.6 do Acórdão TCU n.º 1.595/2006-Plenário) e que as justificativas apresentadas pela Estatal não foram suficientes para afastar a irregularidade, mantém-se o posicionamento antes adotado, apesar de não ser necessário propor nova determinação nesse sentido.

Irregularidade: Existência de planilhas B e C em desacordo com os valores estimados no Contrato de EPC da P-52 (Contrato n.º 899.2.006.03-1).

Esclarecimentos da PNBV (fls. 42/44 do Anexo 11)281. A PNBV assevera que as planilhas B a E representam aproximadamente 2% do valor

total contratado, sendo a Planilha A responsável por cerca de 98% do preço global da proposta.282. A Estatal pondera, também, que a ausência de critérios de aceitabilidade de preços não

acarretou superfaturamento ao contrato, além de os montantes totais das planilhas B e C estarem dentro da estimativa da PNBV, sendo +- 10% de variação, segundo análise de risco. No que se refere à execução desse contrato, alega que os custos da planilha C não foram utilizados e os da planilha B foram utilizados dentro dos limites de variação previstos pela estimativa da PNBV.

Esclarecimentos da FSTP Brasil Ltda. (fls. 20/23 do anexo 14)283. Primeiramente, a contratada pondera que, na elaboração de suas propostas, cada

licitante possui seus fornecedores, suas próprias metodologia de cálculos de preços, o que seria comprovado pelos diversos preços ofertados na licitação, em garantia da competitividade.

284. Cita julgado do TCU no sentido de que ‘é comum se encontrar diferenças pontuais entre as diversas planilhas orçamentárias elaboradas, sendo de ‘se admitir a existência de variações entre preços unitários, para mais ou para menos, desde que, havendo um tipo de compensação entre eles, o preço total do empreendimento se mostre compatível com aquele regularmente praticado com o mercado’ (Decisão nº 111/2002-TCU-Plenário).

285. A contratada afirma que se trata de licitação com julgamento por preço global, tendo sua proposta apresentado o menor preço. Menciona, ainda, que, ao contrário da estimativa de custos da

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PNBV, a proposta apresentada por ela considerou critérios de pagamentos estabelecidos na licitação, concedendo um ganho para a PNBV da ordem de US$ 68 milhões, segundo informações retiradas dos autos do TC 011.165/2004-1 (que tratou da licitação da P-52).

286. A contratada assevera que, caso a premissa de quantificação de débito apontada pelo TCU fosse verdadeira, o objeto contratado deveria ser executado pelo preço orçado pela PNBV. Além disso, salienta a ausência de magnitude das diferenças apontadas pela Unidade Técnica, se comparadas ao valor total do contrato, citando como fundamento trecho do Acórdão n.º 159/2003-TCU-Plenário.

Análise das oitivas apresentadas287.Não procede o argumento da PNBV de que as planilhas B e C estavam dentro do percentual

de +- 10%, pois, como se verifica na planilha elaborada pela Equipe de Auditoria à f. 04 do Anexo 13, o montante total dessas planilhas estavam acima daqueles previstos na estimativa de custos, em 22,84% e 13,93%, respectivamente.

288. Entretanto, observa-se que o Regulamento Licitatório aprovado pelo Decreto n.º 2.745/98 não impõe a utilização de critérios de aceitabilidade de preços unitários e que a licitação foi realizada com critério de julgamento por preço global. Ademais, o Contrato de EPC da P-52 (Contrato n.º 899.2.006.03-1) foi assinado em 19/12/2003 (f. 401 do volume 1 do Anexo 8), 3 anos antes da publicação do Acórdão TCU n.º 2.354/2006-Plenário (13/12/2006). Soma-se a isso o fato de que os valores das planilhas B e C representam cerca de 1% do valor total do contrato. Assim, considera-se, nesse caso concreto, elidida a irregularidade apontada.

Irregularidade: Superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do Contrato firmado para a construção da Plataforma P-54.

289. A Equipe de Auditoria constatou que as planilhas B e C do contrato apresentaram preços unitários dos seus itens de serviços adicionais onshore (em terra) e offshore (no mar), respectivamente, superiores aos preços máximos admissíveis, conforme a estimativa da PNBV.

290. Para fins de comparação, no caso da P-54, considerou-se como preço máximo admissível para esses itens de serviços adicionais o valor unitário previsto na estimativa da PNBV acrescido de 7,438%, percentual correspondente à variação máxima admitida pela estimativa da Estatal.

291. Considerando que os valores previstos para as planilhas B e D foram totalmente consumidos antes mesmo da assinatura do contrato por conta de alterações de escopo negociadas somente com a licitante vencedora no período pré-contratual, não há o que se falar em compensação de preços unitários por outros itens com valores abaixo do estimado na Planilha A.

292. Aliás, já durante a fase de execução do contrato, desde o seu início, verificou-se que os preços unitários da planilha B, em vez de serem utilizados como preço de referência, foram considerados como custos nas novas SAE negociadas, sendo ainda acrescidos de percentual de BDI de 34,09% em alguns casos, em razão do entendimento de que estes estariam desatualizados em relação ao preço de mercado.

293. Assim, a inclusão do BDI para a formação dos novos preços, na verdade, representou um reajuste ao valor original daquelas planilhas, sem que, em contrapartida, houvesse qualquer pleito da contratada nesse sentido, tampouco autorização da diretoria executiva, o que, mesmo assim, seria incabível, devido à vedação contida nos subitens 5.3 e 5.8 do contrato em comento.

294. Cabe destacar a observação de que, durante os trabalhos da auditoria, diante da grande quantidade de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE realizadas, optou-se por selecionar apenas uma amostra para que fosse analisada pela equipe e verificada em campo, não sendo possível calcular o débito de cada SAE naquele momento.

295. Por fim, a Equipe de Auditoria exemplifica como deverá ser calculado o débito, a partir da SAE UEP-P-54-0180 (Aditivo n.º 2), a qual foi executada com valores unitários de Hh da Planilha B, ainda acrescidos de BDI de 34,09%.

Esclarecimentos da PNBV (fls. 50/54 do Anexo 11)296. A PNBV argumenta que a eficácia dos preços acordados nas Planilhas B, C, D e E do

contrato para construção da P-54 existe até o limite dos valores totais de cada planilha e que, após o seu consumo, os preços utilizados em novas Solicitações de Alteração de Escopo - SAE deveriam ser ‘justos’, ou seja, adequados àqueles de mercado, conforme cláusula 13.1 do instrumento contratual.

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297. Também a entidade, na tentativa de justificar aqueles preços adotados nas SAE, cita a possibilidade de se adotar índice da Coluna 10 da FGV para correção dos preços do orçamento-base da PNBV (ECP/Engenharia), os quais seriam considerados como aqueles de mercado.

Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. (fls. 65/69 do anexo 14)298. A contratada discorre acerca da composição das planilhas que compõem o preço

ofertado em sua proposta, informando que a Planilha A encerra percentual superior a 95% do valor contratual, enquanto as planilhas B a E indicam parâmetros a serem seguidos caso houvesse a necessidade de serviços adicionais, não tendo caráter vinculativo para as partes contratantes.

299. A Jurong aduz que, nas negociações que precederam à celebração do contrato, a PNBV solicitou SAE que esgotaram os quantitativos de mão-de-obra expressos nas planilhas B e D. Segundo a contratada, após o esgotamento dos quantitativos previstos nessas planilhas, cientes da natureza não vinculativa delas, as partes contratantes convencionaram aproveitar os valores nela expressos, como custos diretos sem a inclusão de BDI, de forma a afastar qualquer pleito de revisão de preços por parte da Jurong, utilizando como fundamento o subitem 13.1 do Contrato de EPC da P-54, que trata da possibilidade de haver solicitações de alteração de escopo – SAE (change orders). Esse dispositivo permitiria, no entender da contratada, avaliar um justo e razoável valor dos custos que excederem àqueles previstos originalmente no contrato.

300. A Jurong assevera que não se tratou de reajustamento dos preços da Planilha B, mas houve uma nova fixação de preços com base em permissivo contratual. Alega, ainda, que os valores negociados foram extremamente baixos se comparados ao reajustamento que pudesse ter sido feito. A contratada afirma que não conhecia o conteúdo da Planilha B da Estimativa de Custos da Petrobras/PNBV, o qual não poderia ser usado como parâmetro de custos. Por fim, a contratada faz ilações acerca do Princípio da Irredutibilidade Salarial de seus empregados caso não houvesse essa negociação de preços ora impugnada.

Análise das oitivas apresentadas301. Cabe lembrar que a contratação foi realizada dentro de um contexto distinto daquele

da realização das SAE, tendo sido feita por preço global fechado, o qual não chegou a ultrapassar o limite total máximo da estimativa de custos da ENGENHARIA/SL/ECP da PNBV.

302. Ressalta-se que, mesmo sendo uma contratação por preço global, deveria ter havido uma análise da adequabilidade dos preços unitários propostos aos de mercado, conforme entendimento deste Tribunal (vide Acórdão n.º 1.595/2006-Plenário, item 9.6). Entretanto, tal fato não ocorreu, permanecendo, no contrato, preços unitários superiores aos previstos na própria estimativa de custos (orçamento-base) da PNBV (como foi o caso das planilhas B e C).

303. Diante da razoabilidade do valor global da contratada, considerou-se que tais preços unitários elevados poderiam estar sendo compensados por outros mais baixos dentro da Planilha A. No entanto, ao se tratar de serviços adicionais que extrapolaram as referidas planilhas, a situação deve ser analisada sob uma ótica diferente.

304. Verifica-se que a contratada, ao realizar novas SAE, mesmo após consumidas as planilhas B, C, D e E constantes do aludido contrato, deve utilizar aqueles preços originalmente previstos nessas planilhas, a menos que se verifique a possibilidade de ocorrência de jogo de planilha. Em vez disso, a PNBV repetiu aqueles preços utilizados na Planilha B, porém considerando-os como custo, com o indevido acréscimo de percentual de BDI, para negociar os preços apresentados pela contratada nas SAE.

305. Caso a PNBV entendesse que os preços constantes da Planilha B estavam defasados com relação aos praticados no mercado, deveria ter diligentemente realizado pesquisa de preços dos custos que os compõem, com a devida justificativa para cada SAE negociada.

306. Além disso, se a intenção era de se realizar uma atualização dos preços da Planilha B (que, repise-se, já se encontravam excessivos) para a época de cada SAE executada, conforme argumentado pela PNBV, para compensar as perdas decorrentes da variação cambial e das negociações sindicais, deveria ter sido dada transparência ao ato, com a apresentação dos custos efetivamente incorridos.

307. O que se verificou foi a simples aplicação de um percentual de BDI sobre preços claramente vinculados à Planilha B original. No caso da SAE 180, o percentual utilizado foi de 34,09%. Portanto, além de não justificar a não aplicação dos preços unitários originalmente previstos na

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Planilha B do contrato, já com a inclusão de BDI, a PNBV confundiu, erroneamente, o conceito de BDI com o de percentuais de reajustamento de preços.

308. Cabe esclarecer que a comparação realizada no relatório de auditoria do TCU com a estimativa de custos da PNBV serviu como parâmetro para estabelecer um superfaturamento inicial, dentro do que seria ‘máximo admissível’, no contexto da contratação global. Não foi considerado, em momento algum, que os valores das planilhas da estimativa elaborada pela Estatal estariam equiparados aos de mercado, mesmo porque tal análise não foi efetuada, dada a exigüidade do tempo disponível para a realização dos trabalhos de auditoria.

309. Ocorre que os preços unitários da Planilha B não sofreram qualquer avaliação pela comissão de licitação quando da contratação, bem como já estava caracterizado o sobrepreço de quase todos os itens em relação à estimativa de custos da PNBV.

310. Todavia, em que pese a constatação de sobrepreço dos preços unitários da Planilha B, em comparação com a estimativa da PNBV, tal fato não será levado em consideração, no caso concreto, visto que não houve critérios de aceitabilidade de preços unitários, a licitação foi realizada com critério de julgamento por preço global e os valores das planilha B e C representam pouca materialidade em relação ao preço total contratado.

311. Assim, caberia à PNBV aplicar os preços unitários originalmente previstos em contrato (com BDI incluso) ou, excepcionalmente, justificar aqueles preços utilizados nas SAE, apresentando efetivamente a composição de seus custos e comprovações das negociações sindicais, de fontes de pesquisas conceituadas etc., em observância dos princípios da moralidade e da economicidade, presentes no subitem 1.2 do Regulamento Licitatório aprovado pelo Decreto n.º 2.745/98. Não poderia, como foi feito, arbitrar a utilização de um índice para a correção dos preços da sua estimativa com o intuito de tentar justificar pagamentos com valores unitários excessivos sem fundamentação para tanto.

312. Quantos aos argumentos trazidos pela Jurong, verifica-se que seguem a mesma linha de raciocínio da PNBV, cuja análise foi feita acima. No que se refere ao dispositivo contratual citado (subitem 13.1 do Contrato de EPC da P-54), cabe observar que este não permite que sejam cobrados preços acima dos de mercado sob a alegação de que seriam ‘justos e razoáveis’. Além disso, não há que se falar em desrespeito à irredutibilidade salarial dos empregados da contratada, pois ficou evidenciado que os valores pagos foram superfaturados.

313. Diante disso, considera-se que as razões de justificativas apresentadas pela PNBV e pela contratada na presente oitiva não foram suficientes para elidir a irregularidade apontada no relatório de auditoria, já que não trouxeram qualquer fato novo que pudesse fundamentar os preços excessivos utilizados nas SAE referentes à mão-de-obra ou justificar a não aplicação dos preços unitários constantes da Planilha B do aludido contrato.

314. Por fim, considerando que as irregularidades apontadas pela Equipe de Auditoria não foram elididas pela Estatal, nem pela contratada, propõe-se determinação à Petrobras/PNBV para que realize, em 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-54, com vistas a apurar superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C desse contrato, aplicando os preços unitários originais das aludidas planilhas sem a aplicação de qualquer percentual, seja de reajustamento ou de BDI, informando ao TCU as providências implementadas.

Irregularidade: Falhas formais que prejudicaram o controle do contrato EPC da P-52. 315. Segundo relatado pela Equipe de Auditoria (fls. 125/126 do Volume Principal),

constatou-se que diversas solicitações de alteração de escopo - SAE (Change Orders) não continham todas as informações requeridas no artigo 13 do Contrato n° 899.2.006.03-1, a saber: descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; planejamento detalhado para a sua execução, incluindo as fontes a serem utilizadas; estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos na alteração; e estimativa do impacto, se houver, no prazo final da obra.

316. Verificou-se, ainda, que ‘apenas com todos esses dados tornar-se-ia possível a verificação da compatibilidade dos preços acordados em função das estimativas da contratante. Sem todas essas informações o único controle possível é o acompanhamento físico da realização daquilo que foi pago’ (f. 125 do Volume Principal).

317. Além disso, ficou consignado que ‘algumas SAE foram reunidas e negociadas em um pacote, de modo que não consta nenhum dos seus elementos essenciais individualmente, com exceção da descrição do objeto’. Dessa forma, concluiu-se que não houve a formalização necessária para

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viabilização do controle. Como exemplo, a Equipe de Auditoria trouxe o conteúdo das SAE 027 a 078, no caso da P-52, nas quais consta a informação de que ‘O custo desta SAE está incorporado nas demais SAE acordadas no pre-agreement assinado em 23/07/2004 e, portanto, seu custo não está explicitado neste arquivo’ (f. 126 do Volume Principal).

318. Constatou-se, ainda, que ‘os custos de cada SAE não estão explicitados juntamente com a descrição dos serviços. Ao se analisar a SAE 078, que é uma espécie de resumo de todas desse pacote, percebe-se que estão incluídos nela todos os custos das demais SAE do pacote, constando o valor de $475.000,00 referente às SAE n° 30, 31, 34, 37, 40, 42 a 52, 56, 62, 63, 65 a 67, 70, 72, 73, 74, 75 e 76’ (f. 126 do Volume Principal).

319. Assim, a Equipe de Auditoria concluiu que ‘não há, portanto, como efetuar o controle das SAE citadas, já que as únicas informações disponíveis são a descrição do serviço/objeto de cada uma e o valor global referente a todas elas’ (f. 126 do Volume Principal).

Esclarecimentos da PNBV (fls. 44/47 do Anexo 11)320.A PNBV esclarece, em linhas gerais, o procedimento adotado por ela em cada solicitação de

alteração de escopo, por requerimento da Estatal ou da contratada, cujo objetivo é chegar a um acordo preliminar denominado pre-agreement, registrando as condições de preço, pagamento, prazo etc. A Estatal alega que, nesse procedimento, ‘nem sempre se chega rapidamente a um acordo’.

321.No caso das SAE citadas no relatório de auditoria, a PNBV aduz que, após a realização de diversas reuniões com a contratada, ficou acertado que seria feito um único documento de pre-agreement para registrar as condições acordadas nas reuniões.

322.A Estatal assevera que, apesar de terem sido negociadas em bloco, fez-se um controle individual de cada uma das SAE. Em seguida, a PNBV explica, de maneira resumida, como foram as negociações realizadas nessas SAE. Por fim, a PNBV busca explicar como se procedeu a composição da SAE-078, que foi analisada pela equipe do TCU.

Esclarecimentos da FSTP Brasil Ltda.323. A contratada não se manifestou sobre essa irregularidade em sede de oitiva.Análise das oitivas apresentadas324. Duas questões são verificadas nessa irregularidade: o descumprimento do artigo 13 do

Contrato n° 899.2.006.03-1, no qual são exigidas informações relevantes para cada SAE a ser negociada, e o fato de terem sido negociadas em conjunto diversas SAE, sem que houvesse discriminação dos preços e condições finais acordados, de forma a permitir o controle e a fiscalização a posteriori.

325. Quanto ao descumprimento do subitem 13.1, alínea ‘d’, do Contrato de EPC da P-52, vale trazer a análise feita anteriormente, no qual se conclui que todas as alterações devem atenção às informações contidas nas alíneas desse subitem, o que pode ser observado nos documentos de fls. 145, 146, 147, 149 e 150 do anexo 11.

326. Quanto ao controle individual que a PNBV diz ter sido feito, não foram juntados documentos, planilhas, estudos etc., que comprovem a alegação da Estatal, indicando os custos diretos e indiretos incorridos, pleiteados e acordados.

327. Assim, considerando que as justificativas apresentadas pela Estatal não lograram elidir a irregularidade apontada pela Equipe de Auditoria, mantém-se o posicionamento antes adotado, propondo-se determinação à Petrobras e suas subsidiárias que se abstenham de analisar as solicitações de alteração de escopo ou change orders em conjunto e sem identificar: a descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; o planejamento detalhado para a sua execução; a estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos na alteração; e a estimativa do impacto, se houver, no prazo final da obra, de modo a possibilitar a verificação da compatibilidade dos preços acordados em função das estimativas da contratante.

Irregularidade: Fragilidade e falta de transparência no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato ECP da P-54.

328. A Equipe de Auditoria verificou que, de acordo com o item 1.2.3 do Contrato de EPC da P-54, há exigência de a Jurong Shipyard Pte. adquirir no Brasil bens e serviços num percentual mínimo de 65% do valor contratado, que totalizam US$ 397,080,000.00 (f. 131 do Volume Principal).

329. Segundo informação do relatório de auditoria, para a comprovação do cumprimento dessa exigência, a contratada deveria fornecer à PNBV relatórios mensais do conteúdo nacional realizado, acompanhados por evidências documentais, bem como a previsão do índice para o final do contrato, o que foi feito pela ABS Group Services do Brasil Ltda. e pela ONIP (Organização Nacional da

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Indústria do Petróleo) por meio de, respectivamente, certificação e auditoria na documentação comprobatória do cumprimento do percentual mínimo de conteúdo nacional exigido (f. 132 do Volume Principal).

330. Ocorre que, conforme a Gerência da P-54, somente a ABS está tendo acesso às evidências documentais apresentadas pela Jurong para a comprovação das informações constantes de seus relatórios mensais. Nem a ONIP, tampouco a própria PNBV, realizam verificações nas evidências documentais, tendo em vista, conforme justificativa à época, se tratar de contrato Lump Sum e da exigência de sigilo quanto aos preços unitários praticados pela contratada (f. 132 do Volume Principal).

331. Segundo a Equipe de Auditoria do TCU, essa justificativa não pode prosperar, pois, como visto acima, há obrigação contratual de a Jurong fornecer à PNBV documentação suficiente para a comprovação do cumprimento do percentual mínimo de conteúdo nacional (f. 132 do Volume Principal).

332. Dessa forma, na medida em que a PNBV e/ou a ONIP não realizam verificações nas evidências documentais apresentadas pela Jurong, a palavra da ABS está sendo considerada como absoluta, situação que não traz segurança e transparência ao processo. Além disto, levantam dúvidas quanto ao real papel da ONIP no processo já que, com a limitação de acesso à documentação, não é possível realizar os procedimentos de auditoria necessários à emissão de parecer conclusivo sobre os trabalhos realizados pela empresa certificadora (f. 132 do Volume Principal).

Esclarecimentos da PNBV (fls. 54/57 do anexo 11)333.A PNBV esclarece como se deu o procedimento de controle e certificação do percentual

mínimo de conteúdo nacional em linhas gerais, informando as atribuições da ABS e da ONIP. A Estatal ressalta a capacitação, experiência e idoneidade da ABS, bem como o fato de que esta atua com a independência necessária a toda certificadora, por meio do acesso a todos os documentos necessários encaminhados pela contratada (Jurong).

334.A PNBV menciona, ainda, que cabe à ONIP a verificação de todo o processo de certificação, sem prejuízo da realização de auditorias tanto na contratada quanto na ABS, de forma a atestar a conformidade de todo o procedimento. Ressalta que a ONIP, por congregar as organizações representativas da indústria do petróleo e gás no país, é uma das maiores interessadas na transparência e lisura de um procedimento como esse. Alega que, nessa verificação de conformidade, a ONIP fiscaliza valores que compõem o índice de nacionalização, caso seja necessário.

335.A PNBV afirma que adotou essa sistemática de utilizar uma empresa para certificação e outra para auditoria, que não estavam envolvidas diretamente com o contrato de construção, com o objetivo de obter resultado imparcial, sendo a mesma sistemática adotada pelo BNDES nas concessões de financiamentos em que haja tal obrigatoriedade.

336.Além disso, a Estatal assevera que atuou como fiscalizadora de todo o processo, tendo acesso, juntamente com a ONIP, a toda documentação referente a essa sistemática de certificação feita pela ABS, quando necessário.

337.Considera que não seria razoável que ela mobilizasse uma empresa para fazer uma certificação idônea, outra instituição para verificar a lisura do procedimento e, após isso, ter seu pessoal executando, além da atividade de fiscalização da obra, as mesmas tarefas dessas outras duas, o que feriria os Princípios Constitucionais da Eficiência e da Economicidade.

338.A Estatal aduz, por fim, que, após a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro de contrato originado da apreciação do real frente ao dólar, verifica todas as ordens de compra de conteúdo nacional.

Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. (f. 70 do anexo 14)339. Em seus esclarecimentos, a contratada limitou-se a dizer que ‘sempre deu fiel

cumprimento às suas obrigações contratuais’, asseverando que tanto a ABS quanto a PNBV têm acesso aos documentos necessários à aferição do cumprimento da exigência de conteúdo nacional. Afirma, também, que, após a celebração do 3º Termo Aditivo ao contrato em comento, passou a ser exigência contratual o fornecimento da Jurong à PNBV de todos os comprovantes de valores aplicados por ela no Brasil, desde o início da execução do contrato.

Análise das oitivas apresentadas340. Os argumentos trazidos pela PNBV não demonstram o principal ponto questionado

pela Equipe de Auditoria: a falta de acesso da ONIP e da PNBV aos preços unitários dos insumos e serviços que englobem conteúdo nacional encaminhado pela contratada e analisado pela ABS, com o

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objetivo de averiguar, por meio de documentos hábeis (notas fiscais, ordens de compra, faturas etc.), se o valor que deve ser gasto com bens e serviços nacionais está sendo cumprido.

341. O procedimento descrito pela PNBV já era do conhecimento desta Unidade Técnica durante a fase de elaboração do relatório. A independência da certificadora (ABS) não pode ser utilizada como argumento da não disponibilização dos documentos à PNBV e à ONIP, tendo em vista que a empresa pode atuar de forma independente, sem prejuízo de disponibilizar os dados utilizados à PNBV (contratante e principal interessada na questão do conteúdo nacional) e à ONIP (auditora dessa certificação). Nada mais lógico, pensar assim.

342. O que se pretende não é obrigar a PNBV a fiscalizar todos os documentos da ABS, mas impedir que o acesso a documentos comprobatórios seja negado à Estatal e à ONIP, o que pode abrir margem a fraudes e conluio entre a ABS e a contratada, ou mesmo à negligência no controle.

343. A irregularidade baseou-se em depoimento da Gerência do Contrato de EPC da P-54, que informara não ter acesso aos dados de custos do contrato, além do fato de que as planilhas apresentadas pela ABS omitiram os custos unitários dos insumos e serviços relacionados com conteúdo nacional (fls. 162/166 ao anexo 6).

344. Ocorre que, nas oitivas, a PNBV afirma que ‘a documentação que suporta a atividade de certificação está acessível a PNBV e a ONIP a qualquer momento, para que as mesmas possam tirar qualquer dúvida sobre processo de trabalho e os resultados obtidos’ (f. 56 do anexo 11).

345. Em que pese não ter falado especificamente que tivesse acesso aos preços unitários que comporiam o percentual de conteúdo nacional, a Estatal contesta a situação irregular apontada pela Equipe de Auditoria, pois pode haver documentos analisados pela PNBV além daquelas planilhas constantes dos autos às fls. 162/166 ao anexo 6.

346. Somente com uma inspeção específica sobre esse tema, esta Unidade Técnica poderia confirmar, com certeza, se a alegação da PNBV procede ou não. Fora isso, é a palavra do gerente do contrato contra a presidência e o jurídico da PNBV, responsáveis pela resposta da oitiva. Não há elementos para o exame do mérito.

347. Com relação aos esclarecimentos prestados pela Jurong, vale dizer que os documentos trazidos aos autos (fls. 78/93 do anexo 14) não indicam os preços dos serviços e materiais aplicados no Brasil. Além disso, a inclusão de dispositivo contratual que obrigue a apresentação desses valores a serem aplicados no Brasil por parte da contratada confirma que, até aquele momento, isso não era feito, corroborando o entendimento da Equipe de Auditoria. Diante disso, considerando que ainda não há provas concretas de que a PNBV teve acesso a esses documentos que indiquem os preços dos insumos aplicados em território brasileiro nesse contrato, de modo a garantir a utilização desse percentual mínimo de nacionalização, os argumentos prestados pela contratada não elidiram a irregularidade apontada por esta Unidade Técnica.

348.Assim, propõe-se recomendação à PNBV e à Petrobras para que, por meio de sua auditoria interna, proceda à fiscalização da sistemática de avaliação da aplicação do conteúdo nacional no Contrato nº 899.2.005.04-5, que trata da conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), analisando os custos e preços unitários incorridos pela empresa contratada Jurong Shipyard Pte. Ltd. e atestados pela empresa certificadora (ABS), de forma a averiguar o cumprimento da utilização de percentual mínimo de 65% do valor contratado, em observância do subitem 1.2.3.1 do aludido contrato, informando, nas próximas prestações de contas da entidade, as providências tomadas e as conclusões auferidas.

CONCLUSÃO349.Após a análise das oitivas prévias apresentadas, conclui-se acerca da existência dos requisitos

que fundamentam a adoção da medida cautelar anteriormente proposta por esta Unidade Técnica, tendo em vista que as justificativas trazidas pela PNBV e pelas contratadas não foram suficientes para afastá-los.

349.1 Quanto aos requisitos da cautelar adotadaDo fumus boni iuris a) quanto à irregularidade na concessão de reequilíbrios econômico-financeiros em

função de variação cambial e aquecimento de mercado, sendo que as cláusulas 5.3 e 5.8 dos contratos de EPC da P-52 e da P-54 vedam qualquer reajustamento ou revisão de preços, pode-se chegar às seguintes conclusões:

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i- não há que se falar em fato imprevisível e extraordinário em virtude de variação cambial, pois, conforme demonstrado, risco cambial é um tipo de risco de mercado gerenciável, inerente ao mundo empresarial e decorrente, muitas das vezes, da disposição das empresas em atuarem em diferentes mercados, tratando-se, portanto, de álea ordinária dos negócios;

ii-no caso das contratadas pela PNBV para a construção das plataformas P-52 e P-54, todas elas pertencem a grandes conglomerados empresariais com atuação global, e, consequentemente, exposições a diversos tipos de riscos, inclusive ao cambial. Todas elas mantêm políticas de gerenciamento desses riscos que são reveladas em seus relatórios anuais e demonstrações contábeis consolidadas, bem como se utilizam de operação de hedge nos mercados financeiros para a mitigação dos riscos em seus negócios pelo mundo. Operações que podem ser feitas durante o período da licitação, antes mesmo da assinatura dos contratos;

iii- as empresas contratadas tinham pleno conhecimento de que suas receitas nos contratos EPC da P-52 e P-54 seriam em dólar, de que uma parcela significativa de suas despesas seria realizada em reais (conteúdo nacional mínimo) e de que havia vedação expressa à revisão de preços em função de variação cambial. Assim, considerando suas políticas de gestão de riscos para seus negócios pelo mundo, não seria razoável supor que se eximissem de adotar cautelas mínimas de proteção contra exposições cambiais nos contratos firmados com a PNBV para execução no Brasil;

iv- em relação ao aquecimento do mercado doméstico, a análise feita para os argumentos apresentados relativamente ao câmbio se aplicam à inflação, tendo em vista que os contratos vedam expressamente quaisquer ajustamentos em função de inflação, bem como que as contratadas tinham plena condição de projetar uma inflação para o período do contrato, considerando as séries históricas amplamente disponíveis, o que impede a concessão do reequilibro econômico-financeiro. Além disso, os gráficos apresentados pela própria PNBV dos índices utilizados nas fórmulas de reajuste demonstram que não houve uma variação extraordinária e imprevisível desses índices;

v- as alegações de que a expectativa, à época das licitações, era de que a apreciação do dólar seria suficiente para cobrir a inflação do mercado doméstico, ou que serviria para manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos, ou mesmo que seria responsável por parcela substancial da remuneração dos contratos não encontram amparo nos editais das licitações tampouco nos contratos. Indica, apenas, que as contratadas, possivelmente, adotaram uma posição especulativa nas licitações, que se mostrou equivocada, mas que lhes favoreceu, pois venceram os certames;

vi- o fato de as expectativas existentes à época das licitações não terem se concretizado não significa, necessariamente, a aplicação automática da teoria da imprevisão para a revisão dos contratos com base em onerosidade excessiva, pois para tal há necessidade de que os acontecimentos sejam extraordinários e imprevisíveis, conforme dispõe o art. 478 do Código Civil;

vii- os documentos e informação encaminhados, até o momento, tanto pela PNBV como pelas contratadas, não demonstraram objetivamente qualquer variação extraordinária e imprevisível nos preços do mercado interno brasileiro que tenha causado uma onerosidade excessiva nos contratos. A mera apresentação de índices, que não foram os acordados entre as partes quando das negociações dos pleitos, não é suficiente para afastar as irregularidades relatadas pela Equipe de Auditoria do TCU;

viii- não se constatam os demonstrativos de formação de preços detalhados, em que estejam evidenciadas as composições de preços de cada serviço pertinente aos contratos, o que prejudica a análise da onerosidade excessiva por fatos extraordinários e imprevisíveis, e expõe a PNBV ao risco de assumir custos já considerados pelas contratadas em suas propostas;

b) houve concessão indevida do reequilíbrio do preço do aço estrutural do contrato EPC da P-54, uma vez que não foi apresentado um demonstrativo de formação de preços detalhado

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em que esteja evidenciado o preço base da proposta da contratada, não sendo possível a comparação direta com o preço de mercado, ou seja, a comprovação da onerosidade excessiva para uma das partes;

350. Diante das constatações acima mencionadas, permanece o requisito do fumus boni iuris, necessário à concessão da medida cautelar, tendo em vista que os argumentos trazidos pela PNBV e pelas contratadas não são suficientes para afastar tal requisito.

Do periculum in mora e da inexistência do periculum in mora reverso 351. Com relação à existência do perigo na demora, chega-se às seguintes conclusões:a) a prorrogação dos contratos não afasta o perigo na demora, pois, caso a medida

cautelar não seja utilizada com urgência requerida, a recuperação dos valores pagos indevidamente se tornará mais difícil, tendo em vista que o prazo de prorrogação até maio de 2008 ainda ensejará urgência, considerando que o saldo contratual será rapidamente consumido, não sendo suficiente para cobrir o débito apurado;

b) não foram identificados pela PNBV, nem por esta Unidade Técnica, os precedentes do TCU a respeito da possibilidade de recuperar os valores indevidos em outros contratos firmados com a mesma empresa, além de não haver previsão contratual a respeito, tampouco apresentada providência para viabilizar esse argumento;

c) não fica demonstrado nos autos qualquer providência concreta por parte da PNBV que viabilize a possibilidade de a PNBV efetuar termos extracontratuais com as contratadas para que sejam oferecidas garantias hábeis a cobrir os débitos a serem confirmados no exame do mérito, que, a propósito, não é a alternativa mais eficaz (Acórdão n.º 1.894/2005-Plenário);

d) a alegação de que as contratadas possuem ‘excelente saúde financeira’ corrobora o entendimento de que a retenção cautelar adotada não trará impacto na execução do contrato, tendo em vista que se espera que os valores a serem retidos cautelarmente não prejudiquem o fluxo de caixa das contratadas na execução dos respectivos contratos;

e) não cabe a aplicação, no presente caso, do instituto da exceção do contrato não cumprido, rescindindo o contrato em razão da retenção cautelar promovida pelo TCU, visto que as contratadas foram ressarcidas de valores que não lhe eram devidos e a PNBV efetuará a retenção desses valores em cumprimento à determinação do TCU; e

f) no que tange ao periculum in mora reverso, cabe afirmar que a retenção não induz necessariamente, e nem pode, à paralisação das obras em comento. Contudo, apesar de não haver fundamentação legal ou contratual para que as contratadas interrompam os serviços e rescindam os respectivos contratos, cumpre ressaltar que tal risco existe, mas se trata de risco político que foge à análise técnica desta Secretaria de Controle Externo. Caso ocorra tal situação, os gestores da Petrobras/PNBV deverão adotar as providências administrativas e/ou judiciais para responsabilizar a contratada por essa paralisação e garantir a execução do objeto contratado, sob pena de responsabilização solidária na hipótese de um eventual prejuízo aos cofres da Estatal.

352. Diante dessas conclusões, permanece o requisito do periculum in mora, necessário à concessão da medida cautelar, tendo em vista que os argumentos trazidos pela PNBV e pelas contratadas não são suficientes para afastar tal requisito.

353. Assim, considerando presentes os requisitos do fumus boni iuris e do periculum in mora, mantém-se a proposta anteriormente adotada por esta Unidade Técnica acerca da necessidade de retenção cautelar em razão das irregularidades apontadas no relatório de auditoria.

354. Adicionalmente, considerando que a retenção cautelar pode não ser suficiente para reservar a totalidade dos valores indevidamente pagos, uma vez que os saldos contratuais podem ser menores que os montantes a serem retidos, bem como para a correta identificação dos responsável e quantificação precisa dos débitos propõe-se a conversão dos autos em Tomada de Contas Especial, nos termos do art. 157 do RI/TCU.

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Das outras irregularidades que não foram objeto de proposta de retenção cautelar355. Com relação às outras irregularidades apontadas nesta Instrução que não foram

objeto de proposta de retenção cautelar, chega-se às seguintes conclusões:a) houve falhas no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo

no Contrato de EPC da P-54, tendo em vista que:i- a PNBV não realizou um estudo detalhado de modo a aferir com precisão os dias de

extensão de prazo contratual, limitando-se a uma análise expedita e superficial desses dias que seriam acrescidos ao cronograma original em função das alterações de escopo existentes;

ii- não ficou demonstrada pela PNBV a baixa relação custo-benefício em se realizar um estudo de engenharia detalhado que aferisse com precisão os dias de extensão de prazo;

iii- a PNBV não conseguiu demonstrar que a extensão de prazo decorreu, unicamente, da inclusão dessas 103 SAE, considerando que outros fatores relacionados à responsabilidade da contratada poderiam influenciar nesse impacto de prazo, tais como: improdutividade ou atrasos normais da obra;

iv- houve descumprimento do item 13.1, alínea ‘d’, do contrato, o que tornou subjetiva a identificação das SAE que se encontravam no caminho crítico do empreendimento e que acarretariam um acréscimo no prazo total da obra; e

v- considerando que cada SAE, individualmente, já previa, em sua taxa de BDI (benefícios e despesas indiretas), custos indiretos, e diante da ausência de detalhamento da composição do BDI no Demonstrativo de Formação de Preço (‘Statement of Price Formation’), não há como se garantir que o BDI aplicado em cada uma das SAE e na Planilha A (Lump Sum) já não engloba, ao menos em parte, os custos indiretos cobrados na SAE de extensão de prazo (SAE 281), havendo, portanto, a possibilidade de que alguns desses custos tenham sido cobrados em duplicidade, o que poderia acarretar superfaturamento;

b) houve pagamento indevido de custos de extensão de prazo, visto que ausente comprovação da sua não inclusão no BDI das SAE e de que os seus valores unitários estão compatíveis com os do contrato da P-52;

c) constata-se a ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore (Planilhas B e C) nos Contratos de EPC da P-52 e da P-54; considerando que não há obrigatoriedade de utilização de critérios de aceitabilidade de preços unitários no Regulamento Licitatório aprovado pelo Decreto n.º 2.745/98, que a licitação foi realizada com critério de julgamento por preço global, que o Contrato de EPC da P-52 foi assinado antes da publicação da determinação contida no Acórdão TCU n.º 2.354/2006-Plenário e que os valores das planilhas B e C representam cerca de 1% do valor total do contrato, entende-se, nesse caso concreto, elidida a irregularidade apontada com relação à existência de preços excessivos nas planilhas B e C do aludido contrato.

d) houve indícios de superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do contrato firmado para a construção da plataforma P-54, uma vez que não foi trazido pela PNBV ou pelas contratadas qualquer fato novo que pudesse fundamentar o acréscimo de BDI aos preços unitários originalmente previstos nas aludidas planilhas e, por conseguinte, a ocorrência de preços excessivos utilizados nas SAE referentes à mão-de-obra;

e) houve falhas formais que prejudicaram o controle do contrato EPC da P-52, tais como o descumprimento do artigo 13 do Contrato n° 899.2.006.03-1, no qual são exigidas informações relevantes para cada SAE a ser negociada, e o fato de terem sido negociadas em conjunto diversas SAE, sem que houvesse discriminação dos preços e condições finais acordados, de forma a permitir o controle e a fiscalização a posteriori; e

f) no que se refere à fragilidade e à falta de transparência no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato ECP da P-54, não fica demonstrado, nos autos, que a PNBV teve acesso aos documentos que indiquem os preços dos insumos aplicados em território

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brasileiro nesse contrato, bem como a existência de uma verificação por amostragem das informações prestadas para controlar a utilização desse percentual mínimo de nacionalização, não sendo os argumentos suficientes para elidir a irregularidade apontada por esta Unidade Técnica.

PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO356. Considerando que as justificativas apresentadas não foram suficientes para afastar

os requisitos da medida cautelar proposta pela Equipe de Auditoria. 357. Diante do exposto, encaminham-se os autos à consideração superior, propondo a

este Tribunal que:357.1 seja determinado à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 276, caput, do

RI/TCU:a) a retenção cautelar de todos os valores pagos a título de reequilíbrio econômico-

financeiro em função de variação cambial e de aquecimento do mercado doméstico (que até fevereiro de 2007 somavam US$ 92.293.967,56), compreendendo o saldo contratual remanescente e novos termos aditivos, do Contrato n.º 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52), celebrado pela PNBV Netherlands B.V com a empresa FSTP Pte. Ltd., até decisão de mérito do TCU;

b) a retenção cautelar de todos os valores pagos a título de reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial, de aquecimento do mercado doméstico e de aumento do preço do aço no mercado internacional (que até fevereiro de 2007 somavam US$ 89.304.557,34), compreendendo o saldo contratual remanescente e novos termos aditivos, do Contrato n.º 899.2.005.04-5 (EPC da Plataforma P-54), celebrado pela PNBV Netherlands B.V com a empresa Jurong Shipyard Pte. Ltd., até decisão de mérito do TCU;

357.2 seja determinada a conversão dos presentes autos em Tomada de Contas Especial, autorizando à 1ª Secretaria de Controle Externo do TCU, nos termos do art. 157 do RI/TCU, a realização de diligências e inspeções necessárias à quantificação do débito e a identificação e citação dos responsáveis;

357.3 seja determinado à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/92, c/c art. 250, inciso II, do RI/TCU, que:

a) informe a este Tribunal de Contas da União, no prazo de 10 dias, os valores efetivamente pagos, até o momento, a título de aquecimento de mercado e de variação cambial às empresas FSTP Pte. Ltd. e Jurong Shipyard Pte. Ltd., nos contratos de EPC das Plataformas P52 e P-54, bem como os valores efetivamente retidos com base no item 1, alíneas ‘a’ e ‘b’;

b) realize, no prazo de 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-54, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados pela contratada na Planilha A, na SAE de extensão de prazo (SAE 281) e nas 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação, de forma a comprovar objetivamente que os custos indiretos cobrados nessas 103 SAE foram diversos daqueles cobrados na SAE de extensão de prazo ou na Planilha A, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, instaure tomada de contas especial, com vista a quantificar o débito apurado ou, caso haja saldo contratual, efetue a glosa dos valores pagos em duplicidade;

c) realize, no prazo de 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-52, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados nas SAE que acarretaram a prorrogação de prazo da obra e na SAE de extensão de prazo, de forma a identificar se os custos indiretos cobrados nessas SAE foram os mesmos cobrados na SAE de extensão de prazo, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, instaure tomada de contas especial, com vista a quantificar o débito apurado ou, caso haja saldo contratual, efetue a glosa dos valores pagos em duplicidade;

d) realize, no prazo de 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-54, com vistas a apurar superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE com

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base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C desse contrato, aplicando os preços unitários originais das aludidas planilhas sem a aplicação de qualquer percentual, seja de reajustamento ou de BDI, informando ao TCU as providências adotadas;

357.4 seja determinado à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/92, c/c art. 250, inciso II, do RI/TCU, que oriente suas unidades e subsidiárias no sentido de que:

a) na análise de pleitos que envolvam extensões/prorrogações de prazo de contratos de engenharia, realizem estudo detalhado e objetivo de modo a aferir com precisão os dias de extensão de prazo contratual a ser concedido, por meio de atualizações do cronograma original da obra, indicação do(s) caminho(s) crítico(s), memórias de cálculo e planilhas, limitando-se a uma análise expedita e superficial, somente quando ficar demonstrada, de forma inequívoca, a baixa relação custo-benefício;

b) se abstenham de analisar as solicitações de alteração de escopo ou change orders em conjunto e sem identificar a descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; planejamento detalhado para a sua execução, incluindo as fontes a serem utilizadas; estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos na alteração; e estimativa do impacto, se houver, no prazo final da obra, o que impossibilita a verificação da compatibilidade dos preços acordados em função das estimativas da contratante;

c) exijam de suas contratadas a identificação, nos demonstrativos de formação de preços (DFP) ou documentos equivalentes, da composição de todos custos indiretos previstos nos contratos, com discriminação dos rubricas e respectivos percentuais utilizados, indicando aqueles vinculados ao prazo de execução do empreendimento.

357.5 seja determinado à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/92, c/c art. 250, inciso II, do RI/TCU, que ajuste seus manuais e normais internas às determinações ‘a’, ‘b’ e ‘c’ do item 4, a fim de garantir a ampla publicidade das determinações deste TCU;

357.6 seja recomendado à Petrobras, nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/92, c/c art. 250, inciso III, do RI/TCU que, por meio de sua auditoria interna, proceda à fiscalização da sistemática de avaliação da aplicação do conteúdo nacional no Contrato n.º 899.2.005.04-5, que trata da conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), analisando os custos e preços unitários incorridos pela empresa contratada Jurong Shipyard Pte. Ltd. e atestados pela empresa certificadora (ABS), de forma a averiguar o cumprimento da utilização de percentual mínimo de 65% do valor contratado, em observância do subitem 1.2.3.1 do aludido contrato, informando as conclusões e providências tomadas posteriormente.”

5. Por meio do despacho de fls. 331/340, proferido em 17/10/2007 e referendado pelo Plenário, acolhi parcialmente a proposta da unidade técnica, determinando à Petrobras, em resumo: i) a suspensão da execução dos atos de pagamentos resultantes do reequilíbrio econômico-financeiro motivado pela variação cambial e pelo aquecimento do mercado doméstico, retendo, no saldo remanescente do Contrato nº 899.2.006.03-1 – EPC da Plataforma P-52, celebrado entre Petrobras Netherlands B.V. e a empresa FSTP PTE. Ltda., bem como nos novos termos aditivos, a quantia de US$ 92.293.967,56 (calculada até fevereiro de 2007), até ulterior deliberação desta Corte; e ii) a suspensão da execução dos atos de pagamentos resultantes do reequilíbrio econômico-financeiro motivado pela variação cambial e pelo aquecimento do mercado doméstico, retendo, no saldo remanescente do Contrato n.º 899.2.005.04-5 – EPC da Plataforma P-54, celebrado entre Petrobras Netherlands B.V. e a empresa Jurong Shipyard PTE. Ltda., bem como nos novos termos aditivos, a quantia de US$ 89.304.557,34 (calculada até fevereiro de 2007), até ulterior deliberação desta Corte.6. Referido despacho foi por mim reformado parcialmente (fls. 346/350, v2.p.), em 7/11/2007, também com anuência do Plenário, em razão de agravos regimentais interpostos pelas empresas. Na oportunidade, manteve-se o bloqueio dos pagamentos dos contratos relativamente às

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parcelas originárias da variação dos índices de preços setoriais e flutuação dos preços internacionais do aço. Entretanto, permitiu-se a continuidade dos pagamentos decorrentes de reequilíbrio tendo por fundamento a variação cambial, consoante os termos que reproduzo a seguir:

“18.Por todo o exposto, decido:18.1. conhecer dos presentes Agravos, uma vez atendidos os pressupostos de

admissibilidade inerentes à espécie, para, no mérito, dar-lhes provimento parcial;18.2. reformar parcialmente os termos da medida cautelar concedida por ocasião do

despacho registrado na Ata nº 17/10/2007, aprovado pelo Plenário do Tribunal de Contas da União em sessão de mesma data, com vistas a, com esteio no art. 45 da Lei nº 8.443/1992, determinar à Petróleo Brasileiro S.A. que:

a) suspenda a execução dos atos de pagamento resultantes do reequilíbrio econômico-financeiro motivados pelo aquecimento do mercado doméstico, retendo-se, no saldo remanescente do Contrato 899.2.006.03-1 – EPC da Plataforma P-52, celebrado entre PNBV Netherlands B.V. e a empresa FSTP PTE. Ltda. –, bem como nos novos termos aditivos, a parte do valor de US$ 92.293.967,56 (calculada até fevereiro de 2007) proporcional à variação dos índices de preços setoriais, até a deliberação final desta Corte, sem prejuízo de facultar à Petrobras e à empresa interessada, mediante negociação entre as partes, a substituição da retenção da referida importância pela prestação de uma das garantias previstas no art. 56 da Lei nº 8.666/1993;

b) suspenda a execução dos atos de pagamento resultantes do reequilíbrio econômico-financeiro motivado pelo aquecimento do mercado doméstico, e pelo aumento do preço do aço no mercado internacional, retendo-se, no saldo remanescente do Contrato n.º 899.2.005.04-5 – EPC da Plataforma P-54, celebrado entre PNBV Netherlands B.V. e a empresa Jurong Shipyard PTE. Ltda. –, bem como nos novos termos aditivos, a parte do valor de US$ 89.304.557,34 (calculada até fevereiro de 2007) proporcional à variação os índices de preços setoriais e dos preços do aço, até a deliberação final desta Corte, sem prejuízo de facultar à Petrobras e à empresa interessada, mediante negociação entre as partes, a substituição da retenção da referida importância pela prestação de uma das garantias previstas no art. 56 da Lei nº 8.666/1993;”

7. No âmbito dos mencionados despachos, foi também determinada a promoção de audiências dos responsáveis, bem assim a oitiva das contratadas, que compareceram aos autos juntando vasta documentação de defesa, as quais foram examinadas pela 1ª Secex na bem elaborada instrução final de fls. 631/741, parcialmente transcrita a seguir com os devidos ajustes de forma:

“a) chamar em audiência os responsáveis, inclusive, os membros da diretoria da Petrobras que contribuíram para as ocorrências em exame, para, no prazo de 15 (quinze) dias, apresentarem razões de justificativa relativamente às irregularidades constatadas no relatório de levantamento de auditoria do Fiscobras 2007, especialmente quanto à forma de repactuação dos contratos em questão, cujos valores globais respondem às variações dos índices de preços setoriais em periodicidade mensal, prática essa vedada pelo art. 28, caput e §1º, da Lei n.º 9.069/1995, bem assim no que se refere à repactuação decorrente das variações do preço internacional do aço;

b) identificar, com base na fórmula de reajustamento utilizada para o reequilíbrio econômico financeiro adotada pela Petrobras nos contratos das plataformas P-52 e P-54, relativamente aos valores totais já apurados, a importância específica inerente a cada um dos fundamentos que deram ensejo à repactuação em tela, quais sejam, as variações da taxa de câmbio, dos índices de preços setoriais e dos preços internacionais do aço, informando a Estatal a esse respeito, por ocasião da notificação da audiência de que trata a letra ‘a’ deste despacho, sem prejuízo de esclarecer que a reforma parcial da medida cautelar concedida no dia 17/10/2007 não impede que o Tribunal de Contas da União, ao apreciar o mérito da questão objeto destes autos, considere irregular o procedimento relativo ao reequilíbrio econômico-financeiro, sujeitando os responsáveis às penalidades previstas em lei;

c) promover o exame definitivo da matéria destes autos, com a urgência que o caso requer, no prazo máximo de 15 (quinze) dias, contados das respostas das audiências determinadas na letra ‘a’, restituindo os autos ao relator deste processo logo em seguida.

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Inicialmente, cumpre registrar que, após a análise das oitivas das empresas, às fls. 205/270 do Principal, esta Unidade Técnica entendeu que a medida adequada para saneamento das demais irregularidades apontadas no relatório de auditoria, seria a expedição de determinações e de recomendações à Petrobras, itens 3 a 6 da proposta de encaminhamento de fls. 269/270 do Principal.

(...)A Petrobras e as empresas Jurong e FSTP apresentaram respostas às oitivas que compõem,

respectivamente, os anexos 24 e 25, as quais serão analisadas adiante. Das Irregularidades.1) Reconhecimento indevido de pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro em função de

variação cambial e aquecimento de mercado, sendo que as cláusulas 5.3 e 5.8 dos contratos originais de EPC da P-52 e da P-54 vedavam qualquer reajustamento ou revisão de preços, ensejando débito.

1.1) Das audiências dos responsáveis.Responsáveis: José Sergio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidente; Almir

Guilherme Barbassa, CPF 012.113.586-15, Diretor; Guilherme Estrella, CPF 012.771.627-00,Diretor; Ildo Luís Sauer, CPF 265.024.960-91,Diretor; Nestor Cunat Cerveró, CPF 371.381.207-10, Diretor; e Paulo Roberto Costa, CPF 302.612.879-15, Diretor, todos membros da Diretoria Executiva da Petrobras.

Ocorrência: Aprovação de matéria, conforme Ata DE 4.547, item 16, de 22/09/2005, Pauta n.º 716 (fls. 27/37 do Anexo 23), recomendando à Petrobras Netherlands B.V – PNBV que, através da unidade de Engenharia, em articulação com a Área de Negócio de Exploração e Produção e as unidades de Finanças Corporativas e Tesouraria e Jurídico, prosseguissem com as negociações para reconhecimento dos pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e de aquecimento de mercado, bem como no sentido de incluir fórmulas de reajuste, nos contratos n.º 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52) e n.º 899.2.005.04-5 (EPC da Plataforma P-54).

Responsável: Renato de Souza Duque, CPF 510.515.167-49, Diretor de Serviços de Engenharia.Ocorrência: responsabilização por ter submetido à Diretoria Executiva, bem como por ter

aprovado, na qualidade de membro da Diretoria Executiva, conforme Ata DE 4.547, item 16, de 22/09/2005, Pauta n.º 716 (fls. 27/37 do Anexo 23), matéria recomendando à Petrobras Netherlands B.V – PNBV que, através da unidade de Engenharia, em articulação com a Área de Negócio de Exploração e Produção e as unidades de Finanças Corporativas e Tesouraria e Jurídico prosseguissem com as negociações dos pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e de aquecimento de mercado, bem como no sentido de incluir fórmulas de reajuste, nos contratos n.º 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52) e n.º 899.2.005.04-5 (EPC da Plataforma P-54).

Responsáveis: Pedro José Barusco Filho, CPF 987.145.708-15, Gerente Executivo da Engenharia, e Jose Antonio de Figueiredo, CPF 507.172.357-34, Gerente Executivo do E&P Sul-Sudeste.

Ocorrência: responsabilização por terem submetido à Diretoria de Serviço (DSERV) e à Diretoria de E&P (DE&P), por meio do DIP 363/2005, de 15/09/2005 (fls. 06/16 do Anexo 6), proposição no sentido de negociar com as empresas contratadas os pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e de aquecimento de mercado, bem como no sentido de incluir fórmulas de reajuste, nos contratos n.º 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52) e n.º 899.2.005.04-5 (EPC da Plataforma P-54).

Responsável: Antonio Carlos Alvarez Justi, CPF 268.866.777-72, Gerente de Implementação de Empreendimentos da Engenharia para o Campo de Roncador e Coordenador do Grupo de Trabalho criado por meio do DIP DSERV 066/2005, de 26/08/2005, com o objetivo de fazer análise crítica do impacto do câmbio nos contratos das plataformas P-52 e P-54, entre outras.

Ocorrência: responsabilização por ter recomendado que se iniciassem as negociações com as empresas contratadas, visando ao reconhecimento dos pleitos de reequilíbrios econômico-financeiros em função de variação cambial e de aquecimento de mercado, bem como a inclusão de fórmulas de reajuste (fls. 17/33 do Anexo 6).

Fundamentação das audiências: As condutas dos responsáveis acima mencionados foram consideradas irregularidades graves, na medida em que contrariavam:

a.1) as cláusulas 5.3 e 5.8 dos referidos contratos, que vedavam, expressamente, qualquer ajuste aos preços contratados em função de variação das moedas dos contratos e/ou inflação; o Princípio da Vinculação ao Instrumento Convocatório, disposto no subitem 1.2 do Regulamento do Procedimento

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Licitatório Simplificado da Petróleo Brasileiro S.A, aprovado pelo Decreto n.º 2.745/98, e no artigo 3º da Lei n.º 8.666/93;

a.2) o artigo 65, inciso II, alínea ‘d’, da Lei n.º 8.666/93, uma vez que não foram preenchidos os requisitos para a concessão dos reequilíbrios econômico-financeiros dos contratos, pois:

i- não há que se falar em fato imprevisível e extraordinário em virtude de variação cambial, tendo em vista que risco cambial é um tipo de risco de mercado gerenciável (evitável), inerente ao mundo empresarial e decorrente, muitas das vezes, da disposição das empresas em atuarem em diferentes mercados, tratando-se, portanto, de álea ordinária dos negócios; ii- no caso das contratadas pela PNBV para a construção das plataformas P-52 e P-54, todas elas pertencem a grandes conglomerados empresariais com atuação global, e, consequentemente, exposições a diversos tipos de riscos, inclusive ao cambial. Todas elas mantêm políticas de gerenciamento desses riscos que são reveladas em seus relatórios anuais e demonstrações contábeis consolidadas, bem como se utilizam de operação de hedge nos mercados financeiros para a mitigação dos riscos em seus negócios pelo mundo. Operações que podem ser feitas durante o período da licitação, antes mesmo da assinatura dos contratos ou durante sua execução;iii- as empresas contratadas tinham pleno conhecimento de que suas receitas nos contratos de EPC da P-52 e da P-54 seriam em dólar, de que uma parcela significativa de suas despesas seria realizada em real (conteúdo nacional mínimo) e de que havia vedação expressa à revisão/reajuste de preços em função de variação cambial. Assim, considerando suas políticas de gestão de riscos para seus negócios pelo mundo, não seria razoável supor que se eximissem de adotar cautelas mínimas de proteção contra exposições cambiais nos contratos firmados com a PNBV para execução no Brasil;iv- em relação ao aquecimento do mercado doméstico, a análise feita para os argumentos apresentados relativamente ao câmbio aplicam-se à inflação, tendo em vista que os contratos vedam expressamente quaisquer ajustamentos em razão de inflação, bem como que as contratadas tinham plena condição de projetar uma inflação para o período do contrato, considerando as séries históricas amplamente disponíveis, o que impede a concessão do reequilibro econômico-financeiro. Além disso, os gráficos apresentados pela própria PNBV que indicavam os índices utilizados nas fórmulas de reajuste demonstram que não houve uma variação extraordinária e imprevisível desses índices;v- as alegações de que a expectativa, à época das licitações, era de que a apreciação do dólar seria suficiente para cobrir a inflação do mercado doméstico, ou que serviria para manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos, ou mesmo que seria responsável por parcela substancial da remuneração dos contratos não encontram amparo nos editais das licitações, tampouco nas disposições contratuais. Indicam, apenas, que as contratadas, possivelmente, adotaram uma posição especulativa nas licitações, o que inicialmente lhes favoreceu para vencerem o certame, mas que posteriormente se mostrou equivocada;vi- o fato de as expectativas existentes, à época das licitações, não terem se concretizado não significa, necessariamente, a aplicação automática da Teoria da Imprevisão para a revisão dos contratos com base em onerosidade excessiva, pois, para tal, há necessidade de que os acontecimentos sejam extraordinários e imprevisíveis, conforme dispõe o art. 478 do Código Civil;vii- os documentos e informações encaminhados, até o momento, tanto pela PNBV como pelas contratadas, não demonstraram objetivamente qualquer variação extraordinária e imprevisível nos preços do mercado interno brasileiro que tenha causado uma onerosidade excessiva nos contratos. A mera apresentação de índices, que não foram os acordados entre as partes quando das negociações dos pleitos, não é suficiente para afastar as irregularidades relatadas pela equipe de auditoria do TCU;viii- não se constatam os demonstrativos de formação de preços detalhados, em que estejam evidenciadas as composições de preços de cada serviço pertinente aos contratos, o que prejudica a análise da onerosidade excessiva por fatos extraordinários e imprevisíveis e expõe a PNBV ao risco de assumir custos já considerados pelas contratadas em suas propostas;a.3) o art. 28, caput e §1º, da Lei n.º 9.069/95, que veda a prática de reajustes com periodicidade

inferior a um ano em contratos celebrados ou convertidos em real. 1.2)Das razões de justificativas apresentadas conjuntamente pelos responsáveis (fls. 40/79 do

Anexo 23).

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Em resposta às audiências acima mencionadas, os responsáveis apresentaram razões de justificativas em conjunto acerca da irregularidade grave configurada no reequilíbrio econômico-financeiro indevido fundamentado na variação cambial e no aquecimento de mercado.

Preliminarmente, os responsáveis fizeram uma contextualização do tema, informando características dos contratos de EPC da P-52 e da P-54, destacando a produção de óleo e gás dessas plataformas e sua importância na economia e política energética nacional. Ressaltaram que ambas as plataformas estão em operação e produção, o que não seria possível caso não fosse concedido o questionado reequilíbrio dos contratos. Em seguida, os responsáveis relembraram o histórico das contratações, que já é do conhecimento deste Tribunal, sendo devidamente descrito nos autos por esta Unidade Técnica anteriormente.

No que se refere à culpabilidade, os responsáveis tentam afastar o dolo e a culpa, e, por conseguinte, sua responsabilidade subjetiva. Em suma, os responsáveis alegam que não houve divergências entre as instâncias decisórias e as instâncias técnicas e jurídicas acerca do procedimento a seguir no caso da concessão do aludido reequilíbrio, tendo sido observados os normativos e procedimentos da Companhia de maneira uniforme.

Com relação ao nexo de causalidade, os responsáveis, por intermédio de seus procuradores, afirmam que a ‘história’ teve papel determinante para suas condutas, na medida em que foi preponderante na tomada de decisão no que se refere à concessão do citado reequilíbrio.

Mencionam que, no caso da P-52 e da P-54, ocorreu o mesmo que no caso da P-34, já analisado pelo TCU, tendo sido, naquela oportunidade, considerada regular a concessão de reequilíbrio em decorrência da apreciação do real frente ao dólar. Nos casos em exame, foi analisado o impacto cambial significativo e inesperado que demandava a revisão contratual, não agindo os responsáveis por ‘ímpeto próprio’. Em síntese, no que se refere à culpabilidade, os responsáveis alegam, sem levar em consideração a conduta particular de cada um, que (a) observaram os procedimentos impostos pelas normas aplicáveis à Petrobras; (b) seguiram as orientações estabelecidas pelos órgãos técnicos e jurídicos da Companhia; (c) observaram os critérios anteriormente adotados por outros gestores da Estatal em casos similares, como ocorrido em 1999; e (d) atenderam às práticas de mercado usualmente aceitas.

Quanto ao mérito, os responsáveis alegam que a vedação contratual mencionada pela equipe de auditoria não afasta a proteção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, tendo em vista ser princípio constitucional, independentemente de as partes contratantes serem estrangeiras e o contrato ter sido firmado em dólar e sob a égide da legislação inglesa, conforme parecer jurídico de Marçal Justen Filho. Trouxeram, ainda, julgado do TCU no subitem 9.3.3 do Acórdão n.º 1.183/2007-Plenário, no qual foi rechaçada cláusula contratual que limitava a aplicação de revisão contratual nos casos em que o desequilíbrio fosse igual ou superior a 5% do valor contratual, entendendo que, no caso em tela, a vedação total do contrato seria manifestamente inconstitucional.

Por sua vez, os responsáveis tratam da questão da imprevisibilidade da apreciação do real frente ao dólar, trazendo parte da ementa do Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário (P-34), a qual dispõe que ‘É aplicável a teoria da imprevisão e a possibilidade de recomposição do equilíbrio contratual, em razão de valorização cambial. Precedente.’, além de outros julgados em que o TCU não exigiu a proteção cambial (hegde) como excludente da concessão da revisão contratual.

Quanto à probabilidade de, à época, se prever a apreciação do real frente ao dólar, mencionam parecer do Economista e Professor Márcio Garcia (Anexo 21), no qual foi estimada em 5% a probabilidade de se prever a citada apreciação àquela época.

Aduzem que são duas as perspectivas para se encarar a aplicação da Teoria da Imprevisão: a adoção de precauções contra todos os riscos, o que seria impossível, ou a aplicação da aludida teoria apenas nos casos em que não se poderia se prever, em razão da pouca probabilidade de ocorrência.

Ressaltam que os contratos seriam sobremaneira onerados caso fossem considerados todos os riscos possíveis. Assim, fica afastada a imputação de responsabilidade aos gestores, na medida em que havia 95% de probabilidade de se prever a desvalorização do real frente ao dólar, não sendo necessário arcar com os custos de se fazer proteção cambial. Alegam, ainda, que agiram com a diligência necessária, visto que a probabilidade de ocorrer a apreciação da moeda brasileira era de 5%.

Afirmam que, na condução das negociações dos pleitos de reequilíbrio apresentados pelas contratadas, atuaram severamente na busca de redução dos preços propostos, de forma a repartir o ônus da variação cambial e da inflação, com a exclusão do lucro nos cálculos da fórmula de recomposição.

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Os responsáveis informam que o risco da oscilação cambial é inerente aos contratos firmados em moedas distintas, havendo, entretanto, uma margem esperada de variação, sendo a extraordinária passível de desequilibrar o contrato, ensejando revisão contratual. Nesse sentido, trazem doutrina de Marçal Justen Filho no sentido de que a variação cambial extraordinária e imprevisível da moeda estrangeira pode impor a revisão do contrato.

Asseveram que os julgados do Superior Tribunal de Justiça - STJ e do Tribunal de Contas da União – TCU afastados por esta Unidade Técnica na análise da manifestação prévia dos responsáveis, por se tratar de cenário de política cambial diferente do presente à época das concessões de reequilíbrio da P-52 e da P-54 (alteração do regime cambial de fixo para flutuante em 1999), não impedem a constatação de que variações cambiais extraordinárias e imprevisíveis ensejam revisão do contrato. Para demonstrar o caráter extraordinário e imprevisível da variação cambial durante a execução do contrato, os responsáveis colacionam gráficos e análise de fls. 67/68 do Anexo 23, que indicavam a previsão, na época de celebração dos contratos, de desvalorização do real frente ao dólar, fato que posteriormente não se realizou.

Afirmam que as contratadas estavam em consonância com todo o pensamento vigente sobre câmbio naquele período da elaboração das propostas, inclusive da própria Petrobras e da PNBV, agindo diligentemente segundo o mercado. Os responsáveis mencionam que a adoção desse comportamento de se prever a desvalorização do real é reforçada pela vedação contratual ao reajuste que imputava ao licitante antever variações cambiais ordinárias e aumento de preços (inflação) a médio prazo. Assim, não seria razoável determinar que as contratadas assumissem o risco integral do negócio, mas apenas aqueles ordinários. Pensar de outra forma, segundo eles, implicaria correr o risco de haver questionamentos no Poder Judiciário com indenizações que trariam prejuízo aos cofres da Estatal.

Aduzem que a continuidade da execução dos contratos em comento estava ameaçada, uma vez que mais de 65% do valor contratual (conteúdo nacional) era atrelado à variação cambial. Nessa linha de raciocínio, transcrevem trechos do Voto condutor do Acórdão n.º 1.183/2007-TCU-Plenário, que considerou devida a revisão contratual decorrente da variação cambial em contratação feita pela Casa da Moeda do Brasil em 2003, ante a apreciação do Real.

No que se refere à ausência do dever de adotar forma de proteção cambial (hedge), os responsáveis ressaltam que não havia exigência da adoção de proteção cambial nos editais de licitação, nem nos contratos, afigurando-se impraticável imputar qualquer violação contratual que levasse as contratadas a assumirem o prejuízo. Sobre esse ponto, transcrevem o subitem 9.7.6 do Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário, julgado após a negociação dos aludidos aditivos que concederam a revisão contratual, no qual há recomendação para que a Petrobras avalie a possibilidade de inclusão nos próximos editais de licitação da obrigatoriedade das licitantes contratarem seguro cambial, garantindo, assim, o equilíbrio econômico-financeiro do contrato. Dessa forma, afirmam que somente seria exigível a contratação de hedge se esta fosse exigência editalícia, o que não se verificou nas contratações em tela.

Os responsáveis alegam que, na medida em que não havia uma linha determinada pela Companhia acerca da adoção do hedge, tampouco previsão editalícia ou contratual de obrigatoriedade de as contratadas realizarem proteção cambial, não poderia ter sido exigida conduta diversa da que tiveram, qual seja a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em face de variação cambial expressiva e imprevisível, assim como ocorreu em 1999, quando a Petrobras realizou a revisão dos contratos para menor, não se questionando à época a obrigatoriedade ou não de ter sido feita operação de hedge.

Asseveram que a adoção de proteção cambial deveria ser feita não só pelas contratadas, mas, também, pela Administração Pública, o que não foi o entendimento do TCU nos julgados de 1999, devendo ambas as partes assumirem toda e qualquer variação cambial. Alegam que, caso o TCU venha adotar novo entendimento sobre o assunto, diferente do Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário, não se pode, pelo Princípio da Segurança Jurídica, aplicar sanções aos gestores que agiram anteriormente.

No que concerne ao aquecimento de mercado, os responsáveis afirmam que já se encontram nos autos dados expressivos que demonstram o aquecimento de mercado em relação aos insumos do contrato vinculados ao conteúdo nacional (fls. 02/32 do Anexo 17). Em essência, os argumentos são os mesmos já apresentados pela Petrobras em oitiva prévia, com destaque para a informação de que os dissídios coletivos nas cidades onde foram construídas as plataformas foram da ordem de 40%.

Quanto à adoção da periodicidade mensal de atualização da fórmula de reajuste, os responsáveis trazem os mesmos argumentos das oitivas apresentadas, no sentido de justificar a inclusão da fórmula de

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reajuste como mecanismo de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato no decorrer de sua vigência, congelando-se a cotação do dólar na data da proposta, daí porque haver a atualização mensal dessa cotação. No caso da parcela de aquecimento de mercado, a atualização se deu anualmente de acordo com a Lei n.º 10.192/2001.

Os responsáveis alegam que, ao adotar a inclusão da fórmula nos contratos em comento, foram conservadores, pois não se cobriu a expectativa do dólar, arbitrando-se a cotação da data da proposta. Além disso, foi excluído o reajuste do lucro (5%) e utilizados índices de reajuste (colunas 10 e 15 da Fundação Getúlio Vargas - FGV) que não retratavam a realidade de aumento dos insumos consumidos na execução dos contratos em tela.

Aduzem, ainda, que as contratadas não apresentaram suas propostas de preços com valores a maior para compensar eventuais reajustes, o que se denominou de ‘gordura’. Citam, também, que o contrato era regido pelo Princípio da Autonomia das Vontades do Direito Civil, podendo as partes convencionar meios de se ver garantido o equilíbrio contratual.

No que concerne à ausência de prejuízo à Companhia, os responsáveis afirmam que, em reais, não haveria prejuízo à Estatal, visto que, com a adoção da fórmula de revisão contratual e posterior reajuste, a mesma quantidade de moeda nacional estaria sendo despendida. Alegam que a comparação feita pela Unidade Técnica com o valor atualizado em face do valor original não leva em consideração a possibilidade de o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato ter sido válido.

Por fim, os responsáveis asseveram que não agiram culposa ou dolosamente, agindo dentro das possibilidades e conjunturas econômicas e legais da época, observando sempre a economicidade, pautando-se na boa-fé e na probidade.

1.3) Esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. em resposta à oitiva de mérito (fls. 02/58 do Anexo 24).

Em resposta ao Ofício n.º 569/2007-1ª SECEX, de 27/12/2007, a Jurong Shipyard Pte. Ltd. (Jurong) apresentou suas justificativas e esclarecimentos, manifestando-se, tempestivamente, no mérito, sobre as irregularidades identificadas no Relatório de Levantamento de Auditoria referentes ao Contrato de EPC da Plataforma P-54 (Contrato n.º 899.2.005.04-5).

Assim como a Petrobras, a Jurong fez um breve relato dos fatos, contextualizando-os no âmbito da própria contratação e dos trâmites dentro do TCU. A seguir, far-se-á um resumo dos principais argumentos trazidos pela aludida contratada.

a) A legislação de regência do contrato em tela.A contratada afirma que a análise técnica desta Secretaria não se fundamentou na legislação que

rege o Contrato n.º 899.2.005.04-5, nos termos de sua Cláusula 31.1, dispondo que devem ser aplicadas as leis inglesas. Assim, a Jurong entende que não se aplica a legislação brasileira ao caso concreto, em especial a Lei de Introdução ao Código Civil - LICC, conforme relatado pela equipe de auditoria, mesmo que grande parte dos serviços seja executada em território nacional, por força da obrigatoriedade de haver conteúdo nacional mínimo exigido em contrato.

A contratada alega que o art. 8º da LICC refere-se tão somente a controvérsias sobre direitos reais, não sendo pertinente ao caso em exame, pois aqui não há que se falar em ação relacionada ao direito de propriedade ou à posse do bem, mas direitos obrigacionais entre a PNBV e a contratada, conforme se depreende da leitura do parágrafo 22 de f. 09 do Anexo 24.

Afirma, ainda, que a fundamentação no § 1º do art. 9º da LICC também não é cabível, pois tal dispositivo possui cunho meramente formal, não exercendo qualquer influência na determinação das normas que qualifica e rege a substância contratual ou sua interpretação.

b) A validade dos aditamentos ao contrato à luz das leis inglesas.Para subsidiar sua argumentação, a Jurong anexou parecer jurídico de fls. 93/116 do Anexo 24, o

qual, em síntese, assevera que cabe ao instrumento de contrato estabelecer as regras de alteração, bastando existir contraprestação entre as partes contratantes de forma adequada. No que tange ao contrato em comento, o parecerista entende que o Contrato de EPC da P-54 poderia ter sofrido problemas de fluxo de caixa, afetando sua conclusão caso não fossem feitas as alterações acordadas, e que, provavelmente, um Tribunal britânico reconheceria os benefícios práticos auferidos pela PNBV. Assim, poderia ser aceito o reequilíbrio contratual mediante contraprestação. A contratada afirma que, mesmo que não aplicáveis, as leis brasileiras não foram contrariadas.

c) A inexistência de irregularidade decorrente do reequilíbrio do contrato em razão da variação cambial.

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A contratada traz, em essência, a mesma linha de argumentação já utilizada nas oitivas anteriores, com algumas considerações que serão a seguir descritas.

Informa que a construção de uma plataforma de petróleo envolve recursos externos, atuando em mercado altamente competitivo. Nesse sentido, afirma que licitante algum faria ofertas cuja moeda não fosse o dólar americano, bem como ressalta a expectativa das partes contratantes no caso da P-54 de que haveria a desvalorização do real frente ao dólar. Isso seria comprovado pelas projeções da BM&F (Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros), do Banco Central do Brasil e de bancos privados, sendo tal expectativa decisiva para se determinar as condições do contrato.

A Jurong alega que os preços contratados não ofereciam margens de remuneração relevantes, sendo o principal aquele ganho decorrente da esperada desvalorização do real, tendo em vista a obrigatoriedade de conteúdo nacional mínimo e a inexistência de cláusula de reajuste contratual. Aduz que seria a expectativa de alta da cotação do dólar que teria levado as partes contratantes a vedarem o reajustamento no contrato.

A contratada assevera, utilizando o gráfico de f. 17 do Anexo 24, que a expectativa de desvalorização do real frente ao dólar agiria como um hedge natural, mantendo-se o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, sendo despicienda a aplicação de reajuste nos preços em decorrência do aquecimento de mercado.

Segundo a Jurong, a apreciação inesperada e imprevisível do real frente ao dólar onerou duplamente o preço contratado, na medida em que houve a desvalorização cambial da moeda americana e o aquecimento do mercado internacional e nacional, desequilibrando o contrato.

Faz uma compilação doutrinária acerca da Teoria da Imprevisão, informando que, no caso da P-54, a apreciação do real frente ao dólar e o aquecimento de mercado, ambos, segundo ela, imprevisíveis e inesperados, ensejaram a revisão do contrato, nos termos do inciso XXI do art. 37 da Constituição da República c/c alínea ‘d’ do inciso II do art. 65 da Lei n.º 8.666/93 c/c art. 478 do Código Civil, não havendo, portanto, superfaturamento ou prejuízo ao erário.

A contratada refuta a análise desta Unidade Técnica que considerou haver tendência de queda na cotação do dólar frente ao real, alegando que só teria sido comparado um curto período de dezembro de 2003 a janeiro de 2004. Segundo a Jurong, deve-se levar em conta o período final de 2002, nos quais se verificou um incremento anormal e excepcional decorrente das eleições ocorridas naquele ano, bem como a esperada desvalorização do real frente ao dólar existente desde 1999, quando houve alteração do regime cambial de fixo para flutuante.

A contratada traz parecer econômico (fls. 61/91 do Anexo 24), no qual se faz estudo do panorama cambial que se afigurava no Brasil no período das contratações em tela, concluindo que, em junho de 2004, a probabilidade da taxa de câmbio atingir valores iguais ou inferiores aos, de fato, observados era de apenas 5% (f. 27 do Anexo 24).

Nesse sentido, a contratada menciona que, diante dessa probabilidade considerada remota, não podia caracterizar álea negocial aceitável, pois, de acordo com a 3ª Turma do Superior Tribunal de Justiça - STJ, ao julgar o RESP 343.617, em 18/06/2002, entendeu que a álea aceitável, no caso concreto analisado naquela oportunidade, era aquela prevista pelo cidadão comum com base, apenas, na observância do histórico da variação cambial, sendo privilégio apenas de especialistas antever essa reviravolta com tanta antecedência.

d) A inviabilidade de contratação de hedge financeiro.A Jurong afirma não ser fácil a realização de contratação de hedge financeiro, tendo em vista que

o mercado nesse caso possui baixa liquidez e preços altos, sendo ofertados apenas contratos com duração máxima de 20 meses, o que não garantia proteção cambial adequada à contratada no âmbito do Contrato de EPC da P-54. Além disso, alega que nenhum agente financeiro asseguraria o recebimento de dólares na cotação da data de apresentação da proposta à contratada, não havendo disponibilidade de mercado para operações de proteção cambial adequadas ao caso em exame.

Aduz, ainda, que hedge no Brasil são contratos excessivamente caros, trazendo como exemplo simulação feita por um agente financeiro consultado por ela que informou que o custo para proteção cambial do contrato seria da ordem de R$ 71 milhões. Esse valor, segundo a contratada, traria significativo impacto na estrutura financeira da contratada, considerando-se que a cotação dessa operação não levou em conta os riscos existentes à época. A Jurong assevera que a contratação de hedge não era exigência da licitação, nem do contrato, colacionando trechos do Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário.

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A contratada menciona que, em parecer técnico de fls. 61/91 do Anexo 24, fica demonstrado não haver, na época da contratação da P-54, racionalidade econômica que justificasse a feitura de um hedge financeiro, pois, segundo o parecerista contratado por ela, essa modalidade de proteção cambial destruiria o hedge natural decorrente da grande expectativa de desvalorização do real frente ao dólar, o que abrangeria eventual inflação.

e) O entendimento do Poder Judiciário e do TCU a respeito da revisão contratual baseada em variação cambial.

Visando a fundamentar os argumentos favoráveis ao reequilíbrio decorrente da variação cambial, a Jurong traz trecho do Acórdão da 1ª Turma do STJ no RMS n.º 15.154, de 19/11/2002, que trata de revisão contratual em contrato administrativo decorrente da súbita desvalorização do real ocorrida em 1999, que foi considerada regular (f. 34 do Anexo 24). Reforça, ainda, em sua defesa, a deliberação contida no Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário.

f) A revisão decorrente de aquecimento de mercado.A contratada traz, em essência, os mesmos argumentos apresentados nas oitivas de fls. 57/60 do

Anexo 14, conforme se verifica a seguir.Afirma que os preços dos materiais e da mão-de-obra associados ao objeto contratado sofreram

um aumento drástico nos mercados internacional e nacional, aplicando-se o mesmo raciocínio empregado na questão do câmbio. Cita, como exemplos de fatores imprevisíveis no momento da contratação que contribuíram para o superaquecimento dos insumos da indústria de óleo e gás, o aumento a níveis nunca antes vistos do preço do barril de petróleo na indústria offshore e a incapacidade, tanto no mercado interno quanto internacional, de absorção de um grande número de projetos simultâneos nessa indústria, dentre outros.

Menciona, adicionalmente, que, no mercado internacional, o preço de commodities minerais sofreu um aumento brusco e totalmente excedente àquele que seria razoavelmente previsível em razão de uma conjuntura que aliou uma estrutura de oferta praticamente sem capacidade ociosa. Ademais, informa que houve uma forte pressão na demanda provocada, sobretudo, pelo crescimento econômico da China.

Informa, assim como já trazido nas oitivas do fls. 57/60 do Anexo 14, que, retratando esse movimento, o índice de preços elaborado pela FGV para a categoria Ferro, Aço e Derivados (Coluna 32) sofreu uma variação de quase 60% entre dezembro de 2003, quando a Jurong apresentou sua proposta comercial, e junho de 2005. O índice, para a categoria Metais Não-Ferrosos (Coluna 33), no mesmo período, aumentou 30,6%. Ressalta que há uma efetiva situação de onerosidade excessiva em desfavor da contratada, que não teria como dar continuidade à construção da P-54 sem que tais custos fossem cobertos.

Alega, assim como já informado anteriormente nestes autos, que, dentro do Brasil, houve um aquecimento de mercado generalizado, o qual possuiu repercussões, também, nos custos de mão-de-obra, materiais diversos e equipamentos. O índice referente a Máquinas, Veículos e Equipamentos (Coluna 17) aumentou 30% entre dezembro de 2003 e dezembro de 2005, e o índice para Tintas e Vernizes (Coluna 55), 22%. Assevera que, no que diz respeito à Jurong, esse movimento de mercado foi reforçado em virtude de um aquecimento específico e igualmente anormal das atividades da indústria naval.

1.4) Esclarecimentos da FSTP Brasil Ltda. em resposta à oitiva de mérito (fls. 02/22 do Anexo 25).A contratada trouxe apenas considerações acerca do indício de irregularidade referente à

concessão indevida de reequilíbrio econômico-financeiro em razão de variação cambial e aquecimento de mercado, tendo em vista que as outras irregularidades acarretariam somente determinações e recomendações à Petrobras. As justificativas apresentadas aqui são, em sua grande parte, as mesmas trazidas anteriormente nas oitivas de fls. 02/29 do Anexo 14, as quais foram devidamente examinadas por esta Secretaria às fls. 225/242 do Volume 1 do Principal.

a) Da existência de amparo contratual e legal para a aludida concessão de reequilíbrio.A FSTP alega que a interpretação dada pelos técnicos do TCU de que haveria vedação contratual

nos subitens 5.3 e 5.8 à concessão de revisão ou reajuste de preços do contrato não é adequada, pois, se assim fosse, segundo ela, ter-se-ia de reconhecer a assunção pela contratada de todos os riscos inerentes ao contrato direta ou indiretamente. Isso seria absurdo, tendo em vista que nenhuma empresa jamais aceitaria assumi-los, em especial os extraordinários, sob o risco de que o preço contratado fosse demasiadamente elevado, inviabilizando a contratação.

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Afirma que o contrato em comento foi celebrado em 19/12/2003, sendo a proposta apresentada em 12/05/2003. Informa, ainda, que, com a exigência de um percentual mínimo de 65% de conteúdo nacional, haveria um descasamento de moedas em razão de o contrato ter sido firmado em dólar e haver custos em reais. Entretanto, o cenário macroeconômico de tendência de valorização do dólar frente ao real era historicamente conhecido, superando até eventual inflação. Esse fato foi considerado quando da celebração do referido contrato, daí porque foram incluídos os aludidos subitens no instrumento contratual. Assim, a equação econômico-financeira do contrato seria preservada, na medida em que não era esperada a apreciação do real frente ao dólar.

A contratada alega que não adotou posição especulativa para vencer a licitação, pois era de conhecimento das partes que celebraram o contrato a elevada probabilidade de desvalorização do real frente ao dólar. Aduz que o preço de sua proposta era o único compatível com a estimativa de custos elaborada pela PNBV, tendo sido inclusive fiscalizada pelo TCU em auditoria realizada nas licitações das plataformas P-52 e P-54, nos autos do TC 011.165/2004-1.

A FSTP assevera que o risco gerenciável (evitável) era somente aquele decorrente da álea comum do negócio, não sendo razoável admitir que a contratada ficasse sujeita a todo e qualquer risco do contrato, por mais imprevisível, extraordinário e oneroso. A aplicação da Teoria da Imprevisão nos contratos possui contornos constitucionais, em consonância com a jurisprudência do TCU e da doutrina, independentemente de existência de vedação contratual.

A contratada argumenta que a expectativa era tal que não haveria porque inserir qualquer outro mecanismo de reajuste no contrato, uma vez que a valorização da moeda estrangeira, então prevista, seria suficiente para fazer frente ao aumento dos custos por efeito da inflação no País, também de acordo com as projeções da época. A disposição contratual, entretanto, só teria aplicação se mantidas as condições fáticas, por força da cláusula rebus sic stantibus.

b) Da desvalorização cambial como fundamento para a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

A FSTP alega que a irregularidade apontada pela equipe fundamenta-se no argumento de que a desvalorização cambial invocada pelas partes não pode ser considerada como imprevisível e extraordinária para justificar a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, tendo em vista ser um risco gerenciável (evitável). A contratada deixa assente que esse risco seria apenas aquele decorrente da álea ordinária do contrato, conforme precedentes do TCU.

Em seguida, a FSTP traz as mesmas justificativas anteriormente trazidas nas oitivas (fls. 02/29 do Anexo 14). Assim, informa que as previsões das partes não se concretizaram, não se mantendo as circunstâncias fáticas que levaram à celebração do contrato naquelas bases e naqueles termos. Daí a razão da celebração de termo aditivo para ajustar a proposta às novas bases do cenário econômico.

A contratada assevera que não havia imposição editalícia acerca da obrigatoriedade da realização de hegde para o contrato a ser firmado, em observância ao estabelecido no Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário. Seria uma faculdade da Administração, a depender do caso concreto e dos custos envolvidos.

Segundo a FSTP, seria impossível a celebração de um contrato de proteção cambial à época de elaboração da proposta para formação do respectivo preço contratado, tendo em vista que não havia definição das datas e montantes de pagamento, aliado ao fato de ter havido um período de mais de 7 meses entre a data de oferecimento da proposta e o início de execução do contrato. Além disso, a contratada afirma que, ainda que se pudesse formalizar contrato de hedge, cobriria apenas parte do prejuízo sofrido por ela na execução do contrato decorrente da variação cambial, sem contar os custos envolvidos em tais operações, o que fatalmente oneraria as propostas e, por conseguinte, os preços contratados.

c) Da existência de pressupostos para a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em razão de variação cambial.

Utilizando-se das mesmas justificativas apresentadas nas oitivas de fls. 02/29 do Anexo 14, a FSTP afirma que a curva de variação cambial, de forma surpreendente, tomou exatamente a direção oposta à prevista, frustrando, inteiramente, as expectativas de ambas as partes, pois, em 12/5/2003, data em que a PNBV recebeu a proposta da FSTP, o dólar estava cotado a R$ 2,8757, fato que se alterou ao longo da execução do contrato, quando houve desvalorização extraordinária do dólar em face do real.

Alega, ainda, que a abrupta e inesperada valorização do real já seria, por si, um fato suficiente para justificar a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de EPC da P-52 e, por

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conseguinte, a assinatura do Termo Aditivo n° 3 pelas partes. Aduz que, diante da lógica econômica do aludido contrato, a desvalorização da moeda nacional era um fato necessário até mesmo para que a FSTP pudesse arcar com os ordinários incrementos de preços e serviços no território brasileiro. Afirma que, sem a desvalorização, ela já sofreria um impacto negativo contundente em seu caixa, tendo em vista que perderia a ferramenta contratual que lhe permitiria fazer frente ao pagamento dos bens, serviços e mercadorias no território nacional, mesmo com as majorações esperadas de seus preços.

A contratada expõe, também, que, como se não bastasse a forte valorização do real, no mesmo período, houve um inesperado aquecimento da indústria do petróleo e dos mercados relacionados, com a enorme valorização do preço do barril do óleo. Esse aquecimento provocou um aumento excessivo na demanda no setor e, consequentemente, dos itens que compõem o custo do contrato, como a mão-de-obra, materiais e equipamentos relativos ao segmento em questão. Esse aumento ficou bem acima daquilo que era possível prever quando da elaboração da proposta, em maio de 2003.

Alega que essas modificações no cenário econômico atingiram a equação econômica do referido contrato, que tinha justamente o câmbio e os custos do conteúdo nacional como seus elementos fundamentais. De modo específico, a alteração desses elementos produziu efeitos graves à FSTP, que se viu prejudicada, cumulativamente, pela diminuição da receita e pelo elevado aumento das despesas.

d) Da inclusão da fórmula para recomposição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato em razão de variação cambial e do aquecimento de mercado e da observância do Princípio da Moralidade.

A contratada justifica a inclusão da fórmula de reajuste/revisão incluída no contrato, a partir da celebração do 3º Termo Aditivo, alegando que, caso contrário, haveria um enriquecimento sem causa por parte da PNBV, tendo em vista a possibilidade de o preço contratado ser bem inferior ao valor de mercado, pois o preço ofertado pela FSTP foi cerca de US$ 69 milhões abaixo da Estimativa de Custos da Petrobras, além de a fórmula de reajuste não ter considerado o lucro de 5%.

e) Da ausência de violação à vedação de reajuste inferior a um ano.A FSTP assevera que os preços convertidos para real em razão da fórmula de reajuste do

contrato, por meio de índices da FGV atualizados anualmente, observaram estritamente a legislação do Plano Real.

1.5) Esclarecimentos da Petrobras em resposta à oitiva de mérito (fls. 23/64 do Anexo 25).a) Do reequilíbrio decorrente de variação cambial e aquecimento de mercado.Preliminarmente, ao descrever breve histórico dos fatos que acarretaram o indício de

irregularidade configurado na concessão indevida de requilíbrio econômico-financeiro decorrente de variação cambial e aquecimento de mercado, solicita a análise dos documentos acostados aos autos no Anexo 17, quando da análise do mérito.

Em seguida, a Petrobras assevera que, apesar de vislumbrar os benefícios decorrentes da realização de contratos de hedge, não impôs às contratadas a obrigatoriedade de se fazer operações de proteção cambial para se proteger de possíveis alterações do câmbio, visando com isso a diminuir os custos dos contratos.

A Estatal menciona que, à época, a expectativa de valorização do dólar frente ao real agiria como um hedge natural, na medida em que seria suficiente para cobrir as despesas obrigatórias em reais já compensada eventual inflação ocorrida durante a execução dos contratos. Além disso, era necessário que o contrato fosse firmado em dólares e entre partes estrangeiras para que usufruísse dos benefícios fiscais do Regime Aduaneiro Especial de Exportação e de Importação de Bens Destinados às Atividades de Pesquisa e de Lavra das Jazidas de Petróleo e de Gás Natural - REPETRO.

Mais uma vez, a Petrobras demonstra que, durante a execução dos contratos em comento, a expectativa anterior de valorização do dólar não se confirmou, mas, ao contrário, houve uma extraordinária apreciação do real. Houve, ainda, pressão das subcontratadas que absorveram o risco que foi repassado pelas contratadas.

Traz entendimento do jurista Marçal Justen Filho no sentido de que ‘as contratações examinadas apresentam inúmeros elementos de conexão com o direito brasileiro, existindo fortes argumentos favoráveis à incidência da garantia constitucional da intangibilidade da equação econômico-financeira’ (f. 30 do Anexo 25). Assim, a Estatal afirma que é cabível a aplicação da Teoria da Imprevisão nas contratações em tela, ainda que haja previsão contratual em contrário, tendo em vista se tratar de ‘norma de ordem pública constitucionalmente protegida e inafastável por vontade de particulares’ (f. 31 do Anexo 25).

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A Petrobras concorda que ‘não há dúvida de que o contrato tratou de obstar pleitos referentes à variação cambial e aquecimento de mercado, porém somente na medida em que tais variações ocorressem dentro da chamada álea negocial’, não abrangendo riscos extraordinários e imprevistos pelo ‘homem probo e comum que com cuidado administra seu negócio’ (f. 31 do Anexo 25).

Trouxe, ainda, excerto do Voto condutor do Acórdão n.º 1.183/2007-TCU-Plenário (f. 32 do Anexo 25), mostrando que naquele julgado o Tribunal considerara devido pleito de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato firmado, no ano de 2003, pela Casa da Moeda, época em que o câmbio era flutuante, em decorrência de variação cambial, sem questionar acerca da obrigatoriedade de se fazer hedge.

A Estatal mais uma vez demonstra que as taxas de câmbio mantiveram-se relativamente lineares no período de abril de 2003 a julho de 2004 (período entre preparação das propostas e assinatura dos contratos), tendo, a partir de julho de 2004, ocorrido a apreciação do real frente ao dólar americano, conforme gráfico de f. 32 do Anexo 25.

A Petrobras afirma que, em situações semelhantes, o TCU não considerou irregulares contratos da Companhia que tiveram de ser revistos em razão de variação cambial, citando como exemplo o Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário (P-34). Dessa forma, a Estatal considera que, mesmo que o posicionamento do TCU seja alterado, não se pode entender que à época havia restrição à Teoria da Imprevisão, visto que até 2006 este não era o entendimento desta Corte de Contas.

A Petrobras faz considerações acerca do processo de negociação dos aditivos dos contratos de EPC da P-52 e da P-54, os quais já foram amplamente mencionados nestes autos (fls. 34/39 do Anexo 25). Em suma, a Estatal alega que as propostas ofertadas pelas contratadas estavam dentro da margem estimada pela PNBV, não prevendo qualquer taxa de inflação para o período contratual, nem contratação de seguro cambial por falta de previsão editalícia.

A Petrobras aduz que não há qualquer elemento nos autos indicando que as demais licitantes teriam incluído em suas propostas os custos decorrentes da realização de hedge e que, caso uma delas vencesse a licitação, não haveria pleitos de revisão dos contratos.

A Estatal alega que não arcou integralmente com os custos referentes à apreciação do real, pois não considerou as expectativas cambiais previstas pelo Banco Central do Brasil - BACEN, e ainda deduziu do cálculo de recomposição um lucro arbitrado de 5% da contratada. Além disso, estabeleceu que os índices que compensariam o aquecimento de mercado eram conservadores, não refletindo a realidade do contrato.

A Petrobras reforça as informações contidas no Anexo 17, as quais serão analisadas nesta Instrução, no sentido de que fica claramente demonstrado que o valor pago em reais foi bem menor do que aquele devido, caso as expectativas de valorização do dólar tivessem efetivamente se confirmado. Em suma, alega que não houve prejuízo à Companhia, pois:

a) se as expectativas cambiais tivessem se concretizado, a PNBV teria pago valor ainda maior relativo à parcela da obrigação a ser cumprida em reais;

b) valor pago pela PNBV para a execução desses contratos seria bem inferior àqueles praticados em contratos similares licitados recentemente, indicando aquecimento de mercado ao longo dos anos;

c) houve significativo aumento de insumos relacionados à execução desses contratos.Em seguida, a Petrobras faz considerações acerca da inclusão da fórmula de reajuste/revisão nos

contratos em comento, de forma a manter a boa-fé das partes contratantes, informando a exclusão do percentual de lucro de 5% e a consideração de índices mais conservadores na parcela de aquecimento de mercado.

A Estatal justifica que não houve infringência à legislação do Plano Real, pois não havia atualização em periodicidade mensal da fórmula, mas anual, em razão de que os índices da FGV eram alterados somente anualmente e a parcela de conversão do dólar serviria apenas para converter o valor de dólar para real.

Da Análise de Mérito.1) Da Análise desta Unidade Técnica acerca dos indícios de irregularidades relacionadas à

concessão de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de EPC da P-52 e da P-54 decorrente da variação cambial e do aquecimento de mercado.

A seguir, serão analisadas as razões de justificativas e oitivas apresentadas pelos responsáveis conjuntamente, procurando-se tratar do assunto como um todo.

Da jurisdição do TCU sobre a questão.

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Preliminarmente, cabe esclarecer que os responsáveis e as entidades envolvidas neste processo defendem-se dos fatos e não de determinado dispositivo legal.

Deve-se deixar assente que a jurisdição e a competência da Justiça Brasileira e desta Corte de Contas no presente caso não decorrem exclusivamente da Lei de Introdução ao Código Civil (LICC), mas de todo o ordenamento jurídico nacional. É de se notar que eventual cláusula de eleição de foro remetendo os lítigios decorrentes dos contratos ora analisados à justiça inglesa não prevalece sobre a legislação pátria.

De acordo com o disposto nos incisos II e III do art. 88 do Código de Processo Civil – CPC, é competente a autoridade judiciária brasileira quando (a) a obrigação tiver de ser cumprida no Brasil ou (b) a ação se originar de fato ocorrido ou praticado em território nacional. Trata-se da chamada competência internacional que, segundo a doutrina e a jurisprudência, é concorrente com a jurisdição de outros países, pois, de acordo com o art. 90 do CPC, ‘a ação intentada perante tribunal estrangeiro não induz litispendência, nem obsta a que a autoridade judiciária brasileira conheça da mesma causa e das que Ihe são conexas’.

Por analogia, cabe transcrever, também, o disposto nos artigos 651, 669 e 677 da Consolidação da Legislação do Trabalho – CLT, no sentido de que a competência da Justiça Trabalhista ‘é determinada pela localidade onde o empregado, reclamante ou reclamado, prestar serviços ao empregador, ainda que tenha sido contratado noutro local ou no estrangeiro’.

A jurisprudência do Superior Tribunal de Justiça – STJ trata dessa questão da seguinte forma:a) ‘Processo REsp 861248 / RJRelator Ministro ARI PARGENDLER - TERCEIRA TURMA. Data do Julgamento 12/12/2006 Data da Publicação/Fonte DJ 19.03.2007 p. 348. Ementa: PROCESSO CIVIL. COMPETÊNCIA INTERNACIONAL. Nada importa que o contrato principal tenha sido ajustado, em outro país, por pessoas jurídicas estrangeiras; ainda que lá assumida, a fiança dada em garantia do respectivo cumprimento por brasileiros aqui residentes, com bens situados no território nacional, pode ser executada perante o Judiciário Brasileiro. Recurso especial não conhecido.Processo REsp 251438 / RJRelator Ministro BARROS MONTEIRO - QUARTA TURMA. Data do Julgamento 08/08/2000 Data da Publicação/Fonte DJ 02.10.2000 p. 173.Ementa: COMPETÊNCIA INTERNACIONAL. CONTRATO DE CONVERSÃO DE NAVIO PETROLEIRO EM UNIDADE FLUTUANTE. GARANTIA REPRESENTADA POR ‘PERFOMANCE BOND’ EMITIDO POR EMPRESAS ESTRANGEIRAS. CARÁTER ACESSÓRIO DESTE ÚLTIMO. JURISDIÇÃO DO TRIBUNAL BRASILEIRO EM FACE DA DENOMINADA COMPETÊNCIA CONCORRENTE (ART. 88, INC. II, DO CPC). - O ‘Performance bond’ emitido pelas empresas garantidoras é acessório em relação ao contrato de execução de serviços para a adaptação de navio petroleiro em unidade flutuante de tratamento, armazenamento e escoamento de óleo e gás.- Caso em que empresas, as garantes, se sujeitam à jurisdição brasileira, nos termos do disposto no art. 88, inc. II, do CPC, pois no Brasil é que deveria ser cumprida a obrigação principal. Competência internacional concorrente da autoridade judiciária brasileira, que não é suscetível de ser arredada pela vontade das partes.- À justiça brasileira é indiferente que se tenha ajuizado ação em país estrangeiro, que seja idêntica a outra que aqui tramite. Incidência na espécie do art. 90 do CPC. Recurso especial não conhecido, prejudicada a medida cautelar.Processo AR 133 / RS - AÇÃO RESCISÓRIARelator Ministro CLAUDIO SANTOS - Revisor Ministro SÁLVIO DE FIGUEIREDO TEIXEIRA - SEGUNDA SEÇÃO. Data do Julgamento 30/08/1989 Data da Publicação/Fonte DJ 02.10.1989.Ementa: TRANSPORTE MARÍTIMO. EMENDA CONSTITUCIONAL N.º 7/77. AÇÃO RESCISÓRIA. COMPETÊNCIA RESIDUAL DO EXTINTO TRIBUNAL FEDERAL DE RECURSOS. ELEIÇÃO CONTRATUAL DE FORO ESTRANGEIRO. PREVALÊNCIA DA JURISDIÇÃO BRASILEIRA. APLICAÇÃO DO ART. 88, II, DO CPC E DO PRINCÍPIO DA SUBMISSÃO.

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1. Tratando-se de questão relacionada com contrato de transporte marítimo, continuou competente o extinto Tribunal Federal de Recursos, após a Emenda Constitucional nº 7, de 13 de abril de 1977, para o julgamento de ação rescisória visando à desconstituição de seus acórdãos.2. Não prevalece o foro contratual eleito pelas partes quando, pela obrigação assumida pela empresa de transporte, o desembarque da mercadoria é feito no Brasil. Aplicação do artigo 88, inciso II, do Código de Processo Civil, bem como do princípio da submissão em razão da anterior aceitação da jurisdição brasileira.3. Ação rescisória julgada improcedente pela inocorrência dos pressupostos legais.’ (grifos nossos)Verifica-se dos dispositivos legais e dos precedentes colacionados que, no âmbito do Poder

Judiciário, quando a obrigação tiver de ser cumprida no Brasil, como no caso das contratações em análise, tornar-se-á competente a Justiça Brasileira para dirimir os conflitos existentes de forma concorrente com a Justiça estrangeira, exercendo-se, portanto, jurisdição.

Tal entendimento deve também ser aplicado a esta Corte de Contas, por força do art. 298 do RI/TCU e pela aplicação do Enunciado n.º 103 da Súmula do TCU, o qual preceitua que, ‘na falta de normas legais regimentais específicas, aplicam-se, analógica e subsidiariamente, no que couber, a juízo do Tribunal de Contas da União, as disposições do Código de Processo Civil’.

Vale trazer, ainda, o disposto no art. 12 do Decreto-Lei n.º 4.657/42 (LICC), estabelecendo que ‘é competente a autoridade judiciária brasileira, quando for o réu domiciliado no Brasil ou aqui tiver de ser cumprida a obrigação’.

Por fim, não se pode deixar de consignar a competência constitucional deste Tribunal de Contas da União a seguir transcrita:

‘Art. 70. A fiscalização contábil, financeira, orçamentária, operacional e patrimonial da União e das entidades da administração direta e indireta, quanto à legalidade, legitimidade, economicidade, aplicação das subvenções e renúncia de receitas, será exercida pelo Congresso Nacional, mediante controle externo, e pelo sistema de controle interno de cada Poder.Parágrafo único. Prestará contas qualquer pessoa física ou jurídica, pública ou privada, que utilize, arrecade, guarde, gerencie ou administre dinheiros, bens e valores públicos ou pelos quais a União responda, ou que, em nome desta, assuma obrigações de natureza pecuniáriaArt. 71. O controle externo, a cargo do Congresso Nacional, será exercido com o auxílio do Tribunal de Contas da União, ao qual compete:(...)IV - realizar, por iniciativa própria, da Câmara dos Deputados, do Senado Federal, de Comissão técnica ou de inquérito, inspeções e auditorias de natureza contábil, financeira, orçamentária, operacional e patrimonial, nas unidades administrativas dos Poderes Legislativo, Executivo e Judiciário, e demais entidades referidas no inciso II;(...)VIII - aplicar aos responsáveis, em caso de ilegalidade de despesa ou irregularidade de contas, as sanções previstas em lei, que estabelecerá, entre outras cominações, multa proporcional ao dano causado ao erário;IX - assinar prazo para que o órgão ou entidade adote as providências necessárias ao exato cumprimento da lei, se verificada ilegalidade;’Nesse sentido cabe trazer julgado a respeito do tema, no qual o Ministro Adylson Motta, ao

proferir o Voto condutor do Acórdão n.º 02/2003-TCU-2ª Câmara, menciona que:O TCU tem jurisdição própria e privativa sobre as pessoas e matérias sujeitas a sua competência,

de modo que a proposição de qualquer ação no âmbito do Poder Judiciário não obsta que esta Corte cumpra sua missão constitucional. De fato, por força de mandamento constitucional (CF, art. 71, inc. II), compete a este Tribunal julgar as contas dos administradores e demais responsáveis por dinheiros, bens e valores da administração federal direta e indireta, e as contas daqueles que derem causa a perda, extravio ou outra irregularidade de que resulte prejuízo ao Erário. E, para o exercício dessa atribuição específica, o TCU é instância independente, não sendo cabível, portanto, tal como pretende o interessado, que se aguarde manifestação do Poder Judiciário no tocante à matéria em discussão.

Cumpre, por fim, observar que a cláusula compromissória prevista no Article 31 dos contratos de EPC da P-54 e da P-52 (respectivamente à f. 35 do Anexo 5 e à f. 15 do Anexo 8), remetendo a solução dos litígios porventura decorrentes ao Tribunal Arbitral UNCITRAL (United Nations Comission on

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International Trade Law), não afasta a jurisdição comum do Tribunal da Corte de Londres (London Court), conforme expressa disposição contida no subitem 31.5 dos aludidos contratos (f. 36 do Anexo 5 e f. 15v do Anexo 8). Da mesma forma, não pode ser afastada a jurisdição comum brasileira e desta Corte de Contas sob o argumento de haver cláusula de arbitragem estabelecida contratualmente.

Diante disso, mesmo que houvesse acordo entre as partes de submeter exclusivamente a juízo arbitral internacional, o que não é o caso em comento, este não poderia tratar de direitos indisponíveis e de ordem pública como no caso de revisão contratual, no qual envolvesse prejuízo aos cofres da PNBV, tendo em vista ser aplicado o disposto no art. 1º da Lei n.º 9.307/96, conforme jurisprudência do TCU (Decisão n.º 286/93–Plenário, Decisão n.º 286/93-Plenário, Decisão n.º 188/95-Plenário, Acórdão n.º 906/03-Plenário e Acórdão n.º 537/06-2ª Câmara).

Da aplicabilidade da legislação nacional.Superada a questão acerca da competência desta Corte de Contas no caso concreto, passa-se

agora à análise sobre qual seria a legislação aplicável às relações jurídicas decorrentes dos contratos sob exame.

Preliminarmente, cumpre observar que a Teoria da Imprevisão e a respectiva revisão contratual encontram, na legislação brasileira, amparo tanto no Direito Público quanto no Direito Privado, independendo, portanto, da natureza jurídica dos contratos. Além disso, conforme se demonstrará adiante, a Teoria da Imprevisão é instituto universal, não sendo privilégio do ordenamento jurídico pátrio. A seguir, far-se-á breve resumo da fundamentação legal em ambos os casos.

Por oportuno, refutando especificamente entendimento jurídico esposado pela Jurong às fls. 07/11 do Anexo 24, colaciona-se doutrina de Mário Soares, Fernanda Carneiro e Mateus Oliveira (Artigo publicado no site http://www.magisterjuridica.com.br/integra.asp?id=187&tipo=8, denominado ‘Comercio Internacional: A Relação das Normas Brasileiras com as Convenções sobre Contratos Internacionais da OEA, ONU e UE’, de Mário Lúcio Quintão Soares, Fernanda Raid Carneiro e Mateus Soares de Oliveira), no sentido de se ver aplicado sim o disposto no art. 9º da Lei de Introdução do Código Civil - LICC (Decreto n.º 4.657/42) em detrimento do Princípio da Autonomia de Vontades, in verbis:

A Autonomia da Vontade começou a ser estudada e utilizada por vários jusprivatistas em meados dos séculos XVIII e XIX, através das obras de Demolombre e Laurent, incluindo-se Hauss, baseando-se em que tudo se resumia na questão de fato, mais que qualquer questão de direito.

Assim, diante de uma situação conectada a mais de um ordenamento jurídico, as partes poderiam escolher a legislação aplicável àquela relação jurídica privada com caráter internacional. Todavia, como esclarece Samtleben, citado por Nádia de Araújo, o princípio da autonomia das vontades foi consagrado na obra de Teixeira de Freitas, que, apesar do caráter visionário e inovador para a época, não conseguiu estancar a forte corrente territorialista que prosperou nas codificações latino-americanas de então. Por isso, os Tratados de Montevidéu de 1889 e 1940, o Código Bustamante e a legislação interna dos países-membros do Mercosul não contemplam o princípio da autonomia de vontade.

Tratando-se de DIPr brasileiro, encontramos vários posicionamentos a respeito da permissão ou não da utilização deste princípio nos contratos internacionais. Isto pode ser explicado pela redação do artigo 9º da LICC, que, diga-se de passagem, faz parte de uma Lei de 1942, ou seja, a ‘atual’ Lei de Introdução ao Código Civil brasileiro.

De um lado, verificamos a presença da corrente tradicionalista, daqueles que entendem não haver a possibilidade das partes escolherem o direito aplicável ao contrato internacional. Nesta esteira, encontramos MARISTELA BASSO, GRANDINO RODAS, ESTHER ENGELBERG, AMÍLCAR DE CASTRO e OSIRIS ROCHA. Neste sentido, AMÍLCAR DE CASTRO, citado por ESTHER ENGELBERG, esclarece que:

‘Como ficou visto, os contratos em geral são essencialmente dominados pela liberdade das convenções, mas isso não quer dizer que as partes possam fugir do direito que lhes deve ser imposto, escolhendo outro mais de seu agrado, e sim apenas que, dentro de certos limites, mais ou menos amplos, traçados por disposições imperativas, as disposições facultativas deixam à vontade dos particulares a regulamentação contratual de seus interesses privados, o que é coisa muito diferente de escolha do direito por autonomia da vontade...As partes não fazem direito por sua vontade, nem podem escolher direito à vontade; na esfera do direito primário, ou na esfera do direito internacional privado, estão sempre à mercê do direito, independentemente de sua vontade efetiva, sem essa vontade, ou contra essa vontade. Pode-se

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http://www.magisterjuridica.com.br/integra.asp?id=187&tipo=8


dizer que, em matéria de obrigações convencionais, a vontade das partes tem a liberdade de pássaro na gaiola: mover-se em certos limites, mas em qualquer direção encontra barreira intransponível.’Na mesma linha de raciocínio, a própria Esther Engelberg, corroborando os entendimentos

anteriores, anota que:‘O art. 9º da Lei de Introdução ao Código Civil tem caráter imperativo e não comporta a acolhida doutrina da autonomia da vontade, em matéria de Direito Internacional Privado. Há algumas exceções ao disposto no artigo supracitado e dentre elas merecem menção os contratos de trabalho que obedecem aos dispositivos legais do lugar onde o trabalho for executado e os contratos de transferência de tecnologia, que são regulamentados pelo direito interno pátrio, sem levar em consideração o direito conflitual.’ (grifos nossos)Vale destacar que, de acordo com preciosa lição de Marçal Justen Filho (JUSTEN FILHO,

Marçal. Comentários à Lei de Licitações e Contratos Administrativos. 12ª ed. São Paulo: Dialética, 2008. p. 733), o direito à manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da contratação não deriva de cláusula contratual nem de previsão em edital, tendo raiz constitucional. Dessa forma, não cabe ser afastada pela autonomia das vontades.

Sobre esse ponto, destaca-se que a Petrobras contratou a elaboração de parecer jurídico acerca de contratações internacionais praticadas por subsidiária estrangeira da Estatal com vistas a fundamentar sua assessoria jurídica na análise da legalidade da concessão de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de EPC da P-52 e da P-54.

Em suma, após discorrer sobre o tema, Marçal Justen Filho elaborou o aludido parecer de fls. 514/554 do volume 2 do Anexo 8, chegando às seguintes conclusões:

a) o contrato internacional pactuado entre partes estrangeiras, mas cuja execução se dará em território nacional, poderá ser subordinado ao ordenamento jurídico pátrio, devendo os litígios serem compostos pelo Poder Judiciário brasileiro;b) o contrato internacional firmado entre subsidiária estrangeira da Petrobras cujo objeto seja executado no Brasil subordina-se à garantia constitucional da intangibilidade da equação econômico-financeira, especialmente diante da obrigatoriedade de conteúdo nacional mínimo, gerando descasamento de moedas;c) considerando a premissa descrita no item anterior, cabe a aplicação de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, independentemente de vedação contratual em contrário;d) as contratações da P-52 e da P-54 apresentam elementos de conexão com o Direito Brasileiro, existindo fortes argumentos favoráveis à incidência da garantia constitucional da intangibilidade da equação econômico-financeira;e) mesmo que não se aplique o ordenamento jurídico brasileiro ao caso em tela, poderá ser concedida a revisão contratual em razão do exercício da autonomia contratual.Constata-se da conclusão acima que, em que pese ser contrato internacional firmado por partes estrangeiras, regido contratualmente pela legislação inglesa, deve observar os requisitos para concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, em razão de ser executado no Brasil, sob a égide de mandamento constitucional.Cabe ressaltar análise jurídica da própria assessoria jurídica da Petrobras, contida no Relatório

do Grupo de Trabalho criado pelo DIP SERV 066/2005, no sentido de serem aplicáveis ao caso em tela as disposições dos arts. 8º, 9º e 12 da LICC e do art. 88 do CPC (f. 459 do volume 2 do Anexo 8), corroborando a fundamentação jurídica anterior desta Unidade Técnica.

Assim, verifica-se que, mesmo em se tratando de Direito Internacional Privado, há corrente jurídica que impõe a aplicação do art. 9º da LICC em detrimento ao Princípio da Autonomia de Vontades. A alegação da Jurong, ao tentar diminuir, em vão, a fundamentação jurídica desta Unidade Técnica, portanto, não deve prosperar, pois, como já dito anteriormente, lhe caberia defender-se dos fatos e não do direito aplicado.

Da Teoria da Imprevisão nos contratos administrativos.Preliminarmente, quanto à obrigatoriedade de o grupo Petrobras aplicar os ditames da Lei n.º

8.666/93, cabe deixar assente o entendimento exarado no Acórdão n.º 854/2006-TCU-Plenário, que foi assim ementado: ‘é pacífica a jurisprudência desta Corte quanto à submissão da Petrobrás às normas que regem as licitações públicas, notadamente a Lei n.º 8.666/1993, ante a ausência de edição da lei a que se refere o § 1º do art. 173 da Constituição Federal’. Nesse mesmo sentido, cumpre trazer o item 2

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da ementa do Acórdão n.º 908/2006-TCU-Plenário que considerou ‘obrigatória a observância, pelas empresas públicas e sociedades de economia mista federal, das disposições contidas na Lei nº 8.666/1993’.

Considerando que a PNBV é uma subsidiária integral estrangeira da Petrobras, deve-se aplicar os ditames da Lei de Licitações e Contratos Administrativos, nos termos do parágrafo único do art. 1º da Lei n.º 8.666/93, a seguir transcrito:

‘Art. 1º Esta Lei estabelece normas gerais sobre licitações e contratos administrativos pertinentes a obras, serviços, inclusive de publicidade, compras, alienações e locações no âmbito dos Poderes da União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios.Parágrafo único. Subordinam-se ao regime desta Lei, além dos órgãos da administração direta, os fundos especiais, as autarquias, as fundações públicas, as empresas públicas, as sociedades de economia mista e demais entidades controladas direta ou indiretamente pela União, Estados, Distrito Federal e Municípios.’ (grifos nossos)Assim, caso se considerem os contratos em tela como contratos administrativos, por força do

parágrafo único do art. 1º da Lei n.º 8.666/93, poderia se aplicar à Petrobras e à PNBV o disposto no art. 65, inciso II, alínea ‘d’, e § 6º, in verbis:

‘Art. 65. Os contratos regidos por esta Lei poderão ser alterados, com as devidas justificativas, nos seguintes casos: (...)II - por acordo das partes:(...)d) para restabelecer a relação que as partes pactuaram inicialmente entre os encargos do contratado e a retribuição da administração para a justa remuneração da obra, serviço ou fornecimento, objetivando a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato, na hipótese de sobrevirem fatos imprevisíveis, ou previsíveis porém de conseqüências incalculáveis, retardadores ou impeditivos da execução do ajustado, ou, ainda, em caso de força maior, caso fortuito ou fato do príncipe, configurando álea econômica extraordinária e extracontratual. (Redação dada pela Lei nº 8.883, de 1994)(...)§ 6o Em havendo alteração unilateral do contrato que aumente os encargos do contratado, a Administração deverá restabelecer, por aditamento, o equilíbrio econômico-financeiro inicial.’Os dispositivos legais acima tratam da chamada Teoria da Imprevisão nos contratos

administrativos, com vistas a garantir a manutenção do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato previsto, também, no inciso XXI do art. 37 da Constituição da República, ipsis litteris:

‘XXI - ressalvados os casos especificados na legislação, as obras, serviços, compras e alienações serão contratados mediante processo de licitação pública que assegure igualdade de condições a todos os concorrentes, com cláusulas que estabeleçam obrigações de pagamento, mantidas as condições efetivas da proposta, nos termos da lei, o qual somente permitirá as exigências de qualificação técnica e econômica indispensáveis à garantia do cumprimento das obrigações.’ (grifo nosso)Entretanto, para que seja aplicada a Teoria da Imprevisão nos contratos administrativos,

realizando a revisão contratual dos preços originalmente ofertados pela contratada, devem ser obrigatoriamente observados determinados requisitos legais cumulativamente. Assim, segundo o ilustre Procurador-Geral do Ministério Público junto ao TCU, Dr. Lucas Rocha Furtado (FURTADO, Lucas Rocha. Curso de Direito Administrativo. Belo Horizonte. Editora Forum: 2007), ao citar a renomada doutrinadora Maria Sylvia Zanella Di Pietro, para que haja revisão contratual com base na Teoria da Imprevisão, deve-se pressupor a ocorrência de fatos (a) imprevisíveis ou previsíveis, mas de conseqüências incalculáveis; (b) estranhos à vontade das partes; (c) inevitáveis; e (d) causadores de desequilíbrio excessivo no contrato (onerosidade excessiva).

Nesse sentido cabe citar, ainda, lição de Lúcia Valle Figueiredo (FIGUEIREDO, Lúcia Valle. Curso de Direito Administrativo. 7ª ed. rev., atualiz. e amp., São Paulo: Malheiros Editores, 2004) ao considerar que ‘fatos imprevistos são todos os que, por ocasião do pactuado no contrato, eram ignorados pelas partes, por absoluta impossibilidade de prevê-los ou conhecê-los’ (grifo nosso). Assim, como se demonstrará ao longo desta Instrução, era de se esperar que houvesse oscilação da taxa de câmbio durante a execução do contrato no prazo de cerca de três anos, havia instrumentos hábeis e

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eficazes de proteção cambial, a um custo razoável de ser suportado, bem como era praxe que empresas não financeiras de grande porte internacionais realizassem hedge quando contratassem com descasamento de moedas. Concluindo, constata-se que não era, em absoluto, impossível de se prever que poderia haver desequilíbrio contratual.

Segundo Marçal Justen Filho (JUSTEN FILHO, Marçal. Comentários à Lei de Licitações e Contratos Administrativos. 12ª ed. São Paulo: Dialética, 2008. p. 718), é dever do licitante formular sua proposta de preços tomando em consideração todas as circunstâncias previsíveis, pois é assim que se presume que tenha atuado. Caso contrário, os prejuízos oriundos de sua omissão devem ser exclusivamente por ele arcados. O aludido autor revela que, embora haja uma parcela de álea em toda a contratação, não se pode transferir todo e qualquer risco ao contrato sob pena de transformar a aleatoriedade em sua essência.

Como demonstrado por esta Unidade Técnica no relatório de auditoria, as concessões de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato decorrente de variação cambial no caso da P-52 e da P-54 não observaram o requisito fundamental da inevitabilidade, pois, de acordo com nosso entendimento, diante das circunstâncias que cercavam a celebração do contrato (vedação contratual de revisão e reajuste, realização de hedge pelas contratadas no exterior, conteúdo nacional mínimo, descasamento da moeda, previsibilidade decorrente do regime cambial flutuante vigente), haveria instrumentos de proteção cambial disponíveis e hábeis a mitigar na maior parte os riscos enfrentados pelas contratadas, bastando-lhes ter agido com diligência e de acordo com a prática de mercado para se protegerem. Não o tendo feito, não se apresenta razoável pretender repassar um eventual prejuízo à Petrobras ou à PNBV.

Da Teoria da Imprevisão nos contratos privados.Na hipótese de se considerar os contratos celebrados pelas sociedades de economia mista e suas

subsidiárias, controladas e coligadas, como contratos regidos exclusivamente pelas normas de direito privado, ainda assim teriam de ser observadas as regras da Teoria da Imprevisão e da Onerosidade Excessiva dispostas nos artigos 317 e 478 do Código Civil a seguir transcritos:

‘Art. 317. Quando, por motivos imprevisíveis, sobrevier desproporção manifesta entre o valor da prestação devida e o do momento de sua execução, poderá o juiz corrigi-lo, a pedido da parte, de modo que assegure, quanto possível, o valor real da prestação.(...)Art. 478. Nos contratos de execução continuada ou diferida, se a prestação de uma das partes se tornar excessivamente onerosa, com extrema vantagem para a outra, em virtude de acontecimentos extraordinários e imprevisíveis, poderá o devedor pedir a resolução do contrato. Os efeitos da sentença que a decretar retroagirão à data da citação.’No entanto, cabe ressaltar que, mesmo que se considerem os contratos em tela regidos pelo regime

privado, há que se levar em conta os princípios constitucionais administrativos e as normas de ordem pública como a revisão contratual. Nesse sentido, vale transcrever excerto do Voto condutor do Acórdão n.º 854/2006-TCU-Plenário, proferido pelo Exmo. Ministro-Relator Benjamim Zymler, a seguir:

Ainda que se trate de contrato de direito privado, o princípio da autonomia das vontades não é absoluto, em razão das restrições legais. Uma delas é o inciso XI do art. 40 da Lei n.º 8.666/1993. Além disso, o próprio Código Civil estipula:

‘Art. 478. Nos contratos de execução continuada ou diferida, se a prestação de uma das partes se tornar excessivamente onerosa, com extrema vantagem para a outra, em virtude de acontecimentos extraordinários e imprevisíveis, poderá o devedor pedir a resolução do contrato. Os efeitos da sentença que a decretar retroagirão à data da citação.’(...)Ora, o fato de ser aplicável à estatal o regime jurídico das empresas privadas não afasta a eventual incidência de normas de direito público. Nessa seara, a contratação de empregado deve ser precedida de concurso público, seus investimentos devem estar previstos na Lei Orçamentária Anual, suas compras devem ser precedidas de licitação, dentre inúmeras outras exigências constitucionais e legais que poderiam ser citadas.’ (grifos nossos)Em que pese a natureza jurídica peculiar dos contratos celebrados pelas sociedades de economia

mista e suas subsidiárias, como a Petrobras e a PNBV, permanece a competência do TCU no julgamento das contas e na fiscalização dessas estatais, afastando qualquer tese em contrário que possa existir, de acordo com jurisprudência do Supremo Tribunal Federal - STF a seguir transcrita:

‘MS 25092/DF*

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RELATOR: MIN. CARLOS VELLOSOEMENTA: CONSTITUCIONAL. ADMINISTRATIVO. TRIBUNAL DE CONTAS. SOCIEDADE DE ECONOMIA MISTA: FISCALIZAÇÃO PELO TRIBUNAL DE CONTAS. ADVOGADO EMPREGADO DA EMPRESA QUE DEIXA DE APRESENTAR APELAÇÃO EM QUESTÃO RUMOROSA.I. – Ao Tribunal de Contas da União compete julgar as contas dos administradores e demais responsáveis por dinheiros, bens e valores públicos da administração direta e indireta, incluídas as fundações e sociedades instituídas e mantidas pelo poder público federal, e as contas daqueles que derem causa a perda, extravio ou outra irregularidade de que resulte prejuízo ao erário (CF, art. 71, II; Lei 8.443, de 1992, art. 1º, I).II. – As empresas públicas e as sociedades de economia mista, integrantes da administração indireta, estão sujeitas à fiscalização do Tribunal de Contas, não obstante os seus servidores estarem sujeitos ao regime celetista.III. – Numa ação promovida contra a CHESF, o responsável pelo seu acompanhamento em juízo deixa de apelar. O argumento de que a não-interposição do recurso ocorreu em virtude de não ter havido adequada comunicação da publicação da sentença constitui matéria de fato dependente de dilação probatória, o que não é possível no processo do mandado de segurança, que pressupõe fatos incontroversos.IV. – Mandado de segurança indeferido.’Pela sua didática e amplitude acerca dessa questão, não se pode deixar de considerar o

entendimento exarado no Voto condutor do Exmo. Ministro-Relator Augusto Nardes, no âmbito do Acórdão n.º 908/2006-TCU-Plenário, in verbis:

‘Ora, a flexibilização havida nos procedimentos de licitação e contratação da Petrobras, por meio do aludido Decreto, não exime a empresa da observância dos princípios constitucionais que regem a Administração Pública, insculpidos na Carta Magna, dentre os quais o da legalidade, da indisponibilidade do interesse público, da licitação, da publicidade, da moralidade e do julgamento objetivo. Aliás, tal observância encontra-se expressamente determinada no inciso III, § 1º, art. 173, da Constituição Federal de 1988, a partir do advento da EC n.º 19/1998, litteris:‘Art. 173. Ressalvados os casos previstos nesta Constituição, a exploração direta de atividade econômica pelo Estado só será permitida quando necessária aos imperativos da segurança nacional ou a relevante interesse coletivo, conforme definidos em lei.§ 1º A lei estabelecerá o estatuto jurídico da empresa pública, da sociedade de economia mista e de suas subsidiárias que explorem atividade econômica de produção ou comercialização de bens ou de prestação de serviços, dispondo sobre: (Redação dada pela Emenda Constitucional nº 19, de 1998)(...)III - licitação e contratação de obras, serviços, compras e alienações, observados os princípios da administração pública; (Incluído pela Emenda Constitucional n.º 19, de 1998).’ (grifei)7. Oportuno consignar neste Voto o entendimento da doutrina acerca do tema, haja vista ser no mesmo sentido do que acima foi dito. Nesse sentido, Celso Antônio Bandeira de Mello, em sua obra ‘Curso de Direito Administrativo’, 5ª edição, Malheiros Editores, pág. 97, leciona:‘O arrolamento destes vários dispositivos (de resto, todos eles aplicáveis também às autarquias e fundações públicas) demonstra que o regime das sociedades de economia mista e empresas públicas, sejam prestadoras de serviços públicos ou exploradoras de atividade econômica, já por força destas normas categoricamente expressas na Constituição, não é o mesmo das empresas privadas em geral. É evidente que os preceptivos mencionados compõem um regime peculiar que não se aplica, nem faria qualquer sentido que se aplicasse, às pessoas de direito privado em geral. Justifica-se, pois, a assertiva, dantes feita, de que o precitado art. 173, § 1º, da Lei Magna expressou-se de modo muito imperfeito ao estatuir que tais entidades, quando exploradoras de atividade econômica, reger-se-iam pelas normas aplicáveis às empresas privadas, inclusive quanto ao direito do trabalho e das obrigações. Com efeito, a série de dispositivos supramencionados, além de não fazer disseptação alguma entre os tipos de empresa pública e sociedade de economia mista - o que já induziria a concluir que efetivamente abarca a ambas as espécies - contém regras que, quando menos em sua esmagadora maioria, a toda evidência, não teriam porque ser restritas apenas às prestadoras de serviço público, pois suas razões informadoras comparecem com igual

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procedência perante as exploradoras de atividade econômica. Logo, não é exato que estas últimas sejam disciplinadas na conformidade das normas regentes das empresas privadas.’8. Relevante, também, o entendimento da administrativista Maria Sylvia Zanella di Pietro, em sua obra ‘Direito Administrativo’, 10ª edição, Ed. Atlas, pág. 315:‘Por outras palavras, a Administração Pública, ao instituir, com autorização em lei, empresas públicas, sociedades de economia mista ou fundações de direito privado, está se socorrendo de meios de atuação próprios do direito privado; foi precisamente o regime jurídico de direito privado que levou o poder público a adotar esse tipo de entidade, pois, sob esse regime, ela pode atuar com maior liberdade do que a Administração Pública. No entanto, tais pessoas nunca se sujeitam inteiramente ao direito privado. O seu regime jurídico é híbrido, porque, sob muitos aspectos, elas se submetem ao direito público, tendo em vista especialmente a necessidade de fazer prevalecer a vontade do ente estatal que as criou para atingir determinado fim de interesse público.Sendo o interesse público indisponível e sempre predominante sobre o particular, a adoção pura e simples do regime jurídico privado seria inaceitável, porque retiraria das entidades da Administração Indireta determinadas prerrogativas que lhe são reconhecidas precisamente para permitir a consecução de seus fins; do mesmo modo que, ao permitir-lhes atuar com autonomia de vontade, própria do direito privado, suprimir-se-iam as restrições legais que o direito público impõe e que constituem a garantia fundamental da moralidade administrativa e do respeito aos direitos dos administrados. As normas de direito público que derrogam parcialmente o direito privado têm por objetivo assegurar o equilíbrio entre a posição de supremacia da Administração e a liberdade de atuação que caracteriza as pessoas jurídicas de direito privado.(...)Em resumo, em todas as pessoas de direito privado criadas pelo Estado existe um traço comum: a derrogação parcial do direito privado por normas de direito público.’(...)14. Por derradeiro, julgo de bom alvitre trazer a lume que o Supremo Tribunal Federal reconheceu, em decisão recente, a competência do TCU para fiscalizar as empresas públicas e sociedades de economia mista (MS 25092 e MS 25181), e que a Constituição Federal alcança a Administração como um grande todo, inclusive as denominadas empresas estatais (MS 25181).15. Embora não tenha sido ventilada no recurso, entendo que deve ser esclarecida também a questão referente à decisão judicial proferida em outro caso concreto, desfavorável a esta Corte de Contas. Trata-se do recente deferimento, pelo STF (Rel. Ministro Gilmar Mendes), de medida liminar suspendendo a Decisão n.º 663/2002 - Plenário, que obrigava a Petrobras a observar a Lei nº 8.666/1993. Consoante o elucidativo Voto condutor do Acórdão nº 805/2006- Plenário, do ilustre Ministro Walton Alencar Rodrigues, verbis:‘Todavia, à guisa de mera argumentação, a referida decisão liminar aplica-se ao caso concreto analisado naqueles autos, o que não necessariamente vincula a livre apreciação e julgamento pelo Tribunal de Contas da União da regularidade das demais licitações e contratos realizados pela Petrobras’. (grifos nossos)Repisa-se, assim como foi considerado no caso dos contratos administrativos, que as concessões

de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato decorrentes de variação cambial no caso da P-52 e da P-54 não observaram o requisito fundamental da inevitabilidade, tendo em vista a existência de instrumentos de proteção cambial disponíveis e hábeis a mitigar os riscos enfrentados pelas contratadas. Assim, se estas tivessem agido com diligência e de acordo com a prática de mercado, não teriam sofrido as perdas que alegam. Por outro lado, tendo elas atuado de forma temerária ou imprudente, de modo algum poderiam pretender repassar eventuais prejuízos à Petrobras ou à PNBV.

Sobre esse ponto, no que se refere ao Direito Civil, cabe trazer pertinente lição de César Fiúza (FIÚZA, César. Direito Civil: curso completo. 11ª Ed. Editora Del Rey. Belo Horizonte, 2008, p. 418/418), que, ao citar o jurista alemão Karl Larenz, tratando de tema afeto à Teoria da Imprevisão (art. 478 do CC), assevera:

Uma vez que um certo risco faz parte de qualquer contrato de execução futura, dada a possibilidade de oscilação de preços, salários, custos, bem como de certas variações de mercado, e uma vez que quem celebra esse tipo de contrato deve contar com esses riscos, as alterações do equilíbrio entre prestação e contraprestação só devem ser computadas quando se basearem em eventos tais que a

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parte afetada não pudesse antever, eventos de que normalmente não se cogita no tráfego negocial, de modo a que não se possa mais falar em equivalência entre as prestações. Tampouco se pode levar em conta um desequilíbrio que se baseie em risco assumido por uma das partes, mesmo que extraordinário, ou quando esse risco for previsível, podendo o contratante dele se precaver. (grifo nosso)

No que concerne aos requisitos para aplicação da Teoria da Imprevisão aos contratos privados (FIÚZA, César. Direito Civil: curso completo. 11ª Ed. Editora Del Rey. Belo Horizonte, 2008, p. 423), o celebrado autor enumera:

a) o contrato seja de execução futura;b) existam alterações das condições e circunstâncias, especialmente econômicas, originalmente previstas quando da celebração do contrato;c) exista imprevisibilidade absoluta (segundo o conceito de ‘homem médio’, sendo uma imprevisibilidade objetiva) e relativa (aferível, no caso concreto, dadas as circunstâncias que envolvem o contrato e as próprias partes, como a variação cambial, caracterizando-se por uma imprevisibilidade mais subjetiva);d) ocorra onerosidade excessiva para uma das partes; e e) haja conhecimento prévio das prestações de cada uma das partes.Verifica-se presente a previsibilidade relativa, segundo o entendimento esposado acima, na

medida em que tanto a FSTP quanto a Jurong tinham, ou demonstravam ter, conhecimento de que, diante das já explanadas circunstâncias que cercavam os respectivos contratos, deveriam assumir o risco ou realizar o hedge da parcela referente ao conteúdo nacional. Mesmo em razão da probabilidade de 5% de ocorrência de eventual apreciação do real frente ao dólar, deveriam se proteger, assim como fizeram em outros países com outros contratos semelhantes, conforme reportagem do Wall Street Journal (fls. 80/ 81 do Anexo 11) e suas demonstrações contábeis. Assim, seria inaplicável a Teoria da Imprevisão e da Onerosidade Excessiva no caso em tela.

As considerações doutrinárias acima transcritas amoldam-se ao caso em tela, pois:a) o risco de oscilação da cotação do dólar frente ao real era inerente aos contratos de EPC da P-52 e da P-54 em razão de estes terem sido firmados e executados sob o regime de câmbio flutuante regido pelo mercado;b) as contratadas, apesar de serem empresas não-financeiras, são estaleiros navais multinacionais e de grande porte, tendo, inclusive, informado que já efetuaram proteções cambiais (Relatório 20-F da SEC), possuindo expertise necessária para efetuar o hedge;c) as contratadas tinham condição de anteverem, mesmo em razão da probabilidade de 5% de ocorrência, eventual apreciação do real frente ao dólar, assim como fizeram em outros países com outros contratos semelhantes, conforme reportagem do Wall Street Journal (fls. 80/ 81 do Anexo 11) e suas demonstrações contábeis;d) caso, mesmo diante disso, as contratadas, ainda assim, assumissem posição especulativa, mesmo que fosse imprevisível e extraordinário (probabilidade de 5%, conforme parecer encaminhado pelos responsáveis), não poderiam alegar desequilíbrio do contrato e imputar o prejuízo à PNBV e, consequentemente, à Petrobras. Cabe, ainda, colacionar entendimento de Sílvio Venosa (VENOSA, Sílvio de Salvo. Direito Civil:

Teoria Geral das Obrigações e Teoria Geral dos Contratos. Vol. 2. 4ª Ed. Editora Atlas. São Paulo: 2004. p. 486) no sentido de que a Teoria da Imprevisão somente deve ser aplicada aos contratos de direito privado quando presente acontecimento imprevisível, ou seja, anormal e estranho aos contratantes quando da contratação, enfatizando a excepcionalidade da situação. Conclui incisivamente o aludido autor que ‘não pode ser tomada como fato anormal e estranho uma desvalorização cambiária no país, pois tantas e tantas já ocorreram entre nós’.

Da possibilidade de caracterização dos contratos de EPC das plataformas P-52 e P-54 como contratos internacionais e da eventual aplicação da legislação internacional.

Ainda que, apesar da fundamentação acima, chegue-se à conclusão de que não seja aplicada a legislação brasileira ao caso em comento, cabe esclarecer que a Teoria da Imprevisão ou da Onerosidade Excessiva não são exclusivas do nosso ordenamento jurídico, mas têm suas origens até mesmo antes do Direito Romano com sua cláusula rebus sic stantibus, conforme lição de Sílvio Venosa (VENOSA, Sílvio de Salvo. Direito Civil: Teoria Geral das Obrigações e Teoria Geral dos Contratos. Vol. 2. 4ª Ed. Editora Atlas. São Paulo: 2004. p. 481). Além disso, como se verá adiante, as referidas teorias encontram amparo, também, no Direito Internacional Privado.

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Primeiramente, será analisado se os contratos de EPC das plataformas P-52 e P-54 podem ser ou não, segundo ampla doutrina, considerados como contratos internacionais, e, daí, se verá qual seria a legislação aplicável.

Conforme lição de Sandra Yonekura (YONEKURA, Sandra Yuri. O contrato internacional. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 146, 29 nov. 2003. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4527>. Acesso em: 17 jul. 2008), a legislação brasileira, evidenciada no art. 2º do Decreto-Lei n.º 857/69, dispõe que ‘o contrato internacional será aquele que possuir elementos que permitam vinculá-lo a mais de um sistema jurídico e tiver por objeto uma operação que envolva o duplo fluxo de bens pela fronteira’. Segundo a aludida autora, a diferença fundamental do contrato internacional para o contrato de direito interno é que naquele as cláusulas concernentes à capacidade, ao objeto e à sua conclusão relacionam-se com mais de um sistema jurídico, seja, entre outros, pelo lugar de execução das obrigações, do lugar de conclusão, ou pelo destino dos bens ou direitos objetos do contrato.

Na doutrina de Irineu Strenger, ‘são contratos internacionais do comércio todas as manifestações bi ou plurilaterais da vontade livre das partes, objetivando relações patrimoniais ou de serviços, cujos elementos sejam vinculantes de dois ou mais sistemas jurídicos extraterritoriais, pela força do domicílio, nacionalidade, sede principal dos negócios, lugar do contrato, lugar da execução, ou qualquer circunstância que exprima um liame indicativo de Direito aplicável’ (STRENGER, Irineu. Contratos internacionais do comércio. 4ª ed. São Paulo: LTr, 2003).

Nos contratos de EPC da P-52 e da P-54, as partes expressamente elegeram que eram submetidas à legislação inglesa e ao Tribunal de Londres. Entretanto, essa intenção das partes não afasta, conforme ensinamento de Sandra Yonekura, os obstáculos de ordem pública, o controle da internacionalidade do contrato pelo juiz ou a ocorrência de fraude, enquanto elementos impeditivos da eficácia do contrato (YONEKURA, Sandra Yuri. O contrato internacional. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 146, 29 nov. 2003. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4527>. Acesso em: 17 jul. 2008).

De acordo com a aludida autora, no que se refere à escolha da lei aplicável, vários países adotam a lei do local de execução do contrato, ‘norma esta que a lei brasileira segue nos termos do parágrafo 1 do artigo 9º da LICC. Adota-se, também, o local de execução para a determinação da competência, como ocorre na lei brasileira (art. 12 da LICC e art. 88, II, do Código de Processo Civil)’.

Quanto à observância da ordem pública, na qual se inserem os institutos da Teoria da Imprevisão e da Onerosidade Excessiva, depreende-se do texto da citada autora que a legislação eleita pelas partes (inglesa) não poderá em hipótese alguma ofender a ordem pública internacional, caso em que a lei estrangeira aplicável será afastada.

Nesse sentido, cabe transcrever o disposto no art. 17 do Decreto-Lei n.º 4.657/42 (LICC), asseverando que ‘as leis, atos e sentenças de outro país, bem como quaisquer declarações de vontade, não terão eficácia no Brasil, quando ofenderem a soberania nacional, a ordem pública e os bons costumes’.

Segundo Sandra Yonekura, ‘o Direito Internacional possui uma variante da cláusula rebus sic stantibus, onde toda e qualquer relação contratual que gera obrigações pode ser alterada e até extinta quando da argüição das cláusulas de revisão (hardship clause), freqüentes nos contratos internacionais e, em particular, nos de longa duração, que tem o propósito de prevenir os casos de adversidade, infortúnio, necessidade ou privação (de fatos ou circunstâncias) que as partes possam sofrer’ (YONEKURA, Sandra Yuri. O contrato internacional. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 146, 29 nov. 2003. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4527>. Acesso em: 17 jul. 2008).

A questão que se pretende enfrentar é se os indícios de irregularidades tratados nos presentes autos referentes à inexistência de suporte fático e jurídico para a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos em comento, matéria de ordem pública, são aplicáveis a contratos internacionais regidos pela legislação inglesa e com eleição de foro arbitral e comum no Reino Unido.

Importante lição nos dá Leandro de Mello Schmitt e Valéria Figueiró Santoro (SANTORO, Valéria Figueiró; SCHMITT, Leandro de Mello. Algumas considerações iniciais sobre os contratos internacionais, no Direito Internacional Privado brasileiro. Boletim Jurídico, Uberaba/MG, a. 3, n.º 203. Disponível em:<http://www.boletimjuridico.com.br/doutrina/texto.asp?id=1635> Acesso em: 17 jul. 2008), ao tratarem da questão da legislação aplicável (lex mercatoria) ao contrato internacional, nos termos do Direito Internacional Privado e das regras internacionais previstas na Convenção de Viena de 1980, no Instituto Internacional de Unificação do Direito Privado - UNIDROIT, na Comissão das

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Nações Unidas para o Direito Comercial Internacional - UNCITRAL – ONU e nas leis uniformes da CCI – Câmara de Comércio Internacional de Paris, a qual é transcrita a seguir:

Também cabe afirmar que alguns Estados nacionais têm dificuldades em admitir o que se convencionou chamar de nova Lex Mercatoria, não lhe outorgando o status de fonte oficial de Direito. Isto, a toda evidência, limita a atividade resultante da autonomia de vontade das partes, principalmente no que toca à escolha do conteúdo normativo que regerá a avença. No caso do Direito Internacional Privado brasileiro, isto é visível quando o próprio Estado determina, por exemplo, que estão as partes sujeitas, em um contrato internacional, à lei do lugar da sua celebração (art. 9ª, caput, da LICC) e, em alguns casos, à lei do lugar da sua execução. Desta forma, sendo eleito o foro brasileiro e/ou fixada a competência do Judiciário brasileiro em razão do disposto ao artigo 88 do CPC, estaria o juiz obrigado a observar as regras conflituais do foro para fins de fixação não só da jurisdição, mas também para a determinação da lei substantiva aplicável ao negócio jurídico sub judice, configurando aqueles dispositivos, por derradeiro, verdadeira cláusula de reserva legal ou de ordem pública, apta a afastar a autonomia da vontade, salvo se esta tiver recaído na escolha do Direito brasileiro, como foi reiteradamente manifestado em julgados da lavra do Supremo Tribunal Federal – STF. (grifo nosso)

Ainda sobre esse assunto, colaciona-se o entendimento de Rodrigo Giostri da Cunha que, ao tratar da aplicação do direito a contratos internacionais, assevera que ‘o contrato internacional de trabalho será regido, tanto em seus aspectos internos quanto externos, pela lei do local em que se der a prestação de serviços’, sendo esta a regra geral (CUNHA, Rodrigo Giostri da. Contrato Internacional de Trabalho – Transferência de empregados. Texto extraído do site: www.socejur.com.br/artigos/direito_internacional.doc).

Em análise sobre esse tema, Marçal Garay Bresciani (BRESCIANI, Marçal Garay. O princípio da autonomia da vontade na escolha do direito material aplicável aos contratos internacionais. Site: http://www.contratointernacional.com.br/index.php?codwebsite=&codpagina=00009353&codnoticia=0000003340) afirma que o princípio da autonomia da vontade em direito internacional privado tem menor amplitude, significando que as partes apenas têm liberdade de exercer sua vontade, tendo em vista a escolha da legislação à qual querem submeter sua convenção, sob reserva de respeitarem a ordem pública, in verbis:

‘No Brasil, o elemento de conexão aplicável às obrigações contratuais está regido pelo art. 9o da Lei de Introdução ao Código Civil, de 1942, que é omisso quanto à admissão da autonomia da vontade das partes como elemento de conexão. Deste modo, do ponto de vista legal, o entendimento majoritário é de que o Brasil não considera válido o princípio da autonomia da vontade no que diz respeito à escolha do direito material aplicável ao contrato. (...)Perante o Supremo Tribunal Federal, merece destaque o acórdão proferido no julgamento do Recurso Extraordinário n.º 93.131-MG, julgado em 17 de dezembro de 1981, onde foi relator o Ministro Moreira Alves. Rico em citações doutrinárias e contendo uma análise minuciosa sobre o caso concreto levado à instância extraordinária, o acórdão deixa claro que o STF não reconhece o princípio da autonomia da vontade na escolha do direito material aplicável. Embora nem todos os Ministros tenham se manifestado expressamente sobre a matéria, aqueles que o fizeram, entre eles o eminente relator, trataram de afastar por completo o princípio da autonomia da vontade na escolha do direito material.Como cediço, não obstante tratar-se de acórdão proferido há mais de 20 anos e ante o fato de não haver outros julgados que tenham enfrentado a matéria recentemente, este ainda serve de parâmetro acerca do posicionamento do Judiciário brasileiro. Todavia, com a publicação da CIDIP-V, contando com uma interpretação sistemática ou até mesmo política, é possível que a mais Alta Corte brasileira possa alterar o seu posicionamento, passando a aceitar o princípio da autonomia da vontade na escolha do direito material. Mas isto, infelizmente, ainda é apenas uma esperança.No mesmo sentido é o ensinamento de Ana Paula Martins Amaral, ao lecionar que a autonomia da vontade, princípio fundamental na realização dos contratos internacionais, permite às partes a escolha da lei para reger a obrigação (lex mercatoria), a qual não pode contrariar a ordem pública dos Estados envolvidos na relação. Conforme a autora, a ‘autonomia da vontade seria assim o acesso permitido aos usos e costumes internacionais para figurarem nos contratos, mas

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não os validariam como ‘direito’ e sim como complemento do direito nacional aplicável ao caso concreto’.Vale dizer, ainda, que, em se tratando de contrato regido pela autonomia da vontade, esse

princípio encontra limite (AMARAL, Ana Paula Martins. Lex mercatoria e autonomia da vontade. Jus Navigandi, Teresina, ano 9, n. 592, 20 fev. 2005. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=6262>. Acesso em: 17 jul. 2008). Na visão de Vladmir Silveira:

‘Atualmente, encontra maior subsídio no âmbito internacional o subjetivismo moderado, considerando-se instituída de valor pleno a cláusula de eleição de direito no contrato internacional, constando como mais significativo obstáculo à aplicação do princípio da autonomia da vontade nos contratos internacionais a ofensa à ordem pública.Com propriedade, já ensinava Pontes de Miranda que ‘não há autonomia absoluta ou ilimitada de vontade; a vontade tem sempre limites, e a alusão à autonomia é alusão ao que se pode querer dentro desses limites’. Entretanto, mesmo essa limitação encontra-se cada vez mais diminuta, visto que as atividades do comércio internacional distanciam-se da ordem pública, que por sua própria omissão ou restrição deram ensejo à criação da lex mercatoria.’ (grifos nossos). (SILVEIRA, Vladmir Oliveira da. A CLÁUSULA DE HARDSHIP NOS CONTRATOS DE COMÉRCIO INTERNACIONAL. REVISTA TRIBUTÁRIA E DE FINANÇAS PÚBLICAS. São Paulo: Editora Revista dos Tribunais, a. 13 n. 65, nov./dez. 2005. p. 243)Pela pertinência do tema, é primordial trazer, também, doutrina acerca dos contratos

internacionais relacionados à indústria do petróleo, com o fito de contextualizar juridicamente a questão. Nesse sentido, transcreve-se lição de Diogo Pignataro de Oliveira, in verbis:

‘É difícil imaginar no mundo de hoje uma transação da indústria de petróleo e gás que não envolva algum tipo de componente internacional. Há, quase sempre, ao menos algum elemento que estabeleça a conexão entre dois ou mais sistemas jurídicos, seja a nacionalidade ou domicílio dos contratantes, seja o local de execução do contrato, seja até a lei escolhida para reger aquela relação. (...)Nesse diapasão, os contratos internacionais de venda de petróleo cru e gás natural não são formulados em um ambiente diferente: as partes falam muitas vezes línguas diferentes e freqüentemente redigem contratos e se obrigam em uma terceira língua; elas sujeitam-se a contratos onde o direito aplicável é variável; existe a possibilidade de aplicação de, no mínimo, dois ordenamentos jurídicos distintos, no que a previsão da solução de litígios advindos se transfigura como um dos pontos mais importantes dentro dos contratos internacionais; as exportações e importações de recursos naturais como petróleo e gás se sujeitam a políticas governamentais totalmente instáveis em face da posição estratégica que tais bens possuem na condução dos interesses nacionais dos países soberanos; mudanças na cotação da moeda pelo qual o contrato foi indexado e sua relação com as moedas dos países dos contratantes; a enorme volatilidade do preço desse tipo de mercadoria no mercado internacional entre a data do contrato e a da entrega; crises políticas; guerras; adoção de acordos bilaterais favorecedores; e etc. (...)O principal princípio de Direito Contratual Internacional é, sem dúvida, o princípio da autonomia da vontade. Esse princípio regula e estrutura o conteúdo dos contratos, permite a liberdade de contratação, abrangendo com quem e sobre o que contratar, em face inclusive da falta de sistematização ou harmonização completa das regras de conflitos em matéria de contratos internacionais, o que faz nascer uma faceta que o diferencia quando da sua aplicação no direito interno. Permite ele a escolha da lei aplicável, sob qual ordenamento irá se debruçar uma provável e futura lide. Enquanto que no direito interno ele se limita a estabelecer certos efeitos para o contrato que estão celebrando.Entretanto, como limite imposto à vontade das partes, encontra-se a supremacia da ordem pública, princípio também basilar, devendo este prevalecer em todos os casos uma vez que a liberdade de manipular uma relação jurídica deve sempre esbarrar em limites que não permitam a anarquia em sede contratual.A obrigatoriedade da convenção entre as partes (princípio pacta sunt servanda) emerge como que quase uma imposição nos contratos internacionais, pois tem como fundamento a necessidade de

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segurança nos negócios jurídicos, sejam eles internos ou internacionais. Seu conteúdo é intangível e faz lei entre as partes, porém tal princípio pode ser relativizado, nunca em face de decisão unilateral das partes, mas em ocorrendo caso fortuito ou situação de forca maior que impeça a sua execução. Uma cláusula bastante freqüente nos contratos internacionais sobre essa questão é a cláusula hardship que se assemelha à teoria da imprevisão francesa por tentar solucionar adversidades criadas. De acordo com Jairo Silva Melo: ‘Essa cláusula foi concebida para possibilitar um ajuste convencional na ocorrência de uma circunstância futura e imprevista no momento da conclusão do contrato, que viesse a causar uma alteração econômica, de modo que a execução do contrato se tornasse impossível, seja temporária ou definitivamente e anormalmente onerosa para uma das partes’. (1999, p. 83).Outro princípio extremamente relevante e por demais em voga no momento atual, em face da

impessoalidade das relações jurídicas internas e internacionais modernas é o princípio da Boa-fé. Presume-se que as partes procederam com lealdade e confiança recíprocas na intenção de contratar (boa-fé subjetiva), bem como se exige que as mesmas atuem segundo determinados padrões (boa-fé objetiva). A Convenção de Viena para a Venda Internacional de Mercadorias de 1980 adotou tal princípio em seu art. 7º que diz: ‘ter-se-á em conta o seu caráter internacional, bem como a necessidade de promover a uniformidade da sua aplicação e de assegurar o respeito da boa-fé no comércio internacional. (grifos nossos). OLIVEIRA, Diogo Pignataro de. Os contratos internacionais e a indústria do petróleo . Jus Navigandi, Teresina, ano 11, n. 1532, 11 set. 2007. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=10391>. Acesso em: 17 jul. 2008.

Ainda que se afaste a aplicação da Teoria da Imprevisão prevista na legislação brasileira, seja no Direito Público (Lei n.º 8.666/93), seja no Direito Privado (Código Civil), como querem a Petrobras/PNBV e as contratadas, cumpre ressaltar que, mesmo em se tratando de Direito Internacional Privado, tem-se, como uma das possibilidades de aplicação da Teoria da Imprevisão, a chamada hardship clause (onerosidade excessiva).

Segundo Leonardo Gomes de Aquino (AQUINO, Leonardo Gomes de. Hardship: o mecanismo de alteração contratual. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 257, 21 mar. 2004. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4922>. Acesso em: 17 jul. 2008), os artigos previstos nos princípios do International Institute for the Unification of Private Law - UNIDROIT contêm as regras básicas sobre a formação, validade, interpretação, cumprimento, resolução e indenização dos contratos comerciais (Harmonization of contract law and its impacts on China’s contract law, de Zhang Yuejiao, disponível no site: www.uncitral.org/pdf/english/congress/Zhang.pdf, o qual, em tradução livre: ‘UNIDROIT foi fundado em 1926, sob a égide da Liga das Nações, com sede em Roma e contando com 61 países, tais como França, Alemanha, Reino Unido, EUA, Rússia e China. As atividades do instituto são dirigidas por um conselho governante que consiste em 25 advogados e professores de Direito eminentes dos países participantes’).

A seguir, transcreve-se trecho de texto disponibilizado pelo UNIDROIT em língua espanhola (www.unidroit.org/spanish/principles/contracts/principles2004/blackletter2004.pdf):

PRINCIPIOS UNIDROIT SOBRE LOS CONTRATOSCOMERCIALES INTERNACIONALES 2004ApéndiceSECCIÓN 2: EXCESIVA ONEROSIDAD (HARDSHIP)ARTÍCULO 6.2.1(Obligatoriedad del contrato)Cuando el cumplimiento de un contrato llega a ser más oneroso para una de las partes, esa parte permanece obligada, no obstante, a cumplir sus obligaciones salvo lo previsto en las siguientes disposiciones sobre ‘excesiva onerosidad’ (hardship).ARTÍCULO 6.2.2(Definición de la ‘excesiva onerosidad’ (hardship))Hay ‘excesiva onerosidad’ (hardship) cuando el equilibrio del contrato es alterado de modo fundamental por el acontecimiento de ciertos eventos, bien porque el costo de la prestación a cargo de una de las partes se ha incrementado, o porque el valor de la prestación que una parte recibe ha disminuido, y:

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http://www.uncitral.org/pdf/english/congress/Zhang.pdf:


(a) dichos eventos acontecen o llegan a ser conocidos por la parte en desventaja después de la celebración del contrato;(b) los eventos no pudieron ser razonablemente tenidos en cuenta por la parte em desventaja en el momento de celebrarse el contrato;(c) los eventos escapan al control de la parte en desventaja; y(d) el riesgo de tales eventos no fue asumido por la parte en desventaja.ARTÍCULO 6.2.3(Efectos de la ‘excesiva onerosidad’ (hardship))(1) En caso de ‘excesiva onerosidad’ (hardship), la parte en desventaja puede reclamar la renegociación del contrato. Tal reclamo deberá formularse sin demora injustificada, con indicación de los fundamentos en los que se basa.(2) El reclamo de renegociación no autoriza por sí mismo a la parte en desventaja para suspender el cumplimiento.(3) En caso de no llegarse a un acuerdo dentro de un tiempo prudencial, cualquiera de las partes puede acudir a un tribunal.(4) Si el tribunal determina que se presenta una situación de ‘excesiva onerosidad’ (hardship), y siempre que lo considere razonable, podrá:(a) resolver el contrato en fecha y condiciones a ser fijadas; o(b) adaptar el contrato con miras a restablecer su equilibrio. (grifos nossos)De acordo com o aludido autor, a visão adotada nos princípios do UNIDROIT é a de não

vislumbrar o contrato de forma instantânea quanto à sua conclusão, ou seja, vê o avençado como sendo um processo direcionado a um fim que é a sua execução, admitindo que, durante o seu cumprimento, as circunstâncias preestabelecidas estão sujeitas a alterações. Abre-se, assim, espaço à aplicação do que, na prática dos contratos internacionais, se denomina por cláusula de hardship ou, simplesmente, princípio da alteração das circunstâncias contratuais, por ser imperativo de justiça no âmbito de alguns Estados (AQUINO, Leonardo Gomes de. Hardship: o mecanismo de alteração contratual. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 257, 21 mar. 2004. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4922>. Acesso em: 17 jul. 2008).

O cumprimento de um contrato está sujeito a sofrer modificações, sendo raros os casos em que o adimplemento se dará de forma idêntica à pactuada. Entretanto, se as referidas alterações acarretarem uma onerosidade excessiva aos contratantes, gerando um desequilíbrio fundamental do pactuado, estes poderão fazer uso, conforme dispõe o art. 6.2.1 dos princípios do UNIDROIT, do hardship.

Segundo o citado autor, o contrato deve ser cumprido enquanto for possível e independentemente do custo que possa impor ao devedor, embora os princípios do UNIDROIT, ao assimilarem o instituto do hardship, admitam que o contrato deva prevalecer enquanto existir o status quo que presidiu a sua celebração.

De acordo com o disposto no artigo 6.2.2 dos princípios do UNIDROIT, para se aplicar o instituto do hardship, além de ter de existir um evento que altere fundamentalmente o equilíbrio contratual, seja por aumento do custo do cumprimento das obrigações ou por diminuição do valor da contraprestação, devem ser observados, cumulativamente, os seguintes requisitos (AQUINO, Leonardo Gomes de. Hardship: o mecanismo de alteração contratual. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 257, 21 mar. 2004. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4922>. Acesso em: 17 jul. 2008):

a) os eventos que desequilibraram o contrato aconteceram ou chegaram a ser conhecidos pela parte em desvantagem após a celebração do contrato;b) não seja razoável supor que a parte em desvantagem poderia ter em conta esse eventual desequilíbrio na época da celebração do contrato;c) os eventos que ensejaram o desequilíbrio fugiram ao controle da parte em desvantagem;d) o risco de tais eventos não foi assumido pela parte em desvantagem.Em relação ao art. 6.2.2 dos princípios do UNIDROIT, citando Vladmir Silveira, haverá hardship

quando houver cumulativamente (a) imprevisibilidade do evento, (b) inevitabilidade, (c) exterioridade em relação à vontade das partes, (d) grande dificuldade na execução do contrato, (e) onerosidade excessiva para uma das partes, quando do cumprimento da obrigação, e, consequentemente, (f) desequilíbrio contratual (SILVEIRA, Vladmir Oliveira da. A cláusula de hardship nos contratos de comércio internacional. Revista tributária e de finanças públicas. São Paulo: Editora Revista dos Tribunais, a. 13 n. 65, nov./dez. 2005. p. 243).

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Analisando o caso concreto, quanto ao requisito da imprevisibilidade, verifica-se que o evento que deu origem ao desequilíbrio contratual, apreciação imprevista e extraordinária do real frente ao dólar, do aquecimento de mercado e do aumento inesperado do preço do aço, aconteceu em momento posterior à celebração do contrato, cumprindo-se, assim, esse primeiro requisito.

No que se refere ao segundo requisito da inevitabilidade, é necessário examinar a razoabilidade e a previsibilidade das contratadas de poderem antever a ocorrência do desequilíbrio contratual (apreciação do real, aquecimento de mercado e aumento do preço do aço) no momento da celebração do contrato.

No caso da possibilidade de apreciação do real frente ao dólar, como já explanado anteriormente, na época da celebração dos contratos em tela, vigia, há muito, no Brasil, desde 18/01/1999, o regime de câmbio flutuante, no qual a cotação do dólar frente ao real era determinada pelo mercado, não cabendo mais ao Governo estipular bandas ou fixar o câmbio como antes. Assim, considerando que não se podia ‘controlar’ o mercado, a oscilação do câmbio era inerente ao próprio sistema cambial adotado e às execuções dos contratos em comento.

Nesse sentido, conforme lição de Leonardo Gomes de Aquino, trata-se, em suma, de se avaliar a existência de inevitabilidade, devendo os fatos que ensejaram o desequilíbrio estarem ‘fora da esfera de domínio causal sendo, portanto, inevitáveis’. Sobre esse ponto, cabe transcrever entendimento do aludido autor no sentido de que:

‘Neste ponto, é curioso o facto de se ter abandonado qualquer referência à vontade da parte. Pretendeu adoptar-se um critério puramente objectivo, como se pode constatar no texto português que elucida ‘acontecimentos que escapam ao controle da parte lesada’. Nomeadamente, é preciso que a parte afectada não pudesse ou devesse, em nome do princípio da boa-fé e também do dever de colaboração entre partes, evitar que os factos em causa tivessem aquelas reflexões sobre o contrato. (grifo nosso). AQUINO, Leonardo Gomes de. Hardship: o mecanismo de alteração contratual. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 257, 21 mar. 2004. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4922>. Acesso em: 17 jul. 2008.Sobre esse ponto, constata-se que a observância do princípio da boa-fé encontra respaldo no

nosso ordenamento jurídico, desde a fase pré-contratual até a fase pós-contratual, por força do art. 422 do Código Civil, o qual estabelece que ‘os contratantes são obrigados a guardar, assim na conclusão do contrato, como em sua execução, os princípios de probidade e boa-fé’.

Quanto aos riscos que são abrangidos pela cláusula de hardship, traz-se lição de Vladmir Silveira, asseverando que ‘o risco enquanto elemento relevante à incidência da cláusula de hardship deverá ser incontrolável e não assumido pelas partes, implícita ou expressamente. Caso contrário, tem-se a incidência do pacta sunt servanda, ainda regra geral na celebração dos contratos, conservando-se a segurança jurídica dos contratos e a boa-fé dos contratantes’ (SILVEIRA, Vladmir Oliveira da. A cláusula de hardship nos contratos de comércio internacional. Revista tributária e de finanças públicas. São Paulo: Editora Revista dos Tribunais, a. 13 n. 65, nov./dez. 2005. p. 243).

Segundo Leonardo Gomes de Aquino, ‘não haverá hardship, se a parte afectada tiver assumido o risco da alteração das circunstâncias. Como resulta do comentário ao preceito em questão, os riscos não precisam ter sido assumidos expressamente, uma vez que pode decorrer da própria natureza do contrato, como na situação típica de operações especulativas’ (AQUINO, Leonardo Gomes de. Hardship: o mecanismo de alteração contratual. Jus Navigandi, Teresina, ano 8, n. 257, 21 mar. 2004. Disponível em: <http://jus2.uol.com.br/doutrina/texto.asp?id=4922>. Acesso em: 17 jul. 2008).

Cabe, ainda, trazer última consideração do citado autor, no sentido de que, nos princípios do UNIDROIT, ‘prevalece a força vinculativa do contrato, mas se admite a alteração do contrato com a indicação do mecanismo de hardship’. Assim, ainda que, segundo as leis inglesas, seja presente a autonomia de vontades das partes, estas devem observância aos princípios de Direito Internacional Privado estabelecidos pelo UNIDROIT, tais como o hardship.

Diante do exposto, não merece prosperar o entendimento exarado no parecer do escritório internacional (fls. 92/102 do Anexo 24), pois, de acordo com as considerações acima, o Direito Internacional Privado estabelece que, em situações de onerosidade excessiva (hardship), a autonomia de vontades não é absoluta, como quis transparecer o parecerista, mas deve observar princípios de ordem pública.

Da alteração do cenário de política cambial a partir de fevereiro de 1999, que deu início ao regime de câmbio flutuante.

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De acordo com Assaf Neto, a política cambial está baseada na administração das taxas de câmbio, promovendo alterações das cotações cambiais. Segundo esse autor, a política cambial define a taxa de câmbio, estabelecendo a conversibilidade de uma moeda em outra, como se esta fosse um produto negociável no mercado (ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 6ª Ed. São Paulo: Editora Atlas, 2005, p. 53).

De acordo com informações do Banco Central do Brasil – BACEN, a partir de janeiro de 1999, o mercado cambial brasileiro apresentou mudanças, pela alteração do regime cambial de fixo para flutuante, por meio do Comunicado BACEN n.º 6.565, de 18.01.99 (https://www3.bcb.gov.br/normativo/detalharNormativo.do?N=099009328&method=detalharNormativo), que estabeleceu a livre flutuação da taxa de câmbio, após forte pressão do mercado (http://www.bcb.gov.br/rex/MerCambio/Port/cambio991/1999-1Flutuante.asp?idpai=relcambio).

Conforme leciona Assaf Neto, o regime cambial de taxa de câmbio fixa permite maior nível de certeza aos negócios internacionais com descasamento de moeda, por revelar previamente, por imposição do governo, a cotação desta (ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 6ª Ed. São Paulo: Editora Atlas, 2005, p. 54).

Por sua vez, é notório que, no modelo de câmbio flutuante, as cotações entre moedas acompanham livremente as oscilações da economia, por meio da oferta e da demanda, ajustando-se mediante alterações em seus valores. Assim, são esperadas nesse regime, por sua natureza, oscilações cambiais que não podem ser definidas antecipadamente, principalmente em regime flutuante em que as cotações de moedas sobem e descem livremente, por diversas razões.

Daí porque, por prudência e diligência, impõe-se às partes contratantes, no caso em que há descasamento de moedas, a obrigatoriedade de efetuarem política de gerenciamento de risco cambial, utilizando-se instrumentos disponíveis de proteção cambial (hedge) de forma a evitar oscilações ordinárias e extraordinárias que inviabilizem a execução do contrato. Assim, caso desejem especular sobre possível desvalorização do real frente ao dólar, ainda mais em regime de câmbio flutuante, devem essas empresas suportar o ônus de decisões mal tomadas.

Da experiência pretérita da Petrobras no que tange à concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato decorrente da variação cambial quando da alteração do regime cambial de fixo para flutuante.

Ao apresentar seus argumentos com o intuito de justificar a concessão de reequilíbrio dos contratos em análise, nos anos de 2003 e 2004, a Petrobras trouxe sua experiência em outras contratações nos idos de 1999, visando à redução dos preços contratados em decorrência da desvalorização do real frente ao dólar provocada pela imposição governamental de alteração do regime cambial de fixo para flutuante.

Naquela oportunidade, a motivação de revisão dos contratos vigentes à época foi fundamentada, conforme Ofício GDSHV-2009/99, de 12/03/1999, DIP SEGEN/SUPER 00388/99, de 17/06/99, e DIP GDOGF-30.057/99, de 15/03/99 (fls. 86/90 e 108/118 do Anexo 11), no sentido de que, com o advento do sistema de livre flutuação de taxas de câmbio, a partir de janeiro de 1999, gerando grande instabilidade e indefinição na determinação da taxa de câmbio pelo mercado, foi realizada revisão nos contratos em que havia descasamento de moedas.

Trata-se de típica situação de Fato do Príncipe, que justifica a alteração dos valores contratados, com vistas a manter a equação econômico-financeira do contrato e, por conseguinte, o equilíbrio destes. Naquele caso, era justificada a aplicação da Teoria da Imprevisão, pois, por questões alheias à vontade das partes, por ato estatal, houve uma alteração do regime cambial até então vigente, no qual a taxa de câmbio era previamente fixada pelo Estado.

A partir do momento em que subitamente o Governo altera o regime cambial e passa a adotar o regime de câmbio flutuante, no qual a cotação do dólar frente ao real é determinada pelo mercado, deve ser aplicada a Teoria da Imprevisão. Nesse sentido, deve-se demonstrar a onerosidade excessiva do contrato, a imprevisibilidade e a inevitabilidade.

Entretanto, verifica-se que, nos contratos em exame nestes autos, não poderiam ter sido adotados pela Petrobras/PNBV os mesmos fundamentos e diretrizes utilizados em 1999, pois, como já amplamente discutido, trata-se de cenários econômicos e políticos distintos. Naquela oportunidade, ficou comprovada a existência de Fato do Príncipe que justificava a revisão dos contratos, fato que não se verifica no presente caso concreto, no qual os contratos foram celebrados em regime cambial flutuante, não ficando

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http://www.bcb.gov.br/rex/MerCambio/Port/cambio991/1999-1Flutuante.asp?idpai=relcambio

http://www.bcb.gov.br/rex/MerCambio/Port/cambio991/1999-1Flutuante.asp?idpai=relcambio

https://www3.bcb.gov.br/normativo/detalharNormativo.do?N=099009328&method=detalharNormativo

https://www3.bcb.gov.br/normativo/detalharNormativo.do?N=099009328&method=detalharNormativo


caracterizado o requisito da inevitabilidade como pressuposto para a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro.

Da vedação contratual a reajuste e revisão dos preços.Como já foi devidamente analisado anteriormente por esta Unidade Técnica, a vedação imposta

nas cláusulas 5.3 e 5.8 dos contratos em tela (fls. 20/21 do Anexo 5 e fls. 08/08v do Anexo 8) induz ao raciocínio de que as contratadas teriam de realizar operações de proteção cambial disponíveis e conhecidas de forma a mitigar riscos decorrentes de variações cambiais ou de inflação ou arcar exclusivamente com os custos dessas variações, assumindo, por sua conta e risco, uma posição especulativa.

Quando da análise das oitivas apresentadas em outubro de 2007, não foram identificadas quaisquer previsões contratuais que permitissem a aplicação de ressalvas em relação à revisão de preços decorrentes de variação cambial e de inflação. A alegação apresentada pela PNBV de que aquelas vedações admitem ressalvas para exceções previstas nos próprios contratos, como o caso das changes orders, não se aplica aqui, pois o que nela se trata é do direito de a PNBV, a qualquer tempo, realizar mudanças que julgue necessárias no projeto (originais às fls. 27/28 do Anexo 5 e às fls. 11/11v do Anexo 8). Aliás, essa vedação já era prevista desde a licitação, como pode ser observado no documento Bid Terms and Conditions - Instructions to Bidders (f. 259 do Anexo 4).

Não há, nos autos, nenhum documento que induza objetivamente à interpretação de que as vedações mencionadas acima existiriam em razão da expectativa de apreciação do dólar frente ao real, como quiseram dar a entender os responsáveis e as contratadas. Essa expectativa de valorização do dólar, no dizer da Petrobras/PNBV e das contratadas, serviria como um mecanismo de manutenção da equação econômico-financeira dos contatos, sendo capaz de acompanhar, e até superar, a inflação projetada no período para os preços dos bens e serviços no mercado brasileiro. Como já foi consignado, anteriormente, pela equipe técnica do TCU, essa afirmação sugere, com a devida vênia, que o negócio das contratadas seria o ganho financeiro especulativo e não a obtenção de lucros por meio de sua atividade operacional, no caso, a construção de plataformas.

Como ficou assente na Instrução de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, ‘na verdade, a expressa vedação a reajuste ou revisão deixou claro que, diante do conteúdo nacional mínimo, e das conseqüentes despesas em reais, deviam as licitantes considerar esses fatores no planejamento econômico-financeiro e, portanto, em suas propostas de preços. Além disto, não há qualquer informação nos contratos acerca da dependência da apreciação do dólar, ao longo da execução do contrato, para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos empreendimentos’.

No que se refere às alegadas pequenas margens de retribuição dos contratos, cabe reforçar que a responsabilidade pela elaboração das propostas de preços era exclusiva das empresas licitantes e não da PNBV, cabendo-lhes estabelecer seus custos e as margens desejadas. É de se notar que não havia, nos editais, regras limitadoras dos percentuais de lucros para efeito de elaboração das propostas.

Não procede, portanto, o argumento de que as contratadas apresentaram suas propostas com margem formal de lucro pequena, ancorando suas expectativas de ganhos maiores na eventualidade de que, durante a execução do contrato, houvesse desvalorização do real frente ao dólar. Primeiro, como se verá adiante, a probabilidade de apreciação do real frente ao dólar era considerável (93%, para a P-54, e 29%, para a P-52, segundo parecer solicitado pelo TCU (Anexo 29), não cabendo às contratadas especularem sob pena de terem que arcar com eventuais prejuízos de uma aposta malfeita. Segundo, se de fato as margens de lucro eram pequenas, seria de se esperar das contratadas que, atuando diligentemente e de boa-fé, se cercassem de salvaguardas contra possíveis oscilações negativas do dólar frente ao real, por meio de instrumentos disponíveis e hábeis a mitigar eventuais riscos. Ocorre que, conforme abertamente reconhece a Jurong (fls. 61/91 do Anexo 24), as empresas não desejavam eliminar os efeitos da variação cambial, pois que elaboraram suas propostas apostando fortemente contra a moeda brasileira, por meio do que chamaram inapropriadamente de ‘hedge natural’ dos contratos. Tal postura, conquanto comercialmente aceitável, retira da Petrobras toda e qualquer responsabilidade pelos prejuízos experimentados pelas contratadas.

No caso em tela, cumpre ressaltar que empresas estrangeiras de grande porte, como a Jurong e a FSTP, atuam regularmente no Brasil, apesar da alegada incerteza e possíveis dificuldades em razão do chamado ‘Risco Brasil’. Diante disso, deviam agir com maior diligência, se precavendo de todos os instrumentos necessários e disponíveis para cobrir eventuais riscos financeiros, em especial aqueles decorrentes de variações cambiais, desde que os contratos não sejam sobremaneira onerados.

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Segundo Phillip Jorion, os riscos financeiros estão ligados a possíveis perdas nos mercados financeiros. As oscilações de variáveis financeiras, como taxas de juros e de câmbio, geram riscos para a maioria das empresas. A exposição a riscos financeiros pode ser cautelosamente controlada para que elas (as empresas) possam concentrar-se no que fazem melhor, isto é, administrar suas exposições a riscos do negócio. Texto extraído do parecer do Anexo 29 (JORION, P. Value at Risk – The New Benchmark for Controlling Derivatives Risk, 1ª Ed. McGraw Hill, 1997).

Conforme entendimento esposado pela equipe técnica desta Secretaria quando da análise das oitivas (fls. 205/270 do Volume 1 do Principal), não há qualquer lógica na afirmação de que a exigência de percentual de conteúdo nacional tenha sido estabelecida como contrapartida a uma expectativa de valorização do dólar, pois fundamentalmente se trata de questão de política governamental visando a incentivar o mercado naval brasileiro.

Outra observação que deve ser feita, na análise do mérito por esta Unidade Técnica, diz respeito a quais seriam as intenções de cada uma das partes contratantes diante das premissas adotadas nas contratações em tela.

Conforme se verifica dos autos, as premissas que devem ser consideradas são as seguintes: (a) existência de vedação contratual à concessão de reequilíbrio econômico-financeiro e reajuste do contrato; (b) pagamento em dólar americano e custos em reais por força da exigência de conteúdo nacional mínimo, ocasionando descasamento de moedas; (c) probabilidade de apreciação do real frente ao dólar; e (d) existência de instrumentos de controle de riscos cambiais hábeis e disponíveis a empresas não-financeiras.

O que se pode considerar é que haveria uma disposição tácita, por meio de indícios objetivos no edital e na minuta de contrato, de que a PNBV não assumiria o risco decorrente de variação cambial e de inflação. Portanto, caberia exclusivamente às contratadas a realização da devida proteção cambial de forma a mitigar tais riscos, sob pena de arcar com os prejuízos deles decorrentes. Em contratos dessa natureza, nos quais os pressupostos fáticos e jurídicos estejam apresentados de maneira transparente, como no caso concreto, cada uma das partes contratantes espera firmemente que cada um cumpra com sua função no contrato, de acordo com a boa-fé, agindo com diligência.

Mesmo que a PNBV e a Petrobras, juntamente com as contratadas, aleguem que não havia obrigatoriedade de se realizar operações de hegde, não se pode olvidar que operações de proteção cambial há muito são uma praxe do mercado, quando presentes o descasamento de moedas e câmbio flutuante, existindo instrumentos disponíveis e hábeis a mitigar riscos a um custo acessível.

Entretanto, se não se cercaram das devidas cautelas naqueles projetos, adotaram uma posição especulativa na licitação, assumindo os riscos das oscilações do mercado ao longo de todo o período dos contratos. Como bem destacado na Instrução de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, o fato de as contratadas não terem realizado operações de hedge ou adotado qualquer outra estratégia para a cobertura das suas exposições naqueles contratos não é uma irregularidade, não contraria lei ou qualquer norma interna, como bem afirmaram. Na verdade, trata-se de uma decisão gerencial de cada uma delas. No entanto, não podem repassar os prejuízos sofridos à PNBV.

Nesse sentido, como já alertado por esta Unidade Técnica às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, se, de fato, as contratadas não adotaram procedimentos de proteção adequados, a despeito da magnitude dos valores envolvidos, foram de encontro às boas práticas do mercado internacional, bem assim às políticas de gerenciamento de riscos prescritas por suas controladoras.

Da prática de gerenciamento de riscos cambiais por parte de empresas não financeiras de grande porte.

Como já assentado na instrução de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, a exemplo da prática internacional, as grandes empresas brasileiras, de diversos setores, também administram as suas exposições aos riscos cambiais, caracterizando ser uma prática de mercado. Nesse sentido, foram apresentados, nestes autos, excertos dos relatórios anuais das empresas: Gol Linhas Aéreas, Aços Villares, AmBev e Embraer.

Como ilustração, colaciona-se excerto do Relatório 20F da SEC-USA, de 31/12/2005, elaborado pela multinacional petrolífera Royal Dutch Shell plc., no qual fica registrada a política de gerenciamento de riscos cambiais por meio de derivativos, consignando que o Grupo Shell utiliza derivativos no gerenciamento de risco cambial e de commodities, sendo os contratos de derivativos acordados em valores justos de acordo com o mercado (Royal Dutch Shell plc · 20-F · For 12/31/05 - Notes to the Consolidated Financial Statements – page 237, informação obtida no site www.secinfo.com).

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http://www.secinfo.com/


Da presunção de realização de proteção cambial das contratadas.Como já mencionado por esta Unidade Técnica às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, o

chamado risco de mercado pode ser entendido como o risco de perdas decorrentes de oscilações em variáveis econômicas e financeiras, como taxas de juros, taxas de câmbio, preço de mercadorias e ações. Sobre o surgimento dos riscos de mercado, Securato ensina que ‘os riscos de mercado surgem pelo fato de as empresas sistematicamente manterem posições ativas e passivas não completamente coincidentes em termos de vencimentos e moedas ou indexadores, tornando-os sensíveis a vários preços de ativos reais (por exemplo, commodities) ou financeiros (por exemplo, taxa de câmbio), o que pode levar a pesadas perdas diante de flutuações desfavoráveis destes preços’ (SECURATO, José Roberto. Cálculos Financeiros das Tesourarias – Bancos e Empresas – São Paulo: Saint Paul, 2005, página 362).

É de se notar que as empresas, ao celebrarem contratos públicos ou privados, tomam, ou deveriam tomar, as devidas providências no sentido de mitigarem esses riscos, pois eventos inesperados ou simples oscilações do mercado podem acarretar sérios prejuízos. Nesse caso, pode haver comprometimento da execução de contratos e do lucro das atividades operacionais. Esses prejuízos podem, até mesmo, levá-las à falência, ainda mais quando se trata de regime cambial flutuante, no qual as oscilações de câmbio ficam a cargo da oferta e da procura da moeda no mercado.

Nessa linha de raciocínio, pode-se concluir que as empresas, ainda que não financeiras, buscam estratégias para mitigar os riscos de seus investimentos recorrendo a operações de hedge nos mercados financeiros ou por meio de outros contratos em posição contrária. No caso dos contratos da P-52 e P-54, as empresas tinham pleno conhecimento de que suas receitas seriam em dólar, que uma parcela significativa de suas despesas seria realizada em real, por conta do requisito de conteúdo nacional mínimo, e de que havia vedação expressa à revisão de preços em função de variação cambial. Assim, considerando as políticas de gestão de risco divulgadas nos relatórios anuais e demonstrações contábeis consolidadas dos grupos empresariais aos quais pertencem, não seria razoável supor que se eximissem de adotar cautelas mínimas de proteção contra exposições cambiais.

Como bem salientado ao analisar as oitivas à época, pode-se considerar que a questão do gerenciamento de risco nas empresas não financeiras ‘está ganhando força e exigindo a atenção da gerência das empresas, bem como dos participantes do setor de investimentos. O processo está sendo alimentado pelos avanços feitos pelo setor bancário na área de gerenciamento de risco, pela expansão dos mercados financeiros e pela gama de instrumentos financeiros de proteção hoje existentes. Um fator de contribuição é a preocupação que as diretorias começam a demonstrar em relação a procedimentos e controles gerenciais internos; os diretores sabem que podem ser responsabilizados se a empresa for exposta a risco indevido em razão de más praticas de gerenciamento de risco’ (Michel Crouhy, Dan Galaim Robert Mark, Gerenciamento de risco: abordagem conceitual e prática: uma revisão integrada dos riscos de crédito operacional e de mercado - Rio de Janeiro: Qualitymark: São Paulo: Serasa, 2004, página 544).

Repisa-se que, a partir de 1998, a SEC – Securities and Exchange Commission - EUA (órgão equivalente à CVM - Comissão de Valores Mobiliários) passou a exigir que as empresas de capital aberto revelem suas políticas de gerenciamento de risco e apresentem uma quantificação de suas exposições ao risco de mercado.

Como oportunamente lançado por esta Unidade Técnica às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, em matéria publicada no The Wall Street Journal, em 12/6/2007, encaminhada pela própria PNBV, às fls. 80/81 do Anexo 11, há pertinente ilustração do comportamento das empresas frente às exposições decorrentes do risco cambial. Na reportagem, as construtoras navais da Coréia do Sul, em razão do longo prazo de contratação para construção de navios, buscaram junto aos bancos instrumentos de hedge para garantirem o valor das encomendas, notadamente a realização de contratos de câmbios futuros, em razão da brusca apreciação do won (moeda sul-coreana), no final de 2004, quando o banco da Coréia do Sul parou sua prática de muito tempo de intervenção para manter a moeda estável, aumentando sua prática de hedge. A matéria colacionada deixa claro que ninguém espera que as construtoras navais deixem de lado a prática de realizar hedge de suas posições em moeda estrangeira, porque fazê-lo as colocaria em risco de corrosão de seus lucros no futuro.

Aqui, cabe destacar pesquisa realizada por esta Unidade Técnica, nas análises das oitivas de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, acerca do comportamento das empresas contratadas pela PNBV para a construção das plataformas P-52 e P-54 em relação às exposições a riscos cambiais, de modo a conhecer suas práticas de administração de riscos.

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Como ficou assente na Instrução de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, há forte presunção de que as contratadas teriam se protegido em razão dos riscos decorrentes de variações cambiais, realizando, como era esperado e prática de mercado nesse caso, o devido gerenciamento de seus riscos em razão do descasamento de moedas no contrato, conforme se verifica na transcrição abaixo:

‘158. A Jurong Shipyard Pte. Ltd., contratada para a construção da Plataforma P-54, é uma subsidiária integral da SembCorp Marine, empresa que atua no mercado mundial de engenharia naval, tendo como pontos estratégicos de negócios Cingapura, China, Brasil e EUA (fl. 260, vol. 1 do Anexo 15).159 A SembCorp Marine, por sua vez, é um dos seguimentos de negócios da SembCorp Industries (fls. 250/358 do Anexo 15), cuja política de risco é apresentada às fls. 281/283 do vol. 1 do Anexo 15.160. Transcreve-se, a seguir, em tradução livre, as políticas de administração da SembCorp Marine e de suas subsidiárias (fl. 27v do Anexo 15): ‘Objetivos e políticas de gestão de riscos financeiros Os principais riscos advindos dos instrumentos financeiros do Grupo são riscos relacionados à taxa de juros, riscos cambiais, riscos de liquidez e riscos de crédito. A Diretoria avalia e aprova as políticas adotadas para administrar cada um desses riscos, resumidos abaixo:Riscos de créditoO Grupo não possui uma concentração significativa de riscos de crédito com qualquer contraparte individual e monitora permanentemente sua exposição a riscos de crédito provenientes das vendas a clientes, realizando avaliações de crédito para clientes que exijam crédito. O Grupo lida exclusivamente com contrapartes pré-aprovadas, com boa avaliação de crédito, e impõe um limite aos valores transacionados com qualquer contraparte para reduzir sua concentração de risco. Os valores transportados de investimentos, de transações e outros devedores e de caixa e equivalentes de caixa representam a exposição máxima do grupo a riscos de crédito.Riscos cambiaisO Grupo está sujeito a riscos cambiais em aquisições feitas em outras denominações que não dólares de Cingapura, basicamente em dólares norte-americanos. Para minimizar essa exposição a riscos cambiais, o Grupo geralmente estipula prazos de 30 dias para a quitação dessas transações.Riscos cambiaisO grupo utiliza também contratos de câmbio futuro com vencimento inferior a doze meses para garantir seus ativos e passivos financeiros e compromissos firmes em moeda estrangeira. Por meio desse programa, os aumentos ou reduções dos ativos, passivos e compromissos firmes do Grupo em denominação estrangeira são parcialmente compensados por ganhos e perdas nos instrumentos de hedge (proteção contra riscos). O Grupo não utiliza contratos de câmbio futuro para fins comerciais.(...)(u) Instrumentos financeiros derivativosInstrumentos financeiros derivativos são usados para controlar a exposição a riscos cambiais advindos de atividades operacionais, financeiras e de investimento. Não são usados instrumentos financeiros derivativos para fins comerciais. Os ganhos e perdas dos contratos de câmbio futuro usados para garantir transações futuras em moeda estrangeira são diferidos até que a transação prevista ocorra. Quando o item protegido é um ativo ou passivo reconhecido, ele é convertido às taxas futuras contratadas.161. Adicionalmente, o documento Financial Review também do mesmo grupo (tradução livre), à fl. 34 do Anexo 15, estabelece:‘GESTÃO DE RISCOS1. Riscos OperacionaisO Grupo opera em dez países, com ativos e atividades espalhados pela região da Ásia e do Pacífico e no Brasil. Como parte do seu plano de expansão internacional dos negócios, o Grupo continuará a concentrar-se em ampliar suas atividades operacionais e presença no Brasil, na Grande China e no Oriente Médio. Gerentes graduados são enviados para o exterior para supervisionar os riscos operacionais. O Grupo espera que, como parte da sua estratégia comercial, a porcentagem de seus ativos e clientes no exterior aumente progressivamente,

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resultando em uma maior diversificação geográfica. Nesse contexto, a existência de uma base mais ampla de clientes de peso reduzirá o risco da concentração de clientes.2. Riscos de InvestimentosO Grupo procura ampliar seus negócios promovendo o crescimento orgânico de suas capacidades existentes, desenvolvendo novas capacidades e adquirindo entidades comerciais ou ativos operacionais. As atividades de investimento, que variam da identificação de alvos a exercícios de devida diligência, são apoiadas por uma equipe dedicada de gerentes experientes e reforçadas por profissionais externos contratados para prestar serviços especializados. As propostas comerciais baseiam-se em um conjunto de critérios internacionais de investimento e são avaliadas por gerentes graduados antes de serem submetidas à aprovação final da Diretoria.3. Riscos Monetários e FinanceirosO Grupo mantém uma política estabelecida de caixa e diretrizes para a gestão de riscos monetários e financeiros. A política de caixa procura otimizar os custos de capital do Grupo, minimizar efeitos adversos de flutuações monetárias e variações nas taxas de juro sobre as receitas e garantir a disponibilidade de fundos suficientes para honrar obrigações financeiras e satisfazer necessidades operacionais. As atividades de tesouraria do Grupo são gerenciadas centralmente em Cingapura. É política do Grupo não assumir posições especulativas para fins comerciais.4. Riscos da Taxa de JurosO Grupo adota a política de manter uma estrutura otimizada e eficiente de custos de juros, usando um mix de débitos fixos e variáveis em que o capital operacional é financiado por empréstimos a taxas variáveis e investimentos de longo prazo por empréstimos a taxas fixas. Os fundos superavitários, quando existem, são depositados em bancos de boa reputação e/ou investidos em títulos. O Grupo obtém fundos adicionais por meio de empréstimos bancários e esquemas de arrendamento. A política do Grupo é obter a taxa de juros mais favorável disponível sem aumentar sua exposição em moeda estrangeira.5. Riscos CambiaisO Grupo está sujeito a riscos cambiais nas vendas e aquisições feitas em outras denominações que não dólares de Cingapura - basicamente, dólares norte-americanos, euros e ienes japoneses. Para minimizar a exposição a riscos cambiais, o Grupo geralmente utiliza esquemas de hedge natural na mesma moeda das vendas a receber.6. Riscos com Instrumentos Derivativos Financeiros O grupo também utiliza contratos de câmbio futuro e swaps com vencimento inferior a 12 meses para garantir seus ativos e passivos financeiros e compromissos firmes em moeda estrangeira. Esse arranjo permite que os aumentos ou reduções dos ativos, passivos e compromissos firmes do Grupo em denominação estrangeira sejam parcialmente compensados por ganhos e perdas nos instrumentos de hedge. O Grupo usa contratos de câmbio futuro e swaps exclusivamente para fins de hedge.7. Riscos de LiquidezPara medir os riscos de liquidez, o Grupo monitora seu fluxo de caixa operacional líquido, mantém um nível específico de caixa e equivalentes de caixa e obtém compromissos de financiamento junto a instituições financeiras. Para avaliar a adequação desses recursos, a direção determina os requisitos de capital operacional de forma a mitigar os efeitos de flutuações nos fluxos de caixa. Os fundos de curto prazo são obtidos por meio de recursos de saque a descoberto e empréstimos bancários.8. Riscos de CréditoO Grupo não possui qualquer concentração significativa de riscos de crédito com qualquer contraparte e monitora permanentemente sua exposição a riscos de crédito provenientes das vendas a clientes, em que são feitas avaliações de crédito para clientes que exijam crédito. O Grupo lida exclusivamente com contrapartes pré-aprovadas, com boa avaliação de crédito, e impõe um limite aos valores transacionados com qualquer contraparte para reduzir sua concentração de risco. Termos envolvendo pagamento em dinheiro, adiantamentos e cartas de crédito ou garantias bancárias são exigidos de clientes com baixa classificação de crédito.9. Riscos de Mercado

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O Grupo está exposto a riscos de mercado e a riscos de degradação do valor dos investimentos realizados. O Grupo gerencia o risco de mudanças desfavoráveis por meio de uma cuidadosa avaliação prévia dos investimentos e do monitoramento contínuo do desempenho desses investimentos, bem como da avaliação dos riscos de mercado relevantes para a operação desses investimentos.10. Riscos à ReputaçãoO Grupo preza sua reputação no mercado e implantou um programa de comunicação para garantir o fornecimento oportuno e eficaz de informações vitais às partes interessadas a todo o momento.11. Riscos de SegurosOnde apropriado, o Grupo gerencia seus riscos de seguros em esquema grupal para beneficiar-se da sua posição junto ao mercado geral de seguros. O Grupo avalia continuamente o seu perfil de riscos seguráveis e faz os ajustes necessários na retenção de riscos para otimizar a cobertura e os custos. Isso é feito com a assessoria e o apoio de seguradoras selecionadas. As principais apólices de seguro do Grupo incluem Riscos e Responsabilidades Globais e Compensações Trabalhistas, elaboradas de forma a proteger o Grupo, respectivamente, contra danos materiais, responsabilização por produtos e serviços e acidentes no local de trabalho. A indústria marítima possui programas de seguro especializados. O Grupo adota uma estratégia, com assessoria e recomendações de seguradoras, para controlar os riscos de seguros por meio de programas de gestão de riscos específicos, abrangendo, entre outros, a prevenção de incêndios e a adoção de práticas comportamentais de segurança.162. As políticas de gestão de risco dos anos de 2003 a 2005 são semelhantes às de 2006 (fls. 45v, 57/59, 64 do Anexo 15). 163. Já a Keppel Fels Brasil S.A (anteriormente Fels Setal S/A), integrante do consórcio responsável pela construção da Plataforma P-52, é uma subsidiária integral da Keppel Offshore & Marine, um dos maiores grupos da indústria naval mundial, com atuação na Ásia, Golfo do México, Brasil, Mar Cáspio, Oriente Médio e Mar do Norte (fl. 96-v do Anexo 15).164. Por sua vez, a Keppel Offshore & Marine é uma empresa dos segmentos de negócios da Keppel Corporation, conforme organograma do Grupo, à fl. 144 do Anexo 15, cujas políticas de administração de riscos divulgadas prescrevem, em tradução livre (fl. 99v do anexo 15):‘Administração do risco financeiroO grupo opera globalmente e está exposto a uma variedade de riscos financeiros, incluindo o efeito de mudanças nos preços de mercado das ações, nas taxas de câmbio de moedas estrangeiras e nas taxas de juros. O gerenciamento de risco financeiro é realizado pelo Departamento de Tesouraria do Grupo Keppel de acordo com as políticas e diretrizes estabelecidas. Essas políticas e diretrizes são estabelecidas pelo Comitê Central de Finanças do Grupo e são atualizadas para acomodar as mudanças no ambiente operacional. Esse comitê é presidido pelo Diretor Financeiro do Grupo e é composto por Chefes de Finanças das principais empresas do Grupo em operação, e por especialistas da Sede. O controle de risco financeiro do Grupo é discutido em mais detalhes nas notas feitas nas demonstrações financeiras. Em síntese:a) Grupo utiliza contratos futuros de moedas estrangeiras, e outros instrumentos de hedge de moedas estrangeiras, para fazer hedge em relação à exposição do Grupo a riscos de moeda específicos relacionados aos investimentos, às contas a receber, contas a pagar e outros compromissos;b) Grupo mantém uma variedade de instrumentos de dívida/empréstimo, de taxas fixas e variáveis, com vencimentos variáveis. Onde necessário, o Grupo utiliza instrumentos financeiros derivativos para fazer heding dos riscos de taxas de juros. Isto pode incluir ‘swap’ de taxas de juros e ‘cap’ de taxas de juros; ec) Grupo mantém a flexibilidade da verba assegurando que linhas amplas de capital de trabalho estejam disponíveis a todo momento; e o Grupo adota procedimentos rígidos em relação à extensão de prazos de crédito para os clientes e ao monitoramento do risco de crédito.165. Adicionalmente, o documento Directors’ report & financial statements, de 2006, do mesmo grupo, dispõe, em tradução livre: (fls. 87v/88 do Anexo 15):‘35. Controle de risco financeiro

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O Grupo opera internacionalmente e está exposto a diversos riscos financeiros, incluindo o efeito de mudanças nos preços de mercado das dívidas e das ações, nas taxas de câmbio de moeda estrangeira e nas taxas de juros . O gerenciamento do risco financeiro é realizado pelo Departamento de Tesouraria do Grupo Keppel de acordo com as políticas e diretrizes estabelecidas. Essas políticas e diretrizes são estabelecidas pelo Comitê Central de Finanças do Grupo e são atualizadas para acomodar as mudanças no ambiente operacional. Esse comitê é presidido pelo Diretor Financeiro do Grupo e é composto por Chefes de Finanças das principais empresas do Grupo em operação, e por especialistas da Sede.Risco do Câmbio EstrangeiroO Grupo tem contas a receber e contas a pagar estabelecidas em moedas estrangeiras em relação aos dólares dos Estados Unidos, da Austrália e moedas européias e asiáticas. A exposição de moedas estrangeiras do Grupo surge principalmente do movimento das taxas de câmbio destas moedas estrangeiras frente ao dólar de Cingapura, que é a moeda de base do Grupo. Para fazer hedge contra o risco de volatilidade dos fluxos de caixa futuros causado por alterações nas taxas de câmbio de moedas estrangeiras, o Grupo utiliza contratos futuros de moedas e outras ferramentas de hedge de moedas estrangeiras para fazer hedge quanto à exposição do Grupo a riscos específicos de moedas relacionados a investimentos, contas a receber e a pagar e a outros compromissos. O Departamento de Tesouraria do Grupo monitora o fluxo de caixa atual e projetado de moedas estrangeiras do Grupo e objetiva reduzir a exposição da posição líquida em cada moeda, pegando empréstimos em moedas estrangeiras e em outros contratos de moedas quando apropriado.166. As políticas de gestão de risco do Grupo Keppel dos anos de 2003 a 2005 são semelhantes às de 2006 (fls. 164v, 196/197 do Anexo 15, fls. 222v, do Vol.1 do Anexo 15). 167. A Technip, integrante do consórcio de construtores da Plataforma P-52, está presente nos 5 continentes, em empreendimentos ligados à indústria do petróleo e de petroquímicos. (fl. 9 do Anexo 16). 168. Em relação às políticas e estratégias de gestão de riscos do Grupo Technip, o Form 20-F de 2006, encaminhado à SEC (fls. 63v, 64v, 75 e 75v do Anexo 16), estabelece (tradução livre):‘Moeda estrangeiraNós operamos sob contratos de longo prazo que freqüentemente são realizados em outras moedas que não a nossa moeda funcional, o Euro. A partir de 31 de dezembro de 2006, a receita bruta de contratos feitos em outras moedas corresponde a aproximadamente 66.3% de nossa receita bruta total, dos quais 40.8% foram feitos em dólar americano. Aproximadamente 29.2% de nossas despesas operacionais desse período foram feitas em dólares americanos e quantias significativas também foram feitas em iene japonês, libra esterlina britânica, ringgit da Malásia, real brasileiro, dólar australiano, rupia indiana, coroa norueguesa e dólar canadense.Nossa política é avaliar constantemente nossa exposição ao risco cambial nos contratos e, sempre que praticável, reduzir os riscos negociando os pagamentos de nossos contratos com nossos clientes na mesma moeda que as despesas operacionais correspondentes são feitas. Nós reduzimos nossa exposição aos riscos de flutuações da taxa de câmbio por meio do uso de contrato de câmbio a termo e de opções ou garantias de taxas de câmbio quando acreditamos ser apropriado. Normalmente, fazemos o hedge de um contrato quando ele nos é concedido ou, em alguns casos, no mais tardar quando entra em vigor. Entretanto, por estarmos sujeitos a significativas exposições a risco das taxas de câmbio durante o período entre a licitação e a concessão do contrato, dependendo de nossa avaliação em relação à probabilidade de conseguirmos o contrato e das condições de mercado, entramos em opções de moeda ou garantias de taxa de câmbio para contratos nos quais somos licitantes.Nós não entramos em contratos de câmbio a termo ou opções de câmbio para outros fins. Nossa política não nos permite adotar posições especulativas de mercado, nem a autorizar nossas subsidiárias ou empresas a adotarem tais posições.’ (…)(c) Transações em Moedas Estrangeiras e Instrumentos FinanceirosNotas para as demonstrações financeiras consolidadasDerivativos e Processos de HedgeA Technip aplicou as normas IAS 32 e IAS 39 pela primeira vez em 1º de janeiro de 2005.

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Todo instrumento de derivativo financeiro mantido do Grupo objetiva fazer hedgear o fluxo de entrada e saída de caixa contra flutuações na taxa de câmbio durante o período de vigência do contrato. Instrumentos derivativos financeiro, em particular transações cambiais em futuros, têm como objetivo fazer hedgear de futuros do fluxo de caixa contra flutuações nas taxas de câmbio em relação a contratos comerciais celebrados.Além disto, as contas de tesouraria em moeda estrangeira atribuídas a um determinado contrato e usadas para financiar suas despesas futuras em moedas estrangeiras, podem ser qualificadas como um hedge de fluxo de caixa em moeda estrangeira.Finalmente, o hedge econômico pode ocasionalmente ser obtido pela compensação de influxos e saídas de caixa em moeda estrangeira no mesmo contrato (hedge natural).Ao implementar transações de hedge, cada subsidiária do Grupo faz contratos de câmbio futuro com um banco ou com a tesouraria do Grupo, a Technip Eurocash SNC. Todavia somente instrumentos que envolvam terceiros ao grupo são denominados como instrumentos de hedge.(...) Contratos de Licitação em Moeda estrangeiraPara fazer hedge diante de sua exposição a flutuações da taxa cambial durante o período de licitação de contratos de construção, a Technip ocasionalmente firma contratos de seguro (instrumento derivativo), por meio dos quais moedas estrangeiras são trocadas a uma taxa específica e em uma data futura específica somente se o novo contrato contemplado for concedido. Um prêmio pago no início pelo Grupo para fechar o contrato de seguro só é lançado no resultado quando pago. Se a licitação comercial não for bem sucedida, o contrato de seguro é automaticamente cancelado, sem nenhum pagamento em dinheiro ou penalidade’169. As políticas de gestão de risco dos anos de 2003 a 2005 são semelhantes às de 2006 (fls. 130 do Anexo 16; 224 do Volume 1 do Anexo 16).’ (grifos nossos)Fica evidente que as contratadas fizeram, ou poderiam ter feito, hedge de seus contratos nos quais

havia descasamento de moedas como no caso da P-52 e da P-54, conforme se depreende dos trechos grifados acima. Tudo indica que as contratadas precaveram-se de eventuais riscos cambiais, principalmente nas circunstâncias que cercavam os contratos de EPC da P-52 e da P-54. Se fizeram a proteção cambial, como estabelecem suas políticas administrativas, ao serem ressarcidas dos valores de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos em razão da variação cambial, as contratadas locupletaram-se sem causa, tendo em vista que os riscos estavam devidamente mitigados.

Vale à pena repisar alguns trechos destacados das transcrições acima, com vista a deixar patente a presunção de que as contratadas realizaram hedge nas contratações em tela, seguindo políticas de gerenciamento de risco dos grupos a que pertencem.

Primeiramente, salienta-se que há afirmação do grupo SembCorp Marine, do qual a Jurong faz parte, de que, de 2003 a 2006, utilizou contratos de câmbio futuro e swaps com vencimento inferior a 12 meses para garantir seus ativos e passivos financeiros e compromissos firmes em moeda estrangeira, permitindo que aumentos ou reduções dos ativos, passivos e compromissos firmes do grupo em moeda estrangeira fossem parcialmente compensados por ganhos e perdas nos instrumentos de hedge.

Por sua vez, uma das empresas integrantes do consórcio FSTP, a Keppel Fels Brasil S.A., faz parte do grupo Keppel Offshore & Marine, o qual informou que opera globalmente e esteve exposto a uma variedade de riscos financeiros, incluindo o efeito de mudanças nas taxas de câmbio de moedas estrangeiras. Em razão disso, ‘para fazer hedge contra o risco de volatilidade dos fluxos de caixa futuros causado por alterações nas taxas de câmbio de moedas estrangeiras, o Grupo utiliza contratos futuros de moedas e outras ferramentas de hedge de moedas estrangeiras para fazer hedge quanto à exposição do Grupo a riscos específicos de moedas relacionados a investimentos, contas a receber e a pagar e a outros compromissos’.

Vale destacar que outra empresa integrante do consórcio FSTP, a TECHNIP, em 2006, reconheceu que, normalmente, faz hedge de um contrato quando ele lhe é concedido, ou, em alguns casos, no mais tardar quando entra em vigor, tendo em vista estar sujeita a significativas exposições a risco das taxas de câmbio durante o período entre a licitação e a concessão do contrato. Assim, dependendo de sua avaliação em relação à probabilidade de conseguir o contrato e das condições de mercado, utiliza-se de opções de moeda ou garantias de taxa de câmbio para contratos nos quais participa como licitante.

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A TECHNIP deixa clara sua política de gerenciamento de riscos cambiais por meio da utilização de derivativos financeiros como instrumentos de proteção cambial, ao asseverar que ‘todo instrumento de derivativo financeiro mantido do Grupo objetiva fazer hedgear o fluxo de entrada e saída de caixa contra flutuações na taxa de câmbio durante o período de vigência do contrato’. Nesse sentido, cumpre ressaltar, ainda, que, ‘para fazer hedge diante de sua exposição a flutuações da taxa cambial durante o período de licitação de contratos de construção, a Technip ocasionalmente firma contratos de seguro (instrumento derivativo), por meio dos quais moedas estrangeiras são trocadas a uma taxa específica e em uma data futura específica somente se o novo contrato contemplado for concedido’.

Esta análise já havia sido feita por esta Unidade Técnica, às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal. Naquela oportunidade, ficou consignado que a TECHNIP informa que, durante o período entre a licitação e a assinatura do contrato, dependendo da avaliação que faz em relação à probabilidade de vitória no certame e às condições de mercado, realiza operações no mercado a fim de garantir a taxa de câmbio das propostas. Se não for a vencedora, a operação é automaticamente encerrada sem pagamento de qualquer valor ou penalidade. Assim, conclui-se que, segundo essa empresa, os instrumentos de proteção podem ser utilizados ainda no período da licitação, antes mesmo da assinatura do contrato.

Como ficou assentado na Instrução de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, os trechos acima transcritos, em especial os destacados, revelam que as empresas contratadas pela PNBV para a construção das plataformas P-52 e P-54 pertencem a grandes grupos empresariais internacionais, que gerenciam suas exposições aos riscos por meio de seus departamentos de tesouraria, os quais, dentre outras medidas, fazem uso de contratos futuros de moedas e outros instrumentos de hedge a fim de mitigarem exposições a riscos de moedas relacionados a investimentos, contas a receber e a pagar e a outros compromissos.

Cabe dizer, ainda, que a própria Petrobras, por meio do grupo de trabalho especialmente designado para analisar essa questão, reconheceu a necessidade de as contratadas se protegerem quanto à volatilidade do câmbio. Nesse sentido, foi consignado, no DIP ENGENHARIA 363/2005 (f. 239 do Volume 1 do Principal), que ‘deve-se considerar que, apesar de as empresas contratadas terem conhecimento da volatilidade de um mercado de taxas flutuantes, exposição de seus fluxos ao risco cambial e conhecerem, também, a materialidade significativa da mesma, afirmam ter adotado a decisão de não hedgearem essa exposição, a despeito do que recomendam as melhores práticas de gestão de riscos de moeda’ (grifo nosso).

Entretanto, em se tratando de tema extremamente controverso e materialmente relevante, cabia ao aludido grupo de trabalho ter se cercado de maiores cautelas, questionando a alegação das contratadas no sentido de não terem realizado o devido hedge. Não se pode aceitar, em negociações dessa monta, a mera afirmação das contratadas de que não se protegeram quanto ao descasamento de moedas no contrato, pois, afinal, essa decisão implicaria um custo a mais para a Companhia no montante de cerca de US$ 1 bilhão (considerando todos os contratos além da P-52 e P-54).

O texto acima deixa claro que os próprios técnicos de vários setores da Estatal consideravam, confirmando a posição desta Unidade Técnica, que o mercado de flutuação cambial presente durante a celebração e execução do contrato pressupunha a volatilidade da cotação do dólar frente ao real, expondo o risco decorrente do descasamento de moeda contratual. Além disso, confirmaram o entendimento de que as melhores práticas de mercado induziam a realização de hegde, principalmente em razão dos altos valores envolvidos nos contratos em tela.

Ressalta-se o mesmo entendimento anteriormente adotado por esta Unidade Técnica de que ‘não é razoável aceitar que as práticas de administração de riscos, divulgadas por aqueles Grupos empresariais em seus relatórios anuais e em suas demonstrações contábeis consolidadas, se apliquem aos seus negócios espalhados pelo mundo, mas não sejam utilizadas em contratos firmados com a PNBV para execução no Brasil’.

Esta Unidade Técnica concluiu, à época, que as empresas contratadas pela PNBV para a construção das plataformas P-52 e P-54 pertencem a grandes grupos empresariais internacionais que gerenciam suas exposições aos riscos, por meio de seus departamentos de tesouraria. Nesse aspecto, dentre outras medidas, fazem uso de contratos futuros de moedas e outros instrumentos de hedge, a fim de mitigar exposições a riscos de moedas relacionados a contratações como as em comento.

Diante das circunstâncias presentes nessas contratações, pelo princípio da boa-fé objetiva e do pacta sunt servanda, as contratadas deveriam ter se precavido com as cautelas necessárias realizando

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operações de proteção cambial conhecidas e disponíveis para mitigar os riscos decorrentes da variação cambial extraordinária, pois, caso contrário, adotariam uma posição especulativa na licitação, assumindo, por si só, os riscos das oscilações do mercado ao longo de todo o período dos contratos.

Sobre a possível posição especulativa das contratadas, reforça-se o entendimento anterior desta Unidade Técnica no sentido de que a realização ou não de operações de proteção cambial nos contratos em comento não pode ser considerada uma irregularidade, pois não contraria lei ou qualquer norma interna, tratando-se de mera decisão gerencial de cada uma delas. No entanto, eventuais prejuízos decorrentes dessas decisões não podem ser suportados pela Petrobras ou pela PNBV. Nesse ponto, é emblemática a postura declarada pela TECHNIP no documento institucional transcrito acima: ‘nossa política não nos permite adotar posições especulativas de mercado, nem a autorizar nossas subsidiárias ou empresas a adotarem tais posições’.

Cabe frisar que não há como comprovar se as contratadas fizeram ou não operações de hedge, pois somente seria possível identificar com certeza tais operações por meio de análise acurada de todas as operações realizadas pelas empresas no período questionado. Além disso, poderia inclusive existir algum hegde natural da própria contratada que eventualmente protegesse o descasamento de moedas no caso dos contratos de EPC da P-52 e da P-54.

A única evidência material constante dos autos, consubstanciada nos relatórios da SEC denominados de 20-F e demais declarações de política de gerenciamento de riscos expressas pelos grupos que abrangem as aludidas empresas, indica que as contratadas fizeram – ou pelo menos deveriam ter feito – hedge. Assim, mesmo que as contratadas consigam comprovar a não realização de proteção cambial, trata-se de decisão discricionária de sua inteira responsabilidade, cabendo a elas arcar com as respectivas conseqüências. Portanto, considerando que haveria meios de evitar o desequilíbrio dos contratos em tela, os quais eram de pleno conhecimento das interessadas, mediante a utilização de mecanismos de hedge disponíveis e hábeis a mitigar riscos cambiais, a custos razoáveis, conforme se demonstrará a seguir, fica afastado o requisito da inevitabilidade, fundamental à concessão do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

Segundo relatado por esta Unidade Técnica quando da análise das oitivas apresentadas anteriormente (fls. 205/270 do Volume 1 do Principal), se as contratadas ‘não adotaram procedimentos de proteção adequados, a despeito da magnitude dos valores envolvidos, foram de encontro às boas práticas do mercado internacional, bem assim às políticas de gerenciamento de riscos prescritas por suas Controladoras, devendo, portanto, arcar com seus prejuízos’.

A posição especulativa das contratadas se confirma na medida em que houve, por parte delas, pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos em razão da variação cambial e aquecimento de mercado, tendo em vista afirmarem que não se protegeram como deveriam.

Pela sua adequação à questão ora discutida, cumpre trazer entendimento do economista e ex-presidente do Banco Central do Brasil, Gustavo H. B. Franco, a seguir transcrito:

‘Dizer que os contratos são sempre incompletos é uma forma técnica, no jargão do economista, de afirmar que o futuro tem por ofício ser incerto, e justamente em razão disto, e com o objetivo específico de mitigar riscos recíprocos, os agentes econômicos firmam contratos, ou seja, restringem as incertezas com respeito ao futuro na exata proporção dos compromissos assumidos entre si e com terceiros, tais como companhias de seguros ou contrapartes em operações com derivativos, quando estas alternativas estão disponíveis. (...)A este respeito vale destacar o que observa a Professora Paula Forgioni (op. cit. págs.14-23 passim, grifos meus) a propósito do que se chama de ‘erro do empresário’: ‘Os agentes econômicos algumas vezes adotam estratégias equivocadas, e esses enganos são previstos e desejados pelo sistema jurídico, na medida em que, diferenciando os agentes, permitem o estabelecimento do jogo concorrencial ... Ou seja, é a diferença entre as estratégias adotadas pelos agentes econômicos e entre os resultados obtidos (uns melhores, outros piores) que dá vida a um ambiente de competição (por que todos buscam o prêmio do maior sucesso, da adoção da estratégia mais eficiente). ... Se não considerarmos que uma empresa pode ter adotado uma estratégia equivocada, jamais entenderemos um prejuízo suportado por uma das partes na execução de negócio decorrente de sua ‘álea normal’ (e que, portanto, não seja derivado de alterações contextuais imprevisíveis) ...

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Note-se, entretanto, que o empresário não é considerado pelo sistema de direito comercial como um tolo irresponsável e o direito não pode ter a função de corrigir os ‘erros’ eventualmente praticados. ... O ordenamento não ampara ‘as concretas expectativas de lucro que cada operador coloca na troca contratual’ por que ‘um certo grau de risco é indissociável de qualquer contrato, como de qualquer iniciativa econômica’. Em suma, ao direito compete preservar o mercado (i.e., a fluência das relações econômicas) viabilizando o ‘jogo’ mediante um sistema que procura levar ao respeito de suas regras, entre as quais a do pacta sunt servanda.’ (...)Concluiu-se, portanto, que o nosso ordenamento jurídico, na medida em que trata diferenciadamente apenas os contratos envolvendo consumidores, as relações de trabalho e as situações que envolvem externalidades, deixou pouco espaço para o ‘paternalismo’ no tocante a relações empresariais, como são as de que trata esta lide. Neste contexto específico, se algum significado econômico é para ser associado à expressão ‘função social do contrato’ é o de oferecer a moldura institucional adequada para o funcionamento da economia de mercado, assim refletindo os usos e costumes da economia global, os quais não enxergam com benevolência quaisquer desvios, ainda mais quando sistemáticos, do paradigma da força obrigatória do contrato, especialmente quando se trata das relações ditas de natureza empresarial. O ‘populismo contratual’ é uma distorção que pode ser ensejada pelo novo Código Civil, mas deve ser evitada sob pena de prejudicar a segurança jurídica e o desenvolvimento econômico do país. (grifos nossos) - FRANCO, Gustavo H. B. Os limites da teoria de imprevisão: o ‘revisionismo’ fora do lugar debilita o ambiente contratual brasileiro. Revista de Direito Bancário e do Mercado de Capitais n. 35. Editora Revista dos Tribunais. 2007.Como dito alhures, a expressa vedação a reajuste ou revisão revela que, diante da exigência de

conteúdo nacional mínimo, e das conseqüentes despesas em reais, deviam as licitantes considerar esses fatores no planejamento econômico-financeiro e, portanto, em suas propostas de preços. Além disso, não há qualquer informação nos contratos acerca da dependência da apreciação do dólar, ao longo da execução do contrato, para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos empreendimentos.

Não se pode permitir a utilização do conceito de hegde natural sob o fundamento de que havia tendência de apreciação do dólar frente ao real, eximindo-se, assim, da realização de operações de proteção cambial no mercado futuro ou de balcão. Esse conceito refere-se a proteções de riscos cambiais efetuadas com base em outros contratos firmados pelas contratadas, com descasamento de moedas em sentido contrário ao descasamento ocorrido nos contratos de EPC da P-52 e da P-54. Na verdade, configura-se hedge natural a posse de ativo e passivo na mesma moeda dentro da mesma empresa, promovendo o casamento de operações ativas com outras operações passivas de forma a neutralizar a variação cambial.

Por exemplo, poder-se-ia considerar que as contratadas tivessem celebrados outros contratos com recebimentos em reais e pagamento em dólares americanos, em montantes e prazos similares às contratações em tela, cujo descasamento de moedas estava configurado no recebimento em dólares e pagamentos em reais, mitigando, portanto, eventuais riscos cambiais e oscilações na cotação da moeda americana frente ao real. Assim, o argumento trazido pelos responsáveis e pelas entidades envolvidas no que se refere à eventual expectativa de que o histórico de desvalorização do real frente ao dólar seria utilizado como se fosse um ‘hedge natural’ não procede, mas, ao contrário, leva a crer que com essa afirmação as contratadas estariam, sim, dispostas a especular.

Por fim, insta consignar que a apreciação do real não ocorreu de um dia para o outro, de uma forma abrupta e inesperada, como pode ser observado nos gráficos apresentados pela PNBV (f. 6 do Anexo 3). Dessa forma, as empresas poderiam, a qualquer momento no curso da execução do contrato, ter recorrido ao mercado financeiro para a realização de operações de hedge ou ter adotado qualquer outra estratégia para a proteção contra as suas exposições cambiais nos contratos.

Da disponibilidade e economicidade da utilização de instrumentos de proteção cambial pelas contratadas de modo a evitar o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

Considerações acerca de mercados futuros.Segundo Assaf Neto, derivativos são instrumentos financeiros que se originam (dependem) do

valor de outro ativo (de referência), sendo transacionados em mercados futuros, a termo, opções e swaps. Esses derivativos, segundo o autor, oferecem, entre outras finalidades, proteção contra prejuízos

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ocasionados por alterações desfavoráveis nas cotações dos ativos, como a cotação cambial do dólar frente ao real. Assim, os mercados futuros, de balcão e de opções permitem aos investidores (empresários ou não) que não arquem com prejuízos em situações de mercado adversas no futuro, criando defesas contra variações prejudiciais de preços, melhorando o gerenciamento de risco e, por conseguinte, reduzindo seus preços (ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 6ª Ed. São Paulo: Editora Atlas, 2005, p. 393/420).

Conforme John C. Hull, uma operação de mercado futuro (contrato futuro) é um acordo transacionado em bolsa para comprar ou vender um ativo em determinada data no futuro a preço previamente estabelecido, diferentemente do contrato a termo, cuja principal diferença é que este é negociado em mercado de balcão, por meio de negociações intermediadas por instituições financeiras (HULL, John C. Fundamentos dos mercados futuros e de opções. Tradução Marco Aurélio Teixeira. 4ª Ed. rev. e ampl. São Paulo: Bolsa de Mercadorias & Futuros, 2005).

Segundo Assaf Neto, no Brasil, o mercado futuro encontra-se formalmente estabelecido para negociar contratos futuros, de opções e de swap, oferecendo facilidades para realizar as operações e mecanismos de controle e padronização dos negócios. Consoante lição do renomado autor, contratos futuros são aqueles nos quais as partes obrigam-se a negociar (comprar ou vender) determinado ativo (dólar, por exemplo) em uma data futura a um preço preestabelecido, sendo que eventuais variações no preço ajustado são absorvidas pela contraparte. Já os contratos de opções são semelhantes aos contratos futuros, com a diferença de que, naqueles, o detentor da opção tem o direito, adquirido pelo pagamento de um prêmio, caso as condições econômicas lhe sejam atraentes, de executar o contrato, comprando ou vendendo o ativo em tela (dólar).

Segundo John C. Hull, três são os participantes dos mercados derivativos: o hedger, o especulador e o arbitrador. No caso em concreto, as empresas FSTP e Jurong deveriam atuar como hedgers, tendo em vista que utilizariam os mercados futuros, a termo ou de opções, visando a reduzir sua exposição ao risco de oscilações da cotação do dólar frente ao real em períodos futuros. Nas palavras de Assaf Neto, o hedger participa do mercado de forma a mitigar riscos, tomando posição futura contrária àquela assumida no mercado à vista, minimizando o risco de perda financeira decorrente de eventual variação nos preços de mercado, no caso, cotação cambial.

Ao tecer comentários acerca das vantagens e desvantagens do hedge, o autor John Hull afirma que:

Os argumentos a favor da atividade de hedge são tão óbvios que dificilmente precisam ser declarados. As empresas, em sua maioria, estão no campo do varejo ou atacado de produtos manufaturados ou são prestadoras de serviços. Não têm habilidade para prever variáveis como taxas de juros, taxas de câmbio e preços de commodities. Faz sentido, portanto, que busquem fazer hedge para os riscos associados a essas variáveis. Assim, podem preocupar-se com suas atividades principais nas quais, presume-se, têm habilidades e expertise. Com o hedge, evitam surpresas desagradáveis como, por exemplo, alta abrupta no preço de commodities. (HULL, John C. Fundamentos dos mercados futuros e de opções. Tradução Marco Aurélio Teixeira. 4ª Ed. rev. e ampl. São Paulo: Bolsa de Mercadorias & Futuros, 2005, p. 95/98).Segundo Assaf Neto, denomina-se de hedging a estratégia de proteção ao risco pelo hedger, na

qual se garante a definição prévia da taxa de câmbio pela qual deverá ser efetuado o pagamento. O aludido autor afirma que, ao não se proteger dos riscos, por meio de uma operação de hedging, a empresa pode apurar melhores resultados, caso ocorram variações no câmbio que lhe sejam favoráveis (no caso tratado nestes autos, a variação favorável às contratadas seria a desvalorização do real frente ao dólar). Evidentemente, a empresa pode, também, apurar piores resultados, caso as variações não correspondam às suas expectativas (como de fato ocorreu nas contratações em comento) (ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 6ª Ed. São Paulo: Editora Atlas, 2005, p. 396).

Conforme literatura sobre o tema (ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 6ª Ed. São Paulo: Editora Atlas, 2005, p. 396), pode-se entender que as empresas FSTP e Jurong deveriam atuar como hedgers de venda, na medida em que deveriam procurar proteção contra uma eventual redução nos preços de ativos (dólar) no futuro. Assim, tomariam a decisão, na época de celebração dos respectivos contratos, de vendê-los no mercado futuro ou a termo tendo garantia antecipada do preço (cotação do dólar na data da proposta).

Segundo Assaf Neto, os preços praticados no mercado futuro diferem daqueles praticados no mercado à vista, em razão de carregarem custos decorrentes do fator tempo. Esse custo de carregamento

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(carrying charge) eleva-se na proporção do tempo de contrato futuro. Segundo o referido autor, é prática da BM&F exigir garantias por meio de depósitos iniciais (margem de garantia), com vistas ao cumprimento das obrigações assumidas nos contratos futuros, cujo valor é definido de acordo com as condições de mercado.

Uma das formas de contratos no mercado futuro que poderia ter sido utilizada pelas contratadas no caso em questão é a operação Straddle (travada), a qual, segundo Assaf Neto, consiste na compra e venda de um mesmo contrato futuro para diferentes datas de vencimento, prevendo-se diferenças nos preços de negociação nos distintos momentos de liquidação.

Pela aplicação direta à questão travada nestes autos, cabe trazer o lúcido entendimento de Assaf Neto, pela sua imparcialidade no caso concreto, no sentido de que ‘os hedgers procuram proteção no mercado futuro contra oscilações inesperadas nos preços de mercados ativos. Uma forma possível bastante conhecida de proteger-se contra a desvalorização da moeda nacional é atuar de forma inversa adquirindo títulos indexados à variação cambial. Se um agente tem uma dívida em dólar, por exemplo, ao aplicar num título indexado à mesma moeda, efetua uma proteção contra eventual alta da moeda’ (ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 6ª Ed. São Paulo: Editora Atlas, 2005, p. 408).

Segundo o referido autor, além do mercado futuro, existe o mercado de opções, que trabalha com dois tipos de contrato: contrato de opções de compra (calls) e contrato de opções de venda (puts). No primeiro, o titular do contrato possui o direito (e não a obrigação) de adquirir no futuro um determinado ativo por um preço previamente estabelecido; para o vendedor (contraparte), há uma obrigação futura de entregar os ativos demandados pelo titular do contrato ao preço que fora ajustado. O contrato de opções de venda funciona de modo semelhante, com a diferença de que o direito assegurado ao titular é o de vender ou não o ativo.

De acordo com o autor, a principal diferença entre contrato futuro e contrato de opção é a obrigação que traz o primeiro de se adquirir ou vender algo no futuro, ao passo que o segundo dá ao seu titular o direito de exercer ou não sua opção de compra ou de venda, se esta for a mais vantajosa em termos econômicos.

De acordo com ensinamento de Luciana Kuninari, o mercado futuro encontra-se em acelerado crescimento associado ao uso, cada vez mais difundido, da engenharia financeira para operações entre bancos, empresas e investidores, principalmente no setor financeiro e corporativo, mas que, também, alcança outros segmentos da economia (setor agrícola, combustíveis etc.). Segundo esta autora, ‘os derivativos negociados em mercado de balcão são feitos ‘sob medida’, existindo grande flexibilidade na negociação dos itens do contrato, tais como qualidade, quantidade, garantias, liquidação, etc.’ (KUNINARI, Luciana Yurie. DERIVATIVOS FINANCEIROS. Gradual Corretora. Artigo publicado no site: https://www.gradualcorretora.com.br/arquivos/pdf/Derivativos%20Financeiros.pdf).

Cabe deixar consignado que não foram objetiva e numericamente comprovadas pelas contratadas, nem pela PNBV ou Petrobras, as alegadas dificuldades na realização de operações de hedge, seja pela baixa liquidez do mercado, seja pelos elevados custos, pois como se demonstrará adiante, havia na época de celebração de cada um dos contratos em comento instrumentos de proteção cambial disponíveis e a custos razoáveis, que mitigariam os notórios riscos cambiais inerentes ao contrato. Além disso, repete-se observação feita anteriormente, dada sua pertinência neste momento, no sentido de que as operações de hedge funcionam como um seguro, não sendo o fato de um seguro ser caro que ele pode ser prescindido, pois, se assim fosse, não seriam realizados os grandes seguros, como os de plataformas de petróleo, de indústrias, de aviões etc.

Da existência e disponibilidade de instrumentos de hedge no caso concreto e seus respectivos custos.

O requisito da inevitabilidade é imprescindível à concessão regular do reequilíbrio econômico-financeiro. Independe da natureza jurídica do contrato e do direito aplicável. Sua verificação deve ser comprovada pela demonstração da inexistência ou da indisponibilidade de instrumentos hábeis a mitigar os riscos da avença, ou, caso existentes e disponíveis, pela demonstração de que a utilização desses instrumentos se apresenta economicamente inviável.

Nesse sentido, primeiramente, deve-se avaliar a procedência da alegação das contratadas e da Petrobras/PNBV acerca das dificuldades na realização de operações de hedge, de baixa liquidez do mercado e de elevados custos.

Como já dito na análise das oitivas (fls. 205/270 do Volume 1 do Principal), considera-se que as contratadas pertencem a grandes grupos internacionais que conhecem e fazem uso regular desse tipo de

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https://www.gradualcorretora.com.br/arquivos/pdf/Derivativos%20Financeiros.pdf


instrumento em todo o mundo, como revelam seus relatórios anuais. Deve se levar em conta, ainda, que o mercado de futuros brasileiro está dentre os maiores do mundo, sendo dos mais importantes da América Latina, com expressivos movimentos diários de contratos de câmbio (f. 6 do Anexo 15).

Cumpre registrar que, apesar das diversas oportunidades de exercício do contraditório e da ampla defesa, ainda não foram encaminhados documentos contundentes que pudessem dar sustentação àquelas declarações, inclusive os referentes à simulação de uma operação de hedge, a fim de que fossem devidamente examinados por esta Unidade Técnica.

Ressalta-se que, no juízo do Exmo. Ministro Relator (f. 348 do Volume 2 do Principal) à época da manutenção da medida cautelar, restaram alguns pontos a serem esclarecidos relacionados: (i) a custos de operações de proteção cambial (hedge), (ii) à disponibilidade de mercado nacional e internacional para se realizar essas operações, (iii) à variedade de instrumentos de hedge disponíveis para empresas não financeiras, (iv) aos prazos desses contratos de hedge etc.

Os questionamentos feitos pelo Exmo. Ministro Relator referiam-se a pontos específicos sobre a questão de mercado de derivativos e de proteção cambial que necessitam da opinião técnica de profissionais atualizados com a sistemática e produtos desses mercados de derivativos. Assim, fez-se necessário apoio técnico de profissional contratado pelo TCU, com amplo conhecimento em finanças, gerenciamento de riscos, mercado de futuros e de capitais, derivativos e operações de proteção cambial, familiarizado com a sistemática e com os produtos desses mercados, para auxiliar esta Unidade Técnica no exame final dos indícios de irregularidades decorrentes de reequilíbrio econômico-financeiro dos Contratos de EPC da P-52 e da P-54, especialmente em razão de variação cambial.

Do parecer técnico constante do Anexo 29.Após observar os ditames legais, foi contratado o Professor Doutor Rafael Paschoarelli Veiga

(USP), renomado especialista na área de gerenciamento de riscos, derivativos e finanças, o qual apresentou, em 16/10/2008, parecer técnico elaborado com vistas a elucidar questionamentos feitos por esta Unidade Técnica, bem como informar acerca da disponibilidade e economicidade de instrumentos hábeis de proteção cambial no caso concreto (Anexo 29).

A seguir, far-se-á um breve resumo das considerações e conclusões emitidas pelo ilustre especialista, em resposta aos quesitos formulados pela equipe técnica do TCU, visando ao exame do mérito deste processo.

Já na introdução do aludido parecer, o autor revela que o ‘risco é parte inseparável das atividades humanas, sejam elas quais forem. Cabe aos agentes econômicos tomar as medidas necessárias para calculá-lo, gerenciá-lo e, quando possível, mitigá-lo.’

Prossegue mencionando diversos casos em que empresas de grande porte, financeiras ou não, nacionais e internacionais, tiveram vultosos prejuízos ocasionados por falhas na mensuração e gestão de risco ou na não utilização de instrumentos necessários para minimizar os efeitos das oscilações de câmbio em seus negócios.

Afirma que o Brasil já viveu grandes crises cambiais em 1999, 2001 e 2002. Portanto, conclui que a volatilidade do câmbio e os respectivos estragos causados a inúmeras firmas em várias ocasiões confirmam a necessidade de as empresas utilizarem instrumentos de proteção para que possam passar incólumes às variações cambiais positivas ou negativas.

No que se refere à possibilidade de, na época de elaboração das propostas e celebração dos contratos em comento, se prever, no período de vigência contratual, a variação cambial do real frente ao dólar, o especialista assevera que, por meio de análise estatística de dados e informações presentes à época da elaboração das propostas pelas contratadas, não seria imprevisível a movimentação do câmbio para um patamar desfavorável às contratadas. Logo seria possível estatisticamente ‘prever que a variação cambial poderia oscilar entre uma faixa de valores tão ampla que uma diligente administração de risco recomendaria o emprego de instrumentos que minimizassem os impactos nas margens das empresas expostas ao risco cambial.’

Especificamente quanto à probabilidade de, na época de elaboração das propostas e celebração dos contratos em comento, se prever, no período de vigência contratual, uma eventual apreciação do real frente ao dólar, o renomado doutor demonstra, em termos estatísticos, que, no caso do Contrato de EPC da P-54, havia probabilidade superior a 93% de o real se apreciar frente ao dólar num horizonte de um ano a contar de 15/12/2003. Por sua vez, assevera que, no caso do Contrato de EPC da P-52, havia probabilidade superior a 29% de o real se apreciar frente ao dólar num horizonte de um ano a contar de 12/05/2003.

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É de se notar que, em reunião com a equipe desta Secex em 16/10/2008, ao entregar o referido parecer, o especialista informou que, apesar de ter considerado essas estatísticas no período de um ano de projeção, as probabilidades de ocorrência descritas acima não sofreriam influência significativa se fossem considerados períodos maiores, como de três anos. Pelo contrário, segundo ele, ampliando-se o período, a probabilidade de apreciação do real frente ao dólar tenderia a ser até maior do que as mencionadas no parágrafo anterior.

A resposta elaborada pelo ilustre especialista contraria a afirmação contida no parecer do economista Márcio Garcia (fls. 61/91 do Anexo 24) de que havia 5% de probabilidade de ocorrer uma apreciação do real frente ao dólar durante a execução dos contratos em exame (f. 70 do Anexo 24).

No que tange à existência de um percentual mínimo de probabilidade de apreciação do real frente ao dólar que fosse determinante para que estaleiros internacionais, como no caso em tela, realizassem operação de proteção cambial para mitigar riscos decorrentes de descasamento de moedas, o especialista afirma que:

‘O histórico de volatilidade de câmbio no Brasil não permite que empresas não financeiras se exponham à variação cambial – por menor que a probabilidade de ocorrência possa aparentar – sem por em risco o resultado operacional da companhia.Adicionalmente, o desvio-padrão dos retornos do dólar indicavam à época elevada chance do dólar flutuar muito acima ou abaixo das cotações vigentes.No caso em tela, a exposição cambial é explícita visto que a receita da prestadora de serviço é em dólar americano ao passo que pelo menos 60% de seus custos são denominados em reais.Numa situação como essa, a boa prática de gestão de risco impõe a contratação de instrumentos financeiros de mitigação de risco.’No que concerne ao fato de ser ou não usual e esperada a prática de realização de operação de

proteção cambial, o especialista assevera que ‘a variável câmbio deve ser acompanhada com maior atenção pela empresa ao empregar mecanismos de proteção que possibilitem ao administrador projetar os resultados da firma eliminando, ou reduzindo, riscos decorrentes da oscilação desse fator de risco’.

Continua mencionando que: ‘Esse diagnóstico é comprovado pelas práticas de mercado segundo as quais empresas de todos os seguimentos da economia com exposições cambiais relevantes se protegem com instrumentos financeiros de bolsa e balcão.Sendo assim, é usual e esperado que empresas que enfrentem descasamento de taxas, moedas ou indexadores procurem instrumentos financeiros de minimização de risco de modo que elas possam se concentrar em gerar resultado por suas atividades operacionais.Se houver vedação expressa para o reajuste dos valores acordados, a necessidade de proteção torna-se ainda mais imperativa.Os recentes eventos envolvendo empresas como Sadia (perda de R$ 760 milhões) e Aracruz (perda de cerca de R$ 2 bilhões) comprovam que desastres acontecem com empresas que deliberadamente assumem exposições cambiais ou não as protegem com os produtos financeiros largamente disponíveis no mercado doméstico.’ Com relação à falta de diligência por parte das contratadas, diante das circunstâncias presentes

nos contratos em tela, o parecerista menciona que ‘quanto menor for o percentual de exposição coberta, mais clara fica a intenção da empresa em especular sobre uma variável que, a rigor, não faz parte do seu negócio principal’.

Além disso, afirma que ‘cabe à empresa arcar com as conseqüências da estratégia não diligente de se expor à variação cambial, particularmente quando está expressamente acordado em contrato que não cabem revisões ou reajustes nos valores combinados’.

Quanto ao fato de que poderia haver margem para especulação, mesmo que em prejuízo próprio, sem que fosse caracterizada má administração ou gestão temerária por parte das contratadas, o especialista traz a ilustração a seguir:

‘Um taxista está sujeito a bater o carro por conta de seu ofício. Em decorrência dessa exposição, ele deve contratar um seguro. Se, transportando seu passageiro, ele bater o carro, não será cabível pleitear com o cliente reajuste no preço da corrida, pois o taxista estava ciente do risco e, deliberadamente, não contratou o seguro. O taxista deve se proteger dos riscos diversificáveis e, se não o faz, deve assumir as conseqüências de seus atos e omissões.

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O preço da corrida de táxi deveria contemplar o pagamento do seguro. De maneira análoga, o preço cobrado pela contratada da Petrobras deveria incluir o custo da proteção das exposições advindas da prestação do serviço.O fato de a empresa possuir receita em dólar norte americano e custos em reais sem buscar o devido casamento entre as moedas indica posição especulativa, a qual poderia ser protegida com instrumentos largamente encontrados na bolsa e no mercado de balcão. Essa estratégia é similar a do taxista que trabalha sem seguro.’Sobre esse ponto, assevera que:‘O desfecho de uma operação especulativa não pode ser usado para definir se a gestão empresarial é eficaz na medida em que ela (a operação especulativa) pode resultar em lucro. Por exemplo, se o taxista não fizer o seguro e não bater o carro, ele teve sucesso na especulação. Contudo, não foi diligente na administração de seu negócio.Na medida em que tais posições especulativas têm o potencial de comprometer agudamente o resultado da firma como é o caso em tela, é opinião deste parecer que há indícios de falta de diligência ou omissão na gestão do risco.Mais uma vez, vale ressaltar que cabe à empresa arcar com as conseqüências dessa estratégia sem transferir a outrem o ônus de uma especulação malsucedida.’O especialista afirma que, considerando o caso concreto, existe a disponibilidade de instrumentos

de proteção cambial nos mercados brasileiro e internacional para realização de hedge de forma a mitigar riscos cambiais decorrentes de eventual apreciação do real frente ao dólar.

No Brasil, são identificados, no parecer, os seguintes instrumentos mais utilizados para proteção cambial:‘Operações de Balcão:· Swap cambial Dólar contra Juros pré-fixados em real;· Swap cambial Dólar contra CDI;· NDF (Non-delivarable forward);· Opções de balcão;Operações de Bolsa na BM&F (atual BM&FBovespa) :· Mercado futuro de dólar;· Mercado futuro de cupom cambial;· Opções sobre câmbio;As commodities metálicas podem facilmente ser protegidas na London Metal Exchange (LME), bolsa com mais de 130 anos de existência.’ (grifos nossos)No que se refere à possível inviabilidade de utilização de hegde em razão da imprevisibilidade do

montante mensal de medição/pagamento e da existência de inflação decorrente de índices próprios, o especialista informa que ‘a imprevisibilidade do montante mensal de medição/pagamento dificulta, porém não inviabiliza, a utilização de proteção cambial’, aumentando apenas o custo de monitoramento da exposição cambial da empresa. Prossegue, afirmando que:

‘Contudo, há instrumentos do mercado brasileiro que permitem ajustes periódicos no valor financeiro da operação de hedge, de modo que à medida que empresa vá auferindo receitas e incorrendo em custos ela possa diminuir ou aumentar o valor da proteção cambial.Deve-se ter em mente que o hedge dificilmente é perfeito e este não é um motivo suficiente para não se contratá-lo.’O parecerista assevera que ‘o fato de opções exóticas poderem ser utilizadas para mitigar o risco

das exposições não significa que inexistam alternativas convencionais para resolver o problema proposto’, tais como o swap cambial e o NDF (non-deriverable forward), as quais são muito utilizadas pelas empresas, tendo como contraparte o banco, no mercado de balcão.

Cita, como vantagem da operação de balcão, o fato de ela ser ‘adaptável às necessidades do cliente do banco, o qual estrutura a operação no valor exato que a empresa desejar e para o prazo especificado pela empresa’.

Assevera, com relação aos instrumentos de proteção cambial disponíveis à Jurong e à FSTP, que:‘As operações de NDF e Swap, apesar de customizáveis às necessidades do cliente, são transações comuns para empresas pequenas e grandes e não se tornam mais onerosas comparativamente a outros instrumentos financeiros.Duas grandes vantagens dessas operações são a facilidade e rapidez que o banco as estrutura.

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Outra vantagem é que não costuma haver cobrança de tarifas por parte do banco para realizar estas operações. O custo para a empresa resume-se ao spread que o banco aplicou na operação.Ademais, quanto maior o porte da empresa e o volume da operação, menor é o spread cobrado pela instituição financeira.(...)Não obstante, a empresa que busca hedge também poderia empregar opções sobre câmbio, algo que não tornaria a operação mais cara. A empresa que prefira utilizar opções para proteger seus recebíveis em dólar deverá comprar opções de venda (put options), o que requer desembolso no instante zero referente ao prêmio (preço) da opção.O pagamento do prêmio por si só não torna a operação mais cara. Um elemento de custo é o spread introduzido pela instituição financeira.(...)Quando se tem múltiplos fluxos de caixa a se proteger, não necessariamente devem-se empregar derivativos exóticos (swap asiático, por exemplo). A combinação de vários NDFs ou Swaps tem o potencial de mitigar os riscos advindos da exposição.’No que concerne à eficácia e economicidade de estratégias de hedge baseadas em instrumentos

financeiros padronizados disponíveis na BM&F como instrumentos hábeis a mitigar os riscos implícitos a contratos em comento, o especialista afirma que, na BM&F, os contratos são altamente padronizados, o que implica algumas questões relevantes, em comparação com o mercado de balcão:

a) os contratos futuros de dólar da BM&F são múltiplos de US$ 50.000,00, fazendo com que os valores financeiros a serem protegidos obedeçam a essa condição, o que não se verifica no caso dos contratos convencionais de balcão, em que o banco opera como contraparte do cliente construindo a operação no valor exato desejado pelo cliente;

b) os vencimentos dos contratos futuros de dólar se dão sempre no primeiro dia útil de cada mês, exigindo dos recebimentos que se deseja proteger igual vencimento, algo que dificulta o perfeito casamento dos prazos, o que não se verifica nos contratos convencionais de balcão, em que a empresa negocia com o banco o prazo exato de vencimento do hedge de modo a coincidir com os fluxos financeiros recebidos da contratante;

c) há liquidez significativa para a negociação desses contratos futuros de dólar somente para os dois vencimentos mais próximos, o que implica necessidade de se estar constantemente renegociando os contratos para vencimentos posteriores, na medida em que estes vão ganhando liquidez, o que fica minimizado nos contratos convencionais de balcão, em que se permite a negociação para prazos mais longos, eliminando a necessidade de rolagem dos contratos de hedge. Consoante a Nota 09 do aludido parecer (Anexo 29), ‘os vencimentos dos contratos futuros de dólar são mensais. Se estivermos em Outubro/08, haverá liquidez para os contratos que vencem em Nov/08 e Dez/08, sendo que este último com menor número de operações que o vencimento mais curto. Na medida em que o mês de Outubro/08 avança, aumenta a liquidez dos contratos de Dez/08 e começa haver liquidez para os contratos que vencem em Jan/09’;

d) nos contratos futuros, há a necessidade de ajustes diários de posição, o que requer da empresa a disponibilidade de caixa para arcar com movimentos contrários à sua posição, o que não se verifica nos contratos convencionais de balcão, em que não há a necessidade de pagamentos de ajustes diários, existindo um único ajuste de posição por ocasião do vencimento do contrato, o que minimiza o custo de gerenciamento do fluxo de caixa nessas operações;

e) há exigência de margens de garantia a serem depositadas na BM&F. ao passo que, nos contratos convencionais de balcão, tendo a empresa limite de crédito aprovado com o banco contraparte, não há a necessidade de depósito de garantias. Isto é, o banco aceita como garantia, para uma operação de balcão, recebíveis, aval, imóveis etc;

f) ao se operar na BM&F, tem-se o custo da bolsa e as taxas cobradas pela corretora;g) nos contratos futuros, tem-se o custo da estrutura demandada pela tesouraria da empresa que

gerencia os ajustes diários, margens de garantia e outros aspectos inerentes à operação na BM&F, o que não é o caso das operações de balcão NDF, Swap ou, até mesmo, uma opção, pois a estrutura da tesouraria da empresa poderia ser bem menor, na medida em que boa parte do serviço é executada pelo banco contraparte.

O especialista ressalta que, embora seja uma alternativa, os contratos futuros (BM&F) não costumam ser a solução mais indicada para a empresa se proteger, sendo a solução mais simples o

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hedge com operações de balcão tendo o banco como contraparte, o que poderia ser feito com instrumentos convencionais (Swap, NDF) ou com instrumentos mais sofisticados como opções e operações estruturadas com opções. No caso do hedge com Swap ou NDF, o custo da operação limita-se ao spread cobrado pelo banco contraparte, o que, de acordo com simulação feita no parecer no que se refere ao caso concreto, seria em torno de R$ 0,01 por dólar a ser protegido, considerando uma operação dessa magnitude.

Quanto aos custos das estratégias de hedge baseadas em opções exóticas ou não customizadas, o parecerista afirma que o custo da operação dá-se também pelo spread que o banco impõe ao cliente, não sendo usual a cobrança de tarifas. Observa que, como existem infinitas possibilidades para a montagem de operações estruturadas com a presença de opções exóticas, não é possível listar uma a uma.

O especialista conclui seu parecer afirmando que:‘Considerando que havia (a) vedação de revisão e reajuste no contrato, (b) que era de se esperar que as empresas contratadas realizassem operações de proteção cambial (hedge) ou arcassem com o ônus de especular e (c) que as propostas de preços das contratadas eram fechadas por preço global sem detalhamento dos custos, NÃO seria conveniente e oportuno à contratante (Petrobras/PNBV), em termos empresariais e econômicos, incluir, no meio da execução do contrato, uma fórmula de revisão/reajuste no contrato para compensar variação cambial e aquecimento de mercado tendo em vista que as empresas contratadas PODERIAM realizar operações disponíveis no mercado doméstico e internacional que minimizariam os efeitos da variação do câmbio e de outros insumos empregados nos serviços contratados.’De acordo com o aludido parecer, pode-se considerar que, na época de elaboração das propostas

e durante a execução das referidas contratações, as contratadas poderiam ter utilizado como instrumentos de proteção cambial a operação de balcão denominada NDF (non-derivarable forward), amplamente utilizada, à época, tendo como contraparte um ou mais bancos.

Essa operação era capaz de mitigar os riscos decorrentes de uma possível apreciação do real frente ao dólar, que, caso ocorresse, impactaria sobremaneira seus custos, acarretando prejuízo, ainda mais considerando o caso concreto, no qual havia vedação de reajuste/revisão no contrato e descasamento de moedas em razão da exigência de conteúdo nacional mínimo de 65% do valor total do contrato.

O custo dessa operação de balcão, segundo o especialista, era unicamente o spread cobrado pelo banco em razão da cotação da moeda americana no mercado futuro, o que, em operações da magnitude das contratações em comento, seria da ordem de R$ 0,01 por dólar a ser protegido. Assim, mesmo que fizéssemos uma simulação do custo dessa operação considerando um spread bem maior do que o estimado pelo referido especialista – por exemplo, no valor de R$ 0,10 por dólar a ser protegido –, ainda assim essa solução seria menos onerosa para a Petrobras/PNBV do que ter ressarcido o valor do reequilíbrio nos termos analisados nestes autos.

Como exemplo, considerando que o valor total do Contrato de EPC da P-54 era US$ 628.808.971,37, sendo que, no mínimo, 65% desse valor (US$ 408.725.831,40) deveria ser convertido para real para contemplar o conteúdo nacional estipulado em contrato, o valor estimado de uma operação de hedge de NDF teria um custo de R$ 40.872.583,14, ainda que fosse utilizado um spread de R$ 0,10 por dólar a ser protegido. Observa-se que o aludido custo da operação de hedge é bastante inferior ao valor pleiteado de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, no montante de cerca de US$ 152 milhões.

Por sua vez, considerando que o valor total do Contrato de EPC da P-52 era de US$ 774.917.602,70, sendo que, no mínimo, 65% desse valor (US$ 503.696.441,76) deveriam ser convertido para real para contemplar o conteúdo nacional estipulado em contrato, o valor estimado de uma operação de hedge de NDF teria um custo de R$ 50.369.644,18, ainda que fosse utilizado um spread de R$ 0,10 por dólar a ser protegido. Observa-se que o aludido custo da operação de hedge é bastante inferior ao valor pleiteado de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, no montante de cerca de US$ 195 milhões.

Diante das conclusões apresentadas pelo consultor contratado como perito na área de finanças, derivativos e gerenciamento de riscos, verifica-se que o posicionamento deste corrobora o entendimento desta Unidade Técnica exposto ao longo desta Instrução, ao considerar que é indevido o reequilíbrio econômico-financeiro decorrente de variação cambial e aquecimento de mercado, por faltar o requisito essencial da inevitabilidade, visto que havia instrumentos de proteção cambial (Swap Cambial ou NDF)

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disponíveis e hábeis a mitigar riscos que são inerentes ao negócio objeto do contrato, ainda mais se considerarmos o regime cambial flutuante vigente há tempos no Brasil, em observância às boas práticas de mercado, principalmente em face do notório descasamento de moedas e da vedação expressa a revisão e reajuste contratuais. Assim, não deve a Petrobras/PNBV arcar com os prejuízos causados pela eventual posição especulativa assumida pelas contratadas por sua conta e risco.

Das contra-razões ao parecer técnico.Em estrita observância aos Princípios Constitucionais da Ampla Defesa e do Contraditório, foi

franqueada aos responsáveis e às entidades envolvidas a possibilidade de se manifestarem acerca do parecer técnico constante do Anexo 29.

Em resposta a Petrobras apresentou, no Anexo 32, suas contra-razões ao aludido parecer. Em suma, os argumentos trazidos foram os seguintes:

a) a desvalorização do dólar americano frente ao real foi imprevisível com base em critérios estatísticos;b) a onerosidade excessiva não se resume a eventual prejuízo efetivo ao contratado, mas na desproporção entre encargo/retribuição do contrato, por fato ou circunstância não imputável ao contratado;c) inconsistência do modelo estatístico de previsão cambial utilizado;d) inexistência de exemplo de aplicação prática das alternativas propostas às condições dos contratos em questão;e) ausência de evidências que comprovem as afirmações contidas no parecer.No que se refere às considerações sobre os critérios estatísticos utilizados no parecer técnico (fls.

08/14 do Anexo 32), a Petrobras afirma que não se podem considerar as variáveis adotadas como hipótese de normalidade. Além disso, assevera que a probabilidade de valorização do dólar era de 60%, no período de 16/12/2002 a 15/12/2003, ao passo que, de 13/05/2002 a 12/05/2003, a probabilidade de desvalorização do dólar era de 8,1%.

As ponderações teóricas trazidas pela Petrobras não influenciam o mérito da questão, pois é sabido que os percentuais de variação cambial oscilam de acordo com o período escolhido para análise. Mas isso não é suficiente para elidir as irregularidades apontadas, tendo em vista que o que se deseja é demonstrar que a cotação cambial do dólar frente ao real é uma variável que pode oscilar em função do tempo. Como já dito alhures, o simples fato de haver oscilação na cotação do dólar já é motivo para que haja precaução por parte de empresas que podem vir a sofrer desequilíbrio contratual em razão de expresso descasamento de moedas e vedação à revisão/reajuste contratual.

Outro ponto abordado pela Petrobras foi a inexistência de exemplo prático que possa ser aplicado aos contratos em comento. Aduz que os exemplos trazidos pelo especialista referem-se a prazos curtos, não podendo ser aplicados aos contratos cujos prazos de execução eram de 48 meses. Segundo a Petrobras, as estratégias de contratos de curto ou de longo prazo são bem distintas.

Quanto ao prazo de contratação ser longo no caso em tela, cabe deixar assente que o renomado parecerista contratado pelo TCU já havia considerado em sua análise essa questão, conforme se verifica às fls. 14, 16 e 17 do Anexo 29, nas quais há menção de que os derivativos possibilitam às empresas oferecer preços fixos para seus produtos numa perspectiva de longo prazo, por meio até de ajustes periódicos nos mercados de balcão, o qual é adaptável às necessidades de clientes de grande porte como a Jurong e a FSTP.

A Estatal menciona, citando o exemplo do taxista trazido pelo especialista contratado pelo TCU, que (fls. 15/16 do Anexo 32):

‘... o problema não é fazer o seguro de um carro para se proteger de sua exposição à colisão, mas sim, fazer o seguro de dois carros que o taxista ainda não possui, porque espera comprá-los em 1 ano. Nesse intervalo de tempo, existe a possibilidade dele não adquirir nenhum carro ou de adquirir uma frota de 10 carros. A proteção contratada é ineficiente em ambos os casos. Sendo que, no primeiro, caso o seguro fosse derivativo, o taxista teria criado uma exposição e aumentado o seu risco. Ou seja, o derivativo seria usado não para reduzir, mas para assumir mais riscos (especulação).’

A tentativa de desqualificar o exemplo trazido pelo especialista é infundada, pois não reflete a realidade dos fatos. Na verdade, não existem dois carros, mas apenas uma plataforma a ser construída. Além disso, não se pode comparar o fluxo de pagamentos nos contratos em tela com o fato de se fazer nenhum ou 10 carros, pois esse fluxo é conhecido, podendo ser estimado com base no projeto básico. Aliás, o fato de não haver, ainda, a contratação, tendo em vista estar em fase de elaboração de propostas

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numa licitação, não impede que as contratadas, diante das restrições à revisão/reajuste de preços previstas no edital, do descasamento de moedas e da certeza de oscilação da cotação do dólar frente ao real, firmem compromissos com instituições financeiras no sentido de se protegerem de futuras perdas decorrentes de variação cambial.

Com relação ao custo, a Estatal assevera que ‘o custo da opção de venda aumenta com o aumento do prazo de exercício’ (f. 16 do Anexo 32). Verifica-se que essa afirmativa não reflete o caso aqui tratado, pois o hedge não necessariamente deveria ser feito com base em opções, mas em mercado de balcão customizado.

Quanto ao exemplo da empresa alemã Metallgesellschaft, a Petrobras alega que, caso suas contratadas realizassem a estratégia de hedge dessa empresa alemã, poderiam incorrer em perdas excessivas por questões de liquidez, aumentando os custos contratados.

Em nenhum momento do parecer técnico atacado pela Petrobras há menção de que a Estatal deveria agir com base na mesma estratégia utilizada pela Metallgesellschaft. Apenas cita-se esse exemplo, dentre outros, para ilustrar a ocorrência de falhas de mensuração e gestão de riscos (f. 03 do Anexo 29).

A Petrobras afirma haver ausência de evidências que comprovem as afirmações contidas no parecer em relaçao a custo e disponibilidade de instrumentos de hedge. Assevera que algumas afirmações do parecerista não são fundamentadas em evidências concretas, conforme se verifica à f. 18 do Anexo 32. Esse argumento não procede. No ponto, não há melhor contra-argumento do que invocar as declarações das próprias contratadas, formalizadas junto à SEC americana através dos relatórios denominados 20-F, asseverando que fazem hedge de suas operações descasadas, fato já amplamente discutido nesta Instrução.

Quanto ao custo de operação (spread) cobrado pela instituição financeira, a Petrobras alega que o custo de operações de hedge está relacionado à exposição ao risco e não ao tamanho da empresa. Para embasar essa afirmativa, a Petrobras menciona que ‘quanto maior o volume de operações com um cliente, maior a exposição de crédito da instituição com aquele cliente e, conseqüentemente, maior o spread necessário para compensar o seu risco’ (f. 18 do Anexo 32).

Apesar de questionar a falta de fundamentação das afirmações do parecerista contratado pelo TCU, a Petrobras não apresenta demonstração inequívoca de suas alegações. Assim, por entender correta e lógica a afirmação do renomado especialista contratado pelo TCU, assume-se o entendimento de que o custo do hedge seria dado pelo spread, que diminuiria de acordo com o volume de recursos a serem protegidos.

A Petrobras aduz, ainda, que haveria necessidade de garantias por parte dos estaleiros envolvidos, o que oneraria o valor do hedge a ser feito (fls. 18/19 do Anexo 32). Essa afirmação é irrelevante, pois não foram trazidos cálculos do valor dessas garantias que, no entender da Estatal, não poderiam ser suportadas pelas contratadas, tendo em vista se tratar de mercado de balcão e não mercado futuro ou de opções. Assim, não merece prosperar tal argumento.

Com relação ao aço, não cabe aqui analisar as informações prestadas pela Petrobras no sentido de descaracterizar o parecer técnico, pois a irregularidade na concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do aço não está fundamentada nestes autos na hipótese de ter sido feito ou não hedge, mas pela inexistência de onerosidade excessiva do contrato, na medida em que esse reequilíbrio representa cerca de 0,5% do valor contratado.

Às fls. 26/27 do Anexo 32, a Petrobras aduz que políticas de gestão de risco não são iguais em todas as empresas, devendo se considerar as características do segmento de negócio de cada uma, as condições empresariais e a tolerância aos riscos dos interessados, não sendo razoável que haja 100% de proteção cambial.

Como já exaustivamente mencionado nestes autos, instrumentos de proteção cambial (hedge) não são perfeitos e não servem para eliminar riscos, mas para mitigá-los. Considerando as especificidades do caso concreto, há informação contundente das contratadas no sentido de que possuem políticas de gerenciamento de risco para mitigar riscos no setor em que atuam. Não se pode falar em tolerância por parte das entidades envolvidas, pois se trata de dinheiro público, não cabendo agir com liberalidade em detrimento dos cofres da Petrobras/PNBV.

Com relação à fórmula adotada com vistas à recomposição de preços através de revisão contratual e de futuros reajustes, considera-se que ela em si é uma boa prática, conforme se atestou no caso da construção da P-56 (TC 006.137/2008-9), desde que seja originalmente inserida ainda na fase

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de licitação. O que não se pode admitir é sua inclusão ‘no meio do jogo’, ferindo a isonomia entre os licitantes e alterando a estrutura de custos dos contratos (ao ponto de se levantarem fundadas dúvidas sobre a efetiva obtenção das melhores propostas nos certames licitatórios anteriormente realizados), isso sem nenhuma comprovação da observância do requisito da inevitabilidade, imprescindível à concessão de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos.

Por oportuno, cabe registrar que, se a realização de proteção cambial levasse à exposição maior do que a sua não-realização, não haveria motivo para as contratadas afirmarem nos relatórios 20-F da SEC que fazem hedge nos contratos nesse mesmo segmento empresarial.

Ao se manifestar sobre o parecer técnico constante do Anexo 29, a FSTP apresentou justificativas às fls. 02/11 do Anexo 31.

Preliminarmente, a contratada reconhece a iniciativa do TCU, ao utilizar prerrogativa do seu Regimento Interno, de colher mais informações sobre a questão da existência de instrumentos de proteção cambial no caso concreto.

Em suma, são esses os argumentos trazidos pela FSTP:a) os contratos em moeda estrangeira apresentam volatilidade natural em razão da variação das

taxas de câmbio;b) o método estatístico adotado revela que havia probabilidade de valorização do dólar maior do

que a probabilidade de apreciação do real;c) efetivamente existem no mercado mecanismos de proteção cambial;d) o hedge dificilmente é perfeito, envolvendo riscos acentuados e custo elevado.Segundo a contratada, as conclusões acima indicam a acertada posição da PNBV em não exigir,

no edital de licitação, a realização de instrumentos de proteção cambial, bem como o acerto da fórmula empregada no contrato.

Assim como a Petrobras, a FSTP rechaça os critérios estatísticos utilizados pelo parecerista, afirmando que, se a apreciação do real frente ao dólar fosse previsível, bastaria às contratadas aplicar determinada fórmula na elaboração de suas propostas de modo que os riscos seriam eliminados.

A contratada reforça a tese de que todo o mercado acreditava na valorização do dólar frente ao real, indicando que o esperado e previsível era essa depreciação da moeda nacional. Invoca, ainda, o posicionamento adotado por esta Corte de Contas no Acórdão n.º 1.595/2006-Plenário.

A FSTP assevera que o perito contratado pelo TCU, ao demonstrar a existência de instrumentos derivativos para a realização de hedge, opina sobre ser recomendável se fazer a proteção cambial no caso em tela. Aduz que, em nenhum momento, foi lançada dúvida sobre o acerto da fórmula contratual de recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do contrato.

A contratada afirma que a existência de mecanismos de proteção cambial no mercado não afasta a regularidade do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em face da falta de obrigatoriedade de realização de hedge no edital de licitação. Segundo a FSTP, a decisão de exigir ou não a proteção cambial era discricionária da Petrobras/PNBV. Nesse sentido, cabe transcrever trecho da resposta da contratada à f. 07 do Anexo 31, in verbis:

‘19. É inequívoco, portanto, que, se não havia tal obrigação, a proteção pelo hedge não estava compreendida entre as condições efetivas da proposta. Ora, tratando-se de um elemento alheio à proposta, o problema da proteção pelo hedge se torna uma mera especulação, d. v., absolutamente irrelevante para a definição das bases para a recomposição de equilíbrio econômico-financeiro do Contrato.20. Não se admite no ordenamento jurídico brasileiro, sob pena de uma total insegurança jurídica, especulações ou pressuposições em relação aos motivos e às condições que levaram as partes a contratar desta ou daquela maneira, especialmente, para se imputar a assunção de riscos ou responsabilidades.’A FSTP assegura que as operações de hedge não são perfeitas e possuem um custo para quem as

realiza. Nesse aspecto, alega que operações de longo prazo e de valores elevados possuem custos mais altos, trazendo, como exemplo, os hedges estruturados sob forma de opção e as garantias exigidas no mercado de balcão. Tudo isso indica, segundo a contratada, que nem sempre é recomendável a realização de hedge.

Como traço peculiar do caso concreto, a contratada cita o fato de haver mais de sete meses entre a elaboração da proposta e a efetiva contratação, o que tornaria a realização de hedge inviável. Além

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disso, as estimativas não coincidem com o fluxo efetivo de pagamento, o que dificulta a estipulação de datas de liquidações das operações de proteção cambial.

Por fim, a FSTP assevera que a fórmula de recomposição em razão da variação cambial e da inflação não trouxe qualquer prejuízo à Petrobras/PNBV. Aduz que o preço orçado por ela originalmente era cerca de US$ 69 milhões a menos do que o estimado pela Petrobras/PNBV. Ademais, afirma que a proposta da segunda colocada, Consórcio Odebrecht/Saipem, ficou cerca de US$ 277 milhões acima.

Ao analisar as considerações trazidas pela FSTP em resposta ao parecer técnico constante do Anexo 29, pode-se constatar alguns pontos convergentes com o entendimento desta Unidade Técnica.

A FSTP concorda que a volatilidade é inerente às variações das taxas de câmbio, pois a regra é a oscilação, especialmente num mercado de câmbio flutuante. Em havendo oscilação, tudo vira expectativa que poderia ou não se tornar realidade. Nessa linha de raciocínio, torna-se irrelevante o fato de haver a desvalorização do real ou sua apreciação, tendo em vista que não se tratava de contrato cujo objeto fosse auferir ganhos financeiros no mercado de câmbio, mas construir uma plataforma petrolífera, ramo de atividade das contratadas.

Assim, diante da existência de instrumentos de hedge hábeis a mitigar riscos decorrentes de variação cambial, num mercado onde a oscilação é sempre esperada, não há margem para que as contratadas apostem em detrimento da Petrobras/PNBV, com base em probabilidades estatísticas, assumindo posição especulativa. Essa situação agrava-se na medida em que havia vedação contratual de revisão ou reajuste dos preços avençados e descasamento de moedas previsto em contrato. A própria FSTP afirma, à f. 03 do Anexo 31, que ‘efetivamente existem no mercado mecanismos de proteção cambial’. Portanto, resta evidentemente ausente o requisito da inevitabilidade, imprescindível à concessão do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

É inegável que o hedge não é perfeito nem se presta a eliminar por completo os riscos cambiais. Fato é que a realização de proteção cambial deve ser buscada pelas contratadas, que devem agir de forma diligente, visando a mitigar possíveis riscos decorrentes da variação cambial.

Em nenhum momento, a FSTP traz elementos objetivos com relação aos alegados altos custos advindos da realização de proteção cambial nas contratações em comento. Tenta descontituir o método estatístico utilizado pelo especialista contratado pelo TCU, o que é irrelevante para a análise do mérito, uma vez que a estatística serve para reconhecer a volatilidade das cotações do dólar frente o real. Para cada período arbitrado, haverá uma probabilidade diferente.

Não havia necessidade de se exigir das contratadas no edital de licitação a realização de proteção cambial, pois já estava prevista expressamente nos contratos a vedação à revisão ou reajuste de preços e o descasamento de moedas, ante a obrigatoriedade de conteúdo nacional mínimo. Além disso, era praxe de mercado o gerenciamento de riscos, inclusive o cambial, conforme demonstrado nesta Instrução com transcrição dos Relatórios 20-F das contratadas. Se há alguma pressuposição errônea nas interpretações, é por parte das contratadas que pleitearam a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato indevidamente.

Cabe ressaltar que as condições efetivas das propostas são de que não haveria revisão ou reajuste, que haveria descasamento de moedas e que, portanto, cada uma das licitantes deveria, por boa-fé, considerar isso no seu preço, fazendo ou não hedge. A utilização de proteção cambial, em qualquer de suas formas, é recomendável, mas não obrigatória, pois cabe à contratada avaliar sua exposição ao risco. Se as contratadas não fizeram essa avaliação, agiram de forma negligente.

Outro argumento inapto trazido pela FSTP é o fato de haver mais de sete meses entre a elaboração das propostas e a efetiva contratação. Sobre esse ponto, demonstrando que as contratadas têm condições de realizar proteção cambial mesmo nesse caso, cabe transcrever trecho do Grupo Technip, o Form 20-F de 2006, encaminhado à SEC (fls. 63v, 64v, 75 e 75v do Anexo 16), estabelece (tradução livre):

‘Moeda estrangeiraNós operamos sob contratos de longo prazo que freqüentemente são realizados em outras moedas que não a nossa moeda funcional, o Euro. A partir de 31 de dezembro de 2006, a receita bruta de contratos feitos em outras moedas corresponde a aproximadamente 66.3% de nossa receita bruta total, dos quais 40.8% foram feitos em dólar americano. Aproximadamente 29.2% de nossas despesas operacionais desse período foram feitas em dólares americanos e quantias significativas

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também foram feitas em iene japonês, libra esterlina britânica, ringgit da Malásia, real brasileiro, dólar australiano, rupia indiana, coroa norueguesa e dólar canadense.Nossa política é avaliar constantemente nossa exposição ao risco cambial nos contratos e, sempre que praticável, reduzir os riscos negociando os pagamentos de nossos contratos com nossos clientes na mesma moeda que as despesas operacionais correspondentes são feitas. Nós reduzimos nossa exposição aos riscos de flutuações da taxa de câmbio por meio do uso de contrato de câmbio a termo e de opções ou garantias de taxas de câmbio quando acreditamos ser apropriado. Normalmente, fazemos o hedge de um contrato quando ele nos é concedido ou, em alguns casos, no mais tardar quando entra em vigor. Entretanto, por estarmos sujeitos a significativas exposições a risco das taxas de câmbio durante o período entre a licitação e a concessão do contrato, dependendo de nossa avaliação em relação à probabilidade de conseguirmos o contrato e das condições de mercado, entramos em opções de moeda ou garantias de taxa de câmbio para contratos nos quais somos licitantes.Nós não entramos em contratos de câmbio a termo ou opções de câmbio para outros fins. Nossa política não nos permite adotar posições especulativas de mercado, nem a autorizar nossas subsidiárias ou empresas a adotarem tais posições.’ Esta Unidade Técnica concorda com o fato de que a decisão de fazer ou não a proteção cambial é

discricionária das contratadas. Todavia, não pode repassar o ônus à Petrobras/PNBV, devendo a contratada assumir as conseqüências de suas decisões equivocadas.

A fórmula substitui o hedge, sendo uma proteção cambial dentro do contrato, mas desde que inserida originalmente, sob pena de contrariar o Princípio da Isonomia entre os licitantes. Esse assunto já foi tratado por esta Unidade Técnica nos autos do TC 006.137/2008-9 (P-56).

As ponderações sobre o Acórdão n.º 1.595/2006-Plenário e sobre a fórmula de recomposição adotada nos contratos serão abordadas em itens específicos desta Instrução.

Instados a se manifestar sobre o parecer técnico constante do Anexo 29, os gestores da Petrobras responsáveis pelas operações de reequilíbrio contratual apresentaram suas contra-razões às fls. 12/31 do Anexo 31. Em essência, são as mesmas justificativas analisadas acima nesta Instrução e apresentadas pelas contratadas.

Preliminarmente, os responsáveis relembram as considerações esposadas no parecer da FGV encaminhado juntamente com as oitivas já analisadas nesta Instrução. Fazem o mesmo com relação à culpabilidade dos gestores (fls. 15/22 do Anexo 31), a qual será devidamente analisada adiante nesta Instrução.

Em síntese, os justificantes reforçam a existência de imprevisibilidade no caso concreto, bem como argumentam que, caso fosse exigida – ainda na fase licitatória – a realização de hedge, haveria o dever de reembolsar os licitantes pelo valor do seguro cambial caso estes não fossem contratados.

Especificamente no que se refere ao parecer técnico, objeto desta última oitiva, os responsáveis, em suma, trazem as considerações a seguir (fls. 23/30 do Anexo 31):

a) a taxa de variação cambial do real frente ao dólar é uma variável aleatória;b) parte importante de um processo de gestão de riscos é o reconhecimento ou a identificação dos fatores de risco que afetam os negócios das empresas e quais as variáveis que devem ser acompanhadas com maior acurácia, implicando definição dessas variáveis e a escolha de um modelo que permita ao administrador financeiro realizar projeções;c) imprevisibilidade do montante mensal de medição/pagamento, elevando o custo de monitoramento da exposição cambial da empresa e dificultando a realização de proteção cambial;d) os contratos padronizados da BM&F (contratos futuros) não seriam a solução mais indicada para a empresa se proteger, sendo a mais adequada a realização de hedge por meio de operações de balcão;e) as questões que foram submetidas ao parecerista contratado não esgotavam todos os aspectos presentes no caso concreto sobre as dificuldades e limitações de aplicação do hedge nos contratos em comento;f) não foi abordada, no parecer técnico, a complexidade do setor industrial em obras de longa duração;g) não foi considerada a distorção causada pela hipótese de se obrigar a adoção de seguro cambial como condição de celebração dos contratos;h) o descasamento das datas de entrega da proposta e da efetiva contratação dificultava a

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realização de hedge;i) os critérios estatísticos utilizados no parecer técnico não são os mais adequados ao caso concreto, pois não consideram as conjunturas econômicas da época, utilizando-se de período de um ano, ao invés de 4 anos, como foi contratado;j) não basta conhecer a probabilidade de variação da moeda, mas qual seria o possível valor dela ao longo do contrato, o que não foi previsto pelo parecerista;k) a afirmação contida no parecer, de que o histórico de volatilidade não permitiria que empresas não financeiras se expusessem à variação cambial, independentemente da probabilidade de risco, demonstra adesão à lógica do seguro integral, o que inviabilizaria a aplicação da Teoria da Imprevisão;l) não há evidências objetivas de que, segundo práticas de mercado, empresas de todos os segmentos da economia com exposições cambiais relevantes protegem-se com instrumentos financeiros de bolsa e de balcão;m) na época da contratação, haveria um hedge natural configurado na tendência de valorização do dólar frente ao real;n) as boas práticas de mercado sugerem a mitigação dos riscos não inerentes ao negócio principal, mas induzem ao pensamento da cautela absoluta, implicando a realização de proteção de todo e qualquer risco;o) não houve posição especulativa diante do fato de não ter sido realizado hedge mesmo com a existência de descasamento de moedas no contrato, pois as contratadas não poderiam se precaver de todos os riscos inerentes ao contrato, além de não ser a política de risco adotada pela Petrobras à época; p) o exemplo do taxista que não contrata seguro contra colisão é incompleto, tendo em vista que se refere a sua atividade principal, e isso as empresas fizeram. No entanto, não foi considerado negligência o fato de esse mesmo taxista não ter feito seguro contra eventuais aumentos de combustíveis ou tributos;q) apesar de relacionar as principais formas de proteção cambial no Brasil, o parecerista não indicou qual seria aplicado ao caso concreto, havendo menção de que não se aplicam os contratos futuros da BM&F;r) a recomendação de utilização da operação de NDF (mercado de balcão), além das hipóteses de Swap, Opções ou Put Option, não se aplica ao caso concreto, visto que não há como se definir valor certo a ser recebido em cada medição.Por fim, os justificantes entendem que o parecer técnico constante do Anexo 29, apesar de ser uma

visão respeitável sobre o universo do seguro cambial, não aponta claramente a solução adequada aos contratos em exame. Assim, por não haver posicionamento técnico pacífico sobre o tema, não há como considerar culposa a conduta dos responsáveis nesse caso.

Diante das justificativas apresentadas, verifica-se que, em sua maioria, estas foram devidamente analisadas no âmbito desta Instrução. Entretanto, algumas análises ainda merecem ser feitas.

Não se discute a ausência do requisito da imprevisibilidade, mas da inevitabilidade, consubstanciada na disponibilidade de instrumentos de hedge hábeis a mitigar riscos decorrentes de variação cambial, a custos razoáveis.

O argumento trazido de reembolsar os licitantes perdedores pelo valor do seguro cambial não procede, pois, se fosse assim, haveria também a obrigação de ressarci-los por todos os demais custos inerentes a sua participação no certame.

Os responsáveis reconhecem que a taxa de variação do dólar é aleatória. Assim, não há espaço para apostas seja qual for a probabilidade de valorização do dólar frente ao real, ainda mais se o negócio da contratada não é o mercado financeiro. Havendo, portanto, instrumentos hábeis e disponíveis de proteção cambial no mercado, é dever da empresa se proteger ou arcar com eventuais prejuízos. O gerenciamento de riscos deve ser tratado com a máxima diligência. Os próprios responsáveis admitem que o processo de gestão de riscos deve ser tratado com acurácia, o que não foi verificado nestes autos.

Os justificantes concordam que a solução mais indicada ao presente caso são as operações de balcão. Apesar de falar acerca da não demonstração específica de existência e economicidade dos instrumentos de hedge pelo especialista contratado pelo TCU, não demonstram quais seriam esses custos excessivos que arcariam com a contratação da proteção cambial. Na verdade, o especialista contratado pelo TCU afirma que o custo seria o spread cobrado pelos bancos contrapartes.

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Não se discutem nestes autos critérios ou técnicas de estatística, pois esta, no caso, serve apenas para dizer que a taxa do dólar sofre oscilação. O mérito da questão se fundamenta no requisito da inevitabilidade, imprescindível à concessão regular de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato. Aliás, o simples fato de não se esperar a desvalorização do dólar revela que houve especulação.

A afirmação de que deveria se conhecer o valor da cotação cambial ao longo do contrato não procede, pois, no mercado de balcão, utilizam-se os valores dos contratos futuros ou de outras operações da contraparte.

Quando o especialista contratado pelo TCU menciona que as empresas não devem se expor a riscos cambiais, não quer dizer que elas deverão fazer seguro integral, pois nenhum hedge é perfeito. A proteção cambial serve para mitigar riscos e não eliminá-los. A Teoria da Imprevisão deve ser aplicada às hipóteses de variação cambial, desde que não haja instrumentos de hedge disponíveis e hábeis capazes de evitar o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

Como já amplamente discutido nestes autos, não se pode chamar de hedge natural a mera tendência de desvalorização do real, pois não se pode garantir que essa variável não irá se alterar. Hedge é um conceito que denota segurança e não especulação.

A ilação acerca do exemplo do taxista é infrutífera. A idéia do exemplo citado pelo parecerista indica que o taxista deve se precaver dos riscos que estejam em seu alcance, de forma diligente. No caso do taxista, seguro de carro contra colisão ou roubo é comum e praxe nesse segmento de mercado, assim como o hedge no mercado de derivativos. Quando houver exposição a riscos que podem ser evitados, como a variação cambial, é obrigação da contratada se proteger ou arcar com eventuais prejuízos.

Não é necessário, aqui, apontar especificamente quais instrumentos de operações a termo de balcão seriam os mais adequados ao caso concreto. As empresas possuem setores especializados para esse tema, além de informarem em suas demonstrações contábeis no exterior que fazem gerenciamento de risco. A negligência dessas empresas reside também no fato de que nem ao menos questionaram essa alegada impossibilidade de realização do hedge à época da licitação.

Os demais argumentos foram devidamente analisados ao longo desta Instrução, em itens específicos.

Por sua vez, a Jurong apresentou suas considerações a respeito do parecer técnico constante do Anexo 29, juntamente com outro parecer contratado por ela para refutar as afirmações naquele contidas (fls. 02/37 do Anexo 31).

A contratada entende que o simples fato de esta Unidade Técnica ter solicitado a contratação de especialista com amplo conhecimento na área de finanças e derivativos revela ‘confissão direta e insofismável’ de que ela não possui em seus quadros profissionais com conhecimento bastante para examinar o mérito da questão. Assim, a Jurong conclui, de forma simplista, que todo o exame da matéria feito pela 1ª Secex não passava de ‘meras especulações infundadas, alegações leigas, desprovidas de mínimo fundamento técnico-científico’, fazendo ruir o perigo na demora que sustenta a cautelar adotada.

A contratada afirma que os quesitos formulados por esta Secretaria de Controle Externo foram mal formulados e parciais, levando o parecerista contratado a erro em suas conclusões e afastando-o do caso concreto.

A Jurong alega que o quesito ‘m’, a seguir transcrito, foi fundamentado em premissas errôneas, distorcidas da verdade dos fatos:

m) Considerando que havia (a) vedação de revisão e reajuste no contrato, (b) que era de se esperar que as empresas contratadas realizassem operações de proteção cambial (hedge) ou arcassem com o ônus de especular e (c) que as propostas de preços das contratadas eram fechadas por preço global sem detalhamento dos custos, seria conveniente e oportuno à contratante (Petrobras/PNBV), em termos empresariais e econômicos, incluir, no meio da execução do contrato, uma fórmula de revisão/reajuste no contrato para compensar variação cambial e aquecimento de mercado, tendo em vista que as empresas estariam transferindo do mercado futuro para elas próprias a tarefa de segurar a operação, numa espécie de contrato de swap?A contratada alega que a PNBV não exigiu a realização de proteção cambial, pois pretendia não

ver embutido no preço das propostas o custo desse hedge. Além disso, o cenário existente apontava para a valorização do dólar frente ao real, o que afastaria a realização do hedge.

A Jurong, de forma no mínimo deselegante, questiona a competência e a capacidade técnica desta Egrégia Corte de Contas para julgar essa questão (§15 de f. 06 do Anexo 30), pelo fato de ter havido

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contratação de especialista. Aduz que a ‘Unidade Técnica forjou o quesito para forçar o parecerista a responder o que melhor atendesse aos seus interesses’.

A contratada entende que o parecerista contratado pelo TCU foi ‘ludibriado’ por esta Secretaria, que o levou a considerar que a vedação de revisão e reajuste expressamente prevista no contrato teria ‘contornos absolutos’, não podendo ceder às normas de ordem pública, como o reequilíbrio econômico-financeiro.

Após despender mais de quatro laudas desqualificando o trabalho desta Unidade Técnica do TCU, a Jurong, finalmente, passa a discorrer acerca de possível incongruência entre o aludido parecer e o caso concreto, o que o tornaria imprestável, em seu entender, para o deslinde do mérito.

Com palavras duras contra o especialista contratado pelo TCU (§20 de f. 07 do Anexo 30), a contratada desqualifica a metodologia e os critérios estatísticos utilizados no parecer técnico, com objetivo de demonstrar a probabilidade de valorização do dólar frente ao real em 5% (f. 14 do Anexo 30). Dessa forma, a apreciação do real frente à moeda americana configuraria a imprevisibilidade.

A Jurong, sob o mesmo argumento utilizado pelas outras entidades envolvidas e pelos gestores da Petrobras, afirma que essa tendência de valorização do dólar frente ao real funcionaria como um hedge natural capaz de recompor o equilíbrio econômico-financeiro do contrato decorrente da variação cambial e da inflação (§§41 e 42 de fls. 14/15 do Anexo 30).

Nesse sentido, a contratada assevera que realização de proteção cambial, nesse caso concreto, não seria uma decisão gerencial razoável e lógica, caracterizando especulação, diante dessa ‘firme e segura’ tendência de valorização do dólar frente ao real. Cita como precedente o REsp n.º 343.617 da 3ª Turma do STJ (D.J.U. de 16/09/2002).

A Jurong afirma que não havia dever de contratação de hedge no edital de licitação, além da impossibilidade de sua contratação na prática em razão das características dos contratos em exame, tais como longo prazo de duração e remuneração mensal variável.

A contratada assevera que os contratos de proteção cambial possuem vigência de, no máximo, 20 meses, o que impossibilitaria mitigar todos os riscos do contrato. Cita trecho de parecer elaborado pelo parecerista contratado por ela (§55 da f. 20 do Anexo 30), que demonstra ser possível mesmo a contratação de hedge de maior prazo por meio de contratos a termo, apesar de ser ‘raro’.

Com relação à imprevisibilidade do montante mensal de medição/pagamento, a Jurong entende que se trata de antecipação de pagamento, dependendo o montante pago de medição e do progresso da obra. A contratada alega que o cronograma físico-financeiro do empreendimento é apenas um referencial. Assim, conclui que esse fato inviabilizaria a contratação de hedge, na medida em que os fluxos de caixa não eram antecipadamente conhecidos e determinados.

Assevera que os contratos futuros negociados na BM&F são instrumentos especulativos por definição, não se aplicando ao caso concreto. A Jurong alega que a solução de proteção cambial por meio de NDF não se aplica também às contratações em tela, pois só são disponibilizadas por aqui a companhias brasileiras com excelente credit rating, o que não é o caso das contratadas.

Por fim, afirma que as operações de contrato de opções possuem custos proibitivos e inviáveis, sendo disponíveis no máximo por um ano. A Jurong argumenta que, num panorama de improvável depreciação do dólar, a exigência de hedge implicaria custos desnecessários, revelando superfaturamento passível de crítica pelo TCU.

A contratada afirma que houve um equívoco por parte desta Unidade Técnica ao considerar que as ‘Declarações Financeiras’ divulgadas pela Sembcorp Marine Ltd. indicavam que disporia de mecanismos financeiros de proteção cambial sempre que houvesse contratos com descasamento de moedas, conforme transcrição de fls. 23/24 do Anexo 30. Segundo a Jurong, as proteções a que essas ‘declarações financeiras’ se referiam eram de curto prazo (30 dias), relacionadas a verbas de tesouraria.

Por fim, a contratada conclui que o parecer técnico constante do Anexo 29 não foi capaz de alterar a regularidade da fórmula de recomposição empregada nas contratações sob exame. Assim, requer sejam declaradas inexistentes as irregularidades relacionados à concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato e revogada a medida cautelar adotada.

Ao analisar as razões expendidas pela Jurong, verifica-se que ainda não são suficientes para desconfigurar as irregularidades apontadas por esta Unidade Técnica no que se refere à concessão indevida de reequilíbrio econômico-financeiro decorrente de variação cambial e inflação.

Primeiramente, cabe deixar registrado que os debates suscitados ao longo deste processo têm sido conduzidos, por parte desta Secretaria, com respeito e urbanidade, sem margem a picuinhas de qualquer

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natureza, observando sempre a realidade dos fatos e as evidências contidas nos autos. A análise desta Unidade Técnica é impessoal e técnica, nos exatos termos do inciso I do art. 86 da Lei n.º 8.443/92.

Por essa razão, não podemos deixar de registrar nossa estranheza com o fato de a Jurong, e unicamente ela em todo o universo processual, por intermédio de seus procuradores, afastar-se da discussão eminentemente técnica e se aventurar em ataques de ordem pessoal, de resto ofensivos à dignidade do corpo funcional desta Casa e do ilustre Professor Paschoarelli.

Aliás, as ilações desairosas da Jurong não atingem somente o corpo técnico deste Tribunal, mas também o próprio Exmo. Sr. Ministro Relator, na medida em que foi Sua Excelência quem autorizou a contratação do referido parecerista.

Não cabe a afirmação da Jurong de que a simples contratação de especialista indica que o corpo técnico do TCU, especialmente desta 1ª Secex, é incapaz e incompetente para tratar de temas relacionados a finanças e derivativos, pelos motivos a seguir expostos.

A referida contratação encontra-se prevista no art. 101 da Lei n.º 8.443/92 e no art. 297 do RI/TCU. Além disso, a procura por outra opinião tecnicamente abalizada e imparcial de profissional conceituado na área de finanças e derivativos demonstra o zelo com que esta Corte de Contas vem tratando desse assunto, como observado pela FSTP no § 1 da f. 02 do Anexo 31.

Vale dizer, ainda, que esta Unidade Técnica tem demonstrado em instruções anteriores sua capacidade técnica de resolver questões dessa natureza, sendo a opinião do aludido especialista útil unicamente no que se refere ao mercado de derivativos e de proteção cambial.

Cabe destacar que tanto a Petrobras quanto a Jurong valeram-se de pareceristas e nem por isso pode-se concluir que seus técnicos em finanças (p.ex.: Unidade de Planejamento Financeiro e Gestão de Riscos da Petrobras) são medíocres ou incapazes de gerenciar um contrato num mercado altamente competitivo como o de petróleo.

Por fim, a título de comparação, observa-se que, no âmbito do Poder Judiciário, com base no art. 421 e seguintes do Código de Processo Civil – CPC, o juiz pode se valer de laudo pericial elaborado por perito formalmente designado para tanto. Ademais, nos termos do art. 436 do CPC, o juiz não está adstrito ao laudo pericial, podendo formar a sua convicção com outros elementos ou fatos provados nos autos. Assim, não é a solicitação de laudo pelo juiz que o torna incompetente para julgar a lide. Nesse caso, pode-se observar que o laudo pericial não é nem mesmo decisivo ao exame de mérito.

Cumpre ressaltar que o especialista contratado pelo TCU não se fundamentou apenas nos quesitos formulados, mas foi informado de todas as nuances deste processo por meio de duas reuniões em Brasília. Não há qualquer juízo de valor nos quesitos formulados, pois estes se referem às condições e circunstâncias presentes no caso concreto, como o fato de haver expressa vedação contratual à revisão/reajuste, o descasamento de moedas em razão do conteúdo nacional mínimo, a contratação por preço global etc. Cabe destacar que o único interesse buscado por esta Unidade Técnica é a proteção do erário e a observância da legalidade, legitimidade e economicidade.

Deve-se deixar registrado que, conforme art. 15 do CPC, ‘é defeso às partes e seus advogados empregar expressões injuriosas nos escritos apresentados no processo, cabendo ao juiz, de ofício ou a requerimento do ofendido, mandar riscá-las’. Nesse sentido, observa-se que a 4ª Turma do STJ, asseverou que a ‘inviolabilidade profissional não permite ao advogado explorar os limites da postura e assacar expressões injuriosas e caluniosas de caráter eminentemente pessoal ao magistrado. REsp 151.840-MG, Rel. Min. Sálvio de Figueiredo, julgado em 25/5/1999’. Além disso, é de se notar que o art. 44 do Código de Ética da OAB estabelece que ‘deve o advogado tratar o público, os colegas, as autoridades e os funcionários do Juízo com respeito, discrição e independência, exigindo igual tratamento e zelando pelas prerrogativas a que tem direito’.

O fato de a PNBV não ter exigido a realização de hedge não afasta a responsabilidade das contratadas em, discricionariamente, se precaver de forma diligente sobre seu gerenciamento de risco cambial. Pelo contrário, a expressa vedação à revisão/reajuste, o descasamento de moedas e as práticas de mercado indicavam que não seriam admitidos pleitos de reequilíbrio decorrentes de variação cambial.

Não é verdade afirmar que houve ludíbrio por parte desta Secex, pois há expressa vedação contratual de revisão ou reajuste dos preços contratados, o que, apenas anos mais tarde, foi juridicamente relativizado por meio de pareceres jurídicos. Entretanto, na época da contratação, não havia dúvidas a respeito das intenções das partes contratantes no sentido de que não poderia haver revisão ou reajuste de preços. Se não fosse assim, não haveria motivo para incluir tal vedação.

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Com relação às críticas aos critérios e técnicas estatísticos utilizados no parecer e da questão do hegde natural, despicienda se torna nova análise, bastando as já feitas acima acerca das considerações dos responsáveis, da FSTP e da Petrobras.

O precedente citado pela Jurong do STJ (REsp 343.617) trata de caso distinto do descrito nestes autos, uma vez que se refere ao ano de 1999, quando houve a mudança de regime cambial de fixo para flutuante, o que já foi amplamente discutido nesta Instrução.

No que concerne à indisponibilidade de instrumentos hábeis de proteção cambial, foram aduzidas, em essência, as mesmas argumentações já analisadas nas oitivas. O longo prazo contratual e a ausência de definição precisa dos montantes a serem medidos não implicam a impossibilidade de realização do hedge como insiste em afirmar a Jurong.

Apesar de as medições e os pagamentos serem eventualmente diferentes daqueles estabelecidos no cronograma físico-financeiro original, não se pode falar que tal fato inviabilizaria a realização de hedge, pois as contratadas, diante das condições e circunstância que as cercavam, poderiam ter feito proteção cambial com base no cronograma original. Depois, caso ainda assim houvesse um desequilíbrio do contrato, aí sim pleiteariam de forma legítima a revisão contratual. É de se notar que divergências de projeto e de cronograma em relação àquilo que será efetivamente medido podem de fato ocorrer, mas não são de tal sorte que impliquem aleatoriedade e insegurança naquilo que será executado e pago, sob pena de tornar inócuo todo um planejamento da construção da plataforma.

Dentre os instrumentos derivativos hábeis a mitigar os riscos decorrentes da variação cambial, apesar de existirem limitações aos contratos futuros ou de opções, destacam-se os de mercado de balcão a termo, em especial as proteções cambiais denomindas de ‘termo de moedas’ ou NDF.

Nos termos dos arts. 1.134 a 1.141 do Código Civil Brasileiro, as sociedades estrangeiras necessitam de autorização para funcionar no país. Nesse caso, utilizou-se de subcontratada nacional (Estaleiro Mauá Jurong S/A) para executar os serviços aqui no Brasil.

Nesse caso, o fato de a Jurong ser uma empresa estrangeira não impede que utilize sua subcontratada, à época, o Estaleiro Mauá Jurong S/A, o qual executou os serviços que foram realizados em território nacional, para realizar junto aos grandes bancos nacionais (Santander, ABN/AMRO, Bradesco, Banco do Brasil, Citibank etc.) operações de NDF de modo a mitigar os riscos cambiais.

Não condiz com a realidade a alegação de que seriam de curto prazo (30 dias) e relacionadas a verbas de tesouraria as proteções cambiais a que as ‘declarações financeiras’ da Sembcorp Marine Ltd. se referiam. Conforme visto alhures nesta Instrução, há menção de que:

‘O grupo utiliza também contratos de câmbio futuro com vencimento inferior a doze meses para garantir seus ativos e passivos financeiros e compromissos firmes em moeda estrangeira. Por meio desse programa, os aumentos ou reduções dos ativos, passivos e compromissos firmes do Grupo em denominação estrangeira são parcialmente compensados por ganhos e perdas nos instrumentos de hedge (proteção contra riscos). O Grupo não utiliza contratos de câmbio futuro para fins comerciais.(...)(u) Instrumentos financeiros derivativosInstrumentos financeiros derivativos são usados para controlar a exposição a riscos cambiais advindos de atividades operacionais, financeiras e de investimento. Não são usados instrumentos financeiros derivativos para fins comerciais. Os ganhos e perdas dos contratos de câmbio futuro usados para garantir transações futuras em moeda estrangeira são diferidos até que a transação prevista ocorra. Quando o item protegido é um ativo ou passivo reconhecido, ele é convertido às taxas futuras contratadas.(...)6. Riscos com Instrumentos Derivativos Financeiros O grupo também utiliza contratos de câmbio futuro e swaps com vencimento inferior a 12 meses para garantir seus ativos e passivos financeiros e compromissos firmes em moeda estrangeira. Esse arranjo permite que os aumentos ou reduções dos ativos, passivos e compromissos firmes do Grupo em denominação estrangeira sejam parcialmente compensados por ganhos e perdas nos instrumentos de hedge. O Grupo usa contratos de câmbio futuro e swaps exclusivamente para fins de hedge.

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Assim, verifica-se que as operações de hedge não são apenas de curto prazo ou relacionadas à tesouraria, sendo também utilizadas pela SembCorp Marine para proteção de riscos cambiais decorrentes de atividades operacionais como a construção de plataformas.

Com relação à inclusão da fórmula, remete-se a item específico desta Instrução. Da não aplicação da Teoria da Imprevisão em razão de ausência de inevitabilidade, acarretando a

irregularidade na concessão de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de EPC da P-52 e da P-54.

Cabe aqui retornar à análise do requisito da inevitabilidade, considerando o caso concreto, visto que há comprovação de que havia, à época das contratações em tela, instrumentos hábeis e disponíveis a mitigar os riscos cambiais.

Como exaustivamente demonstrado acima, a Teoria da Imprevisão que justifique a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato pressupõe a existência de requisitos cumulativos que devem ser rigorosamente obedecidos para fundamentá-la, sob pena de ser considerada ilegal pelo ordenamento jurídico nacional e internacional. Assim, independentemente da natureza jurídica das contratações em análise, a Teoria da Imprevisão e seus requisitos são os mesmos e devem ser obedecidos. Cumpre deixar assente entendimento de que as contratações em comento devem obediência à legislação nacional, em especial à Constituição da República, à Lei de Licitações e Contratos Administrativos e ao Código Civil Brasileiro.

Cabe observar que, desde a elaboração do relatório de auditoria, não se questionava o fato notório de que houve uma abrupta apreciação do real frente ao dólar, mas que poderia ter sido prevista e mitigada pelas partes contratantes quando da celebração dos contratos ou durante a execução destes. A situação agrava-se ainda mais em regime de câmbio flutuante, mesmo considerando que havia apenas 5% de probabilidade de tal fato ocorrer durante a execução dos contratos em exame, conforme parecer do economista Márcio Garcia de fls. 61/91 do Anexo 24.

Não se pode, no caso concreto, entretanto, alegar que a situação que ocasionou a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos era inevitável. Isso porque, como se comprovará a seguir, era possível evitarem-se futuros prejuízos decorrentes da variação cambial, por meio de instrumentos de proteção cambial disponíveis à época a empresas não financeiras de grande porte e hábeis a prevenir eventuais oscilações da cotação do dólar frente ao real, por menor que fossem.

Como ficou devidamente assentado por esta Unidade Técnica às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, ‘não há que se falar em fatos extraordinários ou imprevisíveis, pois o mercado de câmbio, por sua natureza, é variável, principalmente em regime flutuante em que as cotações de moedas sobem e descem livremente, de acordo com o mercado’. O fato de as expectativas em relação ao comportamento do câmbio não terem se concretizado não significa, necessariamente, a aplicação automática da Teoria da Imprevisão para a revisão dos contratos.

Cumpre destacar, pela pertinência, lição do ilustre jurista Marçal Justen Filho, ao afirmar que:Exige-se, ademais, que a elevação dos encargos não derive de conduta culposa imputável ao

particular. Se os encargos tornaram-se mais elevados porque o particular atuou mal, não fará jus à alteração de sua remuneração.

Caracteriza-se uma modalidade de atuação culposa quando o evento causador da maior onerosidade era previsível e o particular não o previu. (...) Cabia-lhe o dever de formular sua proposta tomando em consideração todas as circunstâncias previsíveis. (JUSTEN FILHO, Marçal. Curso de Direito Administrativo. São Paulo: Saraiva, 2005.)

Não se pode admitir que a Petrobras/PNBV, a despeito das vedações expressas nos contratos originais, tenha arcado integralmente com as perdas cambiais e inflacionárias, em tese, incorridas pelas contratadas, bem como, ter inserido, durante a execução dos contratos, fórmulas de recomposição e reajuste, a fim de suportar a inflação do mercado interno e neutralizar oscilações do dólar. Ademais, como já alertado por esta Unidade Técnica às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, no cálculo das compensações nem mesmo as projeções esperadas de inflação, à época das licitações, foram descontadas.

Esses fatos comprovam que as condições originais dos objetos licitados foram alteradas, ferindo os princípios norteadores das licitações a que a Petrobras deve observância, tais como o Princípio da Vinculação ao Instrumento Convocatório, da Isonomia e da Legalidade. Nesse sentido, conforme se verá mais detalhadamente adiante, quando da análise da inclusão da fórmula de reajuste do contrato, pode-se considerar que a ‘regra do jogo’ não poderia ter sido alterada sem que houvesse respaldo legal ou

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contratual que excepcionalmente a fundamentasse. Nesse sentido, observa-se que as demais licitantes podem não ter apresentado a melhor proposta de preços em razão de terem considerado os custos decorrentes de previsíveis e evitáveis oscilações de câmbio, de inflação e de insumos, tendo em vista expressa vedação contratual de revisão e reajuste. Caso soubessem que poderia haver reequilíbrio do contrato, poderiam apresentar preços mais competitivos.

Segundo Marçal Justen Filho, não se pode atribuir todos os riscos, ordinários e extraordinários, à contratada, sob pena de se onerar sobremaneira o valor a ser proposto na licitação, de modo a cobrir todos os possíveis e remotos prejuízos que esta possa vir a sofrer durante a execução contratual (JUSTEN FILHO, Marçal. Comentários à Lei de Licitações e Contratos Administrativos. 12ª ed. São Paulo: Dialética, 2008). Entretanto, não se deve, também, em posição radicalmente oposta, repassar todo e qualquer risco à Administração contratante, transferindo os prejuízos decorrentes de áleas ordinárias e passíveis de serem evitadas pelas partes, seja ela a contratada ou a contratante. Nesse sentido, como dito pelo aludido autor, embora haja uma parcela de álea (risco) em toda a contratação, não se pode transferir todo e qualquer risco ao contrato sob pena de transformar a aleatoriedade em sua essência. Deve-se, portanto, achar-se um meio termo que seja justo para ambas as partes contratantes. A fórmula de reajuste do contrato poderia ser esse meio termo, desde que inserida originalmente no contrato, fato que não ocorreu no caso concreto.

Assim, constata-se que risco cambial é um tipo de risco de mercado evitável, por ser gerenciável, sendo inerente ao mundo empresarial e decorrente, muitas das vezes, da disposição das empresas em atuarem em diferentes mercados. Trata-se, portanto, de álea ordinária dos negócios.

Da doutrina brasileira no que se refere à aplicação da teoria da imprevisão decorrente de variação cambial.

Ao tratar do tema, o jurista Marçal Justen Filho assevera que, nos contratos administrativos, pode ser aplicada a teoria da imprevisão decorrente de variação cambial. O autor cita como precedentes julgados do TCU e do STJ. No entanto, ressalva que, a princípio, ‘há forte rejeição ao acolhimento formal de pleitos fundados na variação cambial’. (JUSTEN FILHO, Marçal. Curso de Direito Administrativo. São Paulo: Saraiva, 2005, p. 728). Esse entendimento não é incompatível com a posição adotada por esta Unidade Técnica nestes autos, mas, ao contrário, é complementar, conforme se verá a seguir.

Parte-se da premissa de que o contrato vedava qualquer hipótese de revisão contratual e havia obrigatoriedade contratual de que houvesse um conteúdo nacional mínimo de custos em reais que acarretaria o descasamento de moedas, tendo em vista que o contrato era firmado em dólares. Além disso, como se verifica nesta Instrução, havia instrumentos hábeis e disponíveis de proteção cambial eficientemente capazes de mitigar os riscos decorrentes de flutuações de taxas de câmbio que pudessem onerar sobremaneira a execução dos contratos em comento.

Deve se levar em conta, ainda, que as contratadas informaram em suas demonstrações contábeis e financeiras no exterior que realizam política de proteção cambial, conforme praxe de mercado. Por fim, vale lembrar que os contratos foram firmados durante período em que o regime cambial brasileiro era, há tempos, o regime de câmbio flutuante, que, por sua natureza, pressupõe que haverá oscilações da cotação do dólar frente ao real de acordo com o mercado. Nesse sentido, não é possível assegurar tendência alguma dessa cotação, seja desvalorizando, seja apreciando o real, pois o que passar disso é especulação.

Assim, era de se esperar que, diante das situações descritas acima, as contratadas, agindo de forma diligente e com o cuidado e conhecimento exigido de empresas de grande porte internacionais, realizassem proteção cambial de forma a mitigar os riscos decorrentes da variação cambial.

Claro que seria impossível às contratadas eliminar todos esses riscos, pois não haveria instrumentos capazes para tanto. Entretanto, agindo com a diligência e o cuidado esperados, poderiam mitigar os riscos de eventuais prejuízos sofridos no percentual que fosse possível. Somente após terem tomado todas as providências cabíveis e caso houvesse um desequilíbrio imprevisível, extraordinário e inevitável que onerasse sobremaneira o contrato, aí sim poderiam pleitear a aplicação da teoria da imprevisão no caso concreto, visando a reestabelecer o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

Dessa forma, o melhor entendimento é ser aplicável a Teoria da Imprevisão nos contratos decorrentes de variação cambial, após cumpridos os requisitos legais, desde que a contratada tenha agido com diligência no sentido de realizar proteção cambial que esteja disponível e hábil a mitigar os

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riscos pertinentes, em observância ao requisito da inevitabilidade. Conforme se demonstra ao longo desta Instrução, não foi o que ocorreu no caso das contratações da P-52 e da P-54.

Da inadequação da aplicação ao caso concreto dos julgados trazidos pelos responsáveis e pelas entidades envolvidas no sentido de subsidiar suas defesas.

Nas defesas de mérito apresentadas por meio de razões de justificativa e das oitivas constantes dos autos, é citado, entre outros, como precedente em favor dos responsáveis e das entidades envolvidas, o Acórdão n.º 1.183/2007-TCU-Plenário. O aludido Acórdão considerou devida a revisão contratual decorrente da variação cambial em contratação feita pela Casa da Moeda do Brasil em 2003, ante a apreciação do real frente ao dólar.

Observa-se que aqueles autos tratavam de Tomada de Contas Especial – TCE convertida a partir de representação formulada por equipe de auditoria da 2ª Secretaria de Controle Externo deste Tribunal – 2ª Secex, versando sobre possíveis irregularidades nos contratos celebrados pela Casa da Moeda do Brasil – CMB com a empresa Arjo Wiggins Ltda., no período de 2002 a 2005, para o fornecimento de papel fiduciário.

Entre outras, foi constatada irregularidade na concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em razão de variação cambial, nos anos de 2003, época em que houve uma queda da cotação da moeda americana.

De acordo com o Voto condutor do referido Aresto, no que se refere à irregularidade decorrente da indevida revisão contratual, depreende-se que tanto a 2ª Secex quanto o Ministério Público junto ao TCU consideraram irregular a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, in verbis:

‘13. A respeito da conversão da dívida de R$ 1.790.000,00, em favor da CMB, em 53.241 Kg de papel, nas bases de preços do Contrato 3.631/2003, quando deveriam ser utilizados os preços reequilibrados do Contrato 3.608/2002, resultando em suposto dano ao erário da ordem de R$ 152.437,56, o Diretor Técnico da 2ª Secex defendeu que o reajuste de preços que resultou no crédito de R$ 1.790.000,00 em favor da CMB caracterizou tão somente uma compensação da variação cambial ocorrida entre o valor estimado no início do contrato e o efetivamente apurado ao final, em razão de o contrato envolver diversos insumos referenciados em moeda estrangeira, não se tratando de reequilíbrio econômico-financeiro, que prevê a ocorrência de fatos imprevisíveis, ou previsíveis porém de conseqüências incalculáveis, que sejam retardadores ou impeditivos da execução do ajustado, requisitos estes que, segundo o Diretor, não se verificam no caso em estudo.14. Corroborando essa tese, o douto representante do Parquet assinalou, à fl. 2.439 do vol. 12, que ‘De fato, não há como concluir que a variação cambial havida no período de vigência do contrato tenha produzido conseqüências imensuráveis, que seria bastante a ponto de atrasar ou mesmo impossibilitar a execução da avença. Prova contundente de que isso não ocorreu é que o próprio percentual de variação ficou dentro da faixa já previamente admitida pelas partes. Em boa verdade, uma variação cambial, em patamares não significativos, insere-se no risco normal da atividade negocial bilateral.’ (grifos nossos)Entretanto, não foi esse o entendimento esposado no Voto condutor do aludido Acórdão, ao

asseverar que:‘15. Novamente com as vênias de estilo por dissentir, pelas razões que passo a expor, entendo tratar-se de reequilíbrio econômico-financeiro, sujeito às normas do art. 37, inciso XXI, da Constituição Federal c/c o art. 65, inciso II, alínea ‘d’, da Lei 8.666/1993.16.Sobre a questão da aplicabilidade do dispositivo legal mencionado acima, já me manifestei ao relatar o TC-018.016/2005-1, Acórdão 1.798/2005-Plenário, oportunidade em que considerei ilegal o reequilíbrio econômico-financeiro empreendido em benefício da contratada. Contudo, naquela oportunidade, fundamentei-me no fato de a variação do preço do dólar já ter se iniciado bem antes da formulação da proposta, tendo essa variação, inclusive, se comportado de maneira linear, o que permitiria à licitante, ao formular sua proposta de preço, estimar o reflexo desse panorama econômico na execução do contrato.17.No caso em estudo, não houve variação constante do Dólar. Ao contrário, após longa valorização da moeda americana frente ao Real, verificada entre janeiro/2002 e março/2003 – de R$ 2,305 para R$ 3,562, segundo cotação oficial do Banco Central do Brasil para compra –, verificou-se, no interstício de dois meses, considerável queda cambial, da ordem de 18%, conforme se depreende da análise gráfica empreendida por minha assessoria (fl. 2.451 do vol. 12),

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mantendo-se o Dólar, durante a vigência do Contrato 3.608/2002, praticamente constante, abaixo de R$ 3,00.18.Nessas circunstâncias, considerando que o Contrato 3.608/2002 foi assinado em 4/4/2003 (fl. 193 do v.p.), evidencia-se que, à época da formulação da proposta de preço, a empresa Arjo Wiggins Ltda. não dispunha de meios para prever a queda do Dólar ocorrida em maio daquele ano. O mesmo pode ser dito com relação à Casa da Moeda, que, em 13/12/2002, adotou como estimativa para a cotação da moeda americana no exercício de 2003 o valor de R$ 3,50 (fl. 152, v.p.).19. Destarte, mostra-se não só devida, como também obrigatória, a compensação financeira pleiteada pela CMB junto à empresa Arjo Wiggins Ltda., sendo improcedente a tese de que a aceitação, por parte da contratada, do reequilíbrio proposto pela contratante resultou de mera liberalidade e interesses comerciais.20.Aliás, a previsão contratual de que o reequilíbrio econômico-financeiro somente poderia ser pleiteado quando os preços originalmente pactuados houvessem sido afetados em mais de 5% – sendo que a variação foi de apenas de 4,35% –, não muda meu entendimento sobre a questão, haja vista tratar-se de cláusula inconstitucional e ilegal, nula, portanto, de pleno direito. Nessa linha de raciocínio, repito neste voto as palavras da analista da 2ª Secex, responsável pela instrução parcialmente colacionada no relatório precedente. Segundo ela, ‘considerando que a lei não impôs nenhum limite quantitativo [diga-se o mesmo quanto à Constituição Federal] para que as partes possam requerer a manutenção da equação econômico-financeira, não cabe aos contratantes fazê-lo. Uma vez ocorrido o desequilíbrio econômico-financeiro, deve o direito socorrer a parte que suportou encargo superior ao previsto contratualmente, independente de estar disposto no contrato ou não.’ (fl. 2.412, vol. 12)Diante da análise dos excertos acima transcritos, verifica-se que o julgado trazido pela Petrobras

e pelas contratadas não reflete a situação fática presente nestes autos, em que pese se tratar, também, de revisão contratual decorrente de variação cambial em razão da apreciação do real frente ao dólar.

Primeiro, apesar de a empresa em questão naquele precedente, a Arjo Wiggins Ltda., ser uma multinacional de grande porte assim como a Jurong e a FSTP, as contratantes possuíam natureza distinta entre si. Não se pode comparar uma empresa pública vinculada ao Ministério da Fazenda que atua principalmente num mercado restrito como o de impressão de papel-moeda, como a Casa da Moeda, com uma sociedade de economia mista como a Petrobras, que atua em vários ramos do setor de energia, num ambiente empresarial altamente competitivo e dinâmico. Assim, por ser uma das grandes empresas mundiais desse setor, lhe é exigido um nível elevado de governança corporativa sob o risco de não se manter no mercado.

Segundo, os objetos contratados, no caso do julgado acima, eram totalmente diferentes dos tratados nestes autos. Um era o mero fornecimento de papel fiduciário no valor de cerca de R$ 2 milhões, ao passo que, no caso da Petrobras/PNBV, o objeto contratado era a construção de plataformas de grande porte no valor de cerca de R$ 2 bilhões.

Terceiro, nos contratos celebrados pela Petrobras/PNBV, havia cláusulas expressas de vedação à revisão e ao reajuste contratuais e indicação de que as contratadas deveriam realizar políticas de hedge, bem como havia instrumentos de proteção cambial disponíveis, hábeis e a custos razoáveis, com vistas a mitigar eventuais prejuízos, o que, a princípio, não se verificou no caso da Casa da Moeda.

Assim, o julgado trazido em defesa da Petrobras/PNBV e das contratadas não se encaixa com o caso da P-52 e P-54, não sendo razoável ser utilizado como precedente para justificar a concessão do reequilíbrio do contrato na forma como quiseram os responsáveis e as contratadas.

Com relação às decisões do Judiciário apresentadas desde a época da análise das oitivas, como já alertado por esta Unidade Técnica, cumpre observar que, em sua maioria, se referem a contratos de leasing indexados ao dólar, relativos ao período de 1999, quando o regime cambial passou a ser o flutuante. Aquelas decisões não guardam relação alguma com o presente caso, pois, em essência, tratam de alterações contratuais decorrentes de alteração imprevista do regime cambial de fixo para flutuante por determinação de política cambial, o que alterou as condições efetivas dos contratos à época examinados em decorrência do chamado Fato do Príncipe.

O mesmo ocorre com a Decisão n.º 464/2000-TCU-Plenário, por tratar de situação ocorrida em virtude da mudança do regime de câmbio brasileiro verificada no início de 1999. No caso da P-52 e da P-54, a regra do jogo estava clara e transparente desde o início do contrato, pois se tratava de regime de

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câmbio flutuante, no qual o esperado é que haja variação cambial. Alías, é até redundante dizer que, no regime de câmbio flutuante, o esperado é que este flutue. Esse risco cambial deveria ser mitigado em razão da existência de hedge cambial disponível. Além disso, havia expressa vedação contratual de revisão e reajuste e a proposta era por preço global sem detalhamento dos custos envolvidos. Nesse sentido, cabe repisar que as contratadas dispunham de toda informação relevante para a tomada de decisão em contratar, por serem grandes conglomerados empresariais que declararam ao mercado que realizam tais operações.

No intuito de demonstrar que os julgados colacionados pelos responsáveis tratavam de situações distintas das enfrentadas nesta instrução, transcreve-se comentário de Nelson Nery Jr. a seguir:

Leasing. Desvalorização da moeda. Onerosidade excessiva. A repentina desvalorização da moeda trouxe a onerosidade excessiva alegada pelo apelado e, além disto, consubstanciou mudança na direção da economia, contrariando o que vinha sendo apregoado pelo governo federal. Tratou-se de fato notório, que, até mesmo, dispensa produção de provas, neste aspecto (CPC 334, I). Em verdade, o indexador eleito pelas partes era vinculado a uma moeda cuja oscilação se encontrava sob controle governamental. A partir de 13.1.1999, porém, outra configuração do indexador apareceu, com oscilação praticamente livre. Em conseqüência, era mesmo procedente o pedido revisional (2º TACivSP, 10ª Câm., Ap. 603128-0/2, rel. Juiz Nestor Duarte, v.u., 17.4.2001). (grifos nossos). NERY JR., Nélson e NERY, Rosa Maria de Andrade. Código civil comentado: atualizado até 20 de maio de 2006. 4ª ed. rev., atual. e ampl. São Paulo: Revista dos Tribunais, 2006. p. 448.

No Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário, que analisou o contrato para adaptação da Plataforma P-34, esta Corte entendeu que o reequilíbrio financeiro em função da variação cambial poderia ser aceito, mesmo em se tratando de contratação celebrada no âmbito de regime cambial flutuante. Foi recomendado, então, à Petrobras que avaliasse a possibilidade de inclusão nos próximos editais de licitação da obrigatoriedade de as licitantes contratarem seguro cambial.

Vale dizer que se trata de julgado isolado que não constitui precedente desta Corte de Contas, pois não foram analisados os novos fatos presentes nestes autos que alteram o entendimento antes adotado. Assim, mantém-se o entendimento de que o posicionamento nele adotado deve ser revisto, pois, como demonstrado, não cabe o reequilíbrio quando as partes contratantes não se cercaram das devidas cautelas de acordo com a praxe de mercado. Diante disso, não se mostra necessária a recomendação proferida naqueles autos, uma vez que o gerenciamento de riscos de mercado já é uma prática do mundo empresarial, sendo decisão discricionária das contratadas.

Conforme se verifica dos julgados acima, os quais foram colacionados pelas contratadas e pela Petrobras/PNBV, as situações fáticas apresentadas referem-se a cenários políticos e econômicos distintos do presente caso, pois naquela época houve o chamado Fato do Príncipe, no qual foi alterado o regime cambial de fixo para flutuante, de maneira imprevisível e inevitável, acarretando onerosidade excessiva.

Da não consideração das implicações em torno da realização de hedge.Outro ponto importante a ser considerado é a ausência de diligência por parte da PNBV e das

contratadas, ao não cogitarem na época da celebração dos termos aditivos a possibilidade de realizar hedge, tendo em vista que era incontroverso que havia descasamento de moedas e vedação à revisão e ao reajuste do contrato.

É importante distinguir as particularidades da Petrobras e das empresas que compõem o grupo, como a PNBV, das demais entidades da Administração Indireta, tais como Casa da Moeda, CBTU etc. A Petrobras e suas subsidiárias são entidades que atuam num mercado altamente concorrencial, movimentam quantias vultosas e se relacionam com um sem-número de fornecedores, clientes e prestadores de serviço. Isso não ocorre, ao menos na mesma dimensão, com instituições como a Casa da Moeda e a CBTU, entidades tipicamente prestadoras de serviço público. Além disso, a Petrobras, ao contrário das demais, possui ações negociadas em bolsa de valores, devendo agir de acordo com critérios rígidos de governança corporativa.

A Petrobras possui área específica relacionada a finanças e administração financeira com técnicos qualificados que auxiliaram na decisão de conceder os questionados reequilíbrios dos contratos em tela, elaborando pareceres técnicos e compondo os grupos de trabalho que analisaram a questão, assessorando e subsidiando as deliberações da Diretoria Executiva da Petrobras.

Além disso, a Petrobras/PNBV juntou aos presentes autos cópia de normativo interno do Grupo Petrobras acerca de gerenciamento de riscos cambiais (fls. 03/114 do Anexo 18), nos quais há indicação

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de que, nos casos de descasamento de moedas, torna-se obrigatório considerar a realização de hedge por meio de derivativos.

Não é razoável admitir o fato de que não houve, nas contratações em comento, estudo ou análise que levasse em consideração a possibilidade de realização de proteção cambial e a imposição desse hedge às contratadas, considerando as características do caso concreto.

Da inclusão indevida de fórmula de recomposição de preços nos contratos em comento. Preliminarmente, cabe esclarecer que, na auditoria realizada em 2007, não se questionou

diretamente a inclusão de fórmula de reajuste contratual nos Contratos de EPC da P-52 e da P-54, tendo em vista que houve constatação de irregularidade de toda a concessão do reequilíbrio, desde sua origem, o que abarcou, também, a referida fórmula. Entretanto, ainda que o Plenário do TCU reconheça a regularidade das revisões contratuais em decorrência de variação cambial e do aquecimento de mercado, não se pode admitir a inclusão das aludidas fórmulas.

Fazendo um breve histórico, observa-se que, após a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro retroativo, foi inserida fórmula de reajustamento do valor contratual referente à parcela de conteúdo nacional exigido, de forma a compensar a variação cambial e o aquecimento de mercado interno, em razão de futuras oscilações de preços.

A inclusão dessa fórmula obedeceu às premissas e orientações adotadas pelo Grupo de Trabalho que autorizou a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro e a inclusão de mecanismo automático de reajuste nos contratos.

No caso da parcela referente à variação cambial, ficou consignado no Despacho do Exmo. Ministro-Relator de 07/11/2007 (fls. 348/349 do Volume 2 do Principal) indício de irregularidade configurado na atualização dos índices de cotação do dólar frente ao real em periodicidade inferior a um ano, contrariando o art. 28, caput e §1º, da Lei n.º 9.069/95.

Conforme se verifica da análise da referida fórmula, cabe deixar assente que não se pode admitir que tal parcela trate apenas de mera conversão de valores de forma a quantificar a parcela de conteúdo nacional a ser reajustado pela segunda parcela da fórmula, fazendo com que o contrato seja naquele momento cotado em reais. Não se pode olvidar que, em essência, essa parcela de variação cambial da fórmula configura insofismavelmente hipótese de reajuste.

Ressalte-se que as cotações mensais do dólar em face do real funcionam como índice de reajuste qualquer, guardadas suas especificidades, assim como os índices das colunas 10 e 15 da Fundação Getúlio Vargas – FGV, utilizados na parcela de aquecimento de mercado da fórmula, refletindo um reajuste do valor do contrato referente ao conteúdo nacional.

Note-se, ainda, que, além do art. 28, caput e §1º, da Lei n.º 9.069/95, a Lei n.º 10.192/2001 refere-se à vedação do reajuste em periodicidade inferior a um ano, tanto no caso de empresas privadas (art. 2º) quanto no caso da Administração Direta e Indireta, incluindo a Petrobras (art. 3º).

Pode ser considerado, ainda, que, por hipótese, a parcela de variação cambial com periodicidade mensal inserida na fórmula teria a função de proteger as partes contratantes de futuras oscilações de câmbio seja pela apreciação ou pela desvalorização do real frente ao dólar, agindo como uma espécie de contrato de hedge ou de swap cambial.

Como já verificado acima, é inegável a aplicação da legislação brasileira no presente caso, em razão de parte dos serviços do contrato ser executada no Brasil, devendo seguir o ordenamento jurídico nacional. Entretanto, a avaliação que deve ser feita é se a Lei n.º 10.192/2001 é aplicável ao caso concreto, no qual o valor contratado está em dólar e as partes contratantes são estrangeiras.

Como visto, a aludida legislação permite a contratação em moeda estrangeira nessa hipótese, por força da exceção à regra do art. 1º da Lei n.º 10.192/2001, que veda a estipulação em moeda estrangeira, nos termos do art. 2º, inciso IV, do Decreto-Lei n.º 857/69.

No entanto, quando o contrato é firmado em dólar, não há razão para se aplicar a Lei n.º 10.192/2001, que instituiu o Plano Real, pois a intenção do legislador era proteger o real como moeda nacional, vedando a indexação e a perda do poder aquisitivo desta. Ocorre que o contrato, por permissão legal, não tem seu valor firmado em real, descabendo aplicar, assim, a aludida lei. Portanto, deve-se aplicar a lei de regência da moeda prevista no contrato que, no presente caso, não é o real.

Assim, conclui-se que o indício de irregularidade apontado encontra-se saneado, tendo em vista tratar-se de contrato celebrado em dólar por partes estrangeiras, não se aplicando o disposto no art. 2º, §§1º e 3º, e no art. 3º da Lei n.º 10.192/2001, além do art. 28, caput e §1º, da Lei n.º 9.069/95.

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Outra questão que deve ser analisada é o fato de, apesar de haver vedação contratual, ter havido a inclusão da fórmula de reajuste durante a execução dos contratos. Não cabe aqui a alegação no sentido de relevar a vedação contratual, ao permitir a revisão de preços contratados, em razão desta ser de ordem pública e garantia constitucional. No caso de reajuste contratual, a vedação era absoluta, não sendo afastada por meio de mandamento constitucional, como justificou a PNBV no caso da concessão de reequilíbrio econômico-financeiro.

Além disso, não se pode considerar que a fórmula inserida seja caracterizada como revisão contratual, pois não há como se antecipar um possível evento imprevisível e extraordinário, que onere o contrato e enseje reequilíbrio econômico-financeiro, tendo em vista que, pela própria natureza da Teoria da Imprevisão, o evento deve ocorrer no futuro. Não se pode dizer antecipadamente, portanto, que se trata de imprevisibilidade se o evento ainda não aconteceu. A revisão contratual, caso seja devida, deve ser avaliada, comparando-se o momento atual com as condições originais do contrato.

Quanto à inclusão da fórmula, cabe observar, ainda, que não se pode alterar a regra da contratação no meio da execução do contrato, sob o risco de ferir o Princípio da Isonomia entre os Licitantes.

Conforme mencionado pela própria FSTP à f. 18 do Anexo 25, o preço proposto pela segunda colocada no certame (Consórcio Odebrecht/Saipem) foi US$ 1.052.275,621,00 (um bilhão, cinqüenta e dois milhões, duzentos e setenta e cinco mil e seiscentos e vinte e um dólares), sendo cerca de US$ 280 milhões maior do que o preço vencedor da licitação apresentado originalmente pela contratada (FSTP).

Essa diferença de preços entre as licitantes, assim como observado no exemplo acima, muito provavelmente pode ter sido ocasionada pela consideração pelas outras participantes do certame de custos relacionados à proteção cambial e eventuais aumentos de preço decorrentes de variações ordinárias plenamente possíveis de serem apuradas com base na série histórica dos índices de aquecimento de mercado, tendo em vista a constatação de que havia expressa vedação contratual à revisão e reajuste e a observância da prática de mercado em fazer hedge, quando houvesse descasamento de moedas.

Por fim, cumpre destacar que esta Unidade Técnica considerou regular a inclusão de fórmula de reajuste semelhante no Contrato de EPC da Plataforma P-56 (TC 006.137/2008-9), tendo em vista que fora inserida originalmente no aludido contrato. Aqui, repisa-se, não se questiona a fórmula em si, mas o fato de ela ter sido inserida durante a execução do contrato.

Da análise das informações constantes do Anexo 17.Em 05/10/2007, a PNBV apresentou mais informações acerca dos indícios de irregularidades

decorrentes da concessão indevida de reequilíbrios econômico-financeiros nos contratos de EPC da P-52 e da P-54 em razão de variação cambial e aquecimento de mercado.

Algumas dessas informações já foram analisadas por esta Unidade Técnica, cabendo aqui tratar somente daquelas que apresentem alguma novidade. Em suma, as informações são as seguintes:

a) não há alternativa de não firmar os contratos em tela em reais, tendo em vista que há necessidade de observância às regras que abrangem o benefício fiscal do REPETRO;

b) a gestão dos contratos sofreu impacto em decorrência da possibilidade de aumento da rentabilidade da Petrobras com o início da produção das plataformas, aproveitando os altos preços do petróleo, a elevação dos preços do aço e dos insumos, bem como a apreciação do real;

c) os preços das plataformas P-52 e P-54 (contratos de EPC) ficaram abaixo de outras plataformas como a P-55 e P-57;

d) indicadores e gráficos que demonstram a imprevisibilidade da taxa cambial;e) no caso da P-52, o valor pago até agosto de 2007, referente à parcela de conteúdo nacional

convertida na data de apresentação da proposta, mais o valor pago como compensação a título de reequilíbrio, convertido na data de cada pagamento efetuado, no total de cerca de R$ 972 milhões, é inferior ao valor total de reais que teriam de ser pagos em razão do conteúdo nacional mínimo previsto em contrato, convertido na data de apresentação das propostas, corrigido pela expectativa de valorização do dólar frente ao real conforme Banco Central, no total de cerca de US$ 1,072 bilhão;

f) no caso da P-54, o valor pago até setembro de 2007, referente à parcela de conteúdo nacional convertida na data de apresentação da proposta, mais o valor pago como compensação a título de reequilíbrio, convertido na data de cada pagamento efetuado, no total de cerca de R$ 736 milhões, é inferior ao valor total de reais que teriam de ser pagos em razão do conteúdo nacional mínimo previsto

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em contrato, convertido na data de apresentação das propostas, corrigido pela expectativa de valorização do dólar frente ao real conforme Banco Central, no total de cerca de US$ 785 milhões;

g) inexistência de instrumentos financeiros para a realização de hedge, em razão da restrição decorrente do prazo de construção das plataformas e do custo elevado das poucas opções existentes;

h) inexistência de índices nacionais que reflitam especificamente os insumos presentes das contratações em comento, utilizando-se, como solução para esse problema, os índices do IPA e do IGP da FGV, bem como os valores acordados em dissídios coletivos nos anos de 2001 a 2007 pelos respectivos sindicatos nas cidades onde se construíram as referidas plataformas;

i) a possibilidade de descumprimento contratual por parte da PNBV, caso se confirme a retenção cautelar determinada pelo TCU, em observância às normas legais;

j) possibilidade de ocorrência de prejuízos decorrentes do atraso no início da produção, de custos de mobilização e prorrogação de prazo contratual, da instabilidade do mercado, de passivos trabalhistas e judiciais; custos de submissão ao tribunal arbitral inglês, perdas de arrecadação de royalties, comprometimento da auto-suficiência nacional em petróleo e do PLANGAS.

Os argumentos trazidos pela PNBV em sua defesa não são suficientes para elidir o indício de irregularidade apontado pela equipe de auditoria desta Corte de Contas.

Quanto à necessidade de o contrato ter sido firmado em dólar por partes estrangeiras em razão da utilização dos benefícios fiscais do REPETRO, não é objeto de questionamento nestes autos e não pode ser considerado como causa da irregularidade apontada pela equipe de auditoria. A utilização dos benefícios do REPETRO mostra-se razoável na avaliação desta Unidade Técnica.

No que se refere aos impactos na gestão desses contratos e à perda de produção por eventuais paralisações, nota-se que a PNBV trabalha com suposições de que a retenção definitiva do débito irá ensejar a rescisão contratual, afetando até subcontratados e subfornecedores. Além disso, esse argumento é inerente a todo contrato de obra celebrado pela Estatal, pois a construção de plataformas ou unidades de produção está estritamente ligada à produção de óleo e gás, sendo inegavelmente relevante para a economia nacional e geradora de inúmeros empregos. Ocorre que os fins não podem justificar os meios, senão seria permitido à Estatal, em nome de ganhos financeiros, praticar diversos atos ilegais e antieconômicos, sendo prescindível até a atuação desta Corte de Contas.

Não se pode, também, comparar os preços das plataformas P-52 e P-54 (2003/2004) com os da P-55 e P-57 (2007/2008), pois foram licitações realizadas em épocas distintas e com estratégias de negociação diferenciadas, o que afasta qualquer comparação objetiva de preços entre elas.

No que tange à imprevisibilidade da taxa cambial, cumpre observar que não se discute o fato de que houve uma apreciação do real frente ao dólar, mas a inexistência do requisito da inevitabilidade como justificativa para a concessão dos questionados reequilíbrios econômico-financeiros dos contratos em tela.

Quanto à comparação feita pela Petrobras referente aos preços pagos em reais, caso fossem firmados nessa moeda e atualizados até 2007, é de se notar que tal argumento é, também, insuficiente para elidir a irregularidade apontada nestes autos. Primeiro, porque era necessário que o contrato fosse firmado em dólar para que fosse utilizado o REPETRO. Segundo, o débito configura-se na medida em que foram pagos mais dólares do que os previstos originalmente em contrato, sem que houvesse pressupostos para a revisão contratual. Além disso, em comparação com o valor total do contrato, a diferença apurada pela PNBV não seria tão relevante assim.

No que concerne à inexistência de instrumentos financeiros para realização de hedge e do respectivo custo elevado de tais derivativos, pode-se afirmar, após consulta a especialista desse setor, que havia, à época da contratação e da licitação, disponibilidade a estaleiros internacionais de instrumentos hábeis de proteção cambial a custos razoáveis e aceitáveis, descaracterizando esse argumento apresentado pela PNBV.

Quanto aos índices de aquecimento de mercado, à possibilidade de descumprimento contratual por parte da PNBV e a eventuais prejuízos que poderiam ser sofridos pela PNBV, ressalta-se que tais argumentos já foram exaustivamente tratados quando da análise das oitivas às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal.

Assim, os argumentos e informações apresentados pela PNBV no Anexo 17 não têm o condão de afastar as irregularidades apontadas pela equipe de auditoria.

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Da ausência de requisitos para a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato decorrente do aquecimento de mercado.

No que se refere ao reequilíbrio econômico-financeiro decorrente de aquecimento de mercado, os argumentos apresentados pelos responsáveis e pelas empresas contratadas são, em essência, os mesmos anteriormente já devidamente analisados por esta Unidade Técnica. Não há fatos novos que sejam capazes de elidir o indício de irregularidade apontado por esta Unidade Técnica.

Mais uma vez, é de se notar que se aplica a mesma vedação contratual expressa a quaisquer ajustamentos em razão de inflação (Cláusula 5.8 dos contratos de EPC da P-52 e da P-54). Além disso, diante dos gráficos apresentados pelos responsáveis (colunas 10 e 15 da FGV, IGP-M e IPCA – à f. 452 do Volume 2 do Anexo 8), os quais foram utilizados como critério objetivo de análise do aludido reequilíbrio, as contratadas tinham plena condição de projetar uma inflação para o período do contrato. Bastava considerarem as séries históricas amplamente disponíveis. Não fica demonstrada, ainda, qualquer variação extraordinária ou imprevisível que justificasse a concessão do reequilibro econômico-financeiro da maneira em que foi feita.

Repisa-se entendimento anteriormente esposado por esta Secretaria sobre a alegação de que a fórmula utilizada para o cálculo dos valores correspondentes aos reequilíbrios ter sido bastante conservadora. A aludida fórmula leva em conta as colunas 10 e 15 do Indice de Preços por Atacado da FGV, que correspondem ao preço da mão-de-obra da construção civil no Rio de Janeiro e ao preço do equipamento da indústria hidrelétrica, respectivamente. Esses índices, segundo a PNBV, não necessariamente refletiriam a variação dos preços dos insumos, nem da mão-de-obra da indústria do petróleo e gás. Entretanto, são os índices acordados em contrato, os quais esta Unidade Técnica deve utilizar objetivamente em sua análise. Assim, diante de tais índices, não se constata qualquer variação que pudesse ser considerada extraordinária ou imprevisível (fls. 38/45 do Anexo 3).

No que concerne aos gráficos da IPA - ‘International Project Analysis - E&P services’ (f. 132 do Anexo 11), apresentados pela PNBV, eles não podem ser objetivamente considerados, pois não refletem diretamente a situação do mercado nacional, bem como pelo fato de não se saber a composição dos dados utilizados para uma correta verificação da sua pertinência.

A argumentação de que não havia índices nacionais que refletissem os insumos aplicados na execução dos aludidos contratos não se mostra razoável e consistente. Isso porque a principal justificativa apresentada pela Petrobras para conceder o reequilíbrio foi justamente o aquecimento de mercado nacional, em especial os índices previstos nas colunas 10 e 15 da FGV e os índices IGP-M e IPCA, conforme se verifica no caso da P-52 e da P-54 (DIP ENGENHARIA 363/2005, às fls. 435 e 452 do Volume 2 do Anexo 8).

A PNBV e a Petrobras poderiam ter feito, à época da análise da concessão do reequilíbrio decorrente do aquecimento de mercado nos contratos de EPC da P-52 e da P-54, uma análise dos índices que refletissem a composição de insumos constantes do objeto contratual. Dessa forma, poderia ter sido verificado o requisito da imprevisibilidade, comparando os novos preços com base na proposta da contratada, que seria identificada no demonstrativo de formação de preços apresentado à época da contratação (o que não foi o caso concreto). Somente após essa análise, mantendo uma posição conservadora, poderia adotar outros índices que considerasse mais benéficos à Companhia.

Assim como já mencionado na Instrução de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, reconhece-se que a alta nos preços do petróleo no mercado mundial afeta essa indústria como um todo, principalmente no que se refere a equipamentos e materiais nela aplicados, o que pode gerar um aquecimento de mercado. Ocorre que, mesmo após diversas oportunidades, não foi cabalmente demonstrado pela Petrobras/PNBV, nem pelas contratadas, o impacto desse aquecimento sobre os custos praticados de materiais e de mão-de-obra, no mercado interno, especialmente nos contratos em comento.

Observa-se que o grupo Petrobras, responsável por boa, senão a maior, parte da demanda do mercado nacional da construção naval e montagem industrial não apresentou relevantes mudanças em sua política de contratação de plataformas ou petroleiros nesse período de 2005 e 2006.

Repisa-se que o incremento da demanda da indústria naval não pode ser utilizado para justificar um aquecimento de mercado imprevisível e extraordinário, pois, à época das licitações das plataformas P-52 e P-54, já se encontravam em andamento outros projetos de construção de plataformas pela própria Petrobras, bem como a renovação da frota da Transpetro (fls. 02/05 do Anexo 15).

No que se refere aos aumentos decorrentes de dissídio coletivo, cumpre trazer entendimento deste Tribunal consubstanciado na ementa do Acórdão n.º 2.255/2005-TCU-Plenário, no sentido de que ‘o

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aumento salarial, ainda que a título de abono, a que está obrigada a contratada por força de dissídio coletivo, não é fato imprevisível capaz de autorizar o reequilíbrio econômico-financeiro de contrato de prestação de serviços de natureza contínua’. A jurisprudência do STJ converge nesse mesmo sentido, conforme se verifica no julgado abaixo:

REsp 668367 / PRRECURSO ESPECIALRelator Ministro TEORI ALBINO ZAVASCKI - PRIMEIRA TURMA - Data do Julgamento 21/09/2006 Data da Publicação/Fonte DJ 05.10.2006 p. 242 Ementa: ADMINISTRATIVO. CONTRATO ADMINISTRATIVO. EQUILÍBRIO ECONÔMICO-FINANCEIRO. AUMENTO SALARIAL. DISSÍDIO COLETIVO. IMPOSSIBILIDADE DE APLICAÇÃO DA TEORIA DA IMPREVISÃO.1. Não pode ser aplicada a teoria da imprevisão para a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do contrato administrativo (Lei 8666/93, art. 65, II, d) na hipótese de aumento salarial dos empregados da contratada em virtude de dissídio coletivo, pois constitui evento certo que deveria ser levado em conta quando da efetivação da proposta. Precedentes: RESP 411101/PR, 2ª T., Min. Eliana Calmon, DJ de 08.09.2003 e RESP 134797/DF, 2ª T., Min. Paulo Gallotti, DJ de 1º.08.2000.2. Recurso especial provido.Assim, não cabe alegar, como hipótese de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, a

existência de dissídio coletivo dos empregados envolvidos nas contratações de EPC da P-52 e da P-54, pois, consoante jurisprudência do TCU e do STJ, trata-se de situação previsível. Além disso, as contratadas já conheciam o prazo total contratual, podendo se precaver de eventuais aumentos nesse sentido. Ademais, os contratos em tela não configuram contratos de natureza continuada passíveis de repactuação de preços, nos termos do Decreto n.º 2.271/97 e da Instrução Normativa MARE n.º 18, de 1997.

Verifica-se que, do mesmo modo como ocorreu na fase de análise das oitivas, aqui, os documentos e informações encaminhados até o momento ainda não demonstram objetivamente qualquer variação extraordinária e imprevisível nos preços do mercado interno brasileiro que tenha causado uma onerosidade excessiva nos contratos. Ressalta-se que nada contundente foi acostado aos autos, que comprovasse, de forma inequívoca, impactos diretos nos custos dos contratos causados por uma inflação extraordinária e imprevisível.

Vale fazer as mesmas considerações anteriormente realizadas no sentido de que a mera apresentação de índices, que não foram os acordados entre as partes quando das negociações dos pleitos, não é suficiente para afastar as irregularidades relatadas pela equipe de auditoria do TCU. Verifica-se que não ficou demonstrada (por meio de memórias de cálculo, planilhas, pareceres, estudos etc.) a influência desses índices sobre os insumos aplicados nos contratos que justificasse a revisão de preços.

Por oportuno, cabe deixar assente que não foi suprida a ausência, nos contratos, de demonstrativos de formação de preços detalhados, em que fossem evidenciadas as composições de preços de cada serviço pertinente aos contratos. Essa ausência inviabiliza a análise do requisito da onerosidade excessiva, em razão do desconhecimento dos preços-bases dos contratos, prejudicando a comparação direta com os preços praticados no mercado.

Como já informado na Instrução de fls. 205/270 do Volume 1 do Principal, não seria razoável supor que as contratadas se eximissem de considerar nos planejamentos econômico-financeiros dos projetos, e, também, nos preços ofertados, uma projeção de inflação para o período dos contratos. Isso se justifica na medida em que havia exigência de conteúdo nacional, vedação expressa nos contratos de ajustamento de preços em razão de inflação, histórico de inflação do mercado brasileiro, longa duração dos contratos e, sobretudo, políticas de gerenciamento de risco de cada um dos grupos empresariais.

Assim, mantém-se a proposta inicial da Unidade Técnica de retenção definitiva dos valores pagos a título de reequilíbrio econômico-financeiro motivado pelo possível aquecimento do mercado doméstico nos contratos EPC da P-52 e P-54.

Do exame da culpabilidade dos gestores da Petrobras.Não merecem prosperar as justificativas dos gestores da empresa ouvidos pelo Tribunal no sentido

de afastar sua responsabilidade subjetiva e culpabilidade.

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O fato de não haver divergências entre as instâncias decisórias no âmbito da Petrobras não serve para afastar a culpabilidade dos gestores, pois cada instância funciona como uma etapa de controle interno dos atos. Assim, deve cada um agir conforme a norma legal e regulamentar de forma a prevenir possíveis equívocos porventura praticados. Além disso, a simples concordância de vários setores da Estatal não faz com que um fato considerado ilegal se transforme em legal.

Quanto ao nexo de causalidade, não se pode atribuir à ‘história’ a responsabilidade pelas condutas dos agentes envolvidos nesta irregularidade, pois, se assim fosse, não haveria razão para que a Petrobras possuísse gerentes, Diretoria Executiva e demais órgãos previstos em lei, com vistas a conduzir a Companhia na consecução de seus objetivos estatutários, pois bastaria repetir, automaticamente, decisões anteriores. A chamada ‘história’ pode até influenciar decisões, mas cabe ao administrador tomar aquela mais consentânea com a legislação e com o Estatuto Social da Companhia, sempre observando as regras empresariais e econômicas.

Pode-se verificar que, ao contrário do que alegam, os responsáveis não observaram os procedimentos impostos pelas normas aplicáveis à Petrobras. Além disso, não trouxeram aos autos os normativos que os subsidiaram na tomada de suas decisões. No entanto, em resposta à diligência feita por meio do Ofício n.º 1.543/2007-SECEX-1, somente foi disponibilizado o Capítulo 4 do Manual Financeiro da Companhia, referente a gerenciamento de risco (atualizado em 2007), no qual são tratados diversos tipos de riscos inerentes a contratos, entre eles aqueles inerentes a riscos cambiais. Na parte relativa a derivativos, há parte específica de riscos cambiais a serem mitigados por meio de operações com derivativos de taxas de câmbio (fls. 21/38 do Anexo 18).

Sobre o potencial conhecimento da ilicitude, vale trazer trecho do Voto condutor do Acórdão n.º 19/2002-TCU-Plenário:

14.Também não socorre ao recorrente a afirmativa de desconhecimento do procedimento legal respectivo. O art. 3º da Lei de Introdução ao Código Civil estabelece que ninguém se escusa de cumprir a lei, alegando seu desconhecimento. Cria-se uma ficção legal para permitir a sobrevivência do próprio ordenamento jurídico. Este corolário tem aplicação direta e imediata à administração pública. Não se pode admitir que o agente público desconheça as normas que regem sua atividade. O princípio da legalidade determina que o agente somente atue segundo a lei, tem, por decorrência lógica, o dever funcional de aplicar a lei. Pressupõe, portanto, o prévio conhecimento e entendimento da norma. Ao reconhecer sua ignorância a respeito dos procedimentos legais que regem os pagamentos na administração, o responsável admitiu sua culpa, pois restou evidenciado que agiu com imperícia. Atuou com desconhecimento de normas que tinha o dever de saber, razão pela qual não deve o recurso, neste ponto, ser provido.Da mesma forma, não se pode alegar que a observância de orientações estabelecidas pelos órgãos

técnicos e jurídicos da Companhia possui o condão de afastar a responsabilidade, pois a decisão final, após oitiva dos órgãos responsáveis, é personalíssima. Cabe a cada um exercer o controle do ato ou do contrato a ser realizado na medida de sua responsabilidade. Por questões de governança, consoante explanado nesta Instrução, os membros da Diretoria Executiva da Petrobras e da PNBV devem zelar pela transparência e observância da legislação vigente. Além disso, é de se notar que os responsáveis arrolados nestes autos deveriam, ao menos, ter questionado minuciosamente a concessão dos aludidos reequilíbrios, tendo em vista se tratar de exceção à regra áurea dos contratos, públicos ou privados, nacionais ou internacionais, que é o Princípio do pacta sunt servanda.

A alegação de que foram observados critérios anteriormente adotados por outros gestores da Estatal em casos similares, como ocorrido em 1999, também não procede. Como já demonstrado acima em item específico, os casos de 1999 que a Estatal entende como similares na verdade tratam de fundamentações distintas das utilizadas no caso da P-52 e da P-54. Naquela oportunidade, a Petrobras considerou presentes os requisitos do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em razão da alteração da política de regime cambial vigente no País. Já aqui, nas contratações em tela, não houve essa alteração por parte do Governo, que ensejasse aplicação do Fato do Príncipe, não cabendo a revisão contratual.

A conduta dos responsáveis de concederem os pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de EPC da P-52 e da P-54, de modo negligente e imprudente, acarretou prejuízo aos cofres da Estatal, na medida em que, diante dos argumentos técnicos apresentados por esta Secretaria nestes autos, não observaram as práticas de mercado usualmente aceitas no que tange ao gerenciamento de

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riscos cambiais. Nesse sentido, a Lei n.º 6.404/76 estabelece a responsabilidade dos dirigentes de sociedades de economia mista ao dispor que:

Art. 158. O administrador não é pessoalmente responsável pelas obrigações que contrair em nome da sociedade e em virtude de ato regular de gestão; responde, porém, civilmente, pelos prejuízos que causar, quando proceder:I - dentro de suas atribuições ou poderes, com culpa ou dolo;II - com violação da lei ou do estatuto.(...)§ 2º Os administradores são solidariamente responsáveis pelos prejuízos causados em virtude do não cumprimento dos deveres impostos por lei para assegurar o funcionamento normal da companhia, ainda que, pelo estatuto, tais deveres não caibam a todos eles.Cabe afirmar que a irregularidade decorre de lei, podendo, se for o caso, a observância de

normativos internos e pareceres técnicos e jurídicos por parte dos responsáveis, a juízo do Exmo. Ministro-Relator, ser considerada apenas como atenuante da sanção a ser aplicada.

Assim, não caberia aos gestores da Petrobras e da PNBV assumir, em nome das empresas que administravam, perdas financeiras que podiam e deviam ter sido evitadas pelas contratadas, sob pena de agirem de forma paternalista e benevolente em detrimento dos cofres da Petrobras/PNBV e do erário, tendo em vista ser a União sua controladora. Mercados fundados no princípio da livre iniciativa, como aquele em que se deram as contratações em tela, não acodem quem não age com o zelo e a diligência necessários à preservação e à expansão de seus ativos num ambiente instável e de elevada competitividade. Nesse sentido, cabe trazer a lume as disposições da Lei n.º 6.404/76, in verbis:

Art. 153. O administrador da companhia deve empregar, no exercício de suas funções, o cuidado e diligência que todo homem ativo e probo costuma empregar na administração dos seus próprios negócios.Finalidade das Atribuições e Desvio de PoderArt. 154. O administrador deve exercer as atribuições que a lei e o estatuto lhe conferem para lograr os fins e no interesse da companhia, satisfeitas as exigências do bem público e da função social da empresa.(...)§ 2° É vedado ao administrador:a) praticar ato de liberalidade à custa da companhia;(...)§ 4º O conselho de administração ou a diretoria podem autorizar a prática de atos gratuitos razoáveis em benefício dos empregados ou da comunidade de que participe a empresa, tendo em vista suas responsabilidades sociais.’Por fim, deve-se ter em mente que o Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário, publicado em 1º de

setembro de 2006, não tem o condão de afastar a culpabilidade dos responsáveis, pois é posterior à concessão dos referidos reequilíbrios.

Assim, a conduta culposa dos responsáveis acima arrolados acarretou a concessão indevida dos reequilíbrios questionados nos presentes autos, devendo ser, portanto, pessoalmente responsabilizados por seus atos, nos termos dos incisos II e III do art. 58 da Lei n.º 8.443/92.

2) Reconhecimento indevido de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de EPC da P-54 (Contrato n.º 899.2.005.04-5), em razão da variação de preço do aço estrutural, sem a utilização de Demonstrativo de Formação de Preço (DFP) detalhado, caracterizando superfaturamento.

2.1) Das audiências dos responsáveis.Responsáveis: José Sergio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidente; Almir

Guilherme Barbassa, CPF 012.113.586-15, Diretor; Guilherme de Oliveira Estrella, CPF 012.771.627-00, Diretor; Ildo Luís Sauer, Diretor, CPF 265.024.960-91; Nestor Cunat Cerveró, CPF 371.381.207-10, Diretor; e Kuniyuki Terabe, CPF 016.721.349-00, respondendo pelos encargos afetos ao Diretor Paulo Roberto Costa, membros da Diretoria Executiva da Petrobras.

Ocorrência: responsabilização pela aprovação, conforme Ata DE 4.543, item 3, de 24/8/2005 – Pauta n.º 617 (fls. 17/26 do Anexo 23), de matéria recomendando à Petrobras Netherlands B.V – PNBV a assinatura do Termo Aditivo n.º 1 ao Contrato n.º 899.2.005.04.5, celebrado com a Jurong Shipyard Pte. Ltd., em que foi reconhecido o desequilíbrio financeiro gerado pelo aumento do preço do aço nos mercados nacional e internacional.

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Responsável: Renato de Souza Duque, Diretor de Serviços de Engenharia, CPF 510.515.167-49.Ocorrência: responsabilização por ter submetido à Diretoria Executiva, bem como por ter

aprovado, na qualidade de membro da Diretoria Executiva, conforme Ata DE 4.543, item 3, de 24/8/2005 – Pauta n.º 617 (fls. 17/26 do Anexo 23), de matéria recomendando à Petrobras Netherlands B.V – PNBV a assinatura do Termo Aditivo n.º 1 ao Contrato n.º 899.2.005.04.5, celebrado com a Jurong Shipyard Pte. Ltd., em que foi reconhecido o pleito para reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em função do aumento do preço do aço nos mercados nacional e internacional.

Responsáveis: Pedro José Barusco Filho, Gerente Executivo da Engenharia, CPF 987.145.708-15 e Jose Antonio de Figueiredo, Gerente Executivo do E&P Sul-Sudeste, CPF 507.172.357-34.

Ocorrência: responsabilização por terem submetido à Diretoria de Serviço (DSERV) e à Diretoria de E&P (DE&P), por meio do DIP 298/2005, de 15/7/2005 (fls. 88/92 do Anexo 5), proposição no sentido da celebração do Termo Aditivo n.º 1 ao Contrato n.º 899.2.005.04.5, reconhecendo o pleito para reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em função do aumento do preço do aço nos mercados nacional e internacional.

Responsáveis: Antonio Carlos Alvarez Justi, Gerente de Implementação de Empreendimentos da Engenharia para o Campo de Roncador, CPF 268.866.777-72, Mario Nigri Klein, Gerente Setorial CMI-P54, CPF 496.096.297-68, Aldemir Bonfim dos Santos, Gerente Setorial OS-P54, CPF 529.413.377-68, Francisco Eugênio Magarinos Torres, Coordenador da ISUP da P-54, CPF 259.202.437-91, todos integrantes da comissão formada para as negociações de 59 solicitações de alteração de escopo (SAE) e 2 ‘claims’ (fls. 93/98 do Anexo 5).

Ocorrência: responsabilização por recomendarem, após negociação com a Jurong Shipyard Pte. Ltd, o reconhecimento do pleito para reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato n.º 899.2.005.04-5 (EPC da P-54), em função do aumento do preço do aço nos mercados nacional e internacional.

Fundamentação das audiências: As condutas dos responsáveis acima mencionados foram consideradas irregularidades graves, na medida em que contrariavam:

b.1) as cláusulas 5.3 e 5.8 dos referidos contratos, que vedam, expressamente, qualquer ajuste aos preços contratados em função de variação das moedas dos contratos e/ou inflação; o Princípio da Vinculação ao Instrumento Convocatório, disposto no subitem 1.2 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petróleo Brasileiro S.A, aprovado pelo Decreto n.º 2.745/98 e no art. 3º da Lei n.º 8.666/93;

b.2) o art. 65, inciso II, alínea ‘d’, da Lei n.º 8.666/93, uma vez que não foram preenchidos os requisitos para os reequilíbrios econômico-financeiros dos contratos, pois:

• não foi apresentado um demonstrativo de formação de preços detalhado em que estivesse evidenciado o preço base da proposta da contratada, não sendo possível, assim, a comparação direta com o preço de mercado, ou seja, a comprovação da onerosidade excessiva para uma das partes;

• considerando que a contratação foi realizada por preço global, o reconhecimento de pleitos em virtude do aumento do preço de um insumo isoladamente deve ser precedido de uma ampla análise do contrato, pois esse aumento pode estar sendo compensado pela diminuição de preço de outro insumo do contrato;

• o valor pleiteado foi de US$ 7.774.439,00 e o final negociado de US$ 4.300.000,00, que representam apenas 1% e 0,56%, respectivamente, do valor do contrato, o que não caracteriza um desequilíbrio contratual oneroso.

2.2) Das razões de justificativas apresentadas conjuntamente pelos responsáveis (fls. 80/99 do Anexo 23).

Em resposta às audiências acima mencionadas, os responsáveis apresentaram razões de justificativa em conjunto acerca da irregularidade grave configurada no reequilíbrio econômico-financeiro indevido fundamentado no aumento do preço do aço.

Preliminarmente, os responsáveis fizeram uma contextualização dos fatos, abordando três pontos específicos: (a) a forma de mensuração da variação de preços do aço, (b) a expressividade do valor decorrente do reequilíbrio do aço em comparação com o valor total do contrato, afastando a onerosidade excessiva, e (c) a comprovação da real quantidade de aço que influenciou no pleito da revisão contratual.

Afirmam que a sobrevalorização do preço do aço foi externada pelas contratadas desde o início da execução dos contratos, sendo oficializada na apresentação do pleito de 20/09/2004. No entanto, apenas

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em 14/03/2005, foi constituída comissão para sua análise, quando a variação de preços era da ordem de 100%, visto que foi necessário aguardar cenário razoavelmente seguro para avaliar tal pleito.

Mencionam, mais uma vez, a inesperada apreciação do real frente ao dólar nesse mesmo período, o que gerou um desequilíbrio não só no Contrato de EPC da P-54, mas em outros contratos de plataformas. Essa variação do preço do aço causou, segundo eles, problemas na cadeia produtiva na construção da P-54.

Os responsáveis informam que a questão do reequilíbrio do contrato decorrente do aumento do preço do aço foi submetida à Diretoria da Petrobras em razão de abranger outras plataformas além da P-54 (fls. 101/157 do Anexo 23). Na oportunidade, acrescentam, a questão foi abordada levando-se em conta as perdas decorrentes da apreciação do real frente ao dólar.

Asseveram que o 1º Termo Aditivo ao Contrato de EPC da P-54 foi celebrado após detida análise da questão do reequilíbrio decorrente do aumento do preço do aço, por meio de comissão de negociação especialmente instituída para esse fim. Essa comissão examinou as Solicitações de Alteração de Escopo – SAE com base nas estimativas elaboradas, devidamente registradas em atas e relatórios. Os responsáveis informam que a questão foi submetida ao Jurídico da Petrobras e comunicada aos Gerentes Executivos e Diretores da Estatal, para aprovação da Diretoria Executiva da Companhia, observando-se estritamente seus normativos internos.

Ressaltam que não houve divergências entre as instâncias decisórias, tendo cumprido fielmente suas atribuições. Diante disso, entendem demonstrada sua diligência na condução dos atos que ensejaram a concessão da revisão contratual questionada por esta Corte de Contas, na medida em que observaram os procedimentos e normativos da Companhia, seguiram orientações técnicas e jurídicas dos órgãos competentes e não contrariaram critérios anteriormente adotados pela Estatal em casos semelhantes.

Os responsáveis fazem algumas considerações teóricas sobre a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, informando acerca dos conceitos de imprevisibilidade e onerosidade excessiva. Demonstram que eventual aumento no preço do aço, que é inegavelmente um insumo importante na construção de uma plataforma, ensejaria revisão do contrato. Ressaltam, ainda, a ocorrência de variação acentuada do preço do aço por meio do gráfico de f. 88 do Anexo 23, exemplificando que, em 2004, esse aumento foi da ordem de 104%. Além disso, alegam que vários fatores na cadeia produtiva podem influenciar o contrato. Assim, afirmam que analisaram o aumento do preço do aço juntamente com esses fatores, para, então, avaliar o pleito de reequilíbrio do contrato.

Quanto à onerosidade excessiva e ao desequilíbrio contratual, fazem ponderações de modo a afastar questionamentos da equipe de auditoria no que se refere à inexpressividade dos valores do reequilíbrio do aço em relação ao valor total do contrato.

Nesse sentido, afirmam que a análise do reequilíbrio econômico-financeiro decorrente do aumento do preço do aço, como dito anteriormente, foi feita de forma global. Foram, então, considerados outros fatores que impactaram a execução contratual, principalmente a imprevisível apreciação do real frente ao dólar e a não continuidade dos serviços prestados, tendo em vista as dificuldades financeiras enfrentadas pelo Estaleiro Mauá-Jurong (subcontratada da Jurong), no montante de US$ 19.300.000,00.

No que concerne à inexistência de informações suficientes para mensurar a variação de preços do aço entre a proposta e a revisão do contrato, por ausência de um detalhamento de preços (Demonstrativo de Formação de Preços – DFP) da contratada à época da celebração da contratação, os responsáveis trazem alguns argumentos.

Em primeiro lugar, mencionam que o grau de detalhamento exigido na licitação da P-54 era o usualmente utilizado em licitações semelhantes, sendo a contratação do tipo Lump Sum (Preço Global). Nesse tipo de contratação, o importante é o valor final contido na proposta para executar o objeto pretendido. Os responsáveis entendem que, à época, seria inconveniente exigir o DFP da contratada em razão da complexidade do empreendimento em tela e da diminuição do risco de potencializar os pleitos de revisão, por evitar certa indexação contratual a preços unitários.

Asseveram que o fato de não haver DFP detalhado não faz com que se inviabilize eventual pleito de revisão sob a alegação de que não haveria parâmetro de referência dos preços propostos pela contratada. No caso da P-54, foram utilizadas as ordens de compra (purchase orders), para se aferir os preços pagos pela contratada, no período de dezembro de 2003 a maio de 2004, em que houve as maiores aquisições de aço. Assim, seriam cumpridos os requisitos para se conceder o reequilíbrio do

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contrato, conforme gráficos e explicações de fls. 95/96 do Anexo 23, sendo o valor final acordado em US$ 191,00 por tonelada, bem abaixo do limite admitido de US$ 208,00 por tonelada.

Quanto ao possível prejuízo para a Companhia, os responsáveis afirmam que este não existiu, na medida em que o preço unitário por tonelada acordado ficou abaixo do esperado para aumento do aço, tendo ainda havido redução na quantidade de aço negociada, comparativamente com aquela prevista em projeto.

Por fim, com relação ao Sr. Kuniyuky Terabe, entendem afastada sua responsabilidade, visto que substituiu Diretor na reunião da Diretoria Executiva da Petrobras, mas sem direito a voto, consoante o disposto no art. 27, §§ 2º e 3º, do Estatuto Social da Companhia (f. 166 do Anexo 23).

2.3) Dos esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. em resposta à oitiva de mérito (fls. 02/58 do Anexo 24)

A alegação de regularidade da concessão do reequilíbrio econômico-financeiro referente ao aumento imprevisível e extraordinário do preço do aço.

A contratada repete os mesmos argumentos já esposados por ela quando da apresentação das oitivas de fls. 63/65 do Anexo 14, nos quais há referência à diferença apurada no relatório de auditoria acerca do quantitativo do aço estrutural. Sobre esse ponto, registra-se que a diferença de quantitativo já foi esclarecida naquela oportunidade por esta Unidade Técnica. Além disso, a Jurong tenta demonstrar, por meio do parecer de fls. 61/91 do Anexo 24, o abrupto e expressivo aumento dos preços desse insumo.

2.4) Dos esclarecimentos da Petrobras em resposta à oitiva de mérito (fls. 23/64 do Anexo 25).Da inexistência de irregularidade na análise do pleito de reequilíbrio do aço estrutural sem a

utilização de DFP detalhado no Contrato de EPC da P-54.Preliminarmente, a Petrobras traz as mesmas considerações acerca da quantidade e preço do aço

estrutural utilizado como parâmetro para análise da concessão do reequilíbrio econômico-financeiro. Essas questões já foram superadas desde o exame das oitivas nestes autos.

Em seguida, toca no ponto fulcral desse indício de irregularidade, qual seja, a não aplicação da Teoria da Imprevisão, no caso concreto, em razão da ausência do requisito da onerosidade excessiva. Segundo Despacho do Exmo. Ministro-Relator de 17/10/2007 (f. 338 do Volume 1 do Principal), o aumento imprevisível do preço do aço não poderia ter sido analisado isoladamente, mas levando-se em conta o valor total do contrato, o que afastaria o aludido requisito. A própria Petrobras concorda com esse entendimento à f. 55 do Anexo 25.

Nesse sentido, a Estatal alega que o reequilíbrio econômico-financeiro decorrente do aumento do preço do aço não pode ser considerado isoladamente, mas em conjunto com o reequilíbrio em razão da variação cambial. Afirma que, apesar de corresponder a menos de 1% do valor total do contrato, a revisão decorrente do aço deve ser avaliada no caso concreto, não se podendo de antemão traçar objetivamente o fator que ensejaria o desequilíbrio. Cita, como exemplo, o caso do Acórdão n.º 1183/2007-TCU-Plenário, no qual ficou assentado que, mesmo em percentual inferior a 5%, poderia haver revisão contratual.

2.5) Da Análise.Conforme já amplamente debatido por esta Secretaria às fls. 242/245 do Volume 1 do Principal,

ficaram demonstrados a quantidade de aço utilizada (projeto ‘as built’) e o preço pago por tonelada (ordens de compra). Assim, considera-se que não fora utilizado quantitativo além daquele realmente necessário à execução do objeto contratado.

No entanto, ainda não fica demonstrada, apesar das diversas oportunidades de contraditório e ampla defesa, a existência dos requisitos que fundamentaram a concessão do reequilíbrio, no sentido da baixa materialidade do montante de requilíbrio em face do valor total do contrato. Além disso, verifica-se a inexistência de um Demonstrativo de Formação de Preços detalhado – DFP, o que prejudica sobremaneira a análise do requisito da onerosidade excessiva. Essa ausência de DFP detalhado impede que sejam identificados o quantitativo e o preço estimados pela contratada em sua proposta original. Esses são os principais pontos a serem analisados na legalidade do reequilíbrio econômico-financeiro com relação ao preço do aço.

De fato, torna-se muito difícil averiguar essa onerosidade, quando não havia, no momento da elaboração da proposta e da celebração do contrato, demonstrativo de formação de preços com um mínimo de detalhamento que indicasse a quantidade e o preço unitário do aço estrutural considerado pela contratada para a construção da P-54.

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Cabe lembrar, mais uma vez, que a concessão de pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato em decorrência de variação de preço do aço no mercado internacional já foi objeto de questionamento no âmbito do TC 004.520/2005-0 (Relatório de Acompanhamento da Construção da Plataforma PRA-1), não tendo a PNBV conseguido, até o momento, elidir as irregularidades apontadas naqueles autos.

No entanto, a única evidência objetiva presente nestes autos é a baixa materialidade do montante pago a esse título. Nesse sentido, mostra-se intransponível o fato de que o montante pago em relação ao reequilíbrio econômico-financeiro decorrente do aumento do preço do aço foi de US$ 4.300.000,00, representando tão-somente cerca de 0,5% do valor total do contrato. Como ficou assentado no Despacho do Exmo. Ministro-Relator à f. 349 do Volume 2 do Principal, a revisão contratual exige que haja sido comprovado um ônus insuportável à contratada, não sendo o caso desse suposto reequilíbrio.

Os responsáveis e as entidades envolvidas com essa irregularidade não lograram, apesar das diversas oportunidades, êxito ao refutar esse entendimento, pois não é razoável admitir que o valor pago, no caso concreto, a título de revisão contratual acarrete onerosidade excessiva do contrato.

Sobre esse ponto, cabe trazer pertinente doutrina de Celso Antônio Bandeira de Mello, ao afirmar que, para a aplicação da Teoria da Imprevisão, seria necessário, dentre outros requisitos obrigatórios, ‘que o prejuízo resultante para o onerado fosse significativo, isto é, gravemente convulsionador da economia do contrato’. Por óbvio, não é o que se verifica no presente caso, quando se tem apenas 0,5% do valor total do contrato como justificativa da suposta onerosidade excessiva (MELLO, Celso Antônio Bandeira de. Curso de Direito Administrativo. 17ª ed. rev. e atual. Malheiros editores. São Paulo. p. 604).

Por sua vez, vale trazer a lume lição de Marçal Justen Filho, ao tratar do tema da onerosidade excessiva, asseverando que ‘deverá examinar-se a situação originária (à época da apresentação das propostas) e a posterior. Verificar-se-á se a relação original entre encargos e remuneração foi afetada’. Ora, como dito acima, é muito difícil avaliar a onerosidade sem conhecer o detalhamento da proposta da contratada à época da celebração do contrato em tela, o que deveria ter sido feito por meio da análise do demonstrativo de formação de preços devidamente detalhado (JUSTEN FILHO, Marçal. Curso de Direito Administrativo. São Paulo: Saraiva, 2005, p. 719).

Registre-se que a solução de utilizar as ordens de compra (purchase orders) é paliativa, não sendo a melhor técnica a ser adotada, não substituindo, portanto, a necessidade de se exigir um demonstrativo de formação de preços suficientemente detalhado da contratada para que seja analisada a onerosidade excessiva em comparação com o momento da celebração da contratação.

A alegação de inexistência de prejuízo para a Petrobras não procede, pois não deveria haver compensação alguma. Pelo mesmo motivo, tampouco se sustenta o argumento de que o valor pactuado ficou abaixo do esperado pela contratada.

Repisa-se que, apesar de demonstrarem o imprevisível e extraordinário incremento do preço do aço após a assinatura do contrato, não ficou comprovada a onerosidade excessiva desse aumento, conforme descrito no parágrafo acima. Assim, constata-se indevida a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato por falta de amparo legal.

Quanto à responsabilidade dos gestores e da Jurong, as fundamentações utilizadas acima no caso dos reequilíbrios indevidos em decorrência de variação cambial e de aquecimento de mercado aplicam-se perfeitamente aqui neste caso. No entanto, fica afastada a responsabilidade do Sr. Kuniyuky Terabe, visto que substituiu Diretor na reunião da Diretoria Executiva da Petrobras, mas sem direito a voto, consoante o disposto no art. 27, §§ 2º e 3º, do Estatuto Social da Companhia (f. 166 do Anexo 23).

Assim, no mérito, mantém-se o entendimento de retenção, agora de forma definitiva, quanto ao indício de irregularidade no reequilíbrio do preço do aço estrutural do contrato EPC da P-54, tendo em vista não ter sido demonstrada a onerosidade excessiva do contrato.

Das demais irregularidades constatadas pela equipe de auditoria que não ensejaram medida cautelar.

3) Falhas no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo do contrato EPC da P-54.

3.1) Dos esclarecimentos da Petrobras em resposta à oitiva de mérito (fls. 23/64 do Anexo 25).Da inexistência de falhas no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo

do Contrato de EPC da P-54.

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Acerca dessa irregularidade, não se verifica novidade nas justificativas apresentadas pela Petrobras, sendo, em essência, as mesmas já apresentadas na manifestação prévia e nas oitivas, as quais já foram exaustivamente analisadas por esta Unidade Técnica às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal. É de se notar que, apesar das diversas oportunidades de ampla defesa e contraditório, não há nos autos novos elementos capazes de elidir a irregularidade apontada pela equipe de auditoria. Entretanto, cabe trazer o resumo das justificativas apresentadas pela Petrobras, o que se faz a seguir.

Quanto a não-demonstração da baixa relação custo-benefício de estudos mais detalhados para aferir com um mínimo de precisão eventuais ampliações dos prazos de execução dos projetos, a Petrobras alega que as rígidas exigências do TCU, no caso de construção de uma plataforma, exigiriam expressiva quantidade de tempo e mão-de-obra especializada, tendo em vista a complexidade técnica a ser despendida. Segundo a Estatal, isso geraria retardamento das negociações das solicitações de alteração de escopo e dilação ainda maior da extensão de prazo do contrato, acarretando maiores custos e prejuízo com o adiamento do início de operação da plataforma.

A Petrobras repisa a metodologia utilizada na análise dos custos decorrentes de extensão de prazo contratual, as quais, em suma, são as seguintes:

a) a análise efetuada pela PNBV para aferição dos dias de extensão de prazo foi baseada nas estimativas de quantitativos de mão-de-obra necessários à execução das 103 SAE;

b) a metodologia utilizada foi a usualmente adotada pela PNBV nos contratos de engenharia, com base em conhecimento técnico do serviço;

c) a estimativa de extensão de prazo realizada pela PNBV foi de 132 dias (fls. 140/141 do anexo 11), inferior aos 90 dias que foram concedidos, o que caracteriza uma posição conservadora, buscando a melhor solução para a Companhia;

d) a negociação de um prazo menor do que o estimado pela PNBV demonstra que não haveria benefício maior em realizar um estudo mais detalhado a respeito, sendo pouco expressivo, pelo montante de recursos contratados, o ganho gerado por esse aprofundamento, o que não poderia ser considerado como prejudicial à Estatal;

e) o estudo realizado pela PNBV fixou-se somente nas atividades descritas nas SAE, não sendo considerados fatores de improdutividade, tampouco outras atividades originalmente previstas no escopo do contrato.

Já com relação ao descumprimento do subitem 13.1, alínea ‘d’, do Contrato de EPC da P-54, a Estatal informa que não exige da contratada a realização de estudos detalhados já no primeiro momento de negociação. Essa exigência, possivelmente, implicaria maiores dificuldades de negociação, tendo em vista que a PNBV teria que produzir argumentos contundentes quando quisesse contestar a alteração de prazo pleiteada. Segundo a Estatal, a exigência de estudo detalhado é feita num segundo momento, apenas quando a análise do pleito pela PNBV, efetuada com base em documentação disponível, seja ineficaz para fins de negociação. Nesse segundo momento, aí sim, a contratada deve comprovar minuciosamente o motivo de uma extensão de dias superior àquela inicialmente considerada necessária, conforme entendimento da Petrobras.

A própria Petrobras reconhece que seria possível a previsão média do tempo para realização dos serviços constantes de cada SAE. Admite, ainda, a importância do caminho crítico para que haja influência no prazo de execução do contrato. Afirma, também, que, quanto mais tarde a Companhia atende ao pleito de revisão de prazo contratual, mais elementos possui para realizar uma boa negociação com a contratada.

No que se refere à possível incoerência das justificativas da Petrobras em sede de oitivas (fls. 205/270 do Volume 1 do Principal), a Estatal afasta qualquer incongruência entre as afirmações, esclarecendo que, ao analisar pleitos de extensão de prazo, reconhece, num primeiro momento, o impacto de prazo decorrente de um conjunto de SAE inter-relacionadas, e, num momento posterior, calcula os dias a serem estendidos. São desconsiderados, então, fatores de improdutividade e a inter-relação do conjunto de SAE, sendo adotada uma posição mais conservadora em benefício da PNBV.

Da inexistência de pagamento em duplicidade nos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo do Contrato de EPC da P-54.

A Petrobras apresenta, em linhas gerais, a mesma argumentação trazida nas oitivas de fls. 36/39 e 42/44 do Anexo 11. A seguir, a Estatal faz, mais uma vez, considerações acerca das planilhas A, B, C, D e E, informando que os custos indiretos de extensão de prazo, tais como custos de canteiro, mão-de-obra

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indireta, administração, área de cais e outros relacionados a prazo seriam rateados no preço ofertado na planilha A.

A Estatal argumenta que os custos inseridos nas planilhas B, C, D e E consideravam apenas os custos indiretos necessários para cumprimento dos serviços dessas planilhas durante o prazo original de execução do contrato, não sendo, portanto, utilizados na SAE de extensão de prazo.

Alega, ainda, que, por se tratar de preço global, não haveria obrigatoriedade, na licitação, de que a proposta viesse com detalhamento em nível do custo do canteiro, por exemplo. Afirma que essa ausência de detalhamento não prejudicou a análise dos custos de extensão de prazo. Por fim, a Estatal aduz que sua estimativa para análise dos custos de extensão de prazo foi fundamentada em contratos anteriores e cotações de preços, sendo prescindível a existência de um demonstrativo de formação de preços devidamente detalhado.

3.2) Dos esclarecimentos da Jurong Shipyard Pte. Ltd. em resposta à oitiva de mérito (fls. 42/45 do Anexo 24).

A inexistência da irregularidade referente ao risco de pagamento em duplicidade de custos de extensão de prazo.

A contratada argumenta na mesma linha de raciocínio das oitivas apresentadas, as quais foram devidamente analisadas por esta Unidade Técnica às fls. 245/251 do Volume 1 do Principal, considerando os esclarecimentos prestados às fls. 60/63 do anexo 14.

Em primeiro lugar, a Jurong menciona que, já por ocasião da celebração do 1º Termo Aditivo ao Contrato, haveria uma quantidade suficiente de SAE a justificar a extensão de prazo pleiteada,. Informa que a medida da extensão depende de vários fatores que permitam quantificar os dias necessários de extensão, sendo a contratada conhecedora dos detalhes, tendo plena condição de avaliar o real impacto dessas SAE no prazo final da obra.

A contratada aduz que foram pedidos 60 dias adicionais de prorrogação de prazo, não tendo a PNBV concordado à época. Somente mais tarde, após o acúmulo de 103 SAE, quando a situação, segundo ela, tornou-se crítica, foi negociado pleito nesse sentido.

Assim, de acordo com a Jurong, ficou acordado um prazo de 90 dias, que seria, em seu entendimento, excessivamente curto para a execução dos serviços adicionais demandados. Além disso, a contratada ressalta o rigor com que a PNBV conduziu as negociações de custo e prazo adicionais.

A contratada assevera que ‘é intuitivo supor que a extensão do prazo contratual em razão de alterações de escopo acarretará custos adicionais’. Esclarece quais seriam os custos indiretos adicionais cobrados na SAE de extensão de prazo, seguindo a mesma linha de raciocínio da PNBV em sua resposta.

3.3) Da Análise.Não foram trazidos pela Petrobras, nem pela contratada, novos elementos capazes de alterar o

entendimento desta Unidade Técnica, quando da análise das oitivas que resultou em determinação saneadora à Petrobras/PNBV.

A alegação da Estatal de que o simples fato de ter sido acordada uma extensão de prazo (90 dias) inferior à estimativa da área técnica da própria empresa (132 dias) seria suficiente para comprovar o acerto de suas ações, em vez de realizar, no dizer da PNBV, ‘um estudo mais detalhado’, não merece ir adiante. Não se pode olvidar que a estimativa feita, como a própria Estatal reconhece, não é a mais detalhada que poderia ter sido realizada. Além disso, na resposta à oitiva, a PNBV continua não demonstrando matematicamente a baixa relação custo-benefício requerida no relatório de auditoria.

Quanto ao descumprimento do subitem 13.1, alínea ‘d’, do Contrato de EPC da P-54, os argumentos trazidos não alteram o entendimento anteriormente adotado pela equipe de auditoria. A forma como usualmente é feita pela PNBV a análise das prorrogações de prazo, levando-se em conta a existência de um determinado número de alterações de escopo, não justifica o descumprimento do aludido subitem, que é claro ao estabelecer que cada SAE deve conter, no mínimo, as informações relacionadas ao prazo de cada serviço e sua influência na execução da obra.

É importante a identificação do caminho crítico do empreendimento no exame dos dias a serem prorrogados. Em que pese não haver obrigatoriedade específica contratual de identificar, no caminho crítico e no cronograma da obra, as alterações de escopo existentes, a PNBV deveria ter analisado as SAE de maneira mais objetiva para fins de controle. Como já alertado por esta Unidade Técnica na análise das oitivas, atualmente, com a utilização de programas de computador (software) como MS Project e Primavera, essa identificação torna-se mais viável de ser realizada (ver f. 855 do volume 3 do Anexo 5). Além disso, nas planilhas que fundamentaram a análise da PNBV, constantes das fls. 855/906

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do volume 3 do Anexo 5, apesar de haver indicação na legenda no canto inferior da tabela do caminho crítico (critical path), não se identifica qualquer atividade com essa característica, inferindo-se que as atividades não eram críticas.

Considera-se que as irregularidades apontadas pela equipe de auditoria não foram elididas pela Estatal nem pela Jurong. Assim, cabe determinar à Petrobras e suas subsidiárias que, na análise de pleitos que envolvam extensões/prorrogações de prazo de contratos de engenharia, realizem estudo detalhado e objetivo de modo a aferir com precisão os dias de extensão de prazo contratual a serem concedidos, por meio de atualizações do cronograma original da obra, indicação do(s) caminho(s) crítico(s), memórias de cálculo e planilhas, limitando-se a uma análise expedita e superficial somente quando ficar demonstrada, de forma inequívoca, a baixa relação custo-benefício de estudos mais detalhados.

Finalmente, ressalta-se a possibilidade de que alguns desses custos indiretos de extensão tenham sido cobrados em duplicidade, tanto individualmente em cada SAE quanto na SAE de extensão de prazo (SAE 281), gerando indício de superfaturamento.

Sob esse aspecto, ao examinar a questão, ante a ausência de um demonstrativo de formação de preços detalhado na proposta da contratada e de uma composição de custos unitários nas solicitações de alteração de escopo, que identifiquem o detalhamento do percentual de BDI utilizado nesse contrato, existem dúvidas sobre a justeza e adequação dos valores considerados nessas solicitações.

Sem essas informações, pode-se afirmar, em princípio, que os custos indiretos cobrados foram calculados pro rata tempo e, portanto, estão relacionados a prazo. Entretanto, não se sabe se tais custos indiretos já foram anteriormente cobrados pela contratada no BDI individual de cada SAE. Somente com a abertura dos custos indiretos da contratada constantes da Planilha A, da SAE de extensão de prazo e das 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação poder-se-ia afastar com segurança, após minuciosa análise, a suspeita de pagamento em duplicidade. A PNBV e a Jurong deveriam ter feito essa análise, trazendo-a aos autos, para cabalmente justificar essa questão.

Assim, considerando que as irregularidades apontadas pela equipe de auditoria não foram elididas, propõe-se seja determinado à Petrobras/PNBV que realize estudos e análises, no Contrato de EPC da P-54, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados pela contratada na Planilha A, na SAE de extensão de prazo (SAE 281) e nas 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação, de forma a comprovar objetivamente que os custos indiretos cobrados nessas 103 SAE foram diversos daqueles cobrados na SAE de extensão de prazo ou na Planilha A, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, tome as medidas adequadas, com vistas a se ressarcir do débito apurado ou, caso haja saldo contratual, efetue a glosa dos valores pagos em duplicidade.

4) Superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo – SAE, com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do contrato firmado para a construção da Plataforma P-54, com aplicação de BDI em duplicidade.

4.1) Dos esclarecimentos da Petrobras em resposta à oitiva de mérito (fls. 23/64 do Anexo 25).Da inexistência de superfaturamento no pagamento das SAE do Contrato de EPC da P-54, com

aplicação de BDI em duplicidade.A Petrobras repete os mesmos argumentos apresentados às fls. 50/54 do Anexo 11, os quais já

foram devidamente analisados por esta Unidade Técnica às fls. 205/270 do Volume 1 do Principal.Em resumo, argumenta que a eficácia dos preços acordados nas Planilhas B, C, D e E do Contrato

de EPC da P-54 existe até o limite dos valores totais de cada planilha. Afirma que, após o seu consumo, os preços utilizados em novas Solicitações de Alteração de Escopo - SAE deveriam ser ‘justos’, ou seja, adequados àqueles de mercado, conforme cláusula 13.1 do referido contrato.

Além disso, na tentativa de justificar aqueles preços adotados nas SAE, cita a possibilidade de se adotar índice da Coluna 10 da FGV para correção dos preços do orçamento-base (estimativas de custos) da PNBV, os quais seriam considerados como aqueles de mercado.


Da inexistência de superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo – SAE, com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do contrato firmado para a construção da Plataforma P-54, com aplicação de BDI em duplicidade (fls. 49/54 do Anexo 24).

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A Jurong traz a mesma argumentação anteriormente apresentada nas oitivas de fls. 65/70 do Anexo 14. A seguir, faz-se um breve resumo dessas justificativas.

A contratada alega que a PNBV agiu com racionalidade e consciência ao definir as regras do certame de modo a privilegiar as propostas que apresentassem melhores custos notadamente na Planilha A. Conclui que eventual inclusão de critérios de aceitabilidade de preços nas planilhas B e C, cujos serviços eram de utilização incerta, poderia acarretar resultados ineficientes.

A Jurong discorre acerca da composição das planilhas que compõem o preço ofertado em sua proposta, informando que a Planilha A encerra percentual superior a 95% do valor contratual, enquanto as planilhas B a E indicam parâmetros a serem seguidos caso houvesse a necessidade de serviços adicionais, não tendo caráter vinculativo para as partes contratantes.

A contratada aduz que, após o esgotamento dos quantitativos previstos nessas planilhas, cientes da natureza não vinculativa delas, as partes contratantes convencionaram aproveitar os valores nela expressos como custos diretos sem a inclusão de BDI, afastando qualquer pleito de revisão de preços por parte da Jurong.

A Jurong assevera que não se tratou de reajustamento dos preços da Planilha B, mas uma nova fixação de preços com base em permissivo contratual. Alega, ainda, que os valores negociados foram extremamente baixos se comparados ao reajustamento que poderia ter sido feito. A contratada afirma que não conhecia o conteúdo da Planilha B da Estimativa de Custos da Petrobras/PNBV, o qual não poderia ser usado como parâmetro de custos. Por fim, a contratada faz ilações acerca do princípio da irredutibilidade salarial de seus empregados, caso não houvesse essa negociação de preços ora impugnada.

4.3) Da Análise.De acordo com o Relatório de Auditoria de fls. 27/146 do Principal, foi constatado que as

planilhas B e C do contrato apresentaram preços unitários dos seus itens de serviços adicionais onshore (em terra) e offshore (no mar), respectivamente, superiores ao valor unitário previsto na estimativa da PNBV acrescido de 7,438%, percentual correspondente à variação máxima admitida pela estimativa da Estatal.

Observa-se que os valores previstos para as planilhas B e D foram totalmente consumidos antes mesmo da assinatura do contrato, por conta de alterações de escopo negociadas somente com a licitante vencedora no período pré-contratual.

Aliás, já durante a fase de execução do contrato, desde o seu início, verificou-se que os preços unitários da planilha B, em vez de serem utilizados como preços finais de referência, foram considerados como ‘custos diretos’ (sem BDI) nas novas SAE negociadas. Esses ‘custos diretos’ foram, então, acrescidos de percentual de BDI, que, em alguns casos, chegou a 34,09%, em razão do entendimento de que estariam desatualizados em relação aos preços de mercado.

Assim, na verdade, a inclusão do BDI para a formação dos novos preços representou um reajuste ao valor original daquelas planilhas, sem que, em contrapartida, houvesse qualquer pleito da contratada nesse sentido, tampouco autorização da Diretoria Executiva da Companhia.

Verifica-se que, durante os trabalhos da auditoria, diante da grande quantidade de SAE realizadas, optou-se por selecionar apenas uma amostra para análise pela equipe e verificação em campo, não sendo possível calcular o débito de cada SAE naquele momento.

Por fim, a equipe de auditoria exemplificou como deverá ser calculado o débito, a partir da SAE UEP-P-54-0180 (Termo Aditivo n.º 2), a qual foi executada com valores unitários de Hh da Planilha B, ainda acrescidos de BDI de 34,09%.

Cabe lembrar que a contratação foi realizada dentro de um contexto distinto daquele da realização das SAE. A contratação foi feita por preço global fechado, o qual não chegou a ultrapassar o limite total máximo da estimativa de custos da PNBV, em que pese não ter havido análise da adequabilidade dos preços unitários propostos aos de mercado, conforme entendimento deste Tribunal (vide subitem 9.6 do Acórdão n.º 1.595/2006-TCU-Plenário).

Caso a PNBV entendesse que os preços constantes da Planilha B estavam defasados com relação aos praticados no mercado, deveria ter diligentemente realizado pesquisa de preços dos custos que os compõem, com a devida justificativa para cada SAE negociada que incluísse novos itens.

Como já dito naquela oportunidade por esta Unidade Técnica, o que se verificou foi a simples aplicação de um percentual de BDI sobre preços claramente vinculados à Planilha B original. Portanto, além de não justificar a não aplicação dos preços unitários originalmente previstos na Planilha B do

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contrato, já com a inclusão de BDI, a PNBV confundiu, erroneamente, o conceito de BDI com o de percentuais de reajustamento de preços.

Cabe esclarecer que a comparação realizada no relatório de auditoria do TCU com a estimativa de custos da PNBV serviu como parâmetro para estabelecer um superfaturamento inicial, dentro do que seria um máximo admissível, no contexto da contratação global. Não foi considerado, em momento algum, que os valores das planilhas da estimativa elaborada pela Estatal estariam equiparados aos de mercado, mesmo porque tal análise não foi efetuada, dada a exigüidade do tempo disponível para a realização dos trabalhos de auditoria.

Assim, caberia à PNBV aplicar os preços unitários originalmente previstos em contrato (com BDI incluso) ou, excepcionalmente, justificar aqueles preços utilizados nas SAE, apresentando efetivamente a composição de seus custos e comprovações das negociações sindicais, de fontes de pesquisas conceituadas etc., em observância dos princípios da Moralidade e da Economicidade, presentes no subitem 1.2 do Regulamento Licitatório aprovado pelo Decreto n.º 2.745/98. Não poderia, entretanto, como foi feito, simplesmente arbitrar a utilização de um índice para a correção dos preços da sua estimativa com o intuito de tentar justificar pagamentos com valores unitários excessivos sem fundamentação para tanto.

No que se refere ao dispositivo contratual citado (subitem 13.1 do Contrato de EPC da P-54), cabe observar que este não permite que sejam cobrados preços acima dos de mercado sob a alegação de que sejam ‘justos e razoáveis’. Além disso, não há que se falar em desrespeito à irredutibilidade salarial dos empregados da contratada, pois ficou evidenciado que os valores pagos foram superfaturados.

Por fim, considera-se que as justificativas apresentadas pela Petrobras e pela contratada na presente oitiva de mérito ainda não foram suficientes para elidir a irregularidade apontada no relatório de auditoria. Isso porque não trouxeram qualquer fato novo que pudesse fundamentar os preços aparentemente excessivos utilizados nas SAE referentes a mão-de-obra ou justificar a não aplicação dos preços unitários constantes da Planilha B do aludido contrato.

Diante disso, propõe-se determinação à Petrobras/PNBV para que realize, em 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-54, com vistas a apurar superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo – SAE, com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C desse contrato, aplicando os preços unitários originais das aludidas planilhas sem a aplicação de qualquer percentual, seja de reajustamento ou de BDI, informando ao TCU as providências implementadas. Alternativamente, deverá a empresa demonstrar a adequação dos preços das SAE à realidade do mercado.

5) Fragilidade e falta de transparência no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato ECP da P-54.

5.1) Dos esclarecimentos da Petrobras em resposta à oitiva de mérito (fls. 23/64 do Anexo 25).Da inexistência de fragilidade e de falta de transparência no processo de aferição do índice de

conteúdo nacional do Contrato de EPC da P-54.A Estatal reproduz os mesmos esclarecimentos oferecidos anteriormente às fls. 54/57 do Anexo 11.

Em suma, alega que atuou como fiscalizadora de todo o processo, tendo acesso, juntamente com a Organização Nacional da Indústria do Petróleo - ONIP, a toda documentação referente a essa sistemática de certificação feita pela empresa certificadora ABS, quando necessário. Afirma que a recomendação proposta pela Unidade Técnica acarreta custos desnecessários para a Companhia.


Da ausência de fragilidade e falta de transparência no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato ECP da P-54.

Em sucinta explanação, a contratada, repetindo a mesma linha de raciocínio das oitivas de f. 70 do Anexo 14, limitou-se a dizer que ‘sempre deu fiel cumprimento às suas obrigações contratuais’, asseverando que tanto a ABS quanto a PNBV têm acesso aos documentos necessários à aferição do cumprimento da exigência de conteúdo nacional. Afirma, também, que, após a celebração do 3º Termo Aditivo ao contrato em comento, passou a ser exigência contratual o fornecimento da Jurong à PNBV de todos os comprovantes de valores aplicados por ela no Brasil, desde o início da execução do contrato.

5.3) Da Análise.Mais uma vez, as justificativas apresentadas, apesar das diversas oportunidades de contraditório e

ampla defesa concedidos, são as mesmas já exaustivamente analisadas por esta Unidade Técnica às fls.

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263/264 do Volume 1 do Principal. Não há provas concretas nestes autos de que a PNBV teve acesso a documentos que indiquem os preços dos insumos aplicados em território brasileiro nesse contrato. Assim, não se pode garantir a utilização desse percentual mínimo de nacionalização. Conclui-se, então, que os argumentos prestados pela contratada não elidiram a irregularidade apontada por esta Unidade Técnica.

Além disso, o fato de haver documento emitido pela ONIP (f. 130 do Anexo 25), informando que não há dúvidas quanto à lisura da aferição do conteúdo nacional mínimo da Plataforma P-54, não elide a presente recomendação feita pela equipe do TCU. Durante a execução de auditoria, fora constatado que a Petrobras/PNBV não teria acesso aos custos apresentados pela contratada que indicassem o cumprimento da obrigação desse conteúdo nacional mínimo.

Diante disso, mantém-se proposta de recomendação à PNBV e à Petrobras para que, por meio de sua auditoria interna, proceda à fiscalização da sistemática de avaliação da aplicação do conteúdo nacional no Contrato n.º 899.2.005.04-5, que trata da conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), analisando os custos e preços unitários incorridos pela empresa contratada Jurong Shipyard Pte. Ltd. e atestados pela empresa certificadora (ABS), de forma a averiguar o cumprimento da utilização de percentual mínimo de 65% do valor contratado, em observância do subitem 1.2.3.1 do aludido contrato, informando, nas próximas prestações de contas da entidade, as providências tomadas e as conclusões auferidas.

6) Procedimentos na análise de solicitações de alteração de escopo contratual que prejudicaram o controle do contrato EPC P-52.

6.1) Dos esclarecimentos da Petrobras em resposta à oitiva de mérito (fls. 23/64 do Anexo 25).Da inexistência de falhas formais que prejudicaram o controle do Contrato de EPC da P-52.A Petrobras traz as mesmas justificativas anteriormente apresentadas em sede de oitivas (fls.

44/47 do Anexo 11). Esclarece, em linhas gerais, o procedimento adotado por ela em cada solicitação de alteração de escopo, por requerimento da Estatal ou da contratada. Esse procedimento objetiva a celebração de um acordo preliminar denominado pre-agreement, registrando as condições de preço, pagamento, prazo etc. A Estatal assevera que, apesar de terem sido negociadas em bloco, fez-se um controle individual de cada uma das SAE. Em seguida, explica, de maneira resumida, como foram as negociações realizadas nessas SAE.

Por fim, afirma que a proposta de determinação da Unidade Técnica de que as SAE não fossem mais analisadas em conjunto poderia interferir nas possibilidades negociais da Companhia junto às contratadas, visando a reduzir custos.

6.2) Esclarecimentos da FSTP Brasil Ltda.A contratada não se manifestou sobre essa irregularidade em sede de nova oitiva.6.3) Da Análise.Segundo relatado pela equipe de auditoria (fls. 125/126 do Volume Principal), constatou-se que

diversas Solicitações de Alteração de Escopo - SAE (Change Orders) não continham todas as informações requeridas no artigo 13 do Contrato n° 899.2.006.03-1, a saber: descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; planejamento detalhado para a sua execução, incluindo as fontes a serem utilizadas; estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos na alteração; e estimativa do impacto, quando existente, no prazo final da obra.

Observa-se que as justificativas são as mesmas já devidamente analisadas por esta Unidade Técnica às fls. 253/259 do Volume 1 do Principal. Entretanto, algumas considerações merecem ser feitas.

Duas questões são verificadas nessa irregularidade: o descumprimento do artigo 13 do Contrato n° 899.2.006.03-1, no qual são exigidas informações relevantes para cada SAE a ser negociada, e o fato de terem sido negociadas em conjunto diversas SAE, sem que houvesse discriminação dos preços e condições finais acordados, de forma a permitir o controle e a fiscalização a posteriori.

Quanto ao descumprimento do subitem 13.1, alínea ‘d’, do Contrato de EPC da P-52, vale trazer a análise feita anteriormente, na qual se conclui que todas as alterações devem atenção às informações contidas nas alíneas desse subitem, o que pode ser observado nos documentos de fls. 145, 146, 147, 149 e 150 do Anexo 11.

Quanto ao controle individual que a PNBV diz ter sido feito, ainda não foram juntados documentos, planilhas, estudos etc. que comprovem a alegação da Estatal, indicando os custos diretos e indiretos incorridos, pleiteados e acordados.

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Cumpre assinalar que a exigência de controle individual de cada SAE não impede que, em suas tratativas com as contratadas, a Petrobras as negocie em conjunto, objetivando a obtenção de condições que sejam mais favoráveis à Companhia. Na realidade, o que se busca, com essa proposta, é tão-só assegurar que os representantes da empresa disponham de informações precisas e confiáveis no momento dessas negociações.

Assim, considerando que as justificativas apresentadas pela Estatal não lograram elidir a irregularidade apontada pela equipe de auditoria, mantém-se o posicionamento antes adotado.

Diante disso, propõe-se determinação à Petrobras e suas subsidiárias para que se abstenham de analisar as solicitações de alteração de escopo ou change orders em conjunto, sem identificar individualmente: a descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; o planejamento detalhado para a sua execução; a estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos na alteração; e a estimativa do impacto, se houver, no prazo final da obra, de modo a possibilitar a verificação da compatibilidade dos preços acordados em função das estimativas da contratante.

7) Ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore (Planilhas B e C do Contrato) do EPC da P-52 e existência de planilhas B e C referentes, respectivamente, a serviços adicionais de onshore e offshore do contrato da P-52 (Contrato n.º 899.2.006.03-1), cujos preços unitários de Homem-hora - Hh estavam acima daqueles previstos na estimativa de custos realizada pela PNBV em 22,84% e 13,93%, respectivamente.

Quanto aos indícios de irregularidades descritos nesse tópico, não houve manifestação da Petrobras, da PNBV e nem da FSTP. Assim, mantém-se o entendimento anterior desta Unidade Técnica e as determinações e recomendação propostas.

Da situação atual dos contratos de EPC da P-52 e da P-54.Por meio do Ofício n.º 1735/2008-TCU/SECEX-1, esta Unidade Técnica solicitou à

Petrobras/PNBV informações detalhadas acerca da situação atual dos contratos de EPC da P-52 e da P-54, de forma a identificar os valores retidos e os saldos contratuais existentes. Em resposta, a Estatal encaminhou as informações solicitadas por meio do Ofício GAPRE-454/08, de 12/09/2008, que serão descritas a seguir (fls. 85/107 do Anexo 28).

Contrato de EPC da P-52.Conforme informado pela Petrobras às fls. 85/107 do Anexo 28, pode-se identificar os valores

pagos a título de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de EPC da P-52 em razão de aquecimento de mercado e variação cambial.

Diante da tabela de f. 101 do Anexo 28, conclui-se que os montantes decorrentes do reequilíbrio em razão de aquecimento de mercado e da variação cambial são, até 03/09/2008, respectivamente, US$ 112.395.770,09 e US$ 82.601.652,69, os quais são considerados como débito, devendo ser ressarcidos pelas contratadas por meio de retenção definitiva de mérito, totalizando US$ 194.997.422,78.

Com relação à retenção cautelar determinada pelo TCU, a Petrobras informa que, em vez de realizar a aludida retenção, a FSTP apresentou Carta de Garantia Bancária, conforme estabelecido na Ata n.º 49 do Plenário do TCU de 21/11/2007, no montante de US$ 92.293.967,56, de acordo com o que se depreende das informações contidas na referida ata.

A Petrobras informa que o valor total atualizado do Contrato de EPC da P-52, que está em andamento, é de US$ 1.041.726.196,48, sendo o saldo contratual no montante de US$ 80.372.535,70, sem contar o valor constante do seguro garantia apresentado pela FSTP para cobrir eventual retenção a ser determinada no mérito por esta Corte de Contas, no montante de US$ 92.293.967,56, totalizando US$ 172.666.503,26.

Considerando que o débito apurado foi US$ 194.997.422,78 e que o saldo existente, juntamente com a garantia bancária, soma o montante de US$ 172.666.503,26, propõe-se a retenção definitiva do débito apurado, no valor do saldo existente (US$ 172.666.503,26), e determinação à Petrobras para que envide esforços para recuperar o restante do débito no montante de US$ 22.330.919,52, ou, caso não seja possível essa recuperação, seja autorizada a conversão dos presentes autos em Tomada de Contas Especial.

Contrato de EPC da P-54.Conforme informado pela Petrobras às fls. 85/107 do Anexo 28, os valores pagos a título de

reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de EPC da P-54 em razão de aquecimento de mercado e variação cambial encontram-se na tabela de fls. 95/96 do Anexo 28.

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Com relação à retenção cautelar determinada pelo TCU, a Petrobras informa, às fls. 95/96 do Anexo 28, que estão retidos US$ 39.365.175,49, divididos em:

a) US$ 8.118.307,09 (reequilíbrio do aquecimento de mercado de setembro de 2007 a março de 2008);

b) US$ 10.511.186,92 (reequilíbrio pela variação cambial de setembro de 2007 a março de 2008); e c) US$ 20.735.681,48 (medições retidas após cautelar, o que se presume, diante as informações

contidas à f. 96 do Anexo 28, se referirem às medições de reajuste de variação cambial e aquecimento de mercado).

Com relação a essas parcelas, considerando que estão retidas, cabe determinar à Petrobras/PNBV que não efetue o pagamento de tais quantias, configurando retenção definitiva de mérito por deliberação desta Corte de Contas.

Por sua vez, foram pagos indevidamente US$ 64.972.640,07 (reequilíbrio pela variação cambial até agosto de 2007), US$ 43.282.826,68 (reequilíbrio pelo aquecimento de mercado até agosto de 2007) e US$ 4.300.000,00 (reequilíbrio pelo aumento do preço do aço), totalizando US$ 112.555.466,75, os quais devem ser glosados do saldo contratual porventura existente (fls. 95/96 do Anexo 28).

A Petrobras informa que o valor total atualizado do Contrato de EPC da P-54, que foi encerrado por término do prazo, é de US$ 872.894.610,76, sendo o saldo contratual no montante de US$ 188.130.008,42, já considerada a parcela referente à provisão para pagamento do ICMS, no valor de US$ 165.849.976,05.

Considerando que o débito apurado foi US$ 112.555.466,75 e que o saldo soma o montante US$ 188.130.008,42, propõe-se a retenção definitiva do débito apurado, tendo em vista que há saldo suficiente, além de se determinar o não pagamento dos valores já retidos pela Petrobras/PNBV, no montante de US$ 39.365.175,49.

Conclusão.Primeiramente, deve-se esclarecer que não há, por parte desta Unidade Técnica, qualquer

questionamento acerca da política governamental de exigência de conteúdo nacional mínimo no caso das construções de plataformas para o Grupo Petrobras, sendo louvável a intenção de incrementar a indústria nacional, gerando inúmeros empregos diretos e indiretos, desde que observadas as normas constitucionais e legais.

Assim, após terem sido amplamente concedidos aos responsáveis, às contratadas, à Petrobras e à PNBV o contraditório e a ampla defesa, imprescindíveis à análise de mérito destes autos, pode-se chegar às seguintes conclusões:

1. o Tribunal de Contas da União possui competência constitucional e legal, assim como o Poder Judiciário Brasileiro, para exercer juízo sobre as contratações de EPC da P-52 e da P-54, ainda que as partes contratantes sejam estrangeiras, os contratos sejam firmados em dólares, em língua inglesa, sob a regência da legislação inglesa e haja cláusula compromissória, tendo em vista que parte dos contratos seria executada em território nacional;

2. a autonomia de vontade não pode afastar matéria de ordem pública, como a revisão contratual, mesmo que se apliquem as regras de direito internacional privado, considerando que contrato internacional, embora firmado por subsidiária estrangeira da Petrobras, teve parte de sua execução no Brasil subordina-se à garantia constitucional da intangibilidade da equação econômico-financeira, especialmente diante da obrigatoriedade de conteúdo nacional mínimo, gerando descasamento de moedas;

3. os requisitos que ensejam a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro são, em essência, os mesmos independentemente da natureza jurídica do contrato (direito público, privado e internacional privado), quais sejam: (a) a imprevisibilidade ou previsibilidade mas de conseqüências incalculáveis; (b) ser alheio à vontade das partes; (c) inevitabilidade; e (d) onerosidade excessiva;

4. a imprevisibilidade e a inevitabilidade devem ser apuradas quando há absoluta impossibilidade de prevê-los e conhecê-los, devendo os licitantes levarem em consideração todas as circunstâncias previsíveis e evitáveis, agindo diligentemente de acordo com o que se espera que seja a atuação de um empresário que cumpra sua função no mercado;

5. as concessões de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos decorrentes de variação cambial no caso da P-52 e da P-54 não observaram o requisito fundamental da inevitabilidade, pois, diante das circunstâncias que cercavam a celebração do contrato (vedação contratual de revisão e reajuste, realização de hedge pelas contratadas no exterior, conteúdo nacional mínimo, descasamento de

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moedas e previsibilidade decorrente do regime cambial flutuante vigente), haveria instrumentos de proteção cambial disponíveis e hábeis a mitigar na maior parte os riscos enfrentados pelas contratadas, a custos razoáveis, caso tivessem agido com diligência, de acordo com a prática de mercado, não lhes sendo dado, por essa razão, o direito de repassar um eventual prejuízo à Petrobras ou à PNBV;

6. não se pode admitir que a PNBV, a despeito das vedações expressas nos contratos originais e de reconhecer a necessidade de as contratadas se protegerem, tenha arcado integralmente com todas as perdas cambiais e inflacionárias, em tese, incorridas pelas contratadas, bem como ter inserido aos contratos fórmulas de reajuste a fim de suportar a inflação do mercado interno e neutralizar oscilações ordinárias e extraordinárias do dólar frente ao real;

7. não se pode atribuir todos os riscos, ordinários e extraordinários, à contratada, de modo a cobrir todos os possíveis e remotos prejuízos que possam advir durante a execução contratual, sob pena de se onerar sobremaneira o valor a ser proposto na licitação, mas, também, não se deve, em posição radicalmente oposta, repassar todo e qualquer risco à Administração contratante, transferindo os prejuízos decorrentes de áleas ordinárias e passíveis de serem evitadas pelas partes, seja ela a contratada ou a contratante;

8. não há que se falar em fato imprevisível e extraordinário em virtude de variação cambial, pois risco cambial é um tipo de risco de mercado evitável, por ser gerenciável (evitável), sendo inerente ao mundo empresarial e decorrente, muitas das vezes, da disposição das empresas em atuarem em diferentes mercados, tratando-se, portanto, de álea ordinária dos negócios;

9. é notório que, no modelo brasileiro de câmbio flutuante vigente desde 1999, as cotações entre moedas acompanham livremente as oscilações da economia, por meio da oferta e da demanda, ajustando-se mediante alterações em seus valores, sendo esperadas nesse regime, por sua natureza, oscilações cambiais que não podem ser definidas antecipadamente, principalmente em regime flutuante em que as cotações de moedas sobem e descem livremente, por diversas razões;

10.não poderiam ter sido adotados pela Petrobras/PNBV, relativamente aos contratos de 2003, os mesmos fundamentos e diretrizes utilizados por ela em 1999, pois os cenários econômicos e políticos eram distintos, na medida em que, em 1999, ficou comprovada a existência de Fato do Príncipe, que justificava a revisão dos contratos, fato que não se verifica no presente caso concreto, no qual os contratos foram celebrados em regime cambial flutuante;

11.admite-se a aplicação da Teoria da Imprevisão nos contratos decorrentes de variação cambial desde que, presentes os demais requisitos legais, a contratada demonstre ter agido com diligência no sentido de realizar, a um custo razoável, a melhor proteção cambial disponível para mitigar os riscos pertinentes, em observância ao requisito da inevitabilidade;

12.a vedação imposta nas cláusulas 5.3 e 5.8 dos contratos em tela implica a necessária conclusão de que as contratadas teriam de se cercar de salvaguardas para mitigar os riscos decorrentes de variações cambiais ou de inflação, havendo indícios objetivos no edital e na minuta de contrato de que a PNBV não assumiria tais riscos, atribuindo-os exclusivamente às contratadas;

13.constata-se a inadequação de aplicação, ao caso concreto, dos julgados trazidos pelos responsáveis e pelas entidades envolvidas no sentido de subsidiar suas defesas, tendo em vista que as situações fáticas apresentadas referem-se a cenários políticos e econômicos distintos do presente caso, pois naquela época houve o chamado Fato do Príncipe, no qual foi alterado o regime cambial de fixo para flutuante, de maneira imprevisível e inevitável, acarretando onerosidade excessiva;

14.há forte presunção de que as contratadas teriam se protegido em razão dos riscos decorrentes de variações cambiais, realizando, como era esperado e prática de mercado nesse caso, o devido gerenciamento de seus riscos em razão do descasamento de moedas no contrato, conforme informação de seus relatórios e demonstrações contábeis e financeiras;

15.o fato de não terem sido realizadas operações de proteção cambial nos contratos em comento não pode ser considerada uma irregularidade, pois não contraria lei ou qualquer norma interna, tratando-se de mera decisão gerencial de cada uma das contratadas; contudo, as conseqüências de um eventual comportamento imprevidente não podem ser suportadas pela Petrobras ou pela PNBV;

16.a exemplo da prática internacional, como a da Royal Dutch Shell plc, as grandes empresas brasileiras, de diversos setores, também administram as suas exposições aos riscos cambiais, caracterizando ser uma prática de mercado, conforme excertos dos relatórios anuais das empresas Gol Linhas Aéreas, Aços Villares, AmBev e Embraer;

17.conforme parecer de especialista em derivativos especialmente contratado por este Tribunal,

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há instrumentos hábeis a mitigar os riscos cambiais, disponíveis a empresas não financeiras internacionais de grande porte, como a Jurong e a FSTP, a custos razoáveis em observância ao Princípio da Economicidade;

18.seria falta de diligência das contratadas não considerarem, na época da licitação e da celebração dos contratos em tela, a possibilidade se realizar hedge, tendo em vista que era incontroverso que havia descasamento de moedas e vedação à revisão e ao reajuste do contrato;

19.a Petrobras e suas subsidiárias são entidades que atuam num mercado altamente concorrencial, operam em bolsas de valores, movimentam quantias vultosas e se relacionam com um sem-número de fornecedores, clientes e prestadores de serviço dos mais diversos ramos de atividade, circunstâncias que as distinguem de modo marcante de entidades tipicamente prestadoras de serviço público, como a Casa da Moeda e a CBTU, devendo, portanto, agir de acordo com critérios rígidos de governança corporativa;

20.aos contratos celebrados em dólar por partes estrangeiras não se aplica o disposto no art. 2º, §§1º e 3º, e no art. 3º da Lei n.º 10.192/2001, bem como no art. 28, caput e §1º, da Lei n.º 9.069/95;

21.considera-se indevida a inclusão da fórmula contratual, na medida em que se trata de reajuste, cuja vedação era absoluta, bem como ante a constatação de que não se pode alterar a regra da contratação no meio da execução do contrato, sob o risco de ferir o Princípio da Isonomia entre os Licitantes;

22.os argumentos e informações apresentados pela PNBV no Anexo 17 não têm o condão de afastar as irregularidades apontadas pela equipe de auditoria;

23.a conduta dos responsáveis de concederem os pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de EPC da P-52 e da P-54, de modo negligente e imprudente, acarretou prejuízo aos cofres da Estatal, na medida em que, diante dos argumentos técnicos apresentados por esta Secretaria nestes autos, não observaram as práticas de mercado usualmente aceitas no que tange a gerenciamento de riscos cambiais;

24.em relação ao aquecimento do mercado doméstico, a análise feita para os argumentos apresentados relativamente ao câmbio se aplicam à inflação, tendo em vista que os contratos vedam expressamente quaisquer ajustamentos em função de inflação, bem como que as contratadas tinham plena condição de projetar uma inflação para o período do contrato, considerando as séries históricas amplamente disponíveis, o que impede a concessão do reequilíbrio econômico-financeiro;

25.os gráficos apresentados dos índices utilizados nas fórmulas de reajuste demonstram que não houve uma variação extraordinária e imprevisível desses índices;

26.não há demonstrativos de formação de preços detalhados, em que estejam evidenciadas as composições de preços de cada serviço pertinente aos contratos, o que prejudica a análise de possível onerosidade excessiva por fatos extraordinários e imprevisíveis, expondo a PNBV – ao anuir a pleitos de reequilíbrio contratual – ao risco de assumir custos já considerados pelas contratadas em suas propostas;

27.considerando que a contratação foi realizada por preço global, o reconhecimento de pleitos em virtude do aumento do preço de um insumo isoladamente deve ser precedido de uma ampla análise do contrato, pois esse aumento pode estar sendo compensado pela diminuição de preço de outro insumo do contrato;

28.a concessão de reequilíbrio econômico-financeiro em decorrência do aumento do preço do aço foi indevida diante da inexistência do requisito da onerosidade excessiva, na medida em que o valor pleiteado foi de US$ 7.774.439 e o final negociado de US$ 4.300.000, representando apenas 1% e 0,56%, respectivamente, do valor do contrato; e

29.as demais irregularidades que ensejaram apenas determinações e recomendações não foram elididas pela PNBV, pela Petrobras e pelas contratadas.

Por fim, não se pode, pela pertinência com o tema aqui tratado, deixar de trazer à colação matéria publicada em 04/10/2008 no site do Jornal Folha de São Paulo, corroborando o entendimento exarado nesta Instrução. A frase foi proferida pelo Excelentíssimo Senhor Presidente da República, ao tecer considerações acerca dos prejuízos ocorridos nas empresas Sadia e Aracruz no mercado futuro de dólar, conforme se verifica a seguir:

‘04/10/2008 - 14h23

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Para Lula, Sadia e Aracruz perderam dinheiro por ganância e especulação PublicidadeADRIANO CEOLIN da Folha de S.Paulo, em São Bernardo do Campo. O presidente Luiz Inácio Lula da Silva afirmou neste sábado que a crise financeira que atinge os Estados Unidos é uma das mais graves dos últimos tempos, mas ponderou que as perdas de empresas brasileiras informadas nos últimos dias têm outro motivo ‘condenável’: a especulação. A Aracruz, maior produtora mundial de celulose de eucalipto, informou ontem que suas operações cambiais significavam perdas de R$ 1,95 bilhão. A Sadia, por sua vez, reconheceu prejuízo de R$ 760 milhões na semana passada. A desvalorização de mais de 22% do real, desde agosto, após quatro anos de alta, fizeram exportadores registrarem fortes perdas. ‘É importante lembrar que essas empresas, no fundo no fundo, estavam especulando contra a moeda brasileira. Portanto, elas praticaram por conta própria, por ganância, este prejuízo. É um problema delas, porque especularam de forma pouco recomendável’, afirmou Lula, que participa de uma carreata em São Bernardo, onde o petista Luiz Marinho disputa a prefeitura da cidade.’ (grifo nosso) - Informação obtida no endereço eletrônico: http://www1.folha.uol.com.br/folha/dinheiro/ult91u452190.shtml, acesso em 15/10/2008Cabe, ainda, destacar, mais uma vez, relevante e didático exemplo trazido pelo renomado

especialista em finanças, derivativos e gerenciamento de riscos, Doutor Rafael Paschoarelli Veiga, cuja ilustração revela-se esclarecedora e relevante ao exame do mérito das questões relacionadas ao reequilíbrio decorrente de variação cambial e aquecimento de mercado tratadas nestes autos:

‘Um taxista está sujeito a bater o carro por conta de seu ofício. Em decorrência dessa exposição, ele deve contratar um seguro. Se, transportando seu passageiro, ele bater o carro, não será cabível pleitear com o cliente reajuste no preço da corrida, pois o taxista estava ciente do risco e, deliberadamente, não contratou o seguro. O taxista deve se proteger dos riscos diversificáveis e, se não o faz, deve assumir as conseqüências de seus atos e omissões.

O preço da corrida de táxi deveria contemplar o pagamento do seguro. De maneira análoga, o preço cobrado pela contratada da Petrobrás deveria incluir o custo da proteção das exposições advindas da prestação do serviço.

O fato de a empresa possuir receita em dólar norte americano e custos em reais sem buscar o devido casamento entre as moedas indica posição especulativa6, a qual poderia ser protegida com instrumentos largamente encontrados na bolsa e no mercado de balcão. Essa estratégia é similar a do taxista que trabalha sem seguro.’

Por se tratar de processo relacionado ao Fiscobras 2007 e tratar de fato relevante de mercado de capitais, cabe propor que seja encaminhada cópia do Acórdão que vier a ser proferido por esta Corte de Contas, bem como do Relatório e Voto que o fundamentarem, à Presidência da Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional e à Comissão de Valores Mobiliários - CVM, para ciência.

Proposta de Encaminhamento.Considerando a observância dos princípios constitucionais do contraditório e da ampla defesa em

relação aos responsáveis e às entidades envolvidas (Petrobras, PNBV, FSTP e Jurong);Considerando que as justificativas apresentadas não foram suficientes para afastar os indícios de

irregularidades apontados pela equipe de auditoria;Considerando todo o exposto nesta instrução;Encaminham-se os autos à consideração superior, com a proposta de que:1) seja determinada à Petróleo Brasileiro S/A e à Petrobras Netherlands B.V., nos termos do art.

45 da Lei n.º 8.443/92 c/c art. 251 do RI/TCU:a) a retenção definitiva de todos os valores relacionados ao reequilíbrio econômico-financeiro em

função de variação cambial e de aquecimento do mercado doméstico (US$ 194.997.422,78 calculados até agosto de 2008), utilizando o saldo contratual remanescente do Contrato n.º 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52), celebrado pela Petrobras Netherlands B.V com a empresa FSTP Pte. Ltd., acrescido da Carta de Garantia Bancária apresentada pela contratada, conforme estabelecido na Ata n.º 49 do Plenário do TCU de 21/11/2007;

b) caso não haja saldo contratual no Contrato de EPC da P-52 suficiente para ressarcimento integral do débito apurado na alínea acima, a adoção das providências necessárias, administrativas e/ou

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http://www1.folha.uol.com.br/folha/dinheiro/ult91u452190.shtml



http://www1.folha.uol.com.br/folha/especial/2008/crisenoseua/


judiciais, para reaver a parcela de débito porventura não ressarcida pela FSTP, informando ao TCU, no prazo de 120 dias, as medidas adotadas;

c) a retenção definitiva de todos os valores relacionados ao reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial, de aquecimento do mercado doméstico e de aumento do preço do aço no mercado internacional (US$ 151.920.642,24, calculados até março de 2008), utilizando o saldo contratual remanescente do Contrato n.º 899.2.005.04-5 (EPC da Plataforma P-54), celebrado pela Petrobras Netherlands B.V com a empresa Jurong Shipyard Pte. Ltd.;

d) caso não haja saldo contratual no Contrato de EPC da P-54 suficiente para ressarcimento do débito apurado na alínea acima, a adoção das providências necessárias, administrativas e/ou judiciais, para reaver a parcela de débito porventura não ressarcida pela Jurong, informando ao TCU, no prazo de 120 dias, as medidas adotadas;

2) seja autorizada, desde já, a conversão dos presentes autos em Tomada de Contas Especial em caso de descumprimento das determinações acima ou caso se verifique que as medidas adotadas foram insuficientes para ressarcir o débito apurado;

3) sejam acolhidas, nos termos do § 1º do art. 250 do RI/TCU, as razões de justificativa apresentadas pelo Sr. Kuniyuki Terabe, CPF 016.721.349-00;

4) sejam rejeitadas, nos termos do § 2º do art. 268 do RI/TCU, as razões de justificativa apresentadas pelos Srs. José Sergio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidente; Almir Guilherme Barbassa, CPF 012.113.586-15, Diretor; Guilherme Estrella, CPF 012.771.627-00, Diretor; Ildo Luís Sauer, CPF 265.024.960-91,Diretor; Nestor Cunat Cerveró, CPF 371.381.207-10, Diretor; e Paulo Roberto Costa, CPF 302.612.879-15, Diretor, todos membros da Diretoria Executiva da Petrobras (Ata DE 4.547, item 16, de 22/09/2005, Pauta n.º 716), Renato de Souza Duque, CPF 510.515.167-49, Diretor de Serviços de Engenharia, Pedro José Barusco Filho, CPF 987.145.708-15, Gerente Executivo da Engenharia, e Jose Antonio de Figueiredo, CPF 507.172.357-34, Gerente Executivo do E&P Sul-Sudeste, Antonio Carlos Alvarez Justi, CPF 268.866.777-72, Gerente de Implementação de Empreendimentos da Engenharia para o Campo de Roncador e Coordenador do Grupo de Trabalho criado por meio do DIP DSERV 066/2005, de 26/8/2005, tendo em vista que não foram suficientes para afastar a irregularidade configurada na concessão indevida de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de EPC da P-52 e da P-54 em razão de variação cambial e aquecimento de mercado, por ausência do requisito da inevitabilidade e da imprevisibilidade;

5) sejam rejeitadas, nos termos do § 2º do art. 268 do RI/TCU, as razões de justificativa apresentadas pelos Srs. José Sergio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidente; Almir Guilherme Barbassa, CPF 012.113.586-15, Diretor; Guilherme de Oliveira Estrella, CPF 012.771.627-00, Diretor; Ildo Luís Sauer, Diretor, CPF 265.024.960-91; e Nestor Cunat Cerveró, CPF 371.381.207-10, Diretor; Renato de Souza Duque, CPF 510.515.167-49, Diretor de Serviços de Engenharia, todos membros da Diretoria Executiva da Petrobras (Ata DE 4.543, item 3, de 24/8/2005 – Pauta n.º 617), Pedro José Barusco Filho, CPF 987.145.708-15, Gerente Executivo da Engenharia, e Jose Antonio de Figueiredo, CPF 507.172.357-34, Gerente Executivo do E&P Sul-Sudeste, Antonio Carlos Alvarez Justi, Gerente de Implementação de Empreendimentos da Engenharia para o Campo de Roncador, CPF 268.866.777-72, Mario Nigri Klein, Gerente Setorial CMI-P54, CPF 496.096.297-68, Aldemir Bonfim dos Santos, Gerente Setorial OS-P54, CPF 529.413.377-68, Francisco Eugênio Magarinos Torres, Coordenador da ISUP da P-54, CPF 259.202.437-91, tendo em vista que não foram suficientes para afastar a irregularidade configurada na concessão indevida de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de EPC da P-54 em razão de aumento do preço do aço estrutural, por ausência do requisito da onerosidade excessiva;

6) seja aplicada, individualmente, aos Srs. José Sergio Gabrielli de Azevedo, CPF 042.750.395-72, Presidente; Almir Guilherme Barbassa, CPF 012.113.586-15, Diretor; Guilherme Estrella, CPF 012.771.627-00,Diretor; Ildo Luís Sauer, CPF 265.024.960-91,Diretor; Nestor Cunat Cerveró, CPF 371.381.207-10, Diretor; e Paulo Roberto Costa, CPF 302.612.879-15, Diretor, todos membros da Diretoria Executiva da Petrobras, Renato de Souza Duque, CPF 510.515.167-49, Diretor de Serviços de Engenharia, Pedro José Barusco Filho, CPF 987.145.708-15, Gerente Executivo da Engenharia, e Jose Antonio de Figueiredo, CPF 507.172.357-34, Gerente Executivo do E&P Sul-Sudeste, Antonio Carlos Alvarez Justi, CPF 268.866.777-72, Gerente de Implementação de Empreendimentos da Engenharia para o Campo de Roncador e Coordenador do Grupo de Trabalho criado por meio do DIP DSERV 066/2005, de 26/8/2005, Mario Nigri Klein, Gerente Setorial CMI-P54, CPF 496.096.297-68, Aldemir

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Bonfim dos Santos, Gerente Setorial OS-P54, CPF 529.413.377-68, e Francisco Eugênio Magarinos Torres, Coordenador da ISUP da P-54, CPF 259.202.437-91, a multa prevista no art. 58, inciso II, da Lei n.º 8.443/1992, fixando-lhes prazo, a contar da notificação, para que comprovem, perante o Tribunal, o recolhimento da referida quantia ao Tesouro Nacional, atualizada monetariamente na data do efetivo recolhimento, se for paga após o vencimento, na forma da legislação em vigor;

7) seja determinado à Petróleo Brasileiro S/A e à Petrobras Netherlands B.V., nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/92, c/c art. 250, inciso II, do RI/TCU, que:

a)se abstenham de efetuar o pagamento, no Contrato de EPC da P-54, dos valores retidos pela Petrobras/PNBV referentes a US$ 8.118.307,09 (reequilíbrio do aquecimento de mercado de setembro de 2007 a março de 2008), US$ 10.511.186,92 (reequilíbrio pela variação cambial de setembro de 2007 a março de 2008) e US$ 20.735.681,48 (medições retidas após cautelar, o que se presume, diante das informações contidas à f. 96 do Anexo 28, sejam referentes às medições de reajuste de variação cambial e aquecimento de mercado), totalizando US$ 39.365.175,49, e demais medições e/ou pagamentos que porventura possam ter havido a partir março de 2008 (Contrato de EPC da P-54) e a partir de agosto de 2008 (Contrato de EPC da P-52), configurando retenção definitiva de mérito por deliberação desta Corte de Contas, em razão da concessão indevida de reequilíbrio econômico financeiro em razão de variação cambial e aquecimento de mercado;

b) realize, no prazo de 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-54, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados pela contratada na Planilha A, na SAE de extensão de prazo (SAE 281) e nas 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação, de forma a comprovar objetivamente se os custos indiretos cobrados nessas 103 SAE foram diversos daqueles cobrados na SAE de extensão de prazo ou na Planilha A, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, tome as medidas adequadas, com vistas a quantificar o débito apurado ou, caso haja saldo contratual, efetue a glosa dos valores pagos em duplicidade;

c) realize, no prazo de 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-52, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados nas SAE que acarretaram a prorrogação de prazo da obra e na SAE de extensão de prazo, de forma a identificar se os custos indiretos cobrados nessas SAE foram os mesmos cobrados na SAE de extensão de prazo, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, tome as medidas adequadas, com vistas a se ressarcir do débito apurado ou, caso haja saldo contratual, efetue a glosa dos valores pagos em duplicidade;

d) realize, no prazo de 60 dias, levantamento, no Contrato de EPC da P-54, com vistas a apurar superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C desse contrato, aplicando os preços unitários originais das aludidas planilhas sem a aplicação de qualquer percentual, seja de reajustamento ou de BDI, ou demonstre a adequação dos preços praticados aos preços de mercado), informando ao TCU as providências adotadas;

8) seja determinado à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/92, c/c art. 250, inciso II, do Regimento Interno/TCU, que oriente suas unidades e subsidiárias no sentido de que:

a) se abstenham de analisar as solicitações de alteração de escopo ou change orders em conjunto, sem identificar individualmente a descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; planejamento detalhado para a sua execução, incluindo as fontes a serem utilizadas; estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos na alteração; e estimativa do impacto, se houver, no prazo final da obra, o que impossibilita a verificação da compatibilidade dos preços acordados em função das estimativas da contratante;

b) exijam de suas contratadas a identificação, nos demonstrativos de formação de preços (DFP) ou documentos equivalentes, da composição de todos custos indiretos previstos nos contratos, com discriminação das rubricas e respectivos percentuais utilizados, indicando aqueles vinculados ao prazo de execução do empreendimento;

9) recomendar à Petróleo Brasileiro S/A, nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/1992, c/c art. 250, inciso III, do Regimento Interno/TCU, que:

a) na análise de pleitos que envolvam extensões/prorrogações de prazo de contratos de engenharia, realizem estudo detalhado e objetivo de modo a aferir com precisão os dias de extensão de prazo contratual a ser concedido, por meio de atualizações do cronograma original da obra, indicação

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do(s) caminho(s) crítico(s), memórias de cálculo e planilhas, limitando-se a uma análise expedita e superficial somente quando ficar demonstrada, de forma inequívoca, a baixa relação custo-benefício;

b) por meio de sua auditoria interna, proceda à fiscalização da sistemática de avaliação da aplicação do conteúdo nacional no Contrato n.º 899.2.005.04-5, que trata da conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), analisando os custos e preços unitários incorridos pela empresa contratada Jurong Shipyard Pte. Ltd. e atestados pela empresa certificadora (ABS), de forma a averiguar o cumprimento da utilização de percentual mínimo de 65% do valor contratado, em observância do subitem 1.2.3.1 do aludido contrato, informando as conclusões e providências tomadas posteriormente no prazo de 120 dias; e

10) seja encaminhada cópia do Acórdão que vier a ser proferido por esta Corte de Contas, bem como do Relatório e Voto que o fundamentarem, à Presidência da Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional e à Comissão de Valores Mobiliários - CVM, para ciência.”

8. Por seu turno, em 9/3 e 25/3/2009, a FSTP Brasil Ltda. apresentou pedidos de reconsideração da medida cautelar adotada em 17/10/2007, de forma a revogá-la ou, alternativamente, em face da crise econômica iniciada em meados de 2008 e de dificuldades de renovação creditícia, autorizar a imediata substituição da modalidade de garantia oferecida à Petrobras, para fins de liberação dos valores retidos (parte do valor de US$ 92.293.967,56, calculada até fevereiro de 2007, proporcional à variação dos índices dos preços setoriais, relativa ao Contrato nº 899.2.006.03-1). Desse modo, a garantia deixaria de ser oferecida sob a forma de carta de fiança, passando a se consubstanciar na retenção, pela Petrobras, das últimas parcelas por ela devidas à FSTP em razão do contrato firmado para a construção da Plataforma P-56 (Contrato nº 0801.0000030.07.2). Tal medida perduraria até a deliberação final desta Corte, sem prejuízo de que tal retenção também pudesse vir a ser substituída, oportunamente, pela prestação de uma das garantias previstas no art. 56 da Lei nº 8.666/1993.9. Por meio do despacho de fls. 782/783, de 26/3/2009, tendo em conta a razoabilidade da pretensão da contratada, bem assim a insuficiência de saldo no contrato original, acolhi parcialmente o pedido, com o referendo do Plenário. Revi, de ofício, com fundamento no § 5º do art. 276 do RI/TCU, a cautelar anteriormente adotada, exclusivamente para permitir à peticionária, FSTP Brasil Ltda., em caráter excepcional, a substituição da garantia relativa ao Contrato nº 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52) por retenção, de igual montante, nos últimos pagamentos a serem efetuados no âmbito do Contrato nº 0801.0000030.07.2 (Construção da Plataforma P-56), sem prejuízo de que tal retenção também pudesse vir a ser substituída, oportunamente, pela prestação de uma das garantias previstas no art. 56 da Lei nº 8.666/1993.10. Em ocasião posterior – fevereiro de 2010, determinei a realização de diligência junto à Petrobrás, com o objetivo de se obter os saldos e os cronogramas financeiros a executar dos contratos de EPC das plataformas P-52 e P-56. Solicitei também esclarecimento acerca da data de validade da garantia apresentada ou de nova garantia, obedecidos os termos do art. 56 da Lei nº 8.666/93, ou ainda, caso não tivesse sido constituída, a promoção de retenção nos pagamentos no âmbito do Contrato de EPC da P-56. Por meio do Ofício GABPRE-614/09, de 24/11/2009, a estatal trouxe informações que confirmaram a validade da carta de fiança pertinente, bem como a suficiência do saldo do contrato de EPC da P-56 para fins de retenção dos valores abrangidos pela referida garantia bancária.11. Por sua vez, em 3/12/2010, veio aos autos a Petrobrás (fls.808/845), requerendo a juntada de parecer sobre reequilíbrio econômico-financeiro no âmbito dos contratos para a construção das plataformas P-52 e P-54. O parecer descreveu o caso em discussão, destacando os argumentos opostos pela unidade técnica nas instruções anteriores, exemplificou e quantificou o problema da apreciação cambial no período em exame, confrontou o comportamento da taxa de câmbio com as expectativas de mercado e defendeu que a apreciação cambial era inesperada para os agentes econômicos, o que teria gerado o desequilíbrio econômico-financeiro dos contratos. Por conclusão, o parecer buscou demonstrar que a construção de hedge para os contratos da P-52 e P-54 era inviável, fundado na extensão dos prazos dos contratos e na imprevisibilidade do fluxo de receitas da contratada.

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12. Em manifestação de fls. 851/859 v.p., a Secex-RJ novamente se pronunciou quanto aos argumentos oferecidos, e concluiu da seguinte forma:

“7. Após a leitura das análises empreendidas na instrução de fls. 631A/741 do vol. 4 do principal, verifica-se que a Petrobras/PNBV repisa suas argumentações na tentativa de afastar as irregularidades decorrentes da concessão indevida de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos da P-52 e P-54. 8. Não se questiona nos autos apenas a imprevisibilidade da variação cambial, mas também o requisito da inevitabilidade que não restou caracterizado. Vale observar que a presunção de que as contratadas realizaram a devida proteção cambial encontra-se nas fls. 670/680 do vol. 4 do principal, conforme mencionado naquela instrução.9. No que se refere ao parecer elaborado pelo Prof. Paschoarelli (Anexo 29), já houve nos autos exercício do contraditório e da ampla defesa por parte da Petrobras/PNBV e das empresas contratadas (Jurong e FSTP), constantes dos anexos 30 e 31. A análise técnica das respostas ao aludido parecer foram feitas pormenorizadamente pela instrução de fls. 684/703 do vol. 4 do principal. Os argumentos, ora apresentados, não trazem novidade passível de alteração da proposta de mérito de fls. 738/741 do vol. 4 do principal.10. Cabe registrar que não se pode dizer que o exercício do contraditório e da ampla defesa foi limitado no exame da matéria, pois, em diversas oportunidades a Petrobras, a PNBV, as contratadas (FSTP e Jurong) e os responsáveis foram instados a se manifestarem a respeito das questões aqui tratadas. Tudo foi devidamente analisado de maneira exaustiva pelo corpo técnico do TCU.11. Há que se alertar ainda para o risco de, com o decurso do prazo, haver insuficiência do saldo contratual para ressarcir o débito imputado nestes autos, conforme se constata nas informações constantes do despacho de fls. 806/807 do vol. 4 do principal.12. De acordo com os §§1º e 2º do art. 160 do RI/TCU, desde a constituição do processo até o término da etapa de instrução, é facultada à parte a juntada de documentos novos, sendo considerada terminada a etapa de instrução do processo no momento em que o titular da unidade técnica emite seu parecer conclusivo. Não obstante a Petrobras/PNBV apresentou diversos pareceres aos ministros, os quais funcionam como apenas como memoriais, nos termos do § 3º do art. 160 do RI/TCU.13. Diante do exposto, em cumprimento ao Despacho de fl. 846 do vol. 4 do principal, manifesto, no mérito, concordância com o posicionamento proposto às fls. 738/741 e 745 do vol. 4 do principal, ratificado pelo despacho fls. 806/807 do vol. 4 do principal ...”

13. Por derradeiro, em 5/12/2011, deu entrada em meu gabinete memorial de lavra dos causídicos contratados pela estatal aduzindo, nas palavras dos defendentes, o seguinte:

13.1 as plataformas p-52 e P-54 são construções essenciais para a consolidação para a autossuficiência petrolífera do Brasil e representam 20% da produção de petróleo e gás do país; a postergação da produção impediria o escoamento de 360.000 barris de óleo e mais 5 milhões de m³ de gás por dia, deixando de gerar US$38 milhões de receitas à Petrobrás por mês de atraso;

13.2 o montante despendido para a execução dos contratos foi bem inferior àqueles praticados em contratos similares; desta forma, tendo sido cumprido o objetivo da contratação, já não haveria que se falar em irregularidade de conduta dos gestores da companhia;

13.3 a valorização imprevisível do real frente ao dólar durante a vigência dos contratos acabou por abalar o equilíbrio econômico financeiro das contratadas; a não recomposição desse equilíbrio tornaria o contrato inexequível;

13.4 a contratação de hedge pelas contratadas não era obrigatória, nem por lei, norma, edital o outro meio; a confirmar tal fato, o Acórdão nº 1.595/2006-TCU-Plenário recomendou à Petrobrás que avaliasse a possibilidade de incluir, nos próximos editais de licitação a exigência de seguro cambial;

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13.5 configurou-se a inexigibilidade de conduta diversa dos gestores, haja vista o custo do hedge estimado em R$ 49,9 milhões, o que se afigurava desvantajoso para a administração pública, caracterizando a boa-fé dos gestores;

13.6 o citado Acórdão nº 1.595/2006-TCU-Plenário veio a confirmar a decisão inserta no Acórdão nº 464/2000-TCU-Plenário, que havia estabelecido que é aplicável a teoria da imprevisão e a possibilidade de reequilíbrio contratual em razão de valorização cambial;

13.7 no caso em tela, estariam presentes todos os requisitos para a aplicação da teoria da imprevisão;

13.8 a ausência de critérios de aceitabilidade nas planilhas de preços A, B e C não acarretou superfaturamento;

13.9 após bem sucedidas negociações do preço do aço, a tonelada foi apreçado em valor bem inferior ao esperado;

13.10 a proposta de conversão em TCE se funda exclusivamente no equivocado entendimento de dano ao erário em razão do equilíbrio econômico financeiro, o que, conforme demonstrado, não ocorreu;

13.11 concluiu que os gestores observaram os normativos aplicados à estatal, seguiram as orientações estabelecidas pelos órgãos técnicos e jurídicos da Companhia, atenderam às práticas de mercado usualmente aceitas, valeram-se de pareceres de renomados especialistas na busca da melhor decisão e consideraram que o Tribunal já havia se manifestado favorável quanto à concessão de reequilíbrio econômico financeiro em decorrência de variações cambiais.

É o relatório.

VOTO

Como visto no relatório que antecede este voto, os procedimentos de fiscalização realizados pela 1ª Secretaria de Controle Externo (1ª Secex) em 2007, e que tiveram continuidade até recentemente, concluíram pela subsistência de irregularidades nos contratos alusivos à construção das plataformas petrolíferas P-52 e P-54. 2. Tais contratos encontram-se no seguinte estágio de execução físico-financeira:2.1. Nº Contrato: 899.2.006.03-1

-Objeto do contrato: engenharia, suprimento, construção e montagem da plataforma semi-submersível P-52;-Contratada: Consórcio Fels Setal e Tecship – FSTP Brasil Ltda.;-Término da vigência/execução físico-financeira: 7/2010;-Valor: R$ 2.538.890.581,71 / US$ 1.185.291.971,11;-Saldo atual: R$ 0,00;-Não há valores retidos devido à existência de Carta de Garantia Bancária no valor de US$126.569.231,12, que vem sendo revalidada semestralmente.

2.2. Nº Contrato: 899.2.005.04-5Objeto do contrato: Conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) P-54;-Contratada: Jurong Shipyard Pte Ltd;-Término da vigência: 28/3/2008;-Valor: R$ 2.333.237.321,45 / US$ 800.379.427,06;-Saldo atual: US$ 60.557.944,24, o qual inclui o valor retido conforme determinação deste Tribunal; o valor retido é de US$ 55.701.133,77.-Não há garantias vigentes; todas já foram encerradas, salvo a garantia mediante retenção

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de valores acima referida.

-II-

3. As principais irregularidades apontadas pela 1ª Secex e que ensejaram as audiências dos responsáveis e oitivas das empresas contratadas são as seguintes:

a) reconhecimento indevido de pleito de reequilíbrio econômico-financeiro em razão de variação cambial e aquecimento de mercado, em desacordo com as cláusulas 5.3 e 5.8 do Contrato original do EPC da P-54, que vedavam qualquer reajustamento ou revisão de preços, ensejando, até março de 2007, débito de US$ 85.004.557,34 (oitenta e cinco milhões, quatro mil quinhentos e cinqüenta e sete dólares e trinta e quatro centavos);

b) reconhecimento indevido de pleito de reequilíbrio econômico-financeiro do contrato e reajuste contratual cuja fundamentação era vedada pelo Contrato original e pelo Edital do Convite do EPC da P-52, ensejando, até fevereiro de 2007, débito de US$ 92.293.967,56 (noventa e dois milhões, duzentos e noventa e três mil, novecentos e sessenta e sete dólares e cinqüenta e seis centavos);

c) falhas no gerenciamento dos pleitos relacionados a custos de extensão de prazo do Contrato EPC da P-54;

d) ausência de critérios de aceitabilidade de preços unitários referentes a serviços adicionais de onshore e offshore (Planilhas B e C do Contrato) do Contrato de EPC da P-52;

e) existência de planilhas B e C, referentes, respectivamente, a serviços adicionais de onshore e offshore, do Contrato de EPC da P-52 (Contrato nº 899.2.006.03-1), cujos preços unitários de homem-hora – H/h estavam acima daqueles previstos na estimativa de custos realizada pela PNBV, em 22,84% e 13,93%, respectivamente;

f) custos de extensão de prazo pagos sem comprovação da sua não-inclusão no BDI (Benefícios e Despesas Indiretas) das Solicitações de Alteração de Escopo - SAE e sem a comprovação de que os seus valores unitários estariam compatíveis com os do Contrato de EPC da P-52;

g) procedimentos na análise de solicitações de escopo contratual que prejudicaram o controle do Contrato de EPC da P-52;

h) reconhecimento indevido de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de EPC da P-54 (Contrato nº 899.2.005.04-5), em razão da variação de preço do aço estrutural sem a utilização de Demonstrativo de Formação de Preço (DFP) detalhado, caracterizando superfaturamento;

i) superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo – SAE, com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C do Contrato de EPC da P-54, com aplicação de BDI em duplicidade; e

j) fragilidade e falta de transparência no processo de aferição do Índice de Conteúdo Nacional do Contrato EPC da P-54.4. A propósito, destaco que foi franqueada aos responsáveis, bem assim às empresas contratadas, a oportunidade da ampla defesa e do exercício do contraditório, para apresentação das justificativas e documentação necessárias ao esclarecimento das irregularidades apontadas pela equipe de auditoria do Tribunal, inclusive com a possibilidade de contestação do parecer elaborado por especialista contratado pelo Tribunal para a questão referente às possíveis operações de hedge.5. A 9ª Secex, na instrução final do processo, entendeu insuficientes e incompletas as justificativas e documentação apresentadas, concluindo pela subsistência das irregularidades e pela culpabilidade dos responsáveis chamados aos autos.6. Ante os arrazoados desenvolvidos pelos implicados e também pela instância técnica, e em face dos aspectos técnicos e jurídicos que as constatações envolvem, entendo necessário abordar os principais problemas, ainda que de forma tangente.

-III-

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7. Primeiro, anoto, desde já, que não merecem reparos as análises quanto à aplicabilidade da legislação nacional ao caso em debate (inaplicabilidade do princípio da autonomia da vontade na escolha do direito material aplicável). O sistema jurídico nacional bem ampara a jurisdição do TCU sobre os contratos em exame, por meio do Código de Processo Civil, do Decreto-Lei nº 4.657/1943, da jurisprudência mais recente dos tribunais superiores, da legislação afeta ao controle externo, bem como da Constituição Federal, nos termos referidos pela 1ª Secex.

-IV-

8. Por sua vez, os argumentos apresentados principalmente pela Petrobras quanto à aplicação da teoria da imprevisão, a socorrer o reajuste promovido nos contratos em destaque, merecem um exame mais detido. O Acórdão invocado pela Petrobras – n.º 464/2000-TCU-Plenário – acedeu à possibilidade da aplicação da teoria da previsão e de reequilíbrio contratual em casos de variações cambiais severas. À época, devido ao ineditismo da matéria, nenhum entendimento havia sido firmado, dando origem mais tarde ao Acórdão nº 1.595/2006, do Plenário, que ratificou essa linha de decisão. 9. No caso vertente, outro cenário se configura e novos fatos de natureza financeira me fazem concluir que o direcionamento a dar aos casos de prejuízos em contratos decorrentes de variações cambiais pedem intelecção diferente. Considero que houve intervenção governamental no regime de câmbio vigente à época da prolação do já mencionado Acórdão nº 464/2000. No caso em tela isso não ocorreu, ou seja, o poder público não interveio no regime de câmbio, tampouco ocorreu situação extraordinária e inevitável relativamente às variações na taxa inflação ou índices de preços setoriais. Ao contrário, a meu ver, as alterações por que passaram as variáveis econômicas foram movimentos naturais regidos pelas leis do mercado. 10. Ressalto que a apreciação do real frente ao dólar foi significativamente gradual, ao longo de quatro anos (conforme série temporal do dólar abaixo reproduzida), desde um mês antes da data da primeira proposta de preços à licitação (14/4/2003) até a conclusão prevista do último contrato (17/6/2007). Esse caminho fez com que o dólar norte-americano variasse paulatinamente nesse longo interregno de tempo, indo de R$ 3,114, na data de 15/4/2003, a R$ 1,9097, em 15/6/2007. Penso, assim, que não há que se falar em variação extraordinária e brusca da moeda. Veja-se:

Fonte: BM&F-Bovespa.

11. Diante deste cenário, se a contratada não monitorou as movimentações do câmbio ou não tomou providências para proteção do valor do contrato, foi evidentemente por decisão de sua cúpula diretiva. Não cabia à administração pública fazer ingerência em decisões financeiras e providências administrativas de exclusiva competência do segmento privado, especialmente das empresas contratadas. Elas tiveram um longo período de observação do comportamento do mercado do dólar, aproximadamente quatro anos, para possível contratação de operação de hedge, minimizadora dos prejuízos, como pelo gráfico se vê. 12. Outrossim, relativamente às cautelas contra variações cambiais, apesar de inexistir obrigação específica no edital e no contrato, também não havia impeditivo para que as contratantes

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assumissem posição diligente, protegendo-se contra riscos inerentes ao mercado e à própria natureza da contratação, como ficou bem esclarecido no relatório precedente.13. Circunscrevendo-me ainda à alegada Teoria da Imprevisão, cito a festejada professora Maria Sylvia Zanella Di Pietro (in: Direito Administrativo. 16ª Ed. São Paulo. Ed. Atlas, 2003, pp. 268/271):

“... álea econômica, que dá lugar à aplicação da teoria da imprevisão, é todo acontecimento externo ao contrato, estranho à vontade das partes, imprevisível e inevitável, que causa um desequilíbrio muito grande, tornando a execução do contrato excessivamente onerosa para o contratado.”

14. Na aplicação de tal teoria, a Administração deve restabelecer integralmente o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato. Destarte, a ilustre doutrinadora elenca requisitos obrigatórios, já referenciados no citado relatório, para o fato de origem. Faz-se necessário que seja:

i. imprevisível quanto à sua ocorrência ou quanto às suas consequências; ii. estranho à vontade das partes; iii. inevitável; e iv. causa de desequilíbrio muito grande no contrato.

15. Vê-se que, para a aplicação da teoria da imprevisão, é necessário ficar caracterizada a imprevisibilidade do fator causador do desequilíbrio na equação econômico-financeira do contrato; serem extraordinários e inevitáveis os acontecimentos posteriores à contratação; e causarem onerosidade excessiva a uma das partes. Nesse contexto, acontecimento imprevisível deve ser entendido como não previsto pelo gestor médio quando da vinculação contratual, enquanto extraordinário consubstancia-se, basicamente, no que refoge à normalidade. Não me parece ter sido o que ocorreu com as variáveis econômicas durante a execução do contrato.16. Quanto à imprevisibilidade, a unidade técnica demonstrou, consoante análises jungidas aos autos mediante a instrução e parecer de especialista, que a trajetória da taxa cambial e dos índices de preços não eram imprevisíveis, conclusões essas que me alinho inteiramente.17. No tocante às consequências incalculáveis, Di Pietro instrui:

“... se for fato previsível e de consequências calculáveis, ele é suportável pelo contratado, constituindo álea econômica ordinária; a mesma conclusão, se se tratar de fato que o particular pudesse evitar, pois não será justo que a Administração responda pela desídia do contratado; só o desequilíbrio muito grande, que torne excessivamente onerosa a execução para o contratado, justifica a aplicação da teoria da imprevisão, pois os pequenos prejuízos, decorrentes de má previsão, constituem álea ordinária não suportável pela Administração.” (ob. cit., pp. 272)

18. Noutras palavras, o que é previsível e de consequências sustentáveis situa-se no terreno do risco empresarial, e não da administração pública. Assim como variações anormais de fatores na economia podem prejudicar financeiramente o contratado, estes também podem beneficiá-lo, e neste caso, não haveria em que se falar em reequilíbrio em benefício da administração. 19. Com respeito à inevitabilidade, não acolho as muitas afirmações das defendentes no sentido de que o mercado de derivativos não oferecia à época instrumentos capazes de socorrer a contratada. O Parecer Econômico Financeiro, juntado ao processo em 2/12/2010 (v.p.), apresentou informação de que o mercado de hedge no Brasil é constituído de operações de curto prazo (em geral, de um mês), e aproximadamente 95% do volume negociado gira em prazos inferiores a um ano. Alegou também que os contratos da P-52 e da P-54 eram de 3 anos e que, portanto, o mercado de hedge por NDF praticamente inexistia para o período contratual considerado.20. A propósito, contrato NDF – Non Deliverable Forward – ou “Contrato a Termo de Moeda sem Entrega Fisica” é um derivativo operado em mercado de balcão (a instituição financeira contrata

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http://pt.wikipedia.org/wiki/Derivativo


diretamente com a empresa interessada), que tem como objeto a taxa de câmbio de uma determinada moeda. É uma operação normalmente utilizada como instrumento de hedge, pois o contratante de um NDF garante uma taxa de câmbio futura para a moeda base do contrato. Esse mercado é organizado e operacionalizado pela CETIP S.A. (Balcão Organizado de Ativos e Derivativos S.A.), que se constitui de sociedade anônima brasileira, sem fins lucrativos, criada em 1986 para administrar um sistema eletrônico de custódia e liquidação financeira no mercado de títulos privados. Suas atividades são regulamentadas pela Comissão de Valores Mobiliários. 21. Segundo essa mesma instituição, que gere e custodia quase a totalidade de títulos privados negociados no mercado financeiro nacional, no período de 12/4/2003 (um mês antes da proposta de preços para a P-52) a 19/12/2006 (termo final do respectivo contrato), foram negociados 345 NDF-Dólar com prazo superior a 5 anos. Essa quantidade surpreende, pelo extenso período considerado. Para prazos entre 2 e 3 anos, esse número sobe para 634, e para prazos de 1 a 2 anos, os contratos alçaram o total de 2.527, num volume de R$9.029.930.881,26. Com relação à P-54, verifico então que os mesmos parâmetros de tempo ofereceram 993 contratos (2 a 3 anos) e 3.957 contratos para prazos de 1 a 2 anos, com volume financeiro total de R$13.055.976.304,59. Todos esses prazos são, portanto, perfeitamente compatíveis com os contratos da P-54 e P-52.22. Enfim, tais números, capturados da página eletrônica da CETIP (www.cetip.com.br) em setembro de 2011, são significativos o bastante para evidenciar a factibilidade da operação. Não havia a iliquidez ou inviabilidade de mercado para implementá-la, como quiseram fazer crer os defendentes. Também, os esclarecimentos prestados pela unidade técnica, arredam o requisito fundamental da inevitabilidade e da baixa liquidez pretextados, visto demonstrarem a real viabilidade de contratação desse derivativo mesmo durante a vigência dos contratos da P-52 e P-54, a tempo de evitar as perdas cambiais ocorridas. Ainda que a empresa não optasse por utilizar-se desse instrumento financeiro, havia ainda disponível no mercado de derivativos negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros – BM&F, em São Paulo, a possibilidade de operar com contratos futuros de dólar ou opções. Pelo visto, como sobejamente demonstrado, havia instrumentos de proteção cambial hábeis a mitigar os riscos a que se expuseram, deliberadamente, as contratadas, sendo incabível a imputação de eventuais perdas à Petrobras.23. Além de tantas razões de fato e de direito, fica identificado que a contratada assumiu posição especulativa, apostando que possível depreciação do real frente ao dólar compensaria eventual aquecimento dos preços no mercado interno. Em muitas ocasiões de sua defesa a contratada e a Petrobras alegaram que “a expectativa era de desvalorização do real” frente ao dólar, e que a desvalorização do dólar não era prevista. Essa declaração faz demonstração cabal da posição da contratada, afinal, quando se especula se assume o risco de obter vantagem financeira com base nas expectativas do mercado. 24. Acerca do tema, a literatura sobre derivativos (Bolsa de Mercadorias e Futuros – BM&F. Brasília, Setembro, 2007) leciona que participam dos mercados de derivativos três clientes:

(1) o arbitrador, cujo objetivo é o lucro, mediante a compra de ativo no mercado em que o preço está mais baixo e a venda naquele em que está mais alto; os mercados são distintos, como seria um negócio entre o americano e o asiático; as operações são simultâneas, sem risco para o arbitrador;

(2) o hedger, ator do mercado financeiro que visa proteger o preço dos ativos com os quais trabalha; faz isso por via da compra/venda no mercado futuro ou de opções desse ativo, ou ativo conexo, a preço definido; não tem intenção de lucro, mas de um negócio futuro a preço certo, sem os sustos causados pelas oscilações do mercado; transfere o risco de variação do preço do ativo ao especulador e “trava” (fixa) o preço de compra/venda do ativo de seu negócio; exemplo: um exportador que contratou a venda de sua mercadoria a preço em dólar para entrega futura; o exportador vende dólares no futuro a preço certo, no montante do contrato de exportação, garantindo assim que os dólares que vier a receber no futuro pela entrega de sua mercadoria terão o mesmo valor em reais que ao câmbio do momento do contrato, e serão suficientes para cobrir os custos e manter a margem de lucro desejada; e

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http://pt.wikipedia.org/wiki/Mercado_financeiro

http://pt.wikipedia.org/wiki/1986

http://pt.wikipedia.org/wiki/Organiza%C3%A7%C3%B5es_sem_fins_lucrativos

http://pt.wikipedia.org/wiki/Sociedade_an%C3%B4nima

http://pt.wikipedia.org/wiki/Derivativo

http://pt.wikipedia.org/wiki/Ativo

http://pt.wikipedia.org/wiki/Hedge

http://pt.wikipedia.org/wiki/Moeda

http://pt.wikipedia.org/wiki/Taxa_de_c%C3%A2mbio


(3) o especulador, cujo interesse é a obtenção de lucro, por meio da compra/venda de certo ativo no futuro a preço certo, sem interesse no ativo-objeto, acreditando na possibilidade (expectativa) de realizar a operação no futuro com lucro, receber o ativo-objeto com vantagem financeira e revendê-lo imediatamente.25. Destaco, do texto acima, o fato de o especulador (3) operar com amparo nas expectativas do mercado, assumindo, portanto, o risco da operação. O especulador lastreia suas operações na expectativa, enquanto os outros atores não precisam depender dessas oscilações para quantificar seus lucros, uma vez fecharem o negócio futuro a preço certo.26. Nessa linha de raciocínio, faço figurar artigo publicado no periódico “Estudos Avançados”, que relembrou os prejuízos sofridos em 2008 por grandes empresas brasileiras em virtude de especulação com derivativos, no sentido inverso do tratado aqui, em que esperavam a apreciação do real frente à moeda norte americana.

“O aprofundamento no segundo semestre de 2008 da crise financeira internacional, após a falência do banco de investimento americano Lehman Brothers, provocou forte apreciação do dólar ante as demais moedas.

[...]Nesse contexto, foram reveladas enormes perdas financeiras de importantes empresas de

economias emergentes em posições nos mercados de derivativos de câmbio. Elas haviam realizado operações de montantes elevados nesses mercados, apostando que a moeda nacional não se depreciaria contra o dólar. [...] Foi nesse momento que os prejuízos das empresas provocados pelas apostas especulativas vieram à tona.

Destaca-se o fato de muitas dessas empresas serem exportadoras, ou seja, aquelas que mais sofrem o impacto de uma apreciação da taxa de câmbio de suas moedas nacionais. De um ponto de vista microeconômico, fazia sentido essas empresas buscarem coberturas de riscos contra essa apreciação. Todavia, os montantes elevados de suas operações, muito superiores aos volumes de suas exportações, caracterizaram sua postura especulativa e tiveram, no segundo semestre de 2008, efeitos macroeconômicos, entre outros porque contribuíram para acentuar a depreciação da taxa de câmbio.

[...]Nesse caso, a diferença entre hedge e especulação assume um caráter quantitativo: nessa

operação, as empresas estariam fazendo hedge até o montante presumido de suas exportações no período e estariam especulando no montante que ultrapassasse tais exportações. O relatório do FMI (2008), embora enfatize o uso dos derivativos financeiros como hedge para o risco cambial, também destaca sua utilização especulativa, geralmente ‘fora de balanço’, referindo-se às perdas incorridas por empresas brasileiras e mexicanas em decorrência da depreciação das moedas domésticas.

[...]Um dos casos mais graves foi o da Controladora Comercial Mexicana, terceira maior

rede de varejo do México, que teve de pedir concordata, ao não conseguir pagar US$ 1,4 bilhão aos bancos com os quais operou os contratos de derivativos.[...]Também mexicanos, conglomerados, como Cemex, Gruma, Alfa e Vitro, registraram prejuízos significativos com derivativos de câmbio, ao acreditarem na continuidade do processo de valorização do peso ante o dólar (cf. Thomson, 2008).

[...]Alguns casos brasileiros merecem breves comentários. A Sadia, por exemplo, divulgou

uma perda não recorrente de caixa, relacionada a instrumentos de derivativos, de 777,4 milhões de reais no terceiro trimestre de 2008. A maior parte do prejuízo da Sadia adveio das operações especulativas com câmbio e uma parcela menor decorreu de aplicações em títulos do Lehman Brothers (Barbieri, 2008a).

[...]

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Além das grandes empresas, muitas companhias médias também sucumbiram ao apelo dos ganhos financeiros que pareciam ser tão fáceis. No final de outubro de 2008, o diretor de Relações com os Participantes da Cetip, Jorge Sant'Anna, informou que havia mais de quinhentas empresas envolvidas nos derivativos de câmbio.” (ROBERTO ALEXANDRE ZANCHETTA BORGHI et all. Operações com derivativos financeiros das corporações de economias emergentes. Disponível em: <http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0103-40142009000200013>. Acesso em: 11 set.2011. Grifos ausentes no original).

27. Enfim, todo prejuízo dessas megaempresas citadas no artigo se deu por direcionarem suas operações financeiras com base em expectativas, que é a força motriz do especulador, terceiro ator do mercado financeiro. Essa me parece também ter sido a atitude das contratadas, ao deixarem de se proteger da possível, e probabilisticamente previsível, depreciação do dólar americano frente ao real, especulando que seu movimento seria contrário, proporcionando-lhes ganhos que compensariam a inflação interna e pagariam com sobra os gastos em reais no Brasil. As contratadas apostaram na expectativa de ganho, talvez até superiores aos estimados, não fizerem hedge cambial, e findaram por sofrerem os prejuízos ora debatidos. A operação era viável, mas as contratadas optaram por especular. 28. Em adendo, esclareço que o uso da expressão “hedge natural”, amiúde utilizada pelos defendentes, não serve para modificar a natureza especulativa que adotaram na administração do contrato, nem se ajusta ao significado técnico do termo. O hedge natural se dá quando uma organização detém ativos e passivos casados sob a mesma moeda; havendo oscilações das moedas envolvidas, o resultado de perda em um contrato e ganho em outro se anulam, protegendo “naturalmente” a totalidade de seus valores. Esta não foi a situação em apreço.

-V-

29. Quanto à questão do possível reequilíbrio econômico-financeiro promovido pela Petrobras, que na verdade se constituiu, de forma oblíqua, de reajuste indevido, dada a explícita vedação legal e contratual, esclareço ser desprovida de sólido baldrame qualquer afirmação da estatal ou das contratadas no sentido de que uma das partes incorreria em prejuízo ou ônus excessivo (o que não foi provado nos autos por meio de demonstrativos) em face das alterações nas variáveis econômicas, o que demandaria, sem embargo, necessidade de recomposição da equação da avença.30. Primeiro é preciso definir com precisão o que vem a ser tal equilíbrio e segundo a lição de Marçal Justen Filho (in: Comentários à Lei de Licitações e Contratos Administrativos. 13ª Ed. São Paulo. Dialética. 2009. pp. 746/749) o “equilíbrio econômico-financeiro do contrato administrativo significa a relação (de fato) existente entre o conjunto dos encargos impostos ao particular e a remuneração correspondente”. Ainda de acordo com o doutrinador:

“Não é necessário advertir contra o risco de interpretações literais das expressões equilíbrio e equação.Assim, em primeiro lugar, não se imagine que os vocábulos indiquem uma igualdade econômica em sentido absoluto. Utilizam-se essas palavras para indicar uma relação de equivalência que se poderia qualificar como convencional (para não dizer arbitrária). Significa que, para as partes, a extensão dos encargos assumidos é considerada como equivalente à extensão dos benefícios correspondentes. Sob o mesmo enfoque, não há cabimento em afirmar que está respeitado o equilíbrio quando a empresa não tem prejuízo. Trata-se da aplicação não técnica do vocábulo. Quando se alude a equilíbrio econômico-financeiro não se trata de assegurar que a empresa se encontre em situação lucrativa. A garantia constitucional se reporta à relação original entre encargos e vantagens. O equilíbrio exigido envolve essa contraposição entre encargos e vantagens, tal como fixada por ocasião da contratação.” (pp. 749)

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31. Em resumo, a possibilidade de a contratada incorrer em prejuízo não autoriza, por si só, que sejam promovidas revisões no contrato. E como bem esclarecido na lição do renomado administrativista, a equação econômico-financeira delineia-se a partir da elaboração do ato convocatório e se firma no instante em que a proposta é apresentada. Alterações posteriores no sentido da manutenção de tal equilíbrio devem exigir pressupostos específicos e Justen Filho assevera que

“o restabelecimento da equação econômico-financeira depende da concretização de um evento posterior à formulação da proposta, identificável como causa do agravamento da posição do particular. Não basta a simples insuficiência da remuneração. Não se caracteriza rompimento do equilíbrio econômico-financeiro quando a proposta do particular era inexequível. A tutela à equação econômico-financeira não visa a que o particular formule proposta exageradamente baixa e, após vitorioso, pleiteie elevação da remuneração. Exige-se, ademais, que a elevação dos encargos não derive de conduta culposa ou imputável ao particular. Se os encargos tornaram-se mais elevados porque o particular atuou mal, não fará jus à alteração de sua remuneração. Caracteriza-se uma modalidade de atuação culposa quando o evento causador da maior onerosidade era previsível e o particular não o previu. Tal como ocorre nas hipóteses de força maior, a ausência de previsão do evento previsível prejudica o particular. Cabia-lhe o dever de formular sua proposta tomando em consideração todas as circunstâncias previsíveis. (...) Se a ocorrência era previsível, estava já abrangida no conceito de ‘encargos’.” (grifei)

32. Tendo em conta a doutrina anterior, trago à baila a improcedente afirmação das contratadas de que apresentaram suas propostas com margem formal de lucro pequena, ancorando suas expectativas de ganhos maiores na eventualidade de que, durante a execução do contrato, houvesse desvalorização do real frente ao dólar. Como bem informado pela unidade instrutiva, a probabilidade de apreciação do real frente ao dólar era considerável (93 % para a P-54 e 29 % para a P-52, segundo parecer de especialista, juntado ao autos no anexo 29), não cabendo às contratadas especularem, sob pena de terem que arcar com eventuais prejuízos decorrentes de uma aposta mal feita. Ainda,

“conforme abertamente reconhece a Jurong (fls. 61/91 do Anexo 24), as empresas não desejavam eliminar os efeitos da variação cambial, pois que elaboraram suas propostas apostando fortemente contra a moeda brasileira, por meio do que chamaram inapropriadamente de ‘hedge natural’ dos contratos. Tal postura, conquanto comercialmente aceitável, retira da Petrobras toda e qualquer responsabilidade pelos prejuízos experimentados pelas contratadas”.

33. Por outro lado, verifica-se que o risco de oscilação da cotação do dólar frente ao real era inerente aos contratos em razão de terem sido firmados e executados sob o regime de câmbio flutuante. Além disso, constam dos autos provas de que as contratadas, empresas navais multinacionais e de grande porte, com atuação no mercado internacional, já efetuavam proteções cambiais (Relatório 20-F da SEC), não só quando do momento das contratações mundo afora, mas também em fase de licitação. Parece-me no mínimo estranho que não tivessem tomado as cautelas necessárias somente no caso da contratação em moeda brasileira, não sendo razoável aceitar que as práticas de administração de riscos, divulgadas pelos grupos aos quais pertencem as contratantes em seus relatórios anuais e em suas demonstrações contábeis consolidadas, se apliquem a seus negócios espalhados pelo mundo, mas não sejam utilizadas em contratos firmados com a PNBV para execução no Brasil.34. Relativamente ao citado ônus insuportável, produzido pela elevação do preço do aço, sua participação no total contratado desautoriza concluir que não seria suportado pela empresa. Inexistiu onerosidade excessiva, na medida em que o valor final do reequilíbrio promovido, tendo por origem tais fatores, representou cerca de 0,56 % do montante contratado. A insignificância dessa proporção afasta, a meu ver, a alegada impossibilidade absoluta de prosseguimento do contrato sem que se houvesse operado a revisão.

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35. Quanto ao custo do hedge, os alegados R$ 49,9 milhões não seriam suficientes para impedir as multinacionais de prosseguirem com a execução dos contratos, haja vista os seus montantes (R$ 2.538.890.581,71 e R$ 2.333.237.321,45). Ademais, não houve qualquer demonstrativo ou planilha apresentado pela defesa que evidenciasse esses encargos. 36. Em relação a esse tópico, são paradoxais:

i. esse suposto custo antieconômico e insuportável do hedge pela contratada; eii. a celebração e registro na Cetip de cerca de 345 contratos de NDF, com vigência de 5

anos, no período dos contratos da P-52 e P-54; esses números, como visto, sobem a 1.627 de operações com 2 ou 3 anos de vigência, e a 6.484 operações de 1 ano; assim, não há coerência em afirmar que os custos do hedge seriam inviáveis e terem havido tantas operações no mercado financeiro no período dos contratos.37. Enfim, quanto ao desequilíbrio contratual e à proteção contratual mediante derivativos, não foram apresentados demonstrativos de formação de preços detalhados, de modo a evidenciar as composições de cada serviço pertinente aos contratos, tanto no que se refere ao aumento de preços do aço quanto à valorização cambial e os custos de operações e tributação de derivativos. Essa ausência de provas impossibilita aferir, com a precisão que a lei determina, a possível onerosidade excessiva por fatos supostamente extraordinários e imprevisíveis. Reitero minha interpretação de que não restou demonstrada nos autos a impossibilidade absoluta de prosseguimento do contrato sem que se houvesse operado a revisão.

-VI-

38. De outro lado, incluir fórmula de reajuste com o contrato em execução, sem que tenha sido comprovada possível onerosidade excessiva em razão das alterações previsíveis nos fundamentos da economia e ainda presentes vedações explícitas, acordadas entre as partes, significa tão somente quebra da isonomia e da igualdade entre as licitantes e afronta ao princípio da vinculação ao instrumento convocatório. A fórmula adotada com vistas à recomposição de preços em face do descasamento de moedas não é, de per se, irregular, como já atestado pela 1ª Secex no caso da P-56 (TC-006.137/2008-9). 39. A irregularidade se manifesta no sentido de não ter sido incluída na fase de licitação, nas minutas, para conhecimento público e por eventuais licitantes. Como bem informado

“o que não se pode admitir é a sua inclusão ‘no meio do jogo’, ferindo a isonomia entre os licitantes e alterando a estrutura de custos dos contratos (ao ponto de se levantarem fundadas dúvidas sobre a efetiva obtenção das melhores propostas nos certames licitatórios anteriormente realizados), isso sem nenhuma comprovação da observância do requisito da inevitabilidade, imprescindível à concessão de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos”.

40. Ora, as empresas licitantes e posteriormente as contratadas tinham pleno conhecimento de que suas receitas nos contratos de EPC da P-52 e P-54 seriam em dólar americano, que incorreriam em despesas em real (o conteúdo nacional mínimo) e de que restava incluída no contrato a vedação explícita quanto a qualquer revisão ou reajustes em função da variação cambial, a qual, destaco mais uma vez, foi gradual. O mesmo ocorreu com a variável inflação.

-VII-

41. Eis, por derradeiro, as conclusões da 1ª Secex, que foi sucedida pelo zelosa 9ª Secex no exame dos autos, que informa as premissas a considerar para o deslinde do processo:

a) a existência de vedação contratual à concessão de reequilíbrio econômico-financeiro e reajuste do contrato, permitindo concluir que a Petrobras não assumiria o risco decorrente de variação cambial e de inflação;

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b) pagamento em dólar americano e custos em reais por força de conteúdo nacional mínimo, ocasionando descasamento de moedas;

c) probabilidade de apreciação do real frente ao dólar; e d) existência de instrumentos de controle de riscos cambiais hábeis e disponíveis a

empresas não-financeiras.

42. O fato de as contratadas não terem se cercado das devidas cautelas, adotando posição especulativa, não significa irregularidade, mas decisão gerencial. E se de tal conduta derivou prejuízo, tal ônus não pode ser suportado pela Petrobras.43. Com relação às demais irregularidades de que tratam os autos, manifesto integral concordância com a unidade instrutiva no sentido que os responsáveis não lograram êxito em afastá-las. Nada obstante, concordo com a linha da defesa dos gestores da Petrobras de que não havia entendimento pacificado à época quanto à revisão de contratos em face de variações cambiais. É que a prolação do Acórdão nº 464/2000-TCU-Plenário, que autorizou a aplicação da teoria da imprevisão e possibilidade de reequilíbrio contratual em razão de variações cambiais, já deixou margem a interpretações como hoje os defendentes depõem. Por essa razão, unicamente, deixo de imputar-lhes conduta irregular, como sugerido pela unidade técnica, a ponto de serem apenados com a sanção pecuniária.44. Outrossim, quero manifestar meu irrestrito apoio à conduta da equipe do TCU nos trabalhos que foram realizados, razão porque rechaço, de pronto, a forma como uma das empresas contratadas se referiu, nos autos, à atuação da unidade técnica e do renomado especialista contratado por esta Corte, resvalando para ilações de cunho inapropriado, desqualificando a competência e a capacidade deste Tribunal para julgar a questão, afastando-se da discussão técnica e jurídica que deveria ser travada e se aventurando a ataques de ordem pessoal, ofensivos à dignidade do corpo funcional do Tribunal.45. Por pertinente, quanto à proposta de encaminhamento, esclareço que merece pequeno ajuste, em face de despacho por mim proferido após a conclusão da instrução da unidade técnica, referendado pelo Plenário, para que não haja inconsistência quando ao já decidido no que respeita à substituição da garantia relativa ao Contrato nº 899.2.006.03-1 – EPC da Plataforma P-52, celebrado com a FSTP Brasil Ltda., por retenção, de igual montante, nos últimos pagamentos a serem efetuados no âmbito do Contrato nº 0801.0000030.07.2 – Construção da Plataforma P-56.46. Por fim, mais uma vez congratulo as 1ª e 9ª Secex pela qualidade e profundidade do trabalho realizado pelas equipes de ambas as unidades. Quanto ao mérito, manifesto integral concordância com a análise empreendida pelas referidas unidades instrutivas, que abordaram, com isenção, propriedade e profundidade técnica e legal, em seus judiciosos pareceres, alicerçados em sólida doutrina, cujos fundamentos incorporo a estas razões de decidir, todos as questões necessárias ao deslinde do feito.

Ante o exposto, anuindo, no essencial, às instruções da unidade técnica, VOTO por que seja adotada a deliberação que ora submeto à deliberação deste Colegiado.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 7 de dezembro de 2011.

AUGUSTO NARDES Relator

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ACÓRDÃO Nº 3282/2011 – TCU – Plenário

1. Processo: TC-007.103/2007-7.2. Grupo: II, Classe de Assunto: V – Levantamento de Auditoria.3. Interessados: Congresso Nacional; Consorcio Fstp Brasil Ltda (06.011.542/0001-46); Mauá (02.926.485/0001-74); Petrobras Netherlands B.V. - Petrobras Int. – MME.3.1. Responsáveis: Aldemir Bonfim dos Santos (529.413.377-68); Almir Guilherme Barbassa (012.113.586-15); Antônio Carlos Alvarez Justi (268.866.777-72); Francisco Eugênio Magarinos Torres (259.202.437-91); Guilherme de Oliveira Estrella (012.771.627-00); Ildo Luis Sauer (265.024.960-91); José Antônio de Figueiredo (507.172.357-34); José Sérgio Gabrielli de Azevedo (042.750.395-72); Kuniyuke Terabe (016.721.349-00); Mario Nigri Klein (496.096.297-68); Nestor Cunat Cervero (371.381.207-10); Paulo Roberto Costa (302.612.879-15); Pedro José Barusco Filho (987.145.708-15); Petróleo Brasileiro S.a. - Mme (33.000.167/0001-01); Renato de Souza Duque (510.515.167-49).4. Entidade: Petróleo Brasileiro S.A. 5. Relator: Ministro Augusto Nardes.6. Representante do Ministério Público: não atuou.7. Unidade Técnica: 1ª Secretaria de Controle Externo (1ª Secex) e 9ª Secretaria de Controle Externo (9ª Secex).8. Advogados constituídos nos autos: Claudismar Zupiroli (OAB/DF 12.250), Marcos César Veiga Rios (OAB/DF 10.610), Nilton Antônio de Almeida Maia (OAB/RJ 67.460), Nelson Barreto Gomyde (OAB/SP 147.136), Eduardo Luiz de Medeiros Frias (OAB/RJ 115.759), Gustavo Cortês de Lima (OAB/DF 10.969), Eduardo Valiante de Rezende (OAB/RJ 114.485), Alexandre Luis Bragança Penteado (OAB/RJ 88.979), André de Almeida Barreto Tostes (OAB/DF 20.596), Janaína Marreiros Guerra Dantas (OAB/DF 23.393), Ellen Cristiane Jorge (OAB/DF 19.821), Bruno Henrique de Oliveira Ferreira (OAB/DF 15.345), Idmar de Paula Lopes (OAB/DF 24.882), Rodrigo Mello da Motta Lima (OAB/RJ 122.090), Márcio Gomes Leal (OAB/RJ 84.801), André Lima (OAB/RJ 130.611), Hermano de Villemor Amaral (OAB/RJ 3.099), Gilberto Augusto Trigueiro Vieira Ribeiro (OAB/RJ 7.683), João Guilherme de Moraes Sauer (OAB/RJ 23.644), José Roberto Penna Chaves Faveret Cavalcanti (OAB/RJ 60.705), Luiz Cláudio Kastrup de Oliveira Castro (OAB/RJ 65.151), André Sigelman (OAB/RJ 85.259), Aurea D’Ávila Mello Rapôso (OAB/RJ 88.182), Nina Celano (OAB/RJ 134.146), Antonio Newton Soares de Matos (OAB/DF 22.998), Luiz Guilherme Moraes Rego Migliora (OAB/RJ 63.306), Cláudio Lampert (OAB/RJ 65.032), Rosângela Soares Delgado (OAB/RJ 87.125), Mariana Villela Corrêa (OAB/RJ 88.640), Daniel Correia Cardoso Coelho (OAB/RJ 95.891), Elisa Gonçalves Ribeiro (OAB/RS 62.509), João Geraldo Piquet Carneiro (OAB/DF 800-A), Arthur Lima Guedes (OAB/DF 18.073), Rodrigo Jansen (OAB/RJ 111.830) e Cassiano Pereira Viana (OAB/DF 7978).

9. Acórdão:VISTOS, relatados e discutidos estes autos do relatório de levantamento de auditoria (Fiscobras

2007) realizado no Programa de Trabalho nº 32282.25.753.0286.1924.0002, tendo por objeto a construção das plataformas semi-submersíveis P-51 e P-52, a conversão de dois navios petroleiros nas plataformas P-50 e P-54, do tipo FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), e a adaptação da FSO (Floating, Storage and Offloanding) P-47 em FPSO, com dotação orçamentária,

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no exercício de 2007, de R$ 2.046.285.704,00, destinadas à exploração de petróleo na Bacia de Campos,

ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1. nos termos do art. 45 da Lei n.º 8.443/1992, c/c art. 251 do Regimento Interno do TCU, determinar à Petróleo Brasileiro S/A e à Petrobras Netherlands B.V. que, no prazo de 60 (sessenta) dias:

9.1.1. em relação ao Contrato n.º 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52), celebrado pela Petrobras Netherlands B.V com a empresa FSTP Pte. Ltd., apurem os valores pagos a título de reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial e de aquecimento do mercado doméstico, atualizando-os monetariamente;

9.1.2. em relação ao Contrato n.º 899.2.005.04-5 (EPC da Plataforma P-54), celebrado pela Petrobras Netherlands B.V com a empresa Jurong Shipyard Pte. Ltd., apurem os valores pagos a título de reequilíbrio econômico-financeiro em função de variação cambial, de aquecimento do mercado doméstico e de aumento do preço do aço no mercado internacional, atualizando-os monetariamente;

9.1.3. promovam a retenção definitiva dos saldos existentes dos contratos nºs 899.2.006.03-1 (EPC da Plataforma P-52) e 899.2.005.04-5 (EPC da Plataforma P-54), mencionados nos subitens anteriores;

9.1.4. promovam a retenção definitiva do saldo existente do Contrato nº 801.0000030.07.2 (EPC da Plataforma P-56), efetuado cautelarmente por força do Despacho do Relator proferido em 26/3/2009 em substituição aos saldos então retidos, atendendo a solicitação da FSTP Pte. Ltd. datada de 9/3/2009;

9.1.5. executem as cartas de fiança bancária ou os seguros equivalentes vinculados;9.1.6. caso não haja saldos contratuais – tomados nas datas-base das retenções, por ocasião do

cálculo de pagamentos e desembolsos no tempo (subitens 9.1.1 e 9.1.2) – nem garantias – deduzidos eventuais custos financeiros por parte dos garantidores – em valores suficientes para ressarcimento do prejuízo total apurado nos termos dos subitens 9.1.1 e 9.1.2, adotem as providências necessárias, administrativas e/ou judiciais, para reaver das contratadas os montantes financeiros remanescentes após este confronto, sem prejuízo da instauração da competente tomada de contas especial, nos termos do art. 8º da Lei nº 8.443/1992;

9.2. nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/1992, c/c art. 250, inciso II, do Regimento Interno/TCU, determinar à Petróleo Brasileiro S/A que, no prazo de 60 (sessenta) dias:

9.2.1. realize levantamento, no Contrato de EPC da P-54, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados pela contratada na Planilha A, na SAE de extensão de prazo (SAE 281) e nas 103 SAE que foram responsáveis por aquela prorrogação, de forma a comprovar, objetivamente, se os custos indiretos cobrados nessas 103 SAE foram diversos daqueles cobrados na SAE de extensão de prazo ou na Planilha A, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, tome as medidas adequadas, com vistas a quantificar o débito apurado e ressarcir o erário, informando ao Tribunal ao final do prazo fixado;

9.2.2. realize levantamento, no Contrato de EPC da P-52, por meio de planilhas e memórias de cálculo, com base nas composições de custos unitários indiretos cobrados nas SAE que acarretaram a prorrogação de prazo da obra e na SAE de extensão de prazo, de forma a identificar se os custos indiretos cobrados nessas SAE foram os mesmos cobrados na SAE de extensão de prazo, e, caso seja verificado eventual pagamento em duplicidade, tome as medidas adequadas, com vistas a se ressarcir do débito apurado, informando ao Tribunal ao final do prazo fixado;

9.2.3. realize levantamento, no Contrato de EPC da P-54, com vistas a apurar superfaturamento no pagamento de Solicitações de Alterações de Escopo - SAE com base nos preços unitários previstos nas Planilhas B e C desse contrato, aplicando os preços unitários originais das aludidas planilhas sem a aplicação de qualquer percentual, seja de reajustamento ou de BDI, ou demonstre a adequação dos preços praticados aos preços de mercado, informando ao TCU as providências adotadas;

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9.3. nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/1992, c/c art. 250, inciso II, do Regimento Interno/TCU, determinar à Petróleo Brasileiro S/A que oriente suas unidades e subsidiárias no sentido de que:

9.3.1. se abstenha de analisar as solicitações de alteração de escopo ou change orders em conjunto, sem identificar individualmente a descrição detalhada do serviço a ser executado ou do bem a ser adquirido; planejamento detalhado para a sua execução, incluindo as fontes a serem utilizadas; estimativa detalhada dos custos diretos e indiretos envolvidos na alteração; e estimativa do impacto, se houver, no prazo final da obra; a fim de possibilitar a verificação da compatibilidade dos preços acordados em função das estimativas da contratante;

9.3.2. exija de suas contratadas a identificação, nos demonstrativos de formação de preços (DFP) ou documentos equivalentes, da composição de todos custos indiretos previstos nos contratos, com discriminação das rubricas e respectivos percentuais utilizados, indicando aqueles vinculados ao prazo de execução do empreendimento;

9.4. nos termos do art. 43, inciso I, da Lei n.º 8.443/1992, c/c art. 250, inciso III, do Regimento Interno/TCU, recomendar à Petróleo Brasileiro S/A que:

9.4.1. na análise de pleitos que envolvam extensões/prorrogações de prazo de contratos de engenharia, realize estudo detalhado e objetivo de modo a aferir com precisão os dias de extensão de prazo contratual a ser concedido, por meio de atualizações do cronograma original da obra, indicação do(s) caminho(s) crítico(s), memórias de cálculo e planilhas, limitando-se a uma análise expedita e superficial somente quando ficar demonstrada, de forma inequívoca, a baixa relação custo-benefício;

9.4.2. por meio de sua auditoria interna, proceda à fiscalização da sistemática de avaliação da aplicação do conteúdo nacional no Contrato n.º 899.2.005.04-5, que trata da conversão do navio Barão de Mauá em FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), analisando os custos e preços unitários incorridos pela empresa contratada Jurong Shipyard Pte. Ltd. e atestados pela empresa certificadora (ABS), de forma a averiguar o cumprimento da utilização de percentual mínimo de 65% do valor contratado, em observância do subitem 1.2.3.1 do aludido contrato, informando as conclusões e providências tomadas posteriormente no prazo de 120 dias;

9.5. encaminhar cópia do presente acórdão, bem como do relatório e voto que o fundamentam, à Comissão Mista de Planos, Orçamentos Públicos e Fiscalização do Congresso Nacional e à Comissão de Valores Mobiliários para ciência.

10. Ata n° 54/2011 – Plenário.11. Data da Sessão: 7/12/2011 – Ordinária.12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-3282-54/11-P.13. Especificação do quorum: 13.1. Ministros presentes: Benjamin Zymler (Presidente), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Augusto Nardes (Relator), Raimundo Carreiro e José Jorge.13.2. Ministros-Substitutos presentes: Marcos Bemquerer Costa, André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira.

(Assinado Eletronicamente)BENJAMIN ZYMLER

(Assinado Eletronicamente)AUGUSTO NARDES

Presidente Relator

Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)CRISTINA MACHADO DA COSTA E SILVA

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Procuradora-Geral, em exercício

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