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21 de Agosto de 2019
2º Grau

Tribunal de Contas da União TCU - RELATÓRIO DE AUDITORIA : RA 02636320151 - Inteiro Teor

Tribunal de Contas da União
há 3 anos
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Inteiro Teor

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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 026.363/2015-1

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GRUPO II – CLASSE V – Plenário

TC 026.363/2015-1

Natureza: Relatório de Auditoria

Entidade: Petróleo Brasileiro S.A.

Interessado: Congresso Nacional

Representação legal: Carolina Bastos Lima Brum (135.073/OAB-RJ) e outros, representando Petróleo Brasileiro S.A.

SUMÁRIO: RELATÓRIO DE AUDITORIA. IMPLANTAÇÃO DA REFINARIA ABREU E LIMA (RNEST). FALHAS GRAVES DE GESTÃO. NECESSIDADE DE APROFUNDAMENTO DOS ESTUDOS PARA QUANTIFICAÇÃO E QUALIFICAÇÃO DO DANO CAUSADO AOS COFRES PÚBLICOS. DETERMINAÇÕES. AUDIÊNCIA DOS RESPONSÁVEIS.

RELATÓRIO

Adoto como relatório, com os ajustes de forma pertinentes, excertos da peça final produzida pela equipe de fiscalização da Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Petróleo, Gás Natural e Mineração (SeinfraPetróleo), chancelada pelo corpo diretivo da unidade técnica:

I. Apresentação

1. O presente relatório trata da fiscalização realizada na Petrobras, no período de 5/10/2015 a 15/4/2016, determinada consoante o item 9.1 do Acórdão 1.988/2015-TCU-Plenário. O objetivo da auditoria foi avaliar a gestão da implantação da Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco.

2. A Refinaria Abreu e Lima, também conhecida como Refinaria do Nordeste (Rnest), foi a primeira refinaria construída pela Petrobras no Brasil após um interstício de quase 30 anos. Em 2005, quando o projeto foi lançado, a Petrobras anunciava que a Rnest seria a mais moderna refinaria já construída em território nacional.

3. A Rnest foi projetada para processar 100% de petróleo pesado, a partir de um esquema de refino para maximização da produção de óleo diesel com baixo teor de enxofre. Com esse esquema, se almejava atender aos requisitos ambientais mais rigorosos e padrões de qualidade internacionais, agregando valor ao petróleo pesado da Bacia de Campos. A construção da refinaria visava suprir o aumento da demanda nacional por diesel e outros derivados, sobretudo na Região Nordeste , e, consequentemente, a redução do volume de importação desse combustível.

4. Devido à magnitude dos investimentos, o empreendimento sempre figurou com destaque no Programa de Aceleracao do Crescimento do Governo Federal (PAC). Entre as externalidades positivas que o projeto geraria – como divulgado pela Petrobras – estariam a significativa contribuição à geração de empregos, o aumento da atividade econômica do estado de Pernambuco, além da já citada redução das necessidades de importação de diesel.

5. Entretanto, com o desenvolvimento do projeto, a Rnest passou a ser conhecida pela sociedade brasileira não mais pela modernidade de sua tecnologia ou importância socioeconômica, senão por falhas na sua implantação e pela significativa extrapolação dos custos de investimento, amplamente noticiadas pela imprensa nacional.

6. Num primeiro momento, o foco midiático se voltou para a condução da parceria entre a Petrobras e a Petróleos de Venezuela (PDVSA) - petrolífera estatal venezuelana. A parceria visava acordos mútuos para exploração do petróleo pesado venezuelano e refino de derivados no Brasil, este último por meio da construção da Rnest. Ocorre que , após um imbróglio de quase dez anos que resultou em impactos em custos e prazos nas obras da refinaria, a estatal venezuelana se retirou do negócio sem qualquer aporte financeiro.

7. Em seguida, ao longo da fase de implantação do empreendimento, a Rnest foi por vezes referenciada pelos veículos de comunicação como a refinaria mais cara do mundo , em alusão à escalada então observada em seus custos de quase nove vezes, saindo de US$ 2,5 bilhões para US$ 20,1 bilhões. Em termos de custo por barril de petróleo processado, a Rnest já custava, à época do início da implementação, quase o dobro das métricas internacionais.

8. Mais recentemente, a Rnest voltou a figurar no noticiário com a deflagração da Operação Lava Jato, conduzida conjuntamente pela Polícia Federal e Ministério Público Federal. Um dos principais contratos de obra da refinaria figurou na gênese da investigação que descortinou um esquema de desvio de recursos em obras da Petrobras, envolvendo grandes empreiteiras, partidos políticos e funcionários da estatal.

9. Em meio a todo esse contexto, o Congresso Nacional instaurou seguidas comissões de inquérito para apurar eventuais desvios e irregularidades na condução de investimentos por parte da Petrobras. A Rnest foi um dos principais focos da CPMI instaurada em 2014, destinada a investigar irregularidades ocorridas entre 2005 e 2014.

10. No âmbito do TCU, a retomada do investimento da Petrobras em novas refinarias no Brasil, a partir de 2004, passou a ser fiscalizada com o início das obras, por volta de 2008. Desde então, as fiscalizações na Rnest resultaram no apontamento de diversas irregularidades, tais como: sobrepreço, falhas nos procedimentos licitatórios, projetos básicos deficientes e debilidades no planejamento das obras. Ocorre que , após vários anos de fiscalização no empreendimento e, sobretudo , em função do contexto de elevado risco de controle já descrito, percebeu-se a necessidade de mudar o foco da atuação do Controle Externo.

11. Por mais bem que o Tribunal conhecesse os diversos contratos dessa obra, se fazia mister uma visão global do empreendimento. Afinal, o conjunto de irregularidades pontuais até então identificadas nos diversos contratos da Rnest não explicava os saltos observados nos custos e nos prazos. O efeito dessas irregularidades no todo (empreendimento) poderia ser maior que a soma dos efeitos nas partes (contratos).

12. Com vistas a preencher essa lacuna de conhecimento, a presente fiscalização se propôs a avaliar a qualidade da gestão da implantação das obras. O atingimento desse objetivo demandou apurações em níveis mais elevados da Governança Corporativa da Petrobras, focando nas decisões táticas e estratégicas relacionadas à implantação do empreendimento. Desse modo, buscou-se identificar as principais decisões que causaram impactos no cronograma e no orçamento das obras da refinaria, bem como analisar o processo decisório que as suportou.

I.1. Importância socioeconômica

13. Em sua concepção original, a Petrobras estimava que a Rnest seria responsável pelo suprimento de 19% da demanda nacional de óleo diesel - derivado de maior consumo no país e também o mais importado. Quando da aprovação do projeto, em 2005, a estatal estimava que o déficit na produção de diesel em 2020 seria de 250 kbpd (barris por dia). Esta última projeção vem se confirmando, visto que a Petrobras importou uma média de 166 kbpd de diesel no primeiro trimestre de 2014. Atualmente, em função do crescimento do mercado superior ao então previsto, a nova estimativa da estatal para o déficit de diesel no mercado nacional em 2020 é de 126 kbpd, mesmo com a implementação total da Rnest.

14. Com a produção da Rnest se intentava um aumento de cerca de 11% na capacidade nacional de refino, então de 2.100 kbpd. A partir do esquema idealizado, caso entre em plena operação, a Rnest produzirá GLP (2.698 m³/d), nafta (5.706 m³/d), diesel (25.022 m³/d), bunker (4.566 m³/d) e coque (4.828 t/d).

15. Contudo, os atrasos na conclusão do projeto, caracterizado s pela operação apenas parcial de seu 1º trem de refino e pela postergação do início da s atividades do 2º, contribuem negativamente para o equilíbrio da curva de oferta/d emanda de derivados d o país. A Figura 1, abaixo, ilustra as projeções da capacidade de refino (capacidade nominal de todas as refinarias brasileiras), carga processada (capacidade real de todas as refinarias brasileiras) e da produção de derivado s no tempo, em comparação com a projeção – sempre crescente da necessidade de importação de derivados.

Figura 1 - Projeções para o abastecimento de derivados no Brasil.

Fonte: Petrobras (data-base agosto de 2015).

16. De acordo com estimativa feita pelo Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), em 2016, a balança comercial do setor será ainda mais negativa, quando se prevê uma alta de 43% nas compras do combustível, aumentando a dependência externa do Brasil, conforme matéri a do Jornal O Globo intitulada ‘ Com cancelamento de refinarias, Brasil vai aumentar importação de combustíveis (evidência 58).

II. Introdução

. ...................................................................................................................................................................

II.2. Objetivo e questões de auditoria

18. No âmbito do Fiscobras 2015 (TC 002.922/2015-0) foi realizada auditoria que cuidou de verificar a situação da obra e do início da operação da Rnest. Além disso, a fiscalização buscou atualização acerca da situação contratual dos processos em curso no TCU, analisando-se, também, o eventual cumprimento de determinações anteriores.

19. Entre outros achados, aquela fiscalização deu conta de indícios de falhas no planejamento e na gestão do empreendimento - principalmente durante o início das obras - relacionadas ao excepcional aumento de custos observados e, possivelmente, influenciadas pelo contexto de cartelização de empreiteiras nas contratações das obras da Petrobras, especialmente sob a Diretoria de Abastecimento, trazido a público pela Operação Lava Jato.

20. Assim, considerando o histórico de fiscalizações do TCU na Rnest, o objetivo do presente trabalho foi definido a partir da decisão plenária que determinou fiscalização específica para avaliação da gestão da implantação da Rnest (Acórdão 1.988/2015-TCU-Plenário), de modo a apurar eventuais responsabilidades relacionadas à condição de inviabilidade econômica adquirida pelo empreendimento.

21. A partir do objetivo do trabalho e a fim de avaliar em que medida os recursos estão sendo aplicados de acordo com a legislação pertinente, formulou-se a questão adiante indicada:

a) Questão 1: A gestão da implantação do empreendimento se deu de forma regular e adequada a garantir sua viabilidade técnica e econômico-financeira?

II.3. Processos conexos

22. A presente fiscalização considerou informações de outros recentes processos em curso neste Tribunal, relacionadas aos objetivos do trabalho. É o caso do TC 006.970/2014-1, no qual se identificaram desconformidades nas cláusulas de reajustes aplicáveis aos contratos de obras dos grandes empreendimentos de refino da Petrobras, e o TC 006.285/2013-9, em que foram fiscalizados os contratos para construção das principais unidades de processo da Rnest (UDA, UCR, UHDT/UGH, Tubovias e Dutos), sendo apontada a existência de projetos básicos deficientes.

23. A elaboração dos exames de auditoria valeu-se, ainda, do conhecimento produzido nas duas fiscalizações realizadas pelo Tribunal sobre a temática ‘ Gestão de implanta ção de projetos de investimento’ , primeiramente no Comperj (TC 006.981/2014-3) e depois nas Refinarias Premium I e II (TC 004.920/2015-5).

24. Por fim, cumpre registrar a estreita ligação entre o resultado da presente fiscalização e o objetivo daquela result ante do cumprimento do item 9.1 do Acórdão 2.824/2015-TCU-Plenário, que determinou à SeinfraPetróleo a constituição de fiscalização para a avaliação da responsabilidade do Conselho de Administração da Petrobras, nos termos de suas obrigações corporativas relacionadas à Lei 6.404/1976 (Lei das S.A.). Esta fiscalização está em curso no TC 003.502/2016-3.

25. Em função da similaridade do objeto e da sinergia com os propósitos do trabalho ora relatado, essas fiscalizações guardam identidade lógica que justifica sua conexão, na forma do art. 2º, inciso VII, da Resolução-TCU 259/2014 .

II.4. Metodologia utilizada

26. Os trabalhos foram realizados em conformidade com as Normas de Auditoria do Tribunal de Contas da União (Portaria-TCU 280/2010, alterada pela Portaria-TCU 168/2011) e com observância dos Padrões de Auditoria de Conformidade estabelecidos pelo TCU (Portaria-Segecex 26/2009).

27. O planejamento da auditoria partiu do levantamento realizado em 2012 (TC 044.802/2012-9), que mapeou a escalada de custos da Rnest e constatou que os valores estimados para a implantação da refinaria haviam aumentado mais de nove vezes em relação ao custo inicial (US$ 2,3 bilhões para US$ 20,1 bilhões), estando a partida do empreendimento, na ocasião, com mais de três anos de atraso.

28. Daí em diante, a auditoria foi desenvolvida com o suporte das técnicas para coleta e tratamento de informações utilizadas no TCU: análise documental; conferência de cálculos; comparação com a legislação, jurisprudência do TCU e doutrina; observação direta; reuniões técnicas; e, entrevistas não estruturadas.

29. Os normativos da Petrobras que regem a aprovação e desenvolvimento de projetos de investimento e as boas práticas de gestão foram mapeados com o intuito de se definir um critério para avaliar a regularidade das principais decisões adotadas na implantação do empreendimento, assim como identificar os agentes responsáveis por tomadas de decisão, a qualidade das informações de suporte à decisão e as avaliações de custos e riscos associadas.

30. Como fonte de informação, utilizaram-se documentos internos da Petrobras (DIP), relatórios gerenciais, atas de reuniões, planilhas de estimativas, pareceres técnicos e jurídicos, normativos internos e legislação aplicável. Além disso, foram levantadas informações em sistemas corporativos da entidade, em sistemas informatizados disponíveis no TCU, no sítio da Petrobras na internet, em notícias veiculadas na mídia, fiscalizações anteriores e em documentos produzidos pelas unidades técnicas do Tribunal.

31. A preparação dos exames ainda se valeu de dados públicos constantes dos autos dos processos da Operação Lava Jato e da investigação conduzida pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), sobre os quais se produziu um resumo consolidado constante do Apêndice I. Adicionalmente, foram utilizadas análises e informações do Relatório 1/2014, produzido pela Comissão Parlamentar Mista de Inquérito (CPMI) constituída pelo Congresso Nacional para investigar irregularidades envolvendo a Petrobras, entre 2005 e 2014.

32. Em função da complexidade inerente à gestão de megaprojetos de investimento, construiu-se um referencial teórico sobre o conjunto de metodologias que compõem a sistemática de planejamento e gestão de projetos de investimento na Petrobras, assim como sobre a responsabilidade dos administradores (item III, adiante).

33. Tanto a construção desse referencial teórico quanto a elaboração dos exames de auditoria valeram-se da experiência e do conhecimento produzido nas duas fiscalizações realizadas pelo Tribunal sobre a temática Gestão - primeiramente no Comperj (TC 006.981/2014-3) e depois nas Refinarias Premium I e II (TC 004.920/2015-5). Dadas as similaridades com o presente trabalho, foram aproveitados procedimentos, estudos, modelos e análises desenvolvidas naquelas fiscalizações, mantendo-se, quando aplicável, o paralelismo das análises efetuadas.

34. A responsabilização foi construída a partir das orientações para auditorias de conformidade constantes da Portaria-Adplan 1/2010. Por fim, para a quantificação do dano decorrente da gestão envidada ao Projeto Rnest, a presente auditoria contou com a contribuição do trabalho realizado pela SeinfraPetróleo (TC 005.081/2015-7), também de relatoria do Exmo. Ministro Benjamin Zymler. O citado trabalho desenvolveu um modelo econométrico para estimar a amplitude e quantificação do dano do cartel atuante em licitações dos empreendimentos ligados à área de abastecimento da Petrobras e foi referendado pelo plenário deste TCU por meio dos Acórdãos 3.089/2015-TCU-Plenário e 1583/2016-TCU-Plenário.

II.5. Visão geral do objeto

35. A Rnest foi construída no Complexo Portuário e Industrial de Suape, no município de Ipojuca, litoral sul de Pernambuco. Seu primeiro trem de refino (equivalente a uma linha de produção) entrou em operação parcial no final de 2014, enquanto a partida do segundo trem foi postergada para outubro de 2020, como consta da atualização dos indicadores econômicos do projeto (evidência 10, p. 10-12).

36. No final de 2015, as obras da refinaria apresentavam 92% de avanço físico e R$ 35,5 bilhões de avanço financeiro. A projeção mais atualizada da Petrobras sobre o valor total do empreendimento é de R$ 39,3 bilhões (data-base dezembro de 2015). No momento atual, a refinaria está operando apenas o Trem 1 de refino e, excepcionalmente, trabalhando abaixo da sua capacidade nominal, processando uma carga reduzida para compensar a indisponibilidade do tratamento de emissão de poluentes, até que sejam concluídas as obras da unidade de tratamento de enxofre (SNOx).

37. Considerada pela Petrobras a sua mais moderna refinaria já construída, a Rnest entrou em operação 34 anos depois de a Petrobras ter construído seu último empreendimento downstream – segmento da cadeia de exploração de petróleo relacionado ao refino. A refinaria conta com avançadas tecnologias, sendo a unidade da Petrobras com maior nível de automação.

38. A Rnest é a primeira refinaria brasileira adaptada a processar petróleo pesado e produzir combustíveis com teor de enxofre dentro dos padrões internacionais. Ademais, a refinaria foi projetada para atender a diretrizes de categoria internacional, com alto nível de confiabilidade e desempenho, baixo custo de manutenção e consumo energético, uso otimizado de água e máxima segurança operacional.

39. Segundo a estatal, quando em plena operação, a Rnest terá uma capacidade de processamento de 260 kbpd, o que a tornará a quinta maior unidade em capacidade de refino da Petrobras. Sua principal matéria prima é o petróleo Marlim BC 16º API, da Bacia de Campos.

40. Dentre todas as refinarias brasileiras, a Rnest é aquela que apresentará a maior taxa de conversão de petróleo cru em diesel (70%). Para tanto, seu projeto adota uma estratégia de maximização da produção de diesel por meio da combinação de processos de destilação atmosférica, hidrotratamento do diesel e da nafta de coque, além do coqueamento do resíduo atmosférico e tratamento de enxofre, em dois trens de refino independentes. (...)

41. Nos próximos subitens, mesmo que de maneira perfunctória, a presente visão estrutural da Rnest será complementada por outros aspectos sobremaneira relevantes, não só para suportar o entendimento que será construído no achado de auditoria, mas também para auxiliar na avaliação da conduta dos responsáveis e oferecer uma medida de sua culpabilidade.

42. Primeiramente, será apresentado o desenvolvimento da intentada parceria para desenvolvimento da Rnest. Esse aspecto apresenta influência nas principais decisões tomadas no curso do desenvolvimento do projeto. Em seguida, serão abordadas as perdas lançadas no Balanço Patrimonial de 2014, assim como a decisão de postergação das obras do 2º trem de refino da Rnest, de forma a oferecer caracterização dos principais efeitos decorrentes da gestão envidada na implantação do empreendimento.

43. Por fim, segue-se um breve relato da ligação da Rnest com a Operação Lava Jato, descrevendo detalhes sobre a ação de um cartel de empresas nas contratações das obras da refinaria. Esse relato tem o fito de ampliar a perspectiva acerca das reais motivações que podem ter norteado as principais decisões de gestores da Petrobras, que conduziram de modo temerário a implantação da Rnest.

II.5.1. Da parceria com a PDVSA

44. Desde a década de 70 se discutia a necessidade de construção de uma refinaria capaz de processar, simultaneamente, o petróleo pesado nacional e o importado da Venezuela - país que na época era o maior produtor de petróleo da América do Sul . No início dos anos 90, a reaproximação entre Brasil e Venezuela reavivou esses planos. Entretanto, os planos acabaram novamente adiados até que, nos anos 2000 , a aproximação da Venezuela com o Mercosul , conjugada com o aumento do consumo de combustíveis na região nordeste do Brasil, fortaleceu a revitalização do projeto, entabulado pelo Governo Federal e pela Petrobras.

45. Sobre o desenrolar dessa intentada parceria para desenvolvimento binacional de projetos nas áreas de exploração e refino de petróleo, a Petrobras forneceu um resumo e o registro do histórico das negociações, apostos, respectivamente, nas evidências 3 e 4 deste relatório.

46. Segundo esses registros, o prelúdio de uma desejada joint venture aconteceu por volta do ano de 2005, quando foi assinado um Memorando de Entendimentos (MDE) entre a Petrobras e a PDVSA (evidência 5). Essa parceria teria importância estratégica para o Brasil, segundo Sérgio Gabrielli, ex-presidente da Petrobras, em cuja gestão o protocolo de intenções foi assina do: ‘ para uma empresa de petróleo que queria se expandir em áreas não tradicionais, ter uma posição na Venezuela era estrat egicamente uma posição adequada’ (evidência 1, p. 56).

47. Com isso a Petrobras e a PDVSA intentaram um acordo mútuo, no qual a Petrobras investiria na exploração de petróleo venezuelano, enquanto a PDVSA faria o mesmo no refino brasileiro. Pelos termos do ajuste, a Petrobras participaria com 40% dos investimentos e receberia o mesmo percentual do petróleo extraído de uma faixa extremamente rica em petróleo, conhecida como faixa do Rio Orinoco, num campo chamado Carabobo. Em contrapartida, a PDVSA participaria do investimento em uma refinaria no Brasil, com o mesmo percentual de participação (40%).

48. Segundo informações fornecidas por dirigentes e ex-dirigentes da Petrobras à CPMI do Congresso Nacional, a busca de parceria com a PDVSA decorreu de uma análise de importância estratégica relacionada às perspec tivas que existiam àquela época: ‘ Em 2005, nós não tínhamos o pré-sal, e as reservas da Petrobras eram basicamente a Bacia d e Campos, e estavam em declínio’ (evidência 1, p. 55).

49. Cerca de sete meses depois de firmado o MDE, a Diretoria Executiva da Petrobras deu início ao desenvolvimento do projeto conceitual, definindo a localização do empreendimento no estado de Pernambuco, compatibilizando assim o interesse do futuro sócio (evidência 3, p. 4).

50. A partir de então, a parceria se desenvolveu de maneira conturbada. Ocorreram várias reuniões no Brasil e na Venezuela com participação de equipes integradas da Petrobras e PDVSA para análise do negócio, sob os aspectos técnico, econômico e jurídico, assim como para planejamento do empreendimento.

51. Em 2008 foi constituída a Refinaria Abreu e Lima S.A. - uma sociedade de propósito específico criada para condução da implantação do empreendimento. Essa sociedade permitiria a apropriação dos custos incorridos, com vistas à repartição do valor do investimento, tão logo fossem encerradas as negociações. Além disso, a criação da sociedade visava atender exigência da Lei Estadual 12.966/2005, de constituir, no prazo de dois anos, a sociedade responsável pela criação da refinaria no local doado pelo estado de Pernambuco.

52. No mesmo ano foi assinado um Contrato de Associação entre a Petrobras e a PDVSA (evidência 6), instrumento que requeria para a efetiva formalização da sociedade a aprovação do Estatuto Social, primeiro Plano de Negócios da sociedade, minutas dos contratos de compra e venda de petróleo e a subscrição do capital da sociedade com aporte inicial pela PDVSA.

53. Daí em diante as negociações se intensificaram, sobretudo devido aos esforços para viabilizar o financiamento da operação. Em julho de 2009 foi celebrado o contrato de financiamento da Refinaria Abreu e Lima S.A. com o BNDES, no valor de R$ 9,89 bilhões, com a finalidade de garantir os recursos necessários para custear parte dos investimentos para conclusão da refinaria. Ainda em outubro de 2009, durante encontro bilateral dos presidentes do Brasil e da Venezuela, foi firmado entre os dois países um Acordo de Conclusão das Negociações – ACN (evidência 7). O acordo previa marcos para o aporte de recursos por parte da PDVSA.

54. Entre julho de 2009 e setembro de 2013, Petrobras, PDVSA e instituições financeiras (principalmente BNDES) realizaram diversas reuniões e trocas de correspondências nas quais se negociaram aspectos legais e econômicos relacionados ao financiamento da operação e à composição societária (evidência 4, p. 11- 35). O ACN foi prorrogado por quatro vezes, em função das dificuldades enfrentadas durante as negociações.

55. Cumpre registrar que, entrementes, em 2012, a PDVSA firmou joint venture com a PetroChina ( China National Petroleum Corp. ), maior petrolífera semiestatal da China, para a construção de três refinarias naquele país, cuja capacidade operacional seria superior à capacidade da Rnest. Além disso, chama atenção a maior vantagem dos custos previstos para a s refinaria s chinesa s , em comparação aos custos da Rnest. Os chineses divulgaram um investimento de US$ 8,3 bilhões para produzir 400 kbpd, enquanto a Rnest possuía, à época, previsões de investimentos de US$ 20 bilhões, para processar apenas 230 kbpd.

56. Em setembro de 2013 ocorre o epílogo da parceria, quando a Petrobras decide pela incorporação da Refinaria Abreu e Lima S.A. Merece destaque o fato de que, desde a assinatura do MDE, a Petrobras manteve sozinha as atividades relacionadas à implantação e implementação da Rnest. Nenhum aporte financeiro jamais foi realizado pela PDVSA.

57. Um importante destaque técnico deve ser esclarecido. Como o projeto da refinaria pressupunha a utilização de dois óleos distintos (Carabobo , venezuelano , e Marlim , brasileiro), era necessário analisar suas características para a definição da estratégia de refino. Ocorreu que apenas em 2007 a PDVSA forneceu amostra do petróleo venezuelano. Após análises, os técnicos da Petrobras concluíram que não seria possível refinar o petróleo venezuelano misturado ao brasileiro ( blend ). Isso implicava a necessidade de uma segunda unidade de destilação atmosférica, o que mudava o projeto conceitual até então concebido.

58. Explica-se: o petróleo Carabobo é do tipo ultra pesado, portanto , bastante viscoso e de difícil movimentação. Para bombeá-lo do poço produtor é preciso injetar um diluente. Essa operação é realizada em uma espécie de pré-refinaria que os venezuelanos denominam ‘melhorador’ , termo que dá origem ao nome pelo qual esse subproduto é conhecido, o mejorado , ou , ainda, petróleo sintético. Com essa operação o Carabobo passaria de 8º API para 16º API (indica a viscosidade do óleo), com características mais próximas do petróleo Marlim brasileiro. Mesmo assim, concluiu-se que a mistura era quimicamente desfavorável ao processamento, o que demandou acréscimos de escopo específicos ao projeto da Rnest.

59. Passados quase 10 anos de negociações, a Petrobras e a PDVSA jamais chegaram a constituir as sociedades previstas, quer seja para produção de petróleo na Venezuela, quer seja para o refino no Brasil. Sobre a parceria Petrobras/PDVSA, a CPMI do Congresso Nacional concluiu que:

Por motivos não totalmente esclarecidos, a parceria não se concretizou. Entretanto, no curso dos trabalhos desta CPMI, verificou-se que a construção de uma refinaria na China, a custo bastante inferior ao da Rnest, pode ter influenciado na concretização da parceira. Essa refinaria processará petróleo da Bacia do Orinoco, aparentemente o mesmo que seria refinado na Rnest. Importa registrar que, mesmo não se concretizando, a parceria acabou por gerar custos adicionais à Petrobras. ( grifamos ) (evidência 1, p. 156)

60. De fato, verifica-se que, para a capacidade de refino inicialmente prevista para a Rnest, de 200 kbpd, apenas uma unidade de destilação atmosférica (UDA) seria suficiente, como àquela época concebia o projeto. Constatou-se, no entanto, que a divisão da Rnest em dois trens de refino – cada um com uma distinta UDA – decorreu unicamente da necessidade de processamento simultâneo de duas cargas de óleo com características distintas (Marlim e Carabobo), o que, de fato, provocou incremento nos custos de implantação da Rnest.

61. Em suma, a parceria da Petrobras com a PDVSA para a construção da Rnest jamais se concretizou. No entanto, o projeto da refinaria foi alterado em razão do suposto uso de dois óleos distintos e assim foi construído, o que onerou sem necessidade o empreendimento.

II.5.2. Das perdas lançadas no Balanço Patrimonial de 2014

62. Em abril de 2015 a Petrobras divulgou seus resultados consolidados do quarto trimestre de 2014 e do exercício de 2014 (evidência 8). Todos os gastos da Petrobras no ativo Rnest, que representem direitos que tenham por objeto bens corpóreos com vida útil superior a 12 meses e destinados à manutenção das atividades da Companhia, inclusive os decorrentes de operações que lhe transfiram os benefícios, riscos e controle desses bens, são considerados como ativo imobilizado. Logo, conforme o Balanço, o ativo imobilizado relativo à Rnest, em 31/12/2014, era de R$ 35 bilhões.

63. Na contabilização de um ativo empresarial, como é o caso da Rnest, consideram-se todos os investimentos realizados para sua construção até o início de sua operação. Assim se procede porque, ao se decidir pela implementação de um empreendimento, existe sempre a expectativa de retorno do investimento total com o resultado do fluxo operacional. Isso se verifica nas análises econômico-financeiras. No momento de decidir pela construção ou não de um ativo como a Rnest, caso o fluxo operacional indique que não retornará o valor total investido, a decisão deverá ser por não investir. É nesse sentido a Sistemática de Aprovação de Projetos de Investimento da Petrobras, adiante abordada em mais detalhes.

64. Pode ocorrer, no entanto, que um empreendimento já iniciado venha a demandar investimentos em montante superior à sua capacidade de retorno . Nessas situações deve-se proceder a um ajuste contábil para evitar que seja registrado um ativo em patamar acima do que se tem expectativa de recuperar. Isso se faz por meio de registro de provisão para perdas futuras, com fundamento n a norma de contabilidade CPC 01, que tem por objetivo, justamente, assegurar que os ativos não estejam registrados contabilmente por valores superiores àqueles passíveis de serem recuperados por uso ou por venda.

65. Com isso, para o Balanço Patrimonial de 2014, foi realizado um teste de recuperabilidade de ativo, ou teste de impairment , de forma isolada do Trem 2 da Rnest. Esse trem corresponde a aproximadamente 47% do total do ativo da Rnest. Na n ota explicativa 14 (evidência 8, p. 56), o relatório das demonstrações discorre sobre a redução do valor recuperável de alguns ativos, usualmente agrupados em unidades geradoras de caixa (UGC), conforme o seguinte excerto:

Entretanto, durante o trimestre findo em 31 de dezembro de 2014, novas circunstâncias levaram a Administração da Companhia a reavaliar alguns de seus projetos em andamento. Através desse processo, a Companhia optou por postergar, por um extenso período, os seguintes projetos: (i) Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj); e (ii) 2º trem de refino da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) . Em função disso, em 31 de dezembro de 2014, os ativos em construção no âmbito desses projetos deixaram de pertencer à UGC Abastecimento e passaram a ser testados individualmente. Tais circunstâncias incluem: i) redução das receitas operacionais esperadas no futuro devido ao declínio dos preços do petróleo no mercado internacional; ii) desvalorização do Real, que aumenta a necessidade de caixa para cumprir com o serviço de suas dívidas em moeda estrangeira no curto prazo; iii) dificuldades de acesso ao mercado de capitais; e iv) insolvência de empreiteiras e fornecedores, com carência no mercado de fornecedores qualificados disponíveis (como resultado das investigações da Operação Lava Jato ou por outros motivos). ( grifamos )

66. Com a conclusão do teste, foi registrada nas demonstrações contábeis uma provisão para perda por impairment . Naquele ano, a Petrobras reconheceu perdas por desvalorização de ativos no valor de R$ 44,6 bilhões. Desse montante, a desvalorização provisionada no balanço relativa ao 2º trem de refino da Rnest foi de R$ 9,1 bilhões (evidência 8, p. 59).

67. Adicionalmente, a Petrobras ainda reconheceu gastos capitalizados irregularmente na aquisição de ativos imobilizados, referentes a pagamentos indevidos identificados na Operação Lava Jato (propina), no valor de R$ 6,2 bilhões. Dessa cifra, R$ 3,4 bilhões se referem à área de Abastecimento, dos quais R$ 800 milhões são relativos à Rnest, conforme memória de cálculo fornecida pela Petrobras (evidência 9). Esses valores foram determinados a partir da aplicação do percentual de 3% do valor de um conjunto de contratos do empreendimento, informado nas colaborações premiadas como sendo o percentual devido ao pagamento de propinas.

68. Essa situação não foi alterada no Balanço Patrimonial de 2015, publicado em 21/3/2016 pela Petrobras.

II.5.3. Da reavaliação do empreendimento

69. Em fevereiro de 2015 a Diretoria Executiva da Petrobras deu início a um processo de reavaliação do Projeto Rnest e divulgou novos planos para as refinarias em implantação, em função das dificuldades financeiras da Companhia e das consequências da Operação Lava Jato. A área de Gestão de Projetos de Investimentos do Abastecimento da Petrobras propôs a complementação do primeiro trem de refino da Rnest e a postergação da partida do segundo trem para outubro de 2020. Essa proposição foi suportada por análise que considerou três possíveis cenários futuros para a Rnest (evidência 10, p. 10-12).

70. Em maior detalhe, a metodologia de reavaliação possui uma ótica prospectiva ( point foward ), isto é, analisam-se apenas os fluxos financeiros futuros, a partir daquele momento. Para isso, desconsideram-se todos os investimentos já realizados até então – é o chamado custo afundado . Ato contínuo, novo estudo de viabilidade econômica é realizado para se definir novo valor presente líquido, apenas considerando os fluxos financeiros futuros. Para esses novos EVTE, foram definidos três possíveis cenários, todos com hipóteses para o Trem 2 da refinaria. No primeiro deles, o Trem 2 entraria em operação em outubro de 2020; no segundo cenário, o Trem 2 seria abandonado definitivamente; e no terceiro cenário, o Trem 2 entraria em operação em setembro de 2017 (evidência 10, p. 37-38).

71. Por meio da Ata DE 5.212, pauta 198, o Cenário 1 foi o escolhido, mesmo a despeito de apresentar menor viabilidade econômica que o Cenário 3. Essa escolha foi justificada pelo contexto de restrição de caixa vivido pela Petrobras para o horizonte 2015-2018. Foi então autorizada a complementação das obras do Trem 1, a paralisação das obras do Trem 2 em 2015, com a hibernação dos ativos já construídos até a retomada das obras (a hibernação é um conjunto de procedimentos de manutenção de equipamentos e instalações). Para confirmação do momento de retomada das obras e, consequentemente, da nova data de partida do Trem 2, foi determinado ao Abastecimento que, até 9/4/2015, concluísse o pacote de estudos e análises necessárias ao processo de replanejamento (reavaliação) da Rnest (evidência 10, p. 123).

72. A despeito da data supradita, segundo informou a Petrobras, o processo de reavaliação da Rnest se manteve em discussão ao longo de 2015, quando a matéria foi por diversas vezes apreciada pela Diretoria Executiva, sem, entretanto, se chegar a qualquer conclusão. Havia a expectativa de se concluir a reavaliação do Projeto Rnest no início de 2016, porém, até o final dos trabalhos de auditoria, tal expectativa não havia se confirmado (evidência 47, p. 3-6).

73. Nada obstante, os primeiros estudos de viabilidade econômica feitos nessa visão prospectiva, considerando um custo afun dado de cerca de US$ 25 bilhões e partida do Trem 2 apenas em 2020 , resultaram em um VPL prospectivo de R$ 4,96 bilhões (evidência 10, p. 37).

II.5.4. Da Operação Laja Jato

74. A Operação Lava Jato da Polícia Federal e Ministério Público Federal é uma investigação de corrupção e lavagem de dinheiro, envolvendo a Petrobras e grandes empreiteiras do país. Deflagrada em março de 2014, a operação mantém um sítio na internet com informações atualizadas sobre o desenvolvimento das investigações, com acesso público ao conteúdo das denúncias, no endereço: www.lavajato.mpf.mp.br (acesso em 30/11/2015).

75. A partir do mapeamento do fluxo financeiro existente entre o doleiro Alberto Youssef e empreiteiras contratadas pela Petrobras, chegou-se ao contrato para execução das obras da Unidade de Coqueamento Retardado (UCR) da Rnest, pelo Consórcio CNCC, formado pelas empresas Camargo Correa S.A. e CNEC Engenharia S/A. A partir dessa descoberta, a Operação Lava Jato identificou um vasto e elaborado esquema para favorecimento de empresas nas contratações junto à Petrobras, em troca do pagamento de propina para funcionários da estatal e partidos políticos.

76. Portanto, a Rnest figurou na gênese da investigação do maior esquema de corrupção da história do Brasil.

77. No âmbito da Operação Lava Jato foram celebrados acordos de colaboração premiada com ex-funcionários da Petrobras e executivos de construtoras, que relataram o pagamento de propina em diversas obras da Rnest. Adicionalmente, o conjunto probatório produzido na investigação é composto por depoimentos reduzidos a termo, contratos, notas fiscais, recibos, anotações, análises especializadas e outros, que foram considerados na presente auditoria.

78. De forma resumida, os autos até então divulgados dão conta da formação de um cartel de empreiteiras que atuou em conluio com a alta administração da Petrobras na contratação de obras da Companhia. Participaram as empresas OAS, Odebrecht, UTC, Camargo Correa, Techint, Andrade Gutierrez, Mendes Júnior, Promon, MPE, Skanska, Queiroz Galvão, IESA, Engevix, Toyo Setal, GDK e Galvão Engenharia.

79. Revelam os autos da Lava Jato que o esquema montado possibilitou que fosse fraudada a competitividade dos procedimentos licitatórios referentes às maiores obras contratadas pela Petrobras entre os anos de 2004 e 2014, majorando ilegalmente os valores contratuais, em detrimento da Petrobras. Todas as empresas listadas participaram das obras de construção da Rnest .

80. No Apêndice I deste relatório, consta um apanhado das principais informações produzidas pela Polícia Federal e pelo Cade, que tangenciam aspectos irregulares apresentados neste relatório.

II.6. Limitações inerentes à auditoria

81. A principal limitação encontrada na auditoria adveio da metodologia adotada pela Petrobras para lançamento contábil da perda por recuperação de ativos ( impairment ), de tal forma a não permitir o aproveitamento dessa informação na quantificação do dano causado pela gestão temerária apontada no relatório.

82. Em síntese, tem-se que a Petrobras avalia contabilmente os ativos da área de Abastecimento de maneira integrada, sob a justificativa de melhor captura das sinergias existentes entre eles e consequente otimização do resultado empresarial. Assim, todas as refinarias, terminais e dutos, bem como os ativos logísticos operados pela Transpetro, compõe m uma mesma Unidade Geradora de Caixa (UGC).

83. Decorre do conceito de UGC que não se pode diferenciar a parcela de prejuízo ou lucro correspondente a cada um dos componentes da UGC do Refino. Portanto, eventual prejuízo causado por uma refinaria, por exemplo, é diluído em uma carteira com outros ativos e compensado pelo lucro de outros empreendimentos.

84. Uma segunda limitação reside no fato de que o resultado do teste de impairment é levado a balanço como uma provisão e não como um prejuízo consolidado. Isso significa que o valor pode ser anualmente revisto, em função de mudanças nos fatores não gerenciáveis (preços, margens, câmbio, tributação etc . ) que venham a demandar ajuste, a maior ou a menor, nos valores provisionados.

85. Ambas essas limitações serão detalhadas adiante, no item referente a quantificação do dano.

86. Outrossim, anote-se que não constituiu escopo da presente auditoria a avaliação dos procedimentos de licitação, formalização, execução e acompanhamento dos contratos realizados no âmbito do projeto de investimento da Rnest, não sendo promovida qualquer análise de conformidade nesses atos/contratos.

II.7. Volume de recursos fiscalizados

87. O volume de recursos fiscalizados alcançou o montante de cerca de R$ 36 bilhões, correspondente ao ativo imobilizado relativo à Rnest, lançado no Balanço Patrimonial da Petrobras de 2015 (evidência 61). O VRF se encontra em conformidade com as orientações da Portaria-TCU 222/2003, mormente os itens 1.3 e 2.2 do seu Anexo I.

II.8. Benefícios estimados da fiscalização

88. Os principais benefícios estimados com a presente fiscalização, de acordo com a Portaria TCU 82/2012, decorrem, a partir d o regular avanço processual, das possíveis responsabilizações dos gestores e recuperação do numerário relacionado ao prejuízo apontado, além do apri moramento da governança c orporativa da Petrobras.

III. Referencial teórico

89. A caracterização das irregularidades que serão apontadas no achado de auditoria, descrito no item V, como também a consequente responsabilização, demanda entendimento sobre temas específicos, não rotineiros nos julgados deste Tribunal. Por essa razão, antes de iniciar o relato do achado, nos próximos subitens será oferecido um compêndio sobre esses temas, construído a partir da revisão das principais fontes disponíveis, tanto nacional quanto estrangeira.

90. Primeiramente, serão abordados conceitos encontrados na legislação, jurisprudência e doutrina aplicáveis à responsabilização dos administradores, haja vista a necessária concatenação do direito empresarial aplicado à Administração Pública. Mais especificamente serão tratados os ditames da Lei 6.404/1976 – a Lei das Sociedades Anonimas, com foco nos deveres e responsabilidades. Essa lei será o critério norteador para o modelo de análise de legalidade empreendida neste trabalho, tal qual realizado no âmbito do TC 004.920/2015-5, que analisou a implantação das refinarias Premium e resultou no Acórdão 2824/2015-TCU-Plenário.

91. Numa segunda vereda, será apresentada a sistemática desenvolvida pela Petrobras para aprovação e gerenciamento de seus projetos de investimentos. Observa-se que essa sistemática – posta pela Petrobras como modelo de conduta a seus gestores – colige as melhores práticas de diversas das mais consagradas metodologias internacionais de análise e gerenciamento de projetos de investimentos, engenharia de custos e gerenciamento de riscos. Portanto, uma vez que essa sistemática e seus princípios metodológicos representam o caminho diligente imposto pela estatal a seus administradores, serão os principais critérios para avaliar a atuação dos gestores no processo decisório relativo à implantação do Projeto Rnest.

92. Em suma, os desvios de conduta em confronto com a sistemática corporativa serão considerados atos irregulares de gestão, desde que não perfeitamente motivados e justificados tecnicamente.

III.1. Lei 6.404/1976 – Lei das Sociedades Anonimas (S/A)

93. A Lei 6.404/1976 é a norma brasileira que estabelece as regras para o funcionamento das Sociedades Anônimas no país e, como já dito, também servirá de critério para as análises empreendidas neste trabalho.

94. Cumpre informar, de início, que o art. 235 da Lei estabelece seu alcance às Sociedades de Economia Mista:

Art. 235. As sociedades anônimas de economia mista estão sujeitas a esta Lei, sem prejuízo das disposições especiais de lei federal.

§ 1º As Companhias abertas de economia mista estão também sujeitas às normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários.

95. Complementarmente, os estatutos sociais da Petrobras e do próprio conselho administrativo da Rnes t (que vigeu por curto período) de igual forma servem como critérios de auditoria (vide evidência 11).

96. No que diz respeito aos presentes trabalhos, foi dado maior enfoque aos trechos dessas normas que definem as competências dos órgãos de administração de uma Sociedade Anônima, bem como as atribuições, deveres e responsabilidades dos indivíduos que os compõem (administradores), conforme estabelecido no s art s . 138 e 145 da Lei das S/A:

Art. 138. A administração da Companhia competirá, conforme dispuser o estatuto, ao conselho de administração e à diretoria, ou somente à diretoria.

§ 1º O conselho de administração é órgão de deliberação colegiada, sendo a representação da Companhia privativa dos diretores.

§ 2º As Companhias abertas e as de capital autorizado terão, obrigatoriamente, conselho de administração.

Art. 139. As atribuições e poderes conferidos por lei aos órgãos de administração não podem ser outorgados a outro órgão, criado por lei ou pelo estatuto.

(...)

Art. 145. As normas relativas a requisitos, impedimentos, investidura, remuneração, deveres e responsabilidade dos administradores aplicam-se a conselheiros e diretores. (grifou-se)

97. Dessa forma, pela Lei, os órgãos de administração de uma Sociedade Anônima são a Diretoria e o Conselho de Administração, os quais possuem poderes indelegáveis. As Companhias podem ser administradas pela Diretoria e Conselho de Administração, ou somente pela Diretoria. No caso da Petrobras, conforme art. 17 de seu atual Estatuto Social (evidência 11, p. 2-17), a direção é competência de ambos, sendo o seu Conselho de Administração órgão com funções deliberativas. Sobre o tema, faz-se oportuno trazer lições da doutrina:

No âmbito privado, os órgãos – diretoria e Conselho de Administração – são aparelhos da Companhia, não tendo com ela nenhuma relação jurídica, sendo, portanto, irresponsáveis perante terceiros. Já os titulares – conselheiros e diretores – têm relação jurídica com a Companhia, em termos de nomeação, destituição, deveres e responsabilidades, respondendo perante ela não só pela má gestão, mas também pelo eventual aproveitamento das suas funções em benefício próprio (arts. 154, 155 e 156 [da Lei 6.404/1976]). (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.23)

98. De plano, antes de adentrar nos deveres e responsabilidades dos administradores – agentes que compõem a Diretoria Executiva e o Conselho de Administração –, importa apresentar as competências desses órgãos, para demonstrar em qual contexto esses deveres e responsabilidades devem ser desempenhados. Conforme a Lei 6.404/1976:

Art. 142. Compete ao conselho de administração:

I - fixar a orientação geral dos negócios da Companhia;

II - eleger e destituir os diretores da Companhia e fixar-lhes as atribuições, observado o que a respeito dispuser o estatuto;

III - fiscalizar a gestão dos diretores, examinar, a qualquer tempo, os livros e papéis da Companhia, solicitar informações sobre contratos celebrados ou em via de celebração, e quaisquer outros atos;

IV - convocar a assembleia-geral quando julgar conveniente, ou no caso do artigo 132;

V - manifestar-se sobre o relatório da administração e as contas da diretoria;

VI - manifestar-se previamente sobre atos ou contratos, quando o estatuto assim o exigir;

VII - deliberar, quando autorizado pelo estatuto, sobre a emissão de ações ou de bônus de subscrição; (Vide Lei nº 12.838, de 2013)

VIII – autorizar, se o estatuto não dispuser em contrário, a alienação de bens do ativo não circulante, a constituição de ônus reais e a prestação de garantias a obrigações de terceiros; (Redação dada pela Lei nº 11.941, de 2009)

IX - escolher e destituir os auditores independentes, se houver. (grifou-se)

99. No caso específico da Petrobras, o Estatuto Social vigente no período abrangido por esta fiscalização assim dispõe sobre essas competências (evidência 11, p. 129):

Art. 28- O Conselho de Administração é o órgão de orientação e direção superior da Petrobras, competindo-lhe:

I - fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, definindo sua missão, seus objetivos estratégicos e diretrizes;

II - aprovar o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e programas anuais de dispêndios e de investimentos;

III - fiscalizar a gestão dos Diretores e fixar-lhes as atribuições, examinando, a qualquer tempo, os livros e papéis da Companhia;

IV - avaliar resultados de desempenho;

V - aprovar, anualmente, o valor acima do qual os atos, contratos ou operações, embora de competência da Diretoria Executiva, especialmente as previstas nos incisos III, IV, V, VI e VIII do art. 33 deste Estatuto Social, deverão ser submetidas à aprovação do Conselho de Administração;

VI - deliberar sobre a emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem garantia real;

VII - fixar as políticas globais da Companhia, incluindo a de gestão estratégica comercial, financeira, de investimentos, de meio ambiente e de recursos humanos;

VIII - aprovar a transferência da titularidade de ativos da Companhia, inclusive contratos de concessão e autorizações para refino de petróleo, processamento de gás natural, transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, podendo fixar limites de valor para a prática desses atos pela Diretoria Executiva;

IX - aprovar o Regulamento Eleitoral de escolha do membro do Conselho de Administração eleito pelos empregados.

Parágrafo único. A fixação da política de recursos humanos de que trata o inciso VII não poderá contar com a participação do Conselheiro representante dos empregados, caso as discussões e deliberações em pauta envolvam assuntos de relações sindicais, remuneração, benefícios e vantagens, inclusive matérias de previdência complementar e assistenciais, hipóteses em que fica confi gurado o conflito de interesse.’

100. Considerando o escopo do presente trabalho, destacam-se, nos dois normativos alvitrados, as competências do Conselho de Administração da Petrobras de eleger e destituir diretores, fixar-lhes as atribuições e fiscalizar a gestão desses administradores. Em última instância, cabe também ao Conselho de Administração avaliar os resultados de desempenho da empresa.

101. Sobre a Diretoria, designada Diretoria Executiva, o art. 32 do Estatuto Social da Petrobras estipula:

Art. 32- Cabe à Diretoria Executiva exercer a gestão dos negócios da Companhia , de acordo com a missão, os objetivos, as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração. (grifou-se)

102. Nessa linha, para que a Diretoria Executiva possa desempenhar a sua função de gerenciar os negócios da Petrobras, o art. 33 do Estatuto Social (evidência 11, p. 10) lhe afiança uma vasta lista de competências de gestão, tais como, aprovar os critérios de avaliação técnico-econômica para projetos de investimento, elaborar o plano estratégico e programas anuais de dispêndios, além de aprovar política de preços da Companhia.

103. Sobre a sua composição, assim dispõe o Estatuto Social:

Art. 20- A Diretoria Executiva será composta de um Presidente, escolhido dentre os membros do Conselho de Administração, e sete Diretores, eleitos pelo Conselho de Administração, dentre brasileiros residentes no País, com prazo de gestão que não poderá ser superior a 3 (três) anos, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer tempo ’.

104. O Anexo D deste trabalho aduz o organograma da Petrobras, vigente à época da implantação do Projeto Rnest, o qual permite visualizar com mais clareza a composição desses órgãos.

105. A leitura desses dispositivos situa que o Conselho de Administração possui competências de natureza mais estratégica, de determinar a política empresarial da Companhia, enquanto a Diretoria Executiva, como remete o próprio nome, possui atribuições de natureza executiva, cabendo-lhe gerir os negócios para transformar em resultados as estratégias, os objetivos, as metas e as diretrizes fixadas pelo Conselho.

106. Nesse sentido, o Conselho de Administração molda a atuação da Diretoria ao escolher seus membros, fixar as suas atribuições e ditar-lhe a orientação geral dos negócios. Por outro lado, cabe-lhe vigiar a atuação da Diretoria. Ao fiscalizar a gestão dos diretores e avaliar os seus resultados de desempenho, o Conselho de Administração fecha um ciclo de governança ao confirmar se a gestão levada a efeito está alinhada com as políticas e objetivos estratégicos por ele estabelecidos, podendo destituir e substituir os integrantes da Diretoria, caso não se revelem capazes de realizar os resultados de gestão a contento. Seguem ensinamentos da doutrina sobre o assunto:

Tem o Conselho da Administração o controle da legalidade e da legitimidade (abuso e desvio de poder) sobre os negócios jurídicos de competência da diretoria. Define-se controle de legalidade e da legitimidade como o poder que tem este órgão de verificar se os atos de gestão e representação praticados pelos diretores estão em consonância com a lei e o estatuto e se obedecem aos fins, requisitos e às eventuais formalidades exigidos por eles.

Esse controle tem caráter permanente e não se atém apenas ao aspecto formal dos negócios jurídicos praticados pela diretoria; abrange o mérito desses mesmos negócios para verificar a sua consonância com o objetivo social e fins próprios da sociedade (lucro), satisfeitas, outrossim, as exigências do bem público e a função social da empresa (art. 154). CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.142

107. Expostas as competências e atribuições dos órgãos de administração da Petrobras, passa-se à discussão dos deveres e responsabilidades dos seus membros. Sobre esse tema, a Lei 6.404/1976 dedica a Seção IV do Capítulo XII, em que especifica o padrão de conduta a ser seguido pelos administradores de uma Sociedade Anônima. De forma resumida, são esses os deveres impostos pela lei ao administrador:

a) dever de diligência;

b) exercer as atribuições que a Lei e o Estatuto lhe conferem, sem desvio de poder, para lograr os fins e no interesse da Companhia;

c) dever de lealdade;

d) abster-se de intervir em operações nas quais exista conflito entre interesses do administrador e os interesses da Companhia, registrando na ata do conselho ou da diretoria a natureza e a extensão do seu interesse;

e) dever de informar.

108. Nos parágrafos seguintes, em todo esse contexto de atribuições, especificar-se-á cada um desses deveres, os quais servirão de parâmetro para avaliação das condutas dos administradores da Petrobras nas análises então empreendidas neste relatório.

III.1.1. Dever de Diligência

109. O art. 153 da Lei 6.404/1976 assim define esse dever:

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 . (grifou-se)

110. Esse dispositivo estabelece o zelo, a cautela, o cuidado no agir, como conduta obrigatória por parte do administrador de uma S/A. Não só define o cuidado como padrão de comportamento, mas indica o grau de zelo que deve ser empregado. A baliza para atestar a diligência do administrador é o comportamento de homem austero, íntegro e atuante ao gerir seus próprios negócios. É exigido que se administre o s recurso s de terceiros como se seus fossem, com a mesma agilidade, competência e atenção.

111. Sobre o tema, ensina Marcelo Vieira von Adamek:

O administrador diligente deve ser ativo. Precisa comparecer às reuniões do órgão ao qual pertença, salvo escusa válida (dever de participar), e ter juízo crítico sobre os negócios sociais. Não pode apenas chancelar e cegamente cumprir ordens emanadas de outros órgãos ou de seus pares, pois isso equivale a ser passivo e não ativo . (ADAMEK, Marcelo Vieira von, Responsabilidade Civil dos Administradores de S/A e (ações correlatas), São Paulo/Saraiva, 2009, p. 135) (grifou-se)

112. Segundo Modesto Carvalhosa, trata-se de conceito abstrato, que não implica um comportamento determinado, mas um padrão de comportamento . (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p. 268)

113. Na mesma linha, Nelson Eizirik afirma sobre o dever de diligência que:

Sua complexidade deriva de como isso foi inserido na Lei das S.A. como um standard , isto é, como um padrão geral de conduta, uma orientação flexível, cuja aferição não só varia com o tempo como também deve ser verificada caso a caso. (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 349)

114. Desse modo, não há uma atuação específica e pré-determinada para se consubstanciar o cumprimento ou não do dever de diligência. As condutas que violariam esse dever não foram exauridas e nem exemplificadas pelo legislador, pois um modelo que seria muito rígido para uma S/A pode ser muito flexível para outra, a depender das características individuais de cada Companhia (tamanho, setor, complexidade, etc.), bem como o contorno fático de cada caso concreto.

115. Isso significa que não se trata de um dever de resultados (de fim), mas, de um modelo de conduta a ser seguido durante a gestão, como meio para a tomada de decisão. O resultado da decisão, em si, não interfere no cumprimento desse dever, pois, mesmo em negócio que resulte em prejuízo, ele pode ter sido empreendido com todo cuidado e zelo de homem pr obo e ativo (nos termos da Lei), sem, porém, alcançar o seu objetivo final, ou seja, o lucro, em decorrência do risco inerente de qualquer atividade empresarial.

116. Segundo Nelson Eizirik, trata-se de uma obrigação de meio, não de resultado, eximindo-se de responsabilidade o administrador se ficar demonstrado que empregou os seus melhores esforços .

117. O mesmo autor afirma que é possível aferir o comportamento diligente de um administrador verificando se ele atendeu aos deveres de (i) se qualificar para o cargo; (ii) bem administrar; (iii) se informar; (iv) investigar; (v) vigiar . (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 349 e p.353).

118. O dever de se qualificar relaciona-se com a necessidade de preparação técnica para desempenhar cargo dessa natureza, de obter conhecimento suficiente para tomar decisões refletidas e responsáveis, bem como estar apto para supervisionar os negócios da Companhia.

119. O dever de bem administrar tem como premissa a prática da gestão pautada nos atos necessários à realização do interesse social da empresa.

120. No tocante ao dever de se informar , esse reside na obrigação de o administrador buscar elementos para subsidiarem a sua tomada de decisão.

121. É o cuidado de decidir e conduzir seus atos de gestão com base em informações suficientes, que permitam o entendimento das questões negociais que estão sendo tratadas.

122. 121. 56. Seguindo esse entendimento, Renato Ventura Ribeiro afirma que o dever de diligência exige que o administrador deva estar munido das informações necessárias

(...), em especial aquelas relevantes e razoavelmente disponíveis”. (RIBEIRO, Ventura, Dever de Diligência dos Administradores das Sociedades, São Paulo/Quartier Latin do Brasil, 2006, p. 226 e 227).

123. Em outras palavras, os administradores não podem se furtar de usar em seu processo decisório as informações relevantes que lhes tenham sido disponibilizadas, tampouco se eximirem do dever de exigir a disponibilização das informações suficientes e necessárias para subsidiarem sua tomada de decisão .

124. A respeito do dever de investigar , esse se refere à obrigação de não receber de forma meramente passiva as informações que lhes são passadas. Cabe-lhes um olhar crítico com o objetivo de identificar possíveis incompletudes ou erros. Salienta-se que isso não significa que o gestor deva conferir toda e qualquer informação que lhe seja entregue, pela completa falta de viabilidade de se adotar esse tipo de conduta, tendo em vista o volume de dados que costuma servir de subsídios para a gestão de uma S/A. O que se espera do gestor diligente é uma visão sistêmica e a devida atenção aos sinais de alerta capazes de levar à suspeição da fidedignidade dos dados, requerendo do administrador uma atuação específica nessa situação.

125. Nessa linha, Nelson Eizirik ensina:

Ao descobrir fatos que podem, eventualmente, causar danos à Companhia, deve investigá-los de forma mais cuidadosa , revisando relatórios financeiros e demais documentos relevantes aos negócios sociais.

Assim, quando os administradores forem alertados por circunstâncias que indiquem que a Companhia pode vir a ter problemas – as chamadas red flags (bandeiras vermelhas) no direito societário norte-americano – devem investigar mais detalhadamente.

Os administradores podem e devem, em princípio, confiar nas informações que lhe são apresentadas por subordinados, auditores e outros profissionais, exceto se verificarem a existência de algum sinal de alerta, que indique a necessidade de uma mais detalhada investigação . (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 355) (grifou-se)

126. Adicionalmente, o dever de investigar também envolve a obrigatoriedade de o administrador adotar as devidas providências ao tomar conhecimento de atos ilícitos praticados por outros administradores, sob pena de solidariedade quando da responsabilização por esses danos. Sobre esse tema, Marcelo von Adamek esclarece:

(...) não pode o administrador permanecer inerte perante a atuação de outro administrador, mas, dentro do âmbito de suas atribuições, deve estar atento aos negócios e, caso se depare com comportamento ilícito, violador da lei ou dos estatutos, deve tomar as medidas apropriadas para impedir a prática do ato danoso, ou para eliminar ou atenuar os seus efeitos . Se nada disso fizer, responderá solidariamente pela reparação dos danos, mesmo sem ter participado diretamente do ato. (ADAMEK, Marcelo Vieira von, Responsabilidade Civil dos Administradores de S/A e (ações correlatas) , São Paulo/Saraiva, 2009, p. 180) (grifou-se)

127. Por fim, existe o dever de vigiar , o qual determina que o administrador exerça o devido acompanhamento dos negócios da Companhia com o intuito de monitorar o andamento desses e verificar a execução das diretrizes estabelecidas e das decisões tomadas. Está intimamente ligado à obrigação de fiscalizar o desenvolvimento das atividades da empresa. Nelson Eizirik comenta o dever de vigiar nos seguintes termos:

vigilância deve ser exercida de forma sintética e não analítica. Dessa forma, não se exige dos administradores a supervisão de cada uma das atividades desenvolvidas pela Companhia, mas o acompanhamento geral dos negócios sociais e de suas políticas e procedimentos internos (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 355-356).

III.1.2. Dever de Lealdade

128. De início, cabe trazer a definição dada pela Lei 6.404/1976 para esse dever:

Art. 155. O administrador deve servir com lealdade à Companhia e manter reserva sobre os seus negócios, sendo-lhe vedado:

I - usar, em benefício próprio ou de outrem, com ou sem prejuízo para a Companhia, as oportunidades comerciais de que tenha conhecimento em razão do exercício de seu cargo;

II - omitir-se no exercício ou proteção de direitos da Companhia ou, visando à obtenção de vantagens, para si ou para outrem, deixar de aproveitar oportunidades de negócio de interesse da Companhia;

III - adquirir, para revender com lucro, bem ou direito que sabe necessário à Companhia, ou que esta tencione adquirir.

§ 1º Cumpre, ademais, ao administrador de Companhia aberta, guardar sigilo sobre qualquer informação que ainda não tenha sido divulgada para conhecimento do mercado, obtida em razão do cargo e capaz de influir de modo ponderável na cotação de valores mobiliários, sendo-lhe vedado valer-se da informação para obter, para si ou para outrem, vantagem mediante compra ou venda de valores mobiliários.

§ 2º O administrador deve zelar para que a violação do disposto no § 1º não possa ocorrer através de subordinados ou terceiros de sua confiança.’

129. Apesar de, na Lei, esse dever aparecer somente após aquele relacionado à finalidade das atribuições e desvio de poder, sua exposição e análise foram antecipadas em virtude de sua importância como referência para o comportamento dos administradores.

130. Na doutrina, há quem defenda que o dever de lealdade juntamente como dever de diligência são as obrigações basilares dos gestores, podendo considerar que os demais deveres impostos pela Lei são deles decorrentes, ou seja, corolários desses dois primeiros. Marcelo von Adamek trata o assunto da seguinte forma:

Os deveres de diligência e de lealdade são os deveres nucleares, dos quais irradiam todos os demais que, em nossa Lei das S/A, apresentam-se de forma expressa’ . (ADAMEK, Marcelo Vieira von, Responsabilidade Civil dos Administradores de S/A e (ações correlatas), São Paulo/Saraiva, 2009, p. 136).

131. A relevância desse dever também é ressaltada por Wilson Hoog:

O Dever de Lealdade tem relevo singular e é o mais importante dos deveres, porque é pressuposto aos demais (diligência, art. 153; de informar, art. 157), muito embora devam coexistir na administração. A lealdade do administrador está vinculada ao comprometimento, porque a lealdade afina-se com a preservação da empresa, que vai além da norma societária, por constituir um pressuposto intrínseco para o exercício do cargo de administrador. A ofensa ao princípio da lealdade configura, por si próprio, enorme lesão, independentemente de qualquer repercussão patrimonial. (HOOG, Wilson Alberto Zappa, Lei das Sociedades Anônimas, Curitiba/Juruá, 2008, p.231-232)

132. Passando a tratar exclusivamente do dever de lealdade, verifica-se que seu cumprimento está estritamente ligado a atuação com a boa-fé, pautada no interesse da Companhia. Conforme ensina Modesto Carvalhosa, tal obrigação baseia-se no caráter fiduciário da atividade dos administradores. A regra é que não poderão os administradores buscar, em primeiro lugar, os seus interesses pessoais (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p. 286) .

133. Seguindo essa mesma linha, a doutrina explica:

A lealdade devida pelo administrador à administrada compreende não só a colocação do interesse dela acima do seu, como ainda o sigilo sobre os negócios sociais.

Os incisos I a III do artigo [155 da Lei 6.404/1976]explicitaram o óbvio. Mas essa foi a intenção do legislador ao dar enfoque a hipóteses que claramente representam deslealdade para a empresa.

Antes de tudo, há que se acentuar que todas as hipóteses previstas nos três incisos preveem intencionalidade da ação ou da omissão, pois o procedimento negligente caracterizaria apenas culpa e não levaria à conclusão de existência de deslealdade. (VIDIGAL, Geraldo de Camargo. MARTINS, Ives Gandra da Silva, Comentários à Lei de Sociedades por Ações, Rio de Janeiro/Forense Universitária, 1999, p.482)

134. Assim, em uma das hipóteses listadas pela lei - diga-se, de forma não exaustiva - o cumprimento desse dever requer que o administrador mantenha sigilo das informações da Companhia ainda não divulgadas e que não as utilize para vantagem sua ou de terceiros. Nesse sentido, cumpre também observar a proibição de usar, em benefício próprio ou de outrem, oportunidades comerciais de que teve conhecimento em função do exercício de seu cargo; ou , ainda, adquirir para revender posteriormente à Companhia com lucro bens que soube serem necessários aos negócios da empresa.

135. Complementarmente, tal dever veda o gestor de se omitir no exercício ou na proteção de direitos da Companhia ou de se abster de aproveitar oportunidades de negócio de interesse da organização no intuito de auferir vantagem para si ou para terceiros.

136. Cumpre frisar que as vedações listadas nos incisos I a III do artigo nominado não são exaustivas. O dispositivo determina um padrão genérico de comportamento, podendo outras condutas serem igualmente consideradas descumprimento do dever de lealdade. Modesto Carvalhosa aduz a seguinte interpretação:

A nossa Lei de 1976, ao adotar o standard of loyalty , reproduziu várias hipóteses de violação colhidas na common law . Por se tratar de padrão normativo, os casos que enumera são enunciativos. Consequentemente, outras formas ou hipóteses efetivas de infringência do princípio da lealdade podem ser capituladas e declaradas pelo juiz e pela Comissão de Valores Mobiliários. (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p. 295)

137. Em suma, o dever de lealdade exige a honestidade do administrador da S/A na condução dos negócios, ao não permitir que ele se aproveite do seu cargo para obter vantagens para si, ou para outras pessoas, em detrimento do interesse social, ou do pleno exercício dos direitos da Companhia. O padrão de lealdade impõe uma conduta de boa fé e sempre no melhor interesse da Companhia (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 366).

III.1.3. Finalidade das Atribuições e Desvio de Poder

138. Assim define a Lei das S/A:

Art. 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.

§ 1º O administrador eleito por grupo ou classe de acionistas tem, para com a Companhia, os mesmos deveres que os demais, não podendo, ainda que para defesa do interesse dos que o elegeram, faltar a esses deveres.

§ 2º É vedado ao administrador:

a) praticar ato de liberalidade à custa da Companhia;

b) sem prévia autorização da assembleia-geral ou do conselho de administração [conforme o caso], tomar por empréstimo recursos ou bens da Companhia, ou usar, em proveito próprio, de sociedade em que tenha interesse, ou de terceiros, os seus bens, serviços ou crédito;

c) receber de terceiros, sem autorização estatutária ou da assembleia-geral, qualquer modalidade de vantagem pessoal, direta ou indireta, em razão do exercício de seu cargo.

139. Em primeiro lugar, esse dispositivo visa garantir que o administrador busque a harmonia dos interesses da empresa com os interesses da coletividade. De acordo com Modesto Carvalhosa:

A norma estabelece, sobretudo, um padrão de equilíbrio na condução dos negócios da competência dos administradores, em face dos interesses nem sempre coincidentes da Companhia, da empresa e da comunidade. O padrão impõe, em razão desse fenômeno, que o administrador, ao perseguir os fins sociais (maximização de lucros), leve em conta o bem público e a função social da empresa personalizada na Companhia. (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.272)

140. O segundo aspecto diz respeito à obrigação de o administrador utilizar os poderes que lhe são atribuídos pela lei e pelo estatuto com o objetivo precípuo de atender aos fins e ao interesse da Companhia, não cabendo privilegiar nem mesmo os interesses dos acionistas que o elegeram , ainda que majoritários. As regras impostas pelas três alíneas do § 2º expressam a vedação de o administrador atuar visando interesses próprios ou de seus eleitores. Uma vez administrador da Companhia, o interesse a ser perseguido é o da empresa, não de um acionista ou de si mesmo. Nelson Eizirik ensina:

Os administradores devem exercer as suas atribuições legais e estatutárias tendo em vista os fins e o interesse da Companhia, ou seja, atuando para alcançar o desenvolvimento do objetivo social da forma mais lucrativa possível.

(...)

A norma contida no § 1º apresenta grande relevância, ao vincular de maneira clara a atividade do administrador à realização do interesse social independentemente de quem o elegeu para o cargo. Isso porque o administrador, embora possa ser eleito por determinado grupo de acionistas, não deve qualquer tipo de lealdade aos seus eleitores , na medida em que não os representa, estando vinculado à realização do interesse social e da finalidade lucrativa da Companhia. (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 359-360)

141. Não sendo observadas as vedações e comandos contidos nesse artigo, caracteriza-se desvio de poder, assim definido por Eizirik:

No Direito Societário, ocorre desvio de poder quando os administradores, embora observando formalmente os dispositivos da Lei das S.A. e do estatuto, deles afastam-se substancialmente, ao conduzir-se de forma a atingir finalidades diversas daquelas previstas nas normas legais e estatutárias. Assim, caracteriza violação do dever previsto neste artigo a prática dos atos pelos administradores que, substancial ou formalmente, não visem atingir o interesse social, o bem público ou a função social da empresa. (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p.361)

III.1.4. Conflito de Interesses

142. Sobre esse dever, a Lei de 1976 assim dispõe:

Art. 156. É vedado ao administrador intervir em qualquer operação social em que tiver interesse conflitante com o da Companhia, bem como na deliberação que a respeito tomarem os demais administradores, cumprindo-lhe cientificá-los do seu impedimento e fazer consignar, em ata de reunião do conselho de administração ou da diretoria, a natureza e extensão do seu interesse.

143. Esse dever visa garantir a isenção do administrador em sua gestão, ao impor-lhe que declare seu impedimento e se abstenha de intervir ou deliberar sobre qualquer situação em que haja conflito entre seu interesse e o da Companhia. A regra se aplica para as circunstâncias em que houver um dúplice e contraditório interesse: o social e o particular, sendo que um não pode ser atendido sem que o outro seja sacrificado (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 379).

144. Tal instituto é decorrente da seguinte premissa:

No exercício dessa função, o administrador é a própria corporificação da Companhia. Não há dualidade de pessoas entre o administrador representante e a empresa representada. Aquele exprime a vontade desta. A completa identidade entre o administrador e a Companhia, no que tange à vontade social, torna o impedimento absoluto. (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, São Paulo/Saraiva, 2003, v. 3, p.23)

145. A partir desses entendimentos, importa ressaltar forte correlação existente entre o conflito de interesses e o dever de lealdade, pois ao intervir em negócios de forma que, para se beneficiar, tenha que prejudicar a empresa, o administrador estaria agindo em desacordo com pelo menos um dos incisos do art. 155 da Lei das S/A; por exemplo, omitindo-se diante de um direito da empresa ou deixando de aproveitar negócios de interesse da Companhia, na intenção de buscar benefícios para si.

146. Sobre esse tema, Modesto Carvalhosa escreveu:

O impedimento de intervir nos negócios em que o administrador tenha conflito de interesses com a Companhia é amplo. Além de não participar da deliberação, não poderá, outrossim, opinar, sugerir ou sob qualquer forma influenciar a deliberação dos órgãos administrativos da Companhia.

A infringência desse preceito por outros meios, além daquele de participação direta na deliberação, implica sua responsabilidade pelos prejuízos que causar à Companhia (art. 158). Nessa hipótese terá ele fraudado a lei.

Reiterando o que já se comentou, a responsabilidade independe de prejuízo material para a Companhia. Haverá, no caso, quebra do dever de lealdade, decorrendo objetivamente a fraude da ofensa do direito da Companhia. Trata-se de ofensa a direito alheio - o da Companhia – o que caracteriza ato ilícito. (CARVALHOSA Modesto, Comentários à Lei de Sociedades Anônimas, ed. 3, S ão Paulo/Saraiva, 2003, v. 3)

147. Dessa forma, havendo conflito de interesses, é vedado ao administrador intervir ou participar de decisões sobre questões que envolvam, de algum modo, interesses pessoais, sob pena de caracterização de deslealdade e, por conseguinte, configuração de ato ilícito, sujeitando-o às consequências decorrentes de tal enquadramento, inclusive sua responsabilização. Impende consignar que tópico específico do presente trabalho tratará da responsabilidade dos administradores.

III.1.5. Dever de Informar

148. De forma sucinta, o art. 157 da Lei 6.404/1976 trata de uma série de informações, eventos ou situações, os quais, obrigatoriamente, o administrador de sociedade anônima deve levar ao conhecimento dos acionistas, da bolsa de valores ou da CVM (Comissão de Valores Mobiliários). Simplificadamente, a ideia do dispositivo legal é incutir aos administradores a obrigação de sempre informar aos interessados sobre questões que possam influenciar o mercado, no que diz respeito aos valores mobiliários emitidos pela Companhia.

149. O dever de informar, portanto, tem relação direta com necessidade de transparência na gestão da S/A, porém, preservando o caráter confidencial de informações que possam prejudicar os interesses da Companhia. Em última análise, a aplicação desse dever assegurará transparência e boa-fé ao mercado de capitais.

III.1.6. Responsabilidade dos Administradores e Ação de Responsabilidade

150. A Lei das Sociedades Anonimas trata esse tópico em três artigos:

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.

§ 1º O administrador não é responsável por atos ilícitos de outros administradores, salvo se com eles for conivente, se negligenciar em descobri-los ou se, deles tendo conhecimento, deixar de agir para impedir a sua prática. Exime-se de responsabilidade o administrador dissidente que faça consignar sua divergência em ata de reunião do órgão de administração ou, não sendo possível, dela dê ciência imediata e por escrito ao órgão da administração, no conselho fiscal, se em funcionamento, ou à assembleia-geral.

§ 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.

§ 3º Nas Companhias abertas, a responsabilidade de que trata o § 2º ficará restrita, ressalvado o disposto no § 4º, aos administradores que, por disposição do estatuto, tenham atribuição específica de dar cumprimento àqueles deveres.

§ 4º O administrador que, tendo conhecimento do não cumprimento desses deveres por seu predecessor, ou pelo administrador competente nos termos do § 3º, deixar de comunicar o fato a assembleia-geral, tornar-se-á por ele solidariamente responsável.

§ 5º Responderá solidariamente com o administrador quem, com o fim de obter vantagem para si ou para outrem, concorrer para a prática de ato com violação da lei ou do estatuto.

Art. 159. Compete à Companhia, mediante prévia deliberação da assembleia-geral, a ação de responsabilidade civil contra o administrador, pelos prejuízos causados ao seu patrimônio.

(...)

§ 6º O juiz poderá reconhecer a exclusão da responsabilidade do administrador, se convencido de que este agiu de boa-fé e visando ao interesse da Companhia.

(...)

Art. 160. As normas desta Seção aplicam-se aos membros de quaisquer órgãos, criados pelo estatuto, com funções técnicas ou destinados a aconselhar os administradores. (grifou-se)

151. O art. 158, em seu caput , traz pressuposto importante para a apreciação da responsabilidade de administradores: a priori , esses indivíduos, não tendo agido contrariamente à lei ou ao estatuto, e, dentro de suas atribuições, não te ndo atuado com culpa ou dolo, não respondem civilmente por prejuízos por eles causados. Em outras palavras, não são passíveis de responsabilização por prejuízos, caso estes tenham sido decorrentes de ato regular de gestão.

152. Tal pressuposto foi inspirado em conceito originado nas cortes superiores americanas, a chamada business judgement rule . Traduzida – de forma livre – como regra de decisão empresarial , consiste em determinado padrão de atuação para o gestor, com parâmetros norteadores do comportamento do administrador, os quais, se observados, isentam o gestor de responsabilidade por prejuízos eventualmente causados. Mais ainda, a regra aplica-se como garantia de que as decisões tomadas com lastro nos deveres de diligência e lealdade não se sujeitem à revisão por tribunais.

153. Conforme Nelson Eizirik:

A finalidade da regra é oferecer um porto seguro aos administradores, que devem ser encorajados a correr os riscos inerentes à gestão empresarial e não podem ficar permanentemente sujeitos a terem suas decisões revistas. Os administradores devem ter uma razoável margem de discricionariedade em sua atuação, podendo avaliar a conveniência e a oportunidade de determinadas decisões visando a maximização dos lucros da Companhia. A redução da discricionariedade da administração pode inviabilizar a gestão empresarial, pelo excessivo engessamento de suas atividades. (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 416-417)

154. Assim, uma vez atendidos os requisitos da business judgement rule , a decisão assim tomada não pode ser objeto de revisão na justiça, nem torna responsável o administrador que a tomou.

155. Tal norma de conduta do societário norte-americano foi recepcionada no direito brasileiro pelo § 6º do art. 159, acima transcrito, o qual indica que o juiz pode excluir a responsabilidade de um administrador, caso entenda que este tenha seguido as práticas de gestão corporativas e agido de boa-fé, no interesse da Companhia. Tal entendimento encerra jurisprudência administrativa da Comissão de Valores Mobiliários, como se verifica, por exemplo, no voto do Relator do Processo Administrativo Sancionador CVM nº 10/2006, Diretor Alexsandro Broedel Lopes, julgado em 16/8/2011:

No presente caso, mostra-se evidente que a acusada foi criteriosa, cuidadosa, leal e diligente para com a Companhia, sendo certo que a aplicação da regra de decisão negocial ( business judgement rule ) afasta, de plano, qualquer questionamento quanto aos atos em análise no presente processo. (grifou-se)

156. O voto do Relator do Processo Administrativo Sancionador CVM nº 24/2006, Diretor Otavio Yazbek, julgado em 18/2/2013, também ratifica o entendimento da recepção da regra americana no direito do Brasil:

Não se está negando a aplicabilidade, ao direito brasileiro, da racionalidade subjacente à business-judgment rule , presente tanto na doutrina quanto nas decisões norte-americanas e mesmo naquelas tomadas por esta autarquia.

157. Ainda nesse sentido, cumpre trazer trecho de uma decisão paradigmática da Comissão de Valores Mobiliários sobre como se compõe uma decisão baseada na business judgement rule (voto do Diretor Pedro Marcílio, no Processo Administrativo Sancionador CVM nº RJ2005/1443, julgado em 10/5/2006):

Para utilizar a regra da decisão negocial, o administrador deve seguir os seguintes princípios:

(i) Decisão informada : A decisão informada é aquela na qual os administradores basearam-se nas informações razoavelmente necessárias para tomá-la. Podem os administradores, nesses casos, utilizar, como informações, análises e memorandos dos diretores e outros funcionários, bem como de terceiros contratados. Não é necessária a contratação de um banco de investimento para a avaliação de uma operação;

(ii) Decisão refletida : A decisão refletida é aquela tomada depois da análise das diferentes alternativas ou possíveis consequências ou, ainda, em cotejo com a documentação que fundamenta o negócio. Mesmo que deixe de analisar um negócio, a decisão negocial que a ele levou pode ser considerada refletida, caso, informadamente, tenha o administrador decidido não analisar esse negócio; e

(iii) Decisão desinteressada : A decisão desinteressada é aquela que não resulta em benefício pecuniário ao administrador. Esse conceito vem sendo expandido para incluir benefícios que não sejam diretos para o administrador ou para instituições e empresas ligadas a ele. Quando o administrador tem interesse na decisão, aplicam-se os standards do dever de lealdade ( duty of loyalty ).

32. Existem, no entanto, situações em que, além de operações em que se tenha interesse, o Poder Judiciário não aceita a aplicação da regra da decisão negocial. Por exemplo, não se aceita a completa alienação das decisões negociais, alegando-se falta de competência ou de conhecimento . Também não são protegidas pela regra da decisão negocial as decisões tomadas visando a fraudar a Companhia, ou seus acionistas, ou aquelas que não tenham sido tomadas em boa fé. (grifou-se)

158. Na mesma linha de interpretação da CVM, Nelson Eizirik também enumera requisitos para aplicabilidade da regra:

A regra da decisão empresarial, que isenta de responsabilidade o administrador, é aplicável uma vez atendidos cumulativamente os seguintes requisitos: (i) deve ter ocorrido uma decisão, não estando protegidas pela regra as condutas omissivas, exceto se resultantes de uma decisão de não tomar qualquer medida; (ii) os administradores não podem ter qualquer interesse financeiro ou pessoal na matéria, ou seja, não se aplica a regra se estiverem em situação de conflito de interesses; (iii) os administradores devem estar bem informados antes de tomarem a decisão, isto é, atuando de forma diligente; (iv) os administradores devem estar perseguindo o interesse social; (v) a atuação dos administradores deve ter ocorrido no âmbito de seus poderes legais e estatutários; e (vi) os administradores devem estar atuando de boa-fé. (EIZIRIK, Nelson. A Lei das S/A Comentada, São Paulo/Quartier Latin, 2011, v. II, p. 417)

159. Desse modo, até para preservar os interesses da própria Companhia, existe presunção da aplicabilidade da business judgement rule . De fato, seria prejudicial à empresa se toda e qualquer decisão pudesse ser questionada pelos acionistas ou revista pelo Judiciário. De certa forma, tanto um, quanto outro, em princípio, não possuem a mesma capacidade que os administradores para comandar uma Companhia. Do contrário, em princípio, a competência gerencial atribuída aos administradores da Companhia restaria dividida com esses atores, sem capacidade para tanto.

160. Todavia, uma vez não atendidos os requisitos da regra de decisão gerencial, essa premissa deixa de valer. Importa ressaltar a estrita ligação da aplicabilidade da business judgement rule ao cumprimento dos deveres estabelecidos na Lei 6.404/1976.

161. A decisão informada e refletida tem relação direta com o dever de diligência (art. 153). A decisão desinteressada vincula-se ao conflito de interesses (art. 156) e ao dever de lealdade (art. 155), que por sua vez está conectada com a boa-fé (art. 158 e 159). Considerando o entendimento de Eizirk, acima exposto, a persecução do interesse social, bem como a atuação dentro dos poderes legais e estatutários , coaduna-se com a finalidade de atribuições e desvio de poder (art. 154). Isto posto, conclui-se que a avaliação da aplicabilidade da regra de decisão gerencial perpassa pela verificação do cumprimento dos deveres do administrador impostos pela referida Lei.

162. Nesse ponto, cabe informar a existência da Instrução CVM 491/2011, a qual define como infração grave o descumprimento de determinados artigos da Lei 6.404/1976, sendo de especial interesse para o presente trabalho os seguintes: 153, 154 e seus §§ 1º e 2º, 155 e seus §§ 1º e 2º, 156 e seu § 1º. A mesma norma define que as infrações graves nela definidas ensejam a aplicação das penalidades previstas nos incisos III e VI do art. 11 da Lei nº 6.385/1976, a saber:

Art. 11. A Comissão de Valores Mobiliários poderá impor aos infratores das normas desta Lei, da lei de sociedades por ações, das suas resoluções, bem como de outras normas legais cujo cumprimento lhe incumba fiscalizar, as seguintes penalidades:

(...)

III - suspensão do exercício do cargo de administrador ou de conselheiro fiscal de Companhia aberta, de entidade do sistema de distribuição ou de outras entidades que dependam de autorização ou registro na Comissão de Valores Mobiliários; (Redação dada pela Lei nº 9.457, de 5.5.1997)

(...)

VI - cassação de autorização ou registro, para o exercício das a tividades de que trata esta Lei’ . (Redação dada pela Lei nº 9.457, de 5.5.1997)

163. Assim, o descumprimento dos deveres impostos ao administrador pela Lei das Sociedades Anonimas atinge os pressupostos de sustentação da business judgement rule , a qual existe para afastar a responsabilização do administrador exclusivamente no caso de ato regular de gestão que tenha resultado em prejuízo. Conforme se mostrou, a inobservância desses deveres também pode caracterizar infração grave perante a Comissão de Valores Mobiliários, sujeitando o gestor às penalidades de suspensão do exercício do cargo de administrador ou cassação de autorização ou registro para as atividades reguladas pela CVM.

164. Trazendo a questão para o campo de atuação deste Tribunal, em se tratando de sociedades de economia mista controladas pela União, como a Petrobras, um ato de gestão passível de responsabilização com base no supracitado art. 158 da Lei 6.404/1976 é também plenamente passível de enquadramento no art. 43, inciso II , da Lei 8.443/1992. Trata-se, outrossim, de irregularidade quanto à legitimidade ou economicidade de ato administrativo.

165. A depender da situação e das circunstâncias do prejuízo, há a possibilidade até de enquadramento do caso no art. 47 da Lei Orgânica do TCU, o qual determina conversão dos autos em Tomada de Contas Especial, caso se configure ocorrência de desfalque, desvio ou outra irregularidade que resulte em dano ao Erário.

166. Na esteira, uma vez feito o enquadramento nos artigos 43 e 47 da LOTCU, o responsável fica sujeito, após o devido exercício do contraditório e da ampla defesa, às sanções previstas nessa Lei, como, por exemplo, multa ou inabilitação para exercício de cargo em comissão ou função de confiança no âmbito da Administração Pública.

167. Conforme se demonstrou, no caso de sociedades de economia mista federais, o descumprimento de deveres por parte do administrador pode também ter como consequências as sanções aplicáveis por esta Corte de Contas, podendo, desse modo, os deveres definidos na Lei de Sociedades Anônimas servirem de padrão de conduta e, por conseguinte, de critério nas auditorias do Tribunal.

168. Destarte, com base nessa premissa, uma vez que o escopo do presente trabalho inclui a apuração das causas de prejuízo de US$ 14,5 bilhões, ocorrido em sociedade de economia mista controlada pela União, o padrão de conduta que servirá de base de comparação para efeitos de análise de responsabilidades será aquele imposto pelos deveres dos administradores fixados pela Lei das S/A.

169. Em compêndio, a premissa básica é que a simples constatação de prejuízo não significa, de imediato, a responsabilidades de gestores, pois é necessário aferir se foi resultante de ato regular de gestão, protegido, nesse caso, pela business judgement rule ; e considerando, ainda, que os deveres impostos pela Lei tratam de obrigação de meio (como se decidiu) e não de fim (qual foi o resultado econômico-financeiro da decisão). Em contraponto, agindo o gestor de forma contrária a seus deveres legais , estatutários ou regimentais, terá ele cometido infração grave, e se responsabilizará pelos danos causados à Companhia.

170. Feita a contextualização do padrão de conduta exigível do administrador da Companhia, cumpre comparar tais exigibilidades com a metodologia decisória de investimentos da estatal. A comparação do iter decisório que culminou no início das obras da Rnest, em contraponto aos deveres dos administradores da Petrobras, será feita no achado de auditoria. Antes, porém, cumpre esmiuçar os principais aspectos da metodologia decisória da Petrobras, conforme se segue.

III.2. Aprovação e Gestão de Projetos de Investimento na Petrobras

171. Dentro do Sistema Petrobras, o desenvolvimento de novos projetos de investimento se submete aos critérios e orientações do normativo denominado Sistemática Corporativa de Projeto s de Investimentos do Sistema Petrobras (Sistemática). Esse documento fornece diretrizes para planejamento, aprovação e monitoramento de projetos de investimento. O regramento corporativo é vigente na Petrobras desde sua aprovação pela Diretoria Executiva, em 28/3/2001.

172. Durante o ciclo de vida do Projeto Rnest, estiveram vigentes cinco versões de Sistemática: 2º revisão - dezembro 2004 (evidência 12); 3º revisão - dezembro 2005 (evidência 13); 4º revisão - junho 2009 (evidência 14); e, 5º revisão - 2012 (evidência 15). Atualmente vige a 6º revisão (evidência 16), de setembro de 2015, e há previsão de lançamento da 7º revisão, em 2016.

173. Ao perquirir essas diversas versões, observa-se que a Sistemática sempre manteve sua essência, qual seja, a de elencar os requisitos mínimos para aprovação de projetos de investimento de maneira padronizada, de modo a orientar os gestores no caminho diligente a seguir. Em acréscimo, a Sistemática incentiva o registro de informações e a difusão das melhores práticas de gestão, almejando o contínuo desenvolvimento dos procedimentos.

174. Elementos estruturantes como a quant idade de etapas de planejamento, o limite de alçada para submissão de proje to para aprovação, a necessidade de emissão de pareceres pelas áreas corporativas , a possibili dade de antecipação de recursos, o monitoramento estratégico da execuçã o de empreendimentos (Pós-EVTE), a recomendação de realização de análises de risco e a reavaliação, com nova submissão à Diretoria Executiva , de projetos com variações s ensíveis em relação ao aprovado sempre constaram como requisitos da Sistemática, em menor ou maior grau de detalhamento.

175. Quanto mais contemporânea a versão, mais se observa a preocupação da Petrobras em detalhar os procedimentos de cada fase, tornando mais explícitos requisitos cuja exigibilidade pudesse ser passível de alguma subjetividade. A Petrobras ofereceu uma apresentação completa à equipe de auditoria sobre os fundamentos e evolução da Sistemática (evidência 17).

176. A Sistemática é inspirada na metodologia internacional do IPA – Independent Project Analysis , conhecida como Front End Loading , ou, simplesmente, pelo acrônimo FEL.

177. O IPA é um instituto independente norte-americano, fundando em 1987, com o propósito inicial de fomentar pesquisas em gerenciamento de projetos para a indústria química, óleo & gás e mineração. Em síntese, o IPA se ocupa em analisar e comparar projetos, aprimorando a competitividade de seus clientes por meio de melhorias na gestão de seus portfólios.

178. Atualmente, o IPA avalia projetos de capital de uma ampla variedade de atividades industriais em mais de cem países. Para tanto, mantém uma base de dados que contém informações confidenciais dos mais variados projetos de seus clientes. Hoje, o IPA conta com escritório nos Estados Unidos, Canadá, Brasil, Holanda, China, Austrália, entre outros países. A Petrobras é associada ao IPA desde 2001.

179. Em 2013, a base de dados proprietária do IPA continha aproximadamente 16.700 projetos de portes variados, com investimentos financeiros variando entre US$ 20 mil e US$ 25 bilhões. Cada projeto é caracterizado por mais de 2.000 atributos, tais como, tecnologia, escopo, tipo de projeto, custos de projeto, entre outros. Essa base de dados contém informações bastante detalhadas dos direcionadores que permitem classificar o grau de detalhamento do escopo de um projeto na sua autorização para construção e avaliar os seus resultados (custos, cronograma e operabilidade), as estratégi as de gerenciamento e controle e outros fatores técnicos.

180. Com a expertise adquirida no trabalho de avaliação e comparação de projetos, o IPA formulou o que hoje comumente se chama de metodologia FEL ou metodologia de gestão de projetos de capital. Conceitua-se esta metodologia como sendo uma coleção de métodos, técnicas e ferramentas que demostram o desenvolvimento de um projeto de investimento.

181. São esses métodos, técnicas e ferramentas que formam a base da Sistemática desenvolvida pela Petrobras para aprovação e gerenciamento de seus projetos de investimento. No entanto, a Sistemática também considera outras disciplinas e metodologias, como engenharia de custos, análise econômica e gerenciamento de riscos - disciplinas essas que complementam o campo de conhecimentos necessários ao desenvolvimento de projetos de investimentos.

182. O grau de espelhamento almejado pela Petrobras aos procedimentos postulados pelo IPA era de tal magnitude que, em setembro de 2009, a Companhia encomendou junto ao IPA um relatório de avaliação de custo e cronograma específico para a Rnest (evidência 30). Como se verá em detalhes adiante, os resultados da consultoria contratada não foram considerados pelos gestores responsáveis pela implantação da Rnest.

183. Em suma, o que se viu – e que será detidamente demonstrado neste relatório – foi que, apesar de adotar procedimentos sistematizados de implantação de projetos de investimento, os gestores da Petrobras encarregados da Rnest se desviaram das condutas propugnadas, o que contribuiu para levar o empreendimento à situação de inviabilidade econômica.

184. Também no ano de 2009, a Petrobras participou do IBC 2009 ( Industry Benchmarking Consortium ), evento promovido pelo IPA no qual foram apresentados resultados da indústria de petróleo mundial, incluindo a Petrobras, nos termos da metodologia FEL. Os resultados indicaram significativo distanciamento da estatal brasileira às métricas internacionais (evidência 31).

185. No que tange às estimativas de custos para projetos, a Sistemática da Petrobras adota os preceitos de uma instituição mundial especialista no assunto, a AACE – Association for the Advancement of Cost Engineering . Essa entidade internacional se auto intitula como a autoridade para o gerenciamento de custos: The Authority for Total Cost Management . Desde 1956 tem fornecido apoio para profissionais da área de estimativa de custos, gerentes de projeto e especialistas em controle de orçamento.

186. A aprovação de projetos de investimento na Petrobras é ainda suportada por uma metodologia de análise econômica baseada no conceito de fluxo de caixa descontado, para formulação de um modelo financeiro do projeto. De maneira simplificada, nessa metodologia, consideram-se os investimentos e simulam-se as entradas e saídas esperadas de recursos no empreendimento ao longo de sua vida útil, utilizando-se nos cálculos uma taxa de desconto justa para o investidor.

187. A partir da 3º revisão da Sistemática (2005), a Petrobras promoveu o seu alinhamento à linguagem e práticas consagradas de gerenciamento de projeto do guia PMBoK ( Project Management Body of Knowledge ), desenvolvido pelo PMI – Project Management Institute . Esse perfaz um importante aspecto para o presente trabalho, pois é do PMBoK que provêm as principais características da disciplina de gerencia mento de riscos, cuja aplicação em muito se relaciona com o suporte das decisões que selaram o destino da Rnest.

188. Ademais, também provê m do PMBoK as diretrizes para a fase de encerramento do projeto (Fase V), quando ocorre sua aceitação formal e geração de informações que servirão de base para futuros projetos correlatos. Segundo a Petrobras, nessa etapa as ações corretivas sugeridas e suas consequências para o projeto serão organizadas num Relatório Geral de Lições Aprendidas (evidência 13, p. 27-28).

189. Em atendimento a ofício de requisição, a Petrobras forneceu os registros de lições aprendidas específicos da Rnest (evidência 29), dos quais os itens que merecem maior atenção ser ão destacados no decorrer deste trabalho .

190. Como visto, portanto, a Sistemática Corporativa de Projeto de Investimentos do Sistema Petrobras orienta os gestores no caminho que a Companhia estabeleceu como sendo ótimo, para a adequada tomada de decisões em projetos de investimentos. Ao abranger não apenas a metodologia mas as disciplinas que necessariamente devem ser observadas (de orçamentação, análises econômicas e gerenciamento de riscos), desvios de conduta não devidamente motivados e justificados encerram ato de gestão contrário aos interesses da Companhia.

191. Nos próximos subitens, aspectos relevantes sobre a Sistemática e cada uma das metodologias que a compõe m serão aprofundados.

III .2.1. A Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras

192. Segundo a Sistemática, o ciclo de vida de um projeto de investimento se divide em fases, separadas por portões de decisão de continuidade ou não do projeto. Em linhas gerais, as fases são: identificação da oportunidade (Fase I); desenvolvimento do projeto conceitual (Fase II); elaboração do projeto básico (Fase III); execução (Fase IV); e encerramento (Fase V). Cada uma dessas fases segue critérios e orientações pré-definidos.

193. À medida que o projeto evolui ao longo das fases, exige-se dele maior grau de definição, ou seja, maturidade. Com informações mais completas e precisas, reduz-se a necessidade de contingenciamento inerente às fases iniciais. A divisão do processo em fases e com aprovações intermediárias, para as quais requisitos mínimos padronizados pela Sistemática devem ser cumpridos, resulta, entre outros benefícios, na mitigação do risco envolvido.

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195. Após a entrada do projeto na carteira de investimentos da Petrobras, que se dá na Fase I, existem três portões de decisão de continuidade ou não do projeto ( go – no go ), comumente chamados de portões FEL. Em cada portão FEL o projeto é conduzido ao órgão decisório competente para apreciação em relação a seu prosseguimento. Na Petrobras, para projetos cuja alçada decisória seja a Diretoria Executiva, é necessária a apreciação preliminar de um Comitê de Investimentos.

196. São quatro as possíveis decisões: continuar – no caso de análise favorável, o projeto deve prosseguir para a próxima fase; adiar – para se aguardar mudanças no ambiente de negócio; reciclar – quando necessários estudos adicionais antes de seguir para a fase seguinte; e, cancelar , quando se identifica que o projeto não é viável ou não se alinha com os objetivos empresariais.

197. De tal forma, para cada um desses portões de decisão devem ser produzidos documentos para subsidiar a tomada de decisão. Esses documentos devem refletir o amadurecimento dos projetos e a consolidação da viabilidade econômica do empreendimento. A esse conjunto de informações enviado ao órgão decisório (no caso da Rnest, a Diretoria Executiva da Petrobras) dá-se o nome de Pacote de Suporte à Decisão – PSD. A Sistemática estabelece o conteúdo mínimo de requisitos do PSD, de acordo com a fase em que o projeto se encontra.

198. Nesse cenário, o termo portão de FEL 1 ou portão de Fase I se refere ao momento de transição entre as fases de Identificação da Oportunidade (Fase I) e de Desenvolvimento do Projeto conceitual (Fase II); portão de FEL 2 ou portão de Fase II remete ao momento entre o projeto conceitual (Fase II) e o projeto básico de engenharia (Fase III); enquanto portão de FEL 3 ou portão de Fase III sinaliza a conclusão do projeto básico de engenharia (Fase III) e o início da implementação do empreendimento (Fase IV). Com o início da Fase IV, isto é, com a passagem pelo portão de FEL 3, ficam autorizados os processos de contratação e construção, dando-se origem aos principais desembolsos previstos para o projeto.

199. A Figura 4 ilustra o desenvolvimento do projeto, suas fases e os portões de decisão, conforme estabelecido na Sistemática da Petrobras.

Figura 4 – Ciclo de Vida dos Projetos de Investimento no Sistema Petrobras.

Fonte: Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras, revisão 6 (evidência 16, p. 10)

200. Na Fase I ocorre a definição do negócio, a validação do alinhamento estratégico e da análise de mercado do negócio. Tipicamente, a engenharia associada a esta fase se baseia em índices de projetos similares. As atividades concernentes a essa fase são basicamente realizadas em escritório, com previsão de poucas visitas ao campo. A realização de FEL 1 implica na definição do escopo e dos objetivos do projeto.

201. Adicionalmente, ocorre a entrega de uma estimativa inicial do montante a ser investido no empreendimento, tanto para construí-lo (Capex) quanto para operá-lo (Opex). Durante esse estágio, a organização patrocinadora valida a oportunidade comercial e seleciona as alternativas que serão analisadas com maior detalhamento na fase seguinte. Portanto, é nessa fase que ocorre a mais significativa oportunidade de influenciar o rumo do projeto, para torná-lo ou não uma realidade, a um custo competitivo.

202. Já na Fase II há a seleção de uma opção de projeto e se decide conceitualmente o seu escopo. Logo, o foco principal desta etapa é o desenvolvimento da engenharia conceitual de todas as alternativas mapeadas na Fase I, de modo a avaliá-las, estimá-las e compará-las, por meio do resultado da avaliação técnico-econômica de cada opção, definindo qual delas será encaminhada à fase seguinte.

203. Nesta fase são feitas as análises e definições de soluções tecnológicas e construtivas associadas ao empreendimento, bem como a estratégia de contratações. Tipicamente, as empresas detentoras das principais tecnologias fornecem esquemas de processos, esboços preliminares de equipamentos e facilidades de suporte operacional. Este pacote de informações auxilia na determinação de custos, cronograma, pessoal, materiais e equipamentos envolvidos, bem como riscos inerentes ao projeto. Também nessa fase se inicia a busca pelas melhores práticas de mercado no segmento do projeto a ser executado em organizações como, por exemplo, o próprio IPA.

204. Na Fase III, o foco muda para o planejamento da construção, isto é, a preparação do projeto para aprovação da Diretoria Executiva e consequente autorização de início das obras, uma vez que a probabilidade de mudanças de escopo é consideravelmente menor do que nas fases anteriores. Nessa fase, a engenharia básica da opção selecionada no portão de Fase II é desenvolvida e são finalizadas as listas com as especificações detalhadas dos equipamentos a serem adquiridos e do modo de operação do produto do projeto.

205. Nesta etapa, uma série de informações e documentos técnicos já se encontra consolidad a e disponíve l : (i) plantas de arranjo ( layout ), (ii) dimensões de equipamentos, (iii) diagramas de fluxos (fluxogramas de processo, de engenharia e instrumentação), entre outros. Tais documentos servirão de insumo para obtenção de cotações mais precisas de equipamentos e materiais ( bulk material ), melhores estimativas do consumo de mão de obra direta e demais custos associados, permitindo assim a elaboração do orçamento detalhado que será o principal critério norteador das contratações que se seguirão.

206. Ao final da Fase III, executa-se ainda um pré-detalhamento do projeto para promover os ajustes necessários, antes do início da implementação do projeto. Esse pré-detalhamento é conhecido na indústria como Feed – Front End Engineering Design . Integrado ao final da etapa de engenharia básica, anterior ao projeto executivo e à construção, o Feed visa avançar em relação ao projeto básico definindo com mais assertividade os quantitativos de materiais, entre outras variáveis, tais como segurança, construtibilidade, comissionamento e até mesmo manutenibilidade, mitigando riscos e reduzindo custos não planejados para as fases de aquisição, construção e montagem.

207. Apresentados os principais aspetos gerais da Sistemática de Investimentos da Petrobras, o próximo subitem detalhará aspectos concernentes às estimativas de custos em cada portão de decisão.

III.2.2. As Práticas Recomendadas para Estimativas de Custos da AACE

208. Conforme informado alhures, a evolução de uma fase do projeto para outra pressupõe sua maturação e a consolidação de sua viabilidade econômica. Portanto, os custos estimados para o projeto também acompanham essa dinâmica, tornando-se mais previsíveis e confiáveis, de maneira proporcional ao amadurecimento do projeto. Assim, a Sistemática prevê o estreitamento das margens de erro das estimativas de custo à medida que os projetos evoluem de fase, numa faixa contida nos limites preconizados na metodologia da AACE.

209. A AACE recomenda o uso de um sistema de classificação de estimativas de custo que fornece diretrizes para se projetar os custos de empreendimentos, conforme descreve a Prática Recomendada 18R-97 (evidência 18). Essa recomendação técnica estabelece cinco classes de estimativas de custo consistentes com o nível de maturidade esperada em cada fase FEL de desenvolvimento do projeto.

210. A cada classe corresponde um a faixa de precisão esperada para a respectiva estimativa de custo, limites de alçada, procedimentos específicos e um conjunto de documentos (produtos de engenharia) a serem entregues, também chamados deliverables . A Sistemática ilustra bem esses requisitos por meio de esquemas e tabelas constantes de seus anexos (evidência 16, p. 77-80).

211. Consoante se observa na Figura 5, abaixo - que sobrepõe as classes de estimativas de custo de acordo com a AACE, com os portões de decisão FEL -, quanto maior a maturidade do projeto, menor a margem de erro esperada.

Figura 5 – Variabilidade na faixa de precisão da estimativa de custo x maturidade do projeto.

Fonte: AACE, com adaptações (evidência 18, p. 5)

212. Conforme se depreende da figura, graficamente adaptada para melhor ilustração do entendimento que se segue, espera-se que o custo estimado do projeto no portão de Fase III fique dentro da faixa estimada nos portões de Fase I e Fase II (considerando-se eventuais correções monetárias), e que, da mesma forma, o custo final não ultrapasse a estimativa do portão de Fase III (considerando-se também a tolerância da classe).

213. Na aprovação de Fase I, a Petrobras considera que as margens de erro das estimativas devem partir de um intervalo de precisão que varia entre -30% a +50%, condizente com a Classe 5 da AACE. Nessa classe, as estimativas são normalmente construídas com métodos paramétricos ou com base em projetos similares e elevado grau de contingenciamento, de forma a oferecer conservadorismo ao estudo de viabilidade técnico-econômica e, consequentemente, maior segurança a uma eventual decisão de avanço com o projeto.

214. Em Fase II, este intervalo é de -15% a +30% (Classe 3), visto que a necessidade de contingenciamento é inferior à fase anterior. Afinal, nessa fase já se têm definidas as tecnologias do projeto, a localização do empreendimento, os métodos construtivos e as estratégias de contratação. De posse dessas informações, a estimativa de custos pode ser aprimorada, contando com a composição de métodos estatísticos (paramétricos) e determinísticos (cotações firmes).

215. Já na Fase III, a maturidade dos projetos deve ser suficiente para que as estimativas atinjam precisão de -5% a +15% (Classe 2), momento em que se decide definitivamente pela implantação ou não do projeto, com consequente autorização para contratação dos bens e serviço s necessários à execução do projeto. A estimativa de FEL 3 será o principal critério para desenvolvimento dos processos licitatórios, de tal sorte que deve ser construída por métodos primordialmente determinísticos. Por essa razão, o Feed é um importante componente da estimativa de FEL 3.

216. Além de figurar entre os documentos dos PSD de cada portão de decisão, as estimativas de custos consubstanciam um dos principais insumos para elaboração da análise técnico-econômica do projeto, instrumento que se passa a detalhar a seguir.

III.2.3. O Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica

217. A Sistemática pressupõe a elaboração de uma avaliação técnico-econômica do projeto para suporte à s decisões da Diretoria patrocinadora ou da Diretoria Executiva, quando da deliberação pelo avanço de fase em um determinado projeto. Esse tipo de avaliação é amplamente conhecido no universo dos megaempreendimentos como Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica – EVTE.

218. Os padrões, procedimentos e premissas utilizadas para elaboração do EVTE (principal documento do PSD) são consubstanciados no Manual de Análise de Projetos de Investimentos da Petrobras (evidência 19). Em termos de viabilidade técnico-econômica, o modelo de avaliação da Sistemática estabelece que o projeto seja ponderado por meio de metodologias e indicadores econômicos internacionalmente consagrados, tais como: Fluxo de Caixa Descontado (FCD), Taxa Interna de Retorno (TIR), Valor Presente Líquido (VPL), Índice de Lucratividade (IL), Economic Value Added (EVA) e payback .

219. Para tanto, formula-se um modelo financeiro do projeto, em que se simulam as entradas e saídas de recursos no seu caixa ao longo de sua vida útil (p. ex. : valor dos investimentos e dos custos operacionais, data de partida, tributação e projeções de faturamento futuro - baseadas em curvas de demanda e preços), as quais posteriormente são trazidas para a data presente, utilizando-se nos cálculos a Taxa Mínima de Atratividade (TMA).

220. A TMA é definida no Manual da Petrobras como a taxa de desconto que exige o retorno mínimo do projeto em análise, em função do seu risco de mercado, de modo a assegurar a remuneração do capital próprio e do capital de terceiros. Essa taxa é o Custo Médio Ponderado de Capital – CMPC (WACC – Weighted Average Cost of Capital , em inglês).

221. Para a Sistemática, o principal indicador do EVTE é o VPL. O VPL é a soma algébrica dos custos e benefícios líquidos do projeto, durante sua vida econômica, trazidos à data de atualização do fluxo de caixa, utilizando-se para isso a TMA. Em última instância significa a já citada viabilidade (VPL>0) ou inviabilidade (VPL<0) econômica do projeto de investimento.

222. Tem-se, como requisito de aprovação de fase, que o projeto de investimento deve ter VPL maior do que zero (VPL > 0). O VPL positivo de um projeto significa que o investimento em análise possui mais atratividade que a taxa de desconto mínima definida pelo investidor, logo, a remuneração prevista compensa os riscos assumidos.

223. Já a TIR é a taxa de retorno implícita no fluxo de caixa, que torna o VPL=0. A TIR oferece uma noção de rentabilidade do projeto de investimento, pois é comparável às taxas de retorno praticadas no mercado financeiro. De maneira simplificada tem-se que, se a TIR for menor que as taxas oferecidas pelos bancos, mais vale aplicar os recursos que investi-los no projeto em análise.

224. Para elaboração do EVTE, todo projeto deve ser analisado considerando os cenários de referência definidos pelo setor de Estratégia Corporativa da Petrobras e aprovados no seu Plano Estratégico. Esses cenários constituem um conjunto de considerações sobre o comportamento esperado para a economia ao longo dos anos, em relação aos principais indicadores macroeconômicos do país, a exemplo da taxa Selic, do câmbio e da variação anual do PIB. A Companhia avalia cenários otimistas e pessimistas, tais como os seguintes: Crescimento Predatório ; Desenvolvimento Sustentável ; Força do Hábito ; e Atenção Dividida .

225. Nas análises econômicas realizadas para a Rnest, o cenário referencial adotado foi o Força do Hábito , que indicava uma visão de futuro mais conservadora para o país, com política econômica não coordenada, crescimento econômico volátil e ambiente de baixa sustentabilidade, no horizonte temporal que se estende até 2030.

226. Além disso, para que seja demonstrado que o projeto possui viabilidade robusta e gere maior segurança no processo de decisão para sua continuidade, a Sistemática recomenda que seja realizado um teste de estresse, avaliando o projeto pelo denominado Critério de Robustez. O cálculo do VPL de robustez é indicado sobretudo para aprovação do projeto básico (Fase III), e consequente autorização de início das obras. Nas demais fases o teste é recomendado pa ra projetos nos quais o VPL no c enário de referência seja muito próximo de zero ou apresente grandes riscos identificados. Na versão mais atual da Sistemática, o cálculo passou a ser pré-requisito de aprovação do projeto conceitual (Fase II).

227. Para uma completa descrição dos principais aspectos concernentes ao EVTE, cumpre registrar que para o cálculo do VPL, que sinaliza sobre a viabilidade do empreendimento, não se considera o projeto de investimento de maneira isolada d os demais empreendimentos da Petrobras. A simulação das diversas variáveis envolvidas no modelo financeiro para elaboração do EVTE de alguns projetos é realizada no Planinv (Planejamento de Investimento) - programa computacional que, aproximadamente, há trinta anos vem sendo desenvolvido dentro da Companhia. Devido à importância desse software nas diversas nuanças relacionadas ao EVTE que serão tratadas no achado de auditoria, convém esclarecer o contexto no qual ele se insere.

228. A Petrobras concentra a maior parte dos seus negócios - refino, produção e venda de óleo, gás natural e derivados – nas regiões sul e sudeste do Brasil (Cone Sul). Grande parcela desta produção é processada nas refinarias e UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural) desta mesma região. Dessa forma, é necessário um complexo sistema logístico para o seu escoamento e atendimento ao mercado. Para tanto, a estatal dispõe de grande infraestrutura de dutos, tanques e terminais, além de sistemas rodoviários e marítimos para transporte e distribuição de seus insumos e produtos. Essa integração, inclusive, representa proteção econômica contra a entrada de possíveis concorrentes no mercado brasileiro. Assim, essa infraestrutura integrada perfaz um diferencial competitivo que agrega valor às operações da Petrobras.

229. Devido às sinergias advindas desse modelo integrado torna-se difícil aferir as consequências isoladas de um único elemento pertencente a esse sistema integrado. A interdependência das estruturas implica existência de externalidades que cada uma, isoladamente, gera sobre a s demais. O mesmo vale para novos projetos de investimentos que venham a se agregar a essa malha. Faz-se necessário avaliar sua influência sobre a totalidade do sistema do qual ele participará.

230. A simulação desse complexo modelo de produção, considerando a miríade de variáveis envolvidas, é realizada pelo Planinv. O programa realiza o equacionamento da oferta de petróleo – produção nacional, exportação e importação – com o parque de refino e toda logística de transporte de petróleos e derivados, além de sua inter-relação com a demanda de derivados do país. Ou seja, o programa faz a otimização das operações da Petrobras como um todo. A inserção de determinada refinaria nesse sistema, por exemplo, com o emprego de projeções (tais como produção de petróleo, consumo interno e preços do petróleo cru e derivados), tem como resposta, entre outras, o impacto da refinaria na receita operacional da empresa, a taxa de utilização da capacidade da própria refinaria e a diminuição da importação de derivados.

231. O programa, no entanto, não calcula o VPL. Uma de suas saídas, no caso a projeção do resultado operacional, é inserida em planilha na qual são adicionados outros elementos de custos (investimentos e custos fixos) na formatação do fluxo de caixa, para então assim obter-se o VPL com base na TMA estipulada para o setor, pela Petrobras.

232. Outro ponto importante a destacar é que o VPL calculado com base no resultado operacional obtido no Planinv traz o resultado do ganho marginal do projeto em relação a s demais alternativas de investimentos. Significa a diferença entre a situação com o projeto e a situação sem o projeto. Ou , ainda, quer dizer que a alternativa à construção da refinaria seria atender o mercado nacional por intermédio de importações. Nesse caso, o resultado operacional que sairia do Planinv, e seria levado ao fluxo de caixa, consideraria a diferença entre as seguintes situações: a) resultado operacional do sistema Petrobras obtido no Planinv com a refinaria; e b) resultado operacional do sistema Petrobras obtido Planinv com importação de derivados. A diferença dos resultados operacionais das duas alternativas é que será levada ao fluxo de caixa.

233. Com base nisso, quando se estiver abordando o resultado do VPL de determinado empreendimento da Petrobras, não se estará falando de sua viabilidade isoladamente, mas sim de seu impacto frente todas as operações da empresa que são realizadas de forma integrada. Daí advém, para a Sistemática, a importância do VPL ser maior do que zero (VPL>0), pois o que se está avaliando é sua viabilidade no contexto da empresa como um todo, tendo em vista o impacto causado por um novo empreendimento, e não este isoladamente.

234. Tal fato merece destaque, pois, na cadeia econômica do petróleo, pode ocorrer, em alguma das etapas (exploração, produção, refino, transporte, abastecimento e revenda), a aceitação de margem pequena de rentabilidade. Nesse contexto, nas avaliações de refinarias consideradas isoladamente, pode até se verificar viabilidade negativa, desde que, no conjunto, o empreendimento agregue valor à empresa, aumentando as margens em outros segmentos com base na verticalização, o que é comum às grandes empresas petrolíferas do mundo.

235. Nesse sentido, ao se considerar uma empresa de petróleo verticalizada, que é o caso da Petrobras, ela deve sim possuir rentabilidade adequada a sua área de atuação, como sabidamente foi colocado em sua Sistemática de investimentos.

236. Desse modo, um projeto de investimento, calculado com base nos resultados operacionais obtidos no Pl aninv, com VPL negativo (VPL<0) trará prejuízos para a empresa como um todo, demonstrando que o empreendimento não agregará valor à estatal; mas sim o contrário, estará diminuindo valor.

237. Com base no que aqui se está a expor, os EVTE elaborados com base no Planinv (como foi o caso de Rnest) consideram todo o parque de produção, processamento e distribuição do Sistema Petrobras. Ao avaliar o resultado operacional de um projeto para determinação do VPL, o software simula o resultado para a empresa da adição do empreendimento ao parque produtivo, comparando-o com a opção de não implantar a refinaria.

238. A evidência 20 destes autos traz apresentação sobre esse tema feita pela Petrobras.

239. Também em prol da segurança das decisões nas passagens de fase, a Sistemática estabelece um exame das incertezas dos projetos de investimento, de forma a ampliar a visão oferecida pela análise puramente determinística dada pelos indicadores econômicos. Esse exame considera duas abordagens: a análise de sensibilidade, para aquilatar o impacto de variações isoladas de uma variável sobre os indicadores econômicos do projeto; e, a análise de cenários, para verificar o impacto da variação simultânea de diferentes parâmetros.

240. Segundo o Manual de Investimentos da Petrobras, as análises determinísticas de projeto utilizam estimativas pontuais para as variáveis em estudo, sem levar em conta a incerteza nelas envolvida e o seu consequente impacto sobre os indicadores econômicos. Embora a taxa de desconto (TMA) usualmente considere essa incerteza, os estudos determinísticos não explicitam a variedade de eventos que pode ocasionar mudanças nos valores das variáveis de entrada, resultando em alterações, por exemplo, na TIR, no VPL e no IL calculados (evidência 19, p. 99).

241. De tal modo, a fim de se conhecer a importância das variáveis consideradas na avaliação do projeto, a análise de sensibilidade permite avaliar o impacto da variação isolada de uma variável no fluxo de caixa do projeto, mantidas as demais constantes. A análise de sensibilidade possibilita, assim, verificar a magnitude da influência de uma determinada variável sobre os indicadores econômicos, provendo uma informação adicional à análise do projeto. (...)

242. Ainda segundo o Manual, a análise de sensibilidade, não obstante avaliar os efeitos de variações de dados de entrada sobre os indicadores econômicos, não considera as interdependências entre as variáveis do projeto. Essas são tratadas na técnica de construção de cenários, na qual cada cenário mostra o comportamento coerente de um conjunto de variáveis estimadas simultaneamente (evidência 19, p. 102).

243. Nessa técnica, definem-se alguns conjuntos intrinsecamente coerentes de variáveis, que formarão cenários, tais como: otimista, esperado e pessimista. A partir do cálculo do fluxo de caixa resultante das possíveis combinações desses parâmetros, é possível construir gráficos nos quais se estabelece a relação entre os indicadores econômicos e tais possibilidades de combinação (...).

244. Segundo a Sistemática, o projeto deve ser avaliado economicamente utilizando-se o Critério de Robustez definido para cada atividade da Companhia. Caso não se mostre atrativo, poderá ser avaliado no Cenário de Referência definido no Plano Estratégico, apresentando, em conjunto, uma análise de risco quantitativa, elemento da metodologia de gerenciamento de riscos da Petrobras, que se passa a apresentar.

III.2.4. O Gerenciamento de Riscos na Petrobras

245. A sistemática de gestão de riscos da Petrobras mantém aderência às boas práticas consagradas no já citado guia PMBoK, o qual constitui o corpo de conhecimento em gerenciamento de projetos do PMI. O gerenciamento de riscos é uma das nove áreas de conhecimento abarcadas pela metodologia (escopo, tempo, custos, qualidade, recursos humanos, comunicações, aquisições e riscos ).

246. Com base nessas boas práticas, a Petrobras desenvolveu um arcabouço metodológico para a gestão de riscos em projetos de investimento, que parte da definição de diretrizes para execução do gerenciamento de riscos até ser positivada por meio do Plano de Gerenciamento de Riscos de um determinado empreendimento. As principais diretrizes para o gerenciamento de riscos em projetos de investimento na Petrobras constam do padrão PG-2AT-00336-0 (evidência 21).

247. Segundo o padrão, o gerenciamento de riscos do projeto é um processo cíclico e contínuo, parte integrante do gerenciamento de projetos, que tem por objetivo atuar sobre as causas dos riscos de forma a potencializar as probabilidades e os efeitos dos riscos positivos (oportunidades) e minimizar ou eliminar as probabilidades e os efeitos dos riscos negativos (ameaças).

248. O gerenciamento de riscos se inicia formalmente a partir do início da Fase II, tendo por linha de base um conjunto de parâmetros direcionadores aprovados para um determinado projeto. A metodologia prescreve que o monitoramento da evolução desses parâmetros deve ser mantido ao longo de todo o ciclo de vida do projeto , e que a análise dos riscos deve ser revista quadrimestralmente, ou quando houver mudança significativa no escopo do projeto ou contrato.

249. Portanto, verifica-se que o gerenciamento de riscos é uma atividade bastante ampla no contexto de um projeto de investimento, com duas distintas abordagens. Numa primeira abordagem, o gerenciamento de riscos apresenta viés mais estratégico e relacionado à quantificação dos riscos ínsitos às principais decisões da fase de planejamento do investimento (análise de riscos dos indicadores econômicos). Numa segunda abordagem, o gerenciamento de riscos revela um enfoque mais tático e operacional, que se inicia na fase de planejamento (análise de riscos técnicos), junto com a abordagem estratégica, mas se desenvolve pari passu com a implementação do empreendimento (execução das obras). Devido à amplitude do tema, para os propósitos deste trabalho serão descritas apenas as atividades de análise de risco de cunho estratégico, que se relacionam com a produção do conhecimento que compõe os PSD.

250. A metodologia da Petrobras estrutura o gerenciamento de riscos em seis macroprocessos , consistentes de um conjunto de atividades inter-relacionadas para identificar, analisar, tratar, monitorar e controlar os riscos ligados ao empreendimento.

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251. Os principais produtos estabelecidos pela metodologia como outputs do gerenciamento de riscos são: Plano de Gerenciamento de Risco, Lista de Identificação dos Riscos, Análise Qualitativa dos Riscos, Análise Quantitativa de Riscos, Plano de Resposta aos Riscos, Estrutura Analítica de Risco e Relatório de Monitoramento e Controle de Riscos.

252. No que concerne a o EVTE que irá compor o PSD de um projeto de investimento, o resultado da Análise de Quantitativa de Riscos é um insumo de grande importância. E ssa análise é realizada uma vez identificados e qualificados os riscos nos macroprocessos precedentes. Enquanto a qualificação dos riscos consiste da avaliação da probabilidade e impacto dos riscos identificados sobre as variáveis custo, prazo, viabilidade ou outro critério de empreendimento, a quantificação é a determinação numérica dessa probabilidade e impacto.

253. Na época da implantação da Rnest, tratava-se de um deliverable facultativo em FEL 2 (desde que o VPL robustez não fosse próximo de zero), mandatório para aprovação de FEL 3 e submetido a periódicas revisões até o fim do projeto. Na versão atual da Sistemática, a análise de risco dos indicadores econômicos é obrigatória em todas as fases, independentemente do resultado econômico do projeto. A principal justificativa da exigência de uma análise probabilística dos riscos de um projeto de investimento vem da constatação de que a metodologia de análise até então d escrita nos subitens anteriores baseou-se em abordagem puramente determinística, ou seja, na adoção de estimativas esperadas para as variáveis do projeto em estudo: investimento, preços dos insumos e dos produtos finais, mercado, entre outros.

254. Dito de outra forma, essa metodologia, apesar de levar em conta o risco não-diversificável do projeto na magnitude da taxa de desconto utilizada (prêmio de risco), proporciona uma visão limitada para a avaliação do risco envolvido na execução de projetos de investimento, pois resulta apenas em valores esperados para os indicadores econômicos – TIR, VPL, IL, Capex ou Data de Partida.

255. Conforme consigna o Manual de Investimentos da Petrobras, a técnica de análise de sensibilidade possui as limitações de não atribuir probabilidades de ocorrência aos resultados possíveis nem considerar as interdependências existentes entre as variáveis do projeto. Apesar de avançar na análise das incertezas, a utilização de cenários, por seu turno, também se mostra limitada, pois não permite avaliar de forma ampla a dispersão dos resultados dos indicadores econômicos em relação ao cenário esperado (evidência 19, p. 105-106).

256. Desse modo, uma abordagem puramente determinística não permite construir uma função de probabilidades para os indicadores do projeto que explicite o risco, de forma a fornecer informações complementares para o processo de tomada de decisão.

257. De modo a considerar o risco de maneira mais detalhada, uma abordagem possível é a utilização de métodos que permitam construir curvas de distribuição de probabilidade dos principais indicadores econômicos a partir de estimativas probabilísticas das principais variáveis do projeto.

258. A Análise Quantitativa de Risco, portanto, deverá ser aplicada de forma criteriosa para estimar as distribuições de probabilidade das variáveis críticas identificadas e qualificadas nos macroprocessos precedentes, e as correlações existentes entre as variáveis, de forma aderente com a realidade.

259. Para uma melhor aplicação da metodologia descrita, é necessário tecer algumas considerações à abordagem de distribuição de VPL, de forma a não incorrer em erros de interpretação. O VPL é um número que já representa o risco do negócio e as preferências risco-retorno dos investidores. Isso é feito por intermédio da taxa de desconto ajustada ao risco de mercado (TMA). Assim, considerar a dispersão da distribuição de VPL poderia computar duas vezes o risco do negócio. Por outro lado, se fosse usada uma taxa livre de risco para calcular o VPL (de forma a tentar olhar o risco apenas na dispersão do VPL), o valor esperado dessa distribuição seria extremamente otimista, não refletindo as preferências risco-retorno dos investidores e assim esse valor do VPL não teria qualquer significado.

260. Portanto, a interpretação da distribuição de VPL deve sempre ser cuidadosa. Uma possível interpretação é que tal distribuição representa os possíveis cenários de VPL que se poderiam encontrar numa pós-análise empresarial de projetos de investimento (Pós EVTE).

261. Uma abordagem de análise de risco que permite avaliar a dispersão esperada dos indicadores econômicos de projetos de investimento é a técnica de simulação estocástica, destacando-se o Método de Monte Carlo. Esse método se baseia na geração de números aleatórios, obtidos a partir de curvas de probabilidades das variáveis do projeto, com base nas quais se efetuam simulações numéricas e se produzem distribuições de probabilidades dos indicadores econômicos – Data de Partida, Capex, TIR e VPL.

262. Primeiramente, a aplicação do Método Monte Carlo consiste em identificar as variáveis de projeto relevantes, ou seja, aquelas que causam o maior impacto nos indicadores econômicos do projeto. Para tanto, é possível se valer do resultado da análise de sensibilidade.

263. Em seguida, avaliar a existência de relações funcionais e correlações entre as variáveis relevantes do projeto e quantificá-las. Estimar e atribuir distribuições de probabilidade para cada variável de entrada relevante, selecionar e combinar os valores das distribuições das diversas variáveis relevantes do projeto e calcular os indicadores econômicos para cada conjunto de amostras em uma iteração da simulação. Esse processo de amostragem se repete diversas vezes, de modo a gerar funções de probabilidades dos indicadores econômicos do projeto.

264. O resultado da Análise Quantitativa de Riscos de um projeto de investimentos é um gráfico do tipo histograma, com a distribuição de probabilidades do indicador econômico analisado. (...)

265. Entre os indicadores econômicos que podem ser obtidos com o Método de Monte Carlo, apontam-se: a) probabilidade de VPL<0; b) probabilidade de ocorrer um VPL > VPL robustez; c) probabilidade de perda em um cenário extremo; d) potencial de upside , indicada para indicadores acima do percentil 90; e, e) VPL esperado – média da distribuição do VPL obtida na simulação.

266. Com base nessa perspectiva, pode-se definir o risco, no caso de um projeto de investimento, como a probabilidade de os indicadores econômicos de um projeto não alcançarem o patamar mínimo desejado para sua execução. Portanto, o risco de um dado projeto está relacionado com o grau de dispersão da distribuição de probabilidade do i ndicador econômico sob análise.

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268. Outrossim, registra-se que o risco possui um lado positivo, quando os resultados podem se situar acima do valor esperado, e um lado negativo, quando estão aquém do previsto.

269. Findo o relato dos principais aspectos relacionados ao gerenciamento de riscos dos indicadores econômicos de um projeto de investimento, o próximo subitem apresentará como a Petrobras acompanha a execução das obras, após sua autorização no portão de decisão de Fase III.

III.2.5. A Governança de Acompanhamento e Reavaliação de Projetos na Petrobras

270. A Fase IV corresponde à execução do objeto (implementação) aprovada no portão de decisão de FEL 3. Segundo a Sistemática, para que a execução da obra aconteça conforme previsto na época da aprovação, são fundamentais a monitoração e a medição regular do progresso do projeto ao longo desta fase. O acompanhamento deve ser realizado pelas Unidades de Negócio, pelas Áreas de Negócio / Serviços e pela Estratégia & Desempenho Empresarial. Trata-se de uma atividade que consiste em analisar os indicadores do projeto, identificando eventuais desvios e suas causas, impactos, tendências e as medidas preventivas e/ou corretivas a serem adotadas pela Unidade ou Área de Negócio, consubstanciadas em relatório (evidência 14, p. 41-51).

271. Numa perspectiva corporativa, um projeto é monitorado dentro do respectivo programa de investimentos, para o qual existem dois tipos de acompanhamento: o físico-financeiro (mensal) e o Pós-EVTE (semestral). O acompanhamento físico-financeiro é uma visão intrínseca do projeto, consistente em verificar se este está sendo executado conforme esperado, em termos de custo e cronograma. Ou seja, enxerga o projeto daquele momento para trás. Já o Pós-EVTE reflete uma visão econômica do posicionamento do negócio em relação à dinâmica global do segmento (preços, margens, demanda, aspectos tributários etc ). Essa visão é mais ampla pois, além de englobar toda a vida pregressa do negócio, considera também projeções.

272. De acordo com os normativos da Petrobras, o objetivo dos relatórios de Pós-EVTE é avaliar o projeto em toda a sua vida econômica, comparando o desempenho atual com o previsto na sua aprovação, em uma mesma data base. Devem ser considerados os custos e benefícios realizados desde a aprovação do EVTE do projeto básico, assim como aqueles a serem realizados, mantendo-se a mesma abordagem. Sendo assim, a variação do VPL é também simulada no Planinv, a partir da programação de corridas que refletem o contexto atual no qual está envolto o projeto. O EVTE básico será o critério de referência para identificação de desvios.

273. Assim, o Pós-EVTE avalia a variação do VPL desde a aprovação do EVTE básico, por meio de onze fatores, sendo cinco classificados como gerenciáveis e seis não gerenciáveis. Os fatores gerenciáveis são aqueles sob responsabilidade da Área de Negócio, no que tange a execução, gerenciamento e cumprimento de metas e cronogramas do projeto, enquanto os fatores não gerenciáveis são de natureza exógena, portanto fora de sua capacidade de intervenção.

274. Essa classificação considera a causa raiz do evento a ser classificado. Por exemplo, a inclusão de uma nova HDT, conquanto signifique aumento no valor do investimento, da produção e do custo operacional, seria classificado como mudança de escopo, pois reflete uma mudança numa premissa (raiz) do projeto. A Tabela 1, adiante, lista e descreve a natureza do impacto no VPL de cada um dos citados fatores.

Tabela 1 - Fatores avaliativos do Pós-EVTE.

Fatores

Descrição

Gerenciáveis

Mudança de Escopo

Mudança no formato do negócio, com alterações significativas nos objetivos do projeto (qualidade e quantidade de matérias primas e produtos produzidos) ou na configuração da planta (alteração do esquema de refino, capacidade de produção, tipo de tratamento ou localização de ativos).

Atraso/Antecipação

Postergação ou antecipação na data de partida com consequente alteração no cronograma de captura de receitas de mercado e desembolsos.

Produção

Capacidade real maior ou menor que a nominal, não relacionada a alteração do investimento ou formato do negócio.

Investimento

Aumento de custo observado para realização do mesmo escopo e a mesma produção.

Custo Operacional

Aumento ou redução nos custos produtivos.

Não Gerenciáveis

Vida Econômica

Redução ou aumento do prazo previsto para o recebimento de receitas. Exemplo: redução do prazo de concessão exploratória. Não utilizado na área de Abastecimento.

Metodologia

Mudança na técnica de cálculo do VPL.

Nova Participação

Alteração no percentual de participação da Petrobras no investimento.

Preços & Mercado

Atualização dos preços dos produtos e curvas de demanda.

Tributação

Alterações no regime tributário.

Outros Projetos

Concorrência interna de outros empreendimentos (Comperj, Premium, Promega etc )

275. Deverão ser objeto desse tipo de acompanhamento corporativo os projetos com investimento superior a US$ 300 milhões - com implantação em andamento ou já concluída, com até dois anos de operação - e todas as aquisições de empresas (parcial ou total), com até dois anos de realização. Os Pós-EVTE são realizados pelo setor de Estratégia Corporativa da Petrobras e devem ser submetidos semestralmente ao conhecimento da Diretoria Executiva e da Comissão de Acompanhamento de Projetos de Investimento, em reunião que deliberará, entre outros, pela reavaliação do projeto, a partir da análise dos desvios medidos nos indicadores econômicos (Capex, VPL etc ).

276. No nível corporativo, projetos de investimento com valor superior a US$ 25 milhões devem ser reavaliados quando apresentarem pelo menos uma das seguintes situações: VPL negativo; influência de fatores gerenciáveis na queda de VPL > 20%; aumento do Capex > 15% ou > US$ 300 milhões do investimento original corrigido; e, mudança significativa de escopo. Cabe à Área de Negócio a proposição de reavaliação do projeto contendo nova análise empresarial para aprovação da Diretoria Executiva. A reavaliação da análise empresarial deve apontar novos indicadores econômicos, baseados no fluxo de caixa futuro do projeto, considerando as possíveis decisões a serem tomadas sobre sua continuidade e devendo adotar a visão integrada aos demais segmentos de negócio da Companhia (evidência 14, p. 50).

277. A Sistemática ainda apresenta uma estrutura de governança de acompanhamento de projetos de investimento formada por uma Comissão Diretiva Local (Gerentes Gerais) e uma Comissão de Acompanhamento de Projetos de Investimento (Gerentes Executivos), que detêm a função de repassar, avaliar e consolidar os resultados do desempenho dos projetos e apresentá-los à Diretoria Executiva (evidência 14, p. 47).

278. Por fim, a Sistemática consigna que, com base na revisão da análise empresarial, a Diretoria Executiva decidirá pela continuidade, adiamento (espera por melhores condições) ou cancelamento do projeto (abandono do investimento).

279. Findo o bosquejo sobre os principais elementos que compõem a Sistemática de Investimentos da Petrobras, segue-se com um relato cronológico sobre a evolução do Projeto Rnest, contendo um panorama sobre as mudanças ocorridas na configuração, cronograma e orçamento do empreendimento, desde a sua concepção até os dias atuais. Em adição aos aspectos relatados na visão do objeto (subitem II.5) e no referencial teórico (item III), o item que se segue encerra o conjunto de elementos necessários à devida caracterização da irregularidade apontada no achado de auditoria (Item V).

IV. Evolução do Empreendimento Rnest

280. A evolução física e financeira da implantação da Rnest foi relatada no levantamento realizado em 2012 (TC 044.802/2012-9, peça 29). No presente tópico será apresentado um compêndio atualizado das informações constantes do levantamento, acrescido do relato de outros aspectos pertinentes ao deslinde do caso vertente. A cronologia dos fatos será dividida em dois subitens. No primeiro serão abordados aspectos relacionados às seguidas mudanças no escopo do projeto, enquanto o segundo subitem ater-se-á aos impactos econômico-financeiros dessas mudanças.

IV.1. A Evolução da Concepção da Rnest

281. A refinaria atualmente construída não corresponde àquela originalmente concebida. A evolução da configuração do Projeto Rnest e, consequentemente, a evolução dos seus custos, prazos e viabilidade econômica estão intimamente ligada s ao desenvolvimento da parceria com a PDVSA, descrita no subitem II.5.1.

282. Para apresentar as mudanças ocorridas no projeto de maneira didática, será aproveitado um esquema constante da apresentação realizada pela ex-presidente da Petrobras, Sra. Maria das Graças Silva Foster, quando de sua audiência na CPMI do Congresso Nacional. A Figura 11, abaixo, traz um recorte da citada apresentação.

283. Na fase de identificação da oportunidade, o resultado do estudo de mercado apontava para um projeto de refinaria com capacidade para processar 200 kbpd de petróleo a partir de um esquema com apenas um trem de refino para processar uma mistura (ou blend , na terminologia própria) dos petróleos Marlin e Carabobo, orientado para maximizar a produção de diesel. Esse corresponde ao esquema determinado no memorial de entendimentos celebrado entre a Petrobras e PDVSA e identificado na Fase I, da Figura 11.

Figura 11 – Evolução da configuração da Rnest.

Fonte: Petrobras (evidência 22, p. 24)

284. Uma vez passada essa primeira fase, seguiu-se com a fase de projeto conceitual, que resultou em uma refinaria com apenas uma unidade de destilação atmosférica e dois conjuntos de refino de 100 kbpd, arranjo este ilustrado na Fase II, da Figura 11. Segundo a Petrobras, a divisão em dois trens de refino foi, inicialmente, uma solução adotada para contornar a fronteira tecnológica existente à época, relacionada ao porte das unidades de coqueamento retardado e hidrotratamento. Devido às supostas características de óleo superpesado que o blend Carabobo/Marlim resultaria, as dimensões dos equipamentos de processo se mostravam como um fator de complexidade do projeto.

285. Importante destacar que, àquela época, o óleo venezuelano sequer havia sido testado em suas características físico-químicas. Ocorreu que , mesmo sem a completa definição química do petróleo sintético venezuelano, a Petrobras seguiu com o desenvolvimento da fase de projeto básico. Apenas no final de 2007 o Cenpes (Centro de Pesquisas da Petrobras) finalizou as análises do petróleo Carabobo, tendo-se concluído pela inviabilidade de misturá-lo com o óleo nacional (Marlim), o que exigiu a inclusão de uma segunda unidade de destilação atmosférica ao projeto.

286. Mais grave, inclusive, foi que ainda nessa fase (Fase III) foi autorizado um Plano de Antecipação da Refinaria (PAR), que pressupunha a contratação antecipada de bens e serviços de acordo com o projeto existente (conceitual).

287. Como se verá em capítulo próprio adiante, o pressuposto básico para se iniciar um plano de aceleração de cronograma é o elevado grau de certeza de que o cronograma existente será satisfatoriamente cumprido. Não era a situação. A maturidade dos projetos da Rnest era contraditoriamente baixa – o que demandou diversas revisões dos contratos antecipados – e as análises de risco indicavam elevada probabilidade de que as datas de partida previstas não seriam cumpridas. Já em 2009, o Cenpes também concluiu pela possibilidade de incremento da capacidade de processamento da Rnest de 200 para 230 kbpd, com dois trens de 115 kbpd. Essa foi a configuração que encerrou a chamada Fase III (de definição do projeto básico), e fundamentou as análises econômicas submetidas à aprovação da Diretoria Executiva para o início das obras. O esquema segue ilustrado na Fase III, da Figura 11.

288. No último acompanhamento de Pós-EVTE, referente ao 1º semestre de 2015 (evidência 27, p. 58-64), a Petrobras passou a considerar um aumento da capacidade de produção da Rnest de 230 kbpd para 260 kbpd (dois trens de 130 kbpd), confirmando o aumento do fator de utilização da refinaria, projetado em 91%, mas aumentado no final da Fase III para 96%.

289. A estatal justificou esse ganho do fator produção (capacidade) em função da redução dos custos operacionais fixos estimados em Fase III, que puderam ser mais precisamente apropriados com a refinaria em operação. Essa mudança não altera o esquema de refino ou aumenta o valor do investimento, porém impacta positivamente a viabilidade econômica do empreendimento. A ação faz parte do Promega, programa que tem como objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino da Petrobras, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo existentes, evitando ou minimizando a importação desses derivados e otimizando o resultado da estatal.

IV.2. A Evolução dos Custos, Prazos e Viabilidade Econômica da Rnest

290. Ao longo do desenvolvimento das fases de planejamento e execução do empreendimento identificam-se alterações nas estimativas de prazo e custo do empreendimento, com inevitável influência em sua viabilidade econômica. A Figura 12, abaixo, oferece um panorama temporal da escalada dos custos e atrasos na partida da Rnest.

Figura 12 – Evolução dos custos e prazos da Rnest – visão PNG.

291. Os custos entre as Fases I e II (FEL 1 e FEL 2, no gráfico) mantiveram-se dentro da faixa de precisão esperada. Também pouca alteração se observa na data de partida projetada. Entretanto, a partir de 2008, com o desenvolvimento do projeto básico (Fase III), houve um estouro nas previsões. À medida que se desenvolviam os processos licitatórios do PAR, os projetos tiveram que ser mais bem detalhados e adaptados às mudanças conceituais. Consequentemente, diversas estimativas foram refeitas, resultando em valores superiores e postergações sucessivas na data de partida.

292. O início das obras foi autorizado com projeto básico estimado em US$ 13,4 bilhões, valor bastante acima do limite admitido pela Sistemática Corporativa, que indicava o teto de US$ 6,08 bilhões (+50% do valor aprovado em FEL 2). A data de partida foi revista para junho de 2012, o que consubstanciava mais de um ano de atraso em relação à expectativa anterior.

293. A Petrobras justificou que essa escalada de aproximadamente US$ 9,3 bilhões nos custos de construção da Rnest seria, em grande parte, decorrente de situações não gerenciáveis, como a elevação de custos mundiais de construção e variação cambial, como ilustra a Figura 13.

Figura 13 – Justificativa para o aumento de custos da Rnest entre as Fases II e III.

Fonte: Petrobras (evidência 28, p. 9)

294. Registra-se que não fez parte do escopo da presente fiscalização a verificação dos valores informados pela Petrobras.

295. Após a Fase III aprovada, o monitoramento dos custos do empreendimento passou a ser realizado, entre outros instrumentos, no Plano de Negócios e Gestão da Petrobras (PNG). O PNG é um dos principais produtos do processo de gestão de portfólio e consubstancia um desdobramento do Plano Estratégico da Petrobras, anualmente realizado pela Companhia, de forma a considerar o horizonte de investimentos para o quadriênio seguinte. Em suma, o plano é a materialização da estratégia da Petrobras no que se refere às decisões de investimento.

296. Dito de outra forma o PNG é uma fotografia a nível macro da carteira de projetos da Petrobras em um dado momento, com projetos em diferentes estágios de maturação.

297. A escalada de custos continuou durante a fase de execução. No PNG 12-16, com as obras atingindo quase 60% de avanço físico, os custos aumentaram novamente em cerca de US$ 2 bilhões, e a data de partida foi novamente adiada em um ano, para meados de 2013.

298. Mais recentemente, conforme o PNG 15-19, a Petrobras informou que, em janeiro de 2016, as obras estavam com 92% de avanço e os custos incorridos para implantação da Rnest somavam US$ 18,8 bilhões (valores nominais). O trem 1 teve sua partida iniciada no final de 2014 e finalizada em março de 2015 – em regime parcial, devido a restrições ambientais relativas à incompletude da unidade de abatimento de emissões atmosféricas ( SNOX ) – , enquanto a partida do trem 2 foi postergada.

299. O aumento de custos da Rnest ao longo da execução das obras, que soma quase US$ 5,5 bilhões, fo i justificado pela Petrobras conforme ilustra o gráfico à Figura 14. Das parcelas indicadas pela estatal, duas se destacam, por representarem mais de 80% do total: os aditivos contratuais firmados até dezembro de 2014, então computados em US$ 2,44 bilhões, e os reajustes contratuais devido à inflação, no montante de US$ 2,19 bilhões.

Figura 14 – Justificativas para o aumento de custos da Rnest ao longo da execução das obras.

Fonte: Petrobras (evidência 28, p. 11)

300. Em função da materialidade dos valores envolvidos e da sua correlação com os fatos que serão descritos no achado de auditoria, e sua consequente responsabilização, cumpre promover breve adendo para registrar que os aditivos e os reajustes contratuais foram objeto de fiscalização pelo TCU.

301. Em 2013, relatório de auditoria do Tribunal (TC 006.285/2013-9, peça 56) apontou a deficiência dos projetos básicos licitados, dadas as grandes alterações nos quantitativos de projeto adotados nas licitações da UDA (Unidade de Destilação Atmosférica), UHDT (Unidade de Hidrotratamento de Diesel, Nafta e Geração de Hidrogênio), UCR (Unidade de Coqueamento Retardado) e Tubovias (interligações). Até o momento daquela fiscalização, a execução física das obras variava entre 56% e 84%, dependendo da unidade de processo, e os aumentos devidos aos aditivos contratuais, firmados ou em análise, já somavam cerca de R$ 1 bilhão.

302. Quanto aos reajustes contratuais, por seu turno, estes foram fiscalizados no TC 006.970/2014-1, no qual se buscou analisar a conformidade dos critérios de reajustes aplicados nas contratações de obras de construção e montagem dos empreendimentos de refino, entre eles a Rnest. As análises apontaram para a ocorrência de dois indícios de irregularidades: i) indefinição do critério de reajuste no edital de licitação ou sua alteração injustificada e ii) indícios de superfaturamento decorrente de condições de reajustes inadequadas.

303. Os casos mais críticos ocorreram justamente em contratações da Rnest (UDA, UHDT, UCR e Tubovias), nas quais foram evidenciadas alterações injustificadas das condições de reajuste que culminaram em possível desequilíbrio financeiro durante a execução dos contratos. Nesses contratos foi constatado que as cláusulas de reajuste aplicadas eram incompatíveis com as características reais das obras, em razão de se ter estabelecido, na fórmula de reajustamento dos respectivos ajustes, pesos desproporcionais para o componente mão de obra . Tal fato acarretou o desequilíbrio econômico-financeiro em desfavor da Petrobras correspondente a R$ 363 milhões, apenas na amostra analisada.

304. A devida caracterização da evolução do empreendimento Rnest não seria completa sem uma visão econômica da observada escalada de custos. A melhor forma de se apresentar essa evolução é por intermédio dos principais indicadores econômicos do projeto. Essa é a visão obtida da análise do ciclo de Pós-EVTE, descrita no subitem III.2.5.

305. Enquanto o PNG reflete uma visão de portfólio de investimentos (Capex), a ser aprovado pelo Conselho de Administração, as chamadas análises de Pós-EVTE se aprofundam numa visão mais econômica, direcionada à Diretoria Executiva, que abrange os principais indicadores econômicos do projeto (Capex, VPL e TIR). Nos PNG se considera o valor nominal do empreendimento, ou seja, a soma algébrica dos valores de investimento em suas respectivas datas de realização ou de projeção, ao passo que nos Pós-EVTE se consideram os valores de investimentos realizados desde o início dos projetos, corrigidos pelo IGP e trazidos a valor presente pela taxa mínima de atratividade. De tal forma, nos Pós-EVTE se comparam os indicadores econômicos atuais do projeto com aqueles aprovados no início da fase de construção (FEL 3), ambos na mesma data base.

306. Até a finalização destes trabalhos de auditoria, dez relatórios de Pós-EVTE foram emitidos pelo setor de Estratégia Empresarial da Petrobras. A Figura 15, adiante, oferece uma visão da evolução dos indicadores econômicos da Rnest.

Figura 15 – Evolução dos indicadores econômicos da Rnest – visão Pós-EVTE.

307.

Essa visão foi construída a partir dos dados divulgados nos documentos para aprovação de passagem de fase e nos relatórios de Pós-EVTE. Importa esclarecer que os primeiros Pós-EVTE consideraram o percentual do investimento então cabível à Petrobras (60%), até a confirmação do insucesso da parceria com a PDVSA. Todavia, para maior aderência aos propósitos do trabalho, optou-se por ajustar os números do relatório de forma a considerar, durante todo o período ilustrado, 100% do Capex e do VPL, sem considerar os 40% que seriam cabíveis à PDVSA, tal qual o modelo usualmente adotado pela Petrobras.

308. Observa-se que, desde a passagem pela Fase III, quando ocorreu a primeira forte escalada nos custos, o empreendimento não mais apresentava viabilidade econômica. A partir de então, os resultados só pioraram. No relatório de Pós-EVTE relativo ao 1º semestre de 2015 (evidência 27, p. 58-64), o custo de conclusão atualizado da Rnest era de US$ 21,35 bilhões , e sua viabilidade econômica era negativa em quase US$ 20 bilhões.

309. Em conclusão, a relevante evolução dos custos (de quase 9 vezes o inicialmente previsto) aliada à dilatação dos prazos de conclusão (cerca de 8 anos de prorrogação da data de partida de toda a refinaria) resultaram não apenas em uma degradação absoluta das expectativas iniciais de resultado, mas na grave condição de inviabilidade econômica da Rnest.

310. O que se verá a partir deste ponto são os resultados das análises empreendidas sobre a atuação dos gestores encarregados da implantação da Rnest. Em especial, foram perquiridos os principais momentos de tomadas de decisão, verificando se foi seguido o caminho diligente traçado pela Petrobras por meio da Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento. As condutas dos gestores foram confrontadas com as obrigações legais dos administradores de sociedades por ação de capital aberto, investigando, de modo sucinto, se foram bem informadas, refletidas e desinteressadas.

V. Achados de Auditoria

V.1. Gestão Temerária

311. O estudo da cadeia decisória da implantação das obras da Rnest resultou na evidenciação de uma sucessão de atos irregulares de gestão que contribuíram para a atual condição de inviabilidade econômica da refinaria. Os exames realizados na auditoria permitiram constatar que os gestores se desviaram do caminho diligente exigido para a tomada de decisões em projetos de investimento, uma vez que suas condutas não podem ser consideradas decisões informadas, refletidas e desinteressadas, nos termos das exigibilidades dos administradores da Companhia.

312. Como critério legal, amparou-se nos deveres dos administradores de sociedades por ações de economia aberta, como estipulados na Lei 6.404/76. De forma complementar ao comando legal, o principal critério técnico adotado para essa análise foi a Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento vigente nos momentos decisórios e os princípios basilares da metodologia que a inspirou.

313. Verificou-se a aderência dos procedimentos decisórios à Sistemática, analisando se os Pacotes de Suporte a Decisão e demais documentos que suportaram as decisões continham os elementos mínimos necessários para conduzir os tomadores de decisão aos padrões exigidos pela estatal. Os deveres de diligência e de lealdade dos gestores foram questionados frente a suas condutas, se informadas, bem refletidas e desinteressadas, nos termos da Lei das Sociedades Anonimas.

314. A adoção desses critérios se sustenta no fato de que a Sistemática consubstancia um guia completo e alinhado com o que de mais moderno se dispunha a respeito de gerenciamento de projetos de investimento, disponibilizado pela Petrobras, exata e exclusivamente, para orientar seus gestores nos procedimentos de tomadas de decisão relacionados. Já a Lei 6.404/76 impõe, de forma cogente, padrões de conduta aos administradores de sociedades por ações de economia aberta.

315. De tal sorte, em que pese o caráter essencialmente orientador da Sistemática, o distanciamento do ato decisório das diretrizes básicas do padrão corporativo evidencia o comprometimento do caminho diligente traçado pela Companhia e passa a exigir de seus gestores adequada motivação e justificativa para não caracterizar ato de gestão irregular. Assim, em termos gerais, é possível afirmar que quanto mais o gestor se afastou da Sistemática, menos diligente foi sua conduta e maior o potencial de riscos assumidos.

316. Por se tratar de uma empresa estatal exploradora de atividade econômica, há que se convir que correr riscos faz parte dos negócios da Petrobras e perfaz uma decorrência natural da discricionariedade dada a seus gestores. Tais riscos podem se materializar tanto em lucro quanto prejuízo. Logo, a simples existência de prejuízo não consubstancia, per si, irregularidade e, portanto, não é evidência suficiente para responsabilização de seus administradores. Afinal, a Lei das S/A consigna que suas obrigações para com a empresa não são de fim, mas de meio.

317. No entanto, a violação injustificada do dever de conduta imposto por normativo interno para conduzir seus gestores em matéria específica (aprovação de projetos de investimento), proteger o patrimônio da Companhia e dar a justa medida dos riscos que poderiam ser assumidos na condução dos negócios é evidência suficiente para caracterizar descumprimento das citadas obrigações de meio, independentemente de ter havido dano para a estatal. O descumprimento injustificado de orientação interna, seja com dolo ou culpa, por imprudência ou negligência, significa extrapolação do limite de discricionariedade a eles atribuído e pode significar ousadia excessiva dos gestores.

318. Em uma perspectiva mais abrangente, o conjunto desses atos de gestão vistos de maneira integrada refletiu aquilo que no direito brasileiro, em termos doutrinários e jurisprudenciais, se entende por gestão temerária - termo que intitula o achado que ora se relata. Dito de outra forma, a gestão temerária se caracteriza pela tomada de decisões desprovidas das cautelas que seriam necessárias ou razoáveis, resultando em atos arriscados e imprudentes, com assunção de riscos acima dos padrões corporativos (ou acima do apetite a riscos da Companhia).

319. Sobre essa expressão jurídica (gestão temerária), convém esclarecer que ela não se confunde com aquela de natureza penal, praticada por instituição financeira e definida como crime pela Lei 7.492/1986. No âmbito dos processos do TCU, tal terminologia tem sido utilizada para caracterizar condutas consideradas arriscadas, culposas ou dolosas de agentes públicos na gestão dos recursos e projetos sob sua responsabilidade.

320. Acerca do tema, o voto condutor do Acórdão 3.090/2014-TCU-Plenário, prolatado no âmbito do TC 006.981/2014-3, que trata de falhas na gestão das obras do Comperj, traz o seguinte entendimento:

‘50. Todos esses fatos levaram a SecobEnergia a definir como temerária a gestão da Companhia, destacando que não se referia à gestão temerária, de natureza penal, praticada por instituição financeira e definida como crime, a teor da Lei nº 7.492/1986. Significa dizer que as decisões não foram potencialmente tomadas em contraposição à identificação, quantificação e gestão dos riscos do empreendimento.

51. Registro, a propósito, que tal denominação não se restringe a essa lei que define crimes contra o sistema financeiro, porquanto também está presente, sob outra ótica, na Lei nº 9.615/1998 - que institui normas gerais sobre o desporto (Lei Pelé). Versa o art. 27, § 11, da aludida lei que:

§ 11. Os administradores de entidades desportivas profissionais respondem solidária e ilimitadamente pelos atos ilícitos praticados, de gestão temerária ou contrários ao previsto no contrato social ou estatuto, nos termos da Lei nº 10.406, de 10 de janeiro de 2002 – Código Civil . Redação dada pela Lei nº 12.395/2011.

52. Consoante ressaltado pela unidade técnica, no âmbito do TCU, gestão temerária tem sido apontada quando se identificam irregularidades associadas, entre outros, à falta ou insuficiência de análises técnicas, à grave inobservância de normas, à existência de sobrepreço/superfaturamento em contratos e à ausência de controles efetivos. Trata-se, nessa ótica, da verificação de uma tomada de decisões (e posterior acompanhamento) não pautada em avaliação cuidadosa – mas exigível – das interveniências capazes de obstar o atingimento dos objetivos previamente traçados nos programas de governo (e das empresas públicas); ou mesmo dos riscos quanto ao desvirtuamento de algum princípio fundamental da administração pública.

321. Outrossim, consta do relatório que subsidiou a aludida deliberação a seguinte lista de acórdãos, como jurisprudência do TCU no assunto: 697/2014, 707/2014, 1.146/2014, 419/2013, 512/2013, 2.969/2013, 172/2011, 3.000/2010, 1.670/2008, 576/2007, 221/2006, e 170/1999, todos prolatados pelo Plenário do TCU, e o 254/2004, da 2ª Câmara.

322. Ainda nesta senda, cumpre destacar dois recentes acórdãos que reforçam o posicionamento desta Corte de Contas de que a gestão temerária tem sido caracterizada em situações de desvios de conduta e/ou negligência funcional de agentes públicos.

323. Primeiramente o Acórdão 1.927/2014-Plenário, que converteu processo de representação em tomada de contas especial para apurar possível dano aos cofres públicos e gestão temerária no processo de aquisição da refinaria americana Pasadena Refining System Inc ., pela Petrobras America Inc ., subsidiária da Petrobras. Mais recentemente, o Acórdão 2.824/2015-TCU-Plenário, que determinou manifestação da Petrobras acerca dos indícios de gestão temerária apontados no âmbito da implantação das refinarias Premium (TC 004.920/2015-5).

324. Feito esse esclarecimento, anota-se que, na Petrobras, o ato decisório tem rito próprio e compreende competência e forma específicas. Em termos das competências envolvidas no processo decisório, tem-se configurado ato composto, uma vez que uma aprovação demanda papéis em diferentes níveis hierárquicos. Quanto a sua materialização no mundo jurídico, as decisões consubstanciam atos formais, no sentido de que são apreciadas a partir do conjunto de documentos submetidos em pauta e registradas em ata, ambas numeradas e assinadas.

325. Assim, como resultado da aplicação de procedimentos de auditoria que resultaram na constatação de gestão temerária por parte de gestores no curso da implantação do Projeto Rnest, o presente achado descortinará três decisões e uma omissão, caracterizadas como incompatíveis com o rito orientador da Petrobras e, portanto, contrárias aos deveres legais dos gestores. Em cada uma delas será realçada a ausência das exigibilidades caracterizadoras de gestão regular pelos critérios técnicos, pela legislação, jurisprudência e doutrina, já descritas alhures.

326. Essas decisões coincidem com aquelas necessárias ao avanço de cada fase de implantação do projeto, como previsto na Sistemática (portões de decisão das Fases II e III) e mais a decisão de antecipação do processo de contratação de equipamentos e serviços (PAR), autorizada na Fase II e realizada ainda antes do término da Fase III. Já a omissão se relaciona ao processo de reavaliação do projeto, cuja iniciativa era esperada ainda em 2010, com o seguimento da fase de execução (Fase IV), mas que só foi iniciado em fevereiro de 2015.

327. Para efeito de responsabilização e apuração do dano, considera-se, então, o período de cerca de 8 anos no qual se identifica a gestão temerária do Projeto Rnest, compreendido pelo intervalo de tempo entre a aprovação do portão de decisão de Fase II (21/12/2006) e o início do processo de reavaliação (26/2/2015).

328. O relato ocorrerá em ordem cronológica, sem priorização de gravidade das irregularidades, de tal forma a evidenciar o efeito cumulativo causado nas fases subsequentes. Em privilégio à clareza, cada um desses grupamentos de tomada de decisão será tratado em tópico específico. No próximo subitem, segue uma análise da fase de projeto conceitual, que culminou na provação do PSD de Fase II.

V.1.1. Aprovação do Portão de Decisão de Fase II

329. O conjunto de documentos que suportou a decisão de aprovação do portão de decisão de Fase II da Rnest segue agrupado na evidência 24. A Ata DE 4.620, em sua pauta 1.319 (evidência 24, p. 19), registra os termos e condições da aprovação, enquanto o DIP AB-CR 393/2006 e anexos (evidência 24, p. 24-120), junto com o Sumário Executivo do projeto (evidência 24, p. 121-127), registram histórico, justificativas, análises, pareceres, proposição e demais aspectos que motivaram a decisão, assim como os responsáveis pela sua elaboração, submissão e aprovação.

330. O desenvolvimento do Projeto Rnest na Fase II apresentou insuficiente grau de aderência aos requisitos exigíveis pela Sistemática então vigente (evidência 13, p. 16-17). Para a Fase II, chamada de fase de desenvolvimento do projeto conceitual, eram esperados estudos e alternativas técnicas para a construção da refinaria. Para cada uma das possíveis alternativas, seria desenvolvido um projeto conceitual de engenharia, para então serem submetidos a análises qualitativas e técnico-econômicas, resultando na escolha da alternativa ótima.

331. Não foi o que ocorreu na Rnest. Uma única alternativa foi desenvolvida pela Petrobras nessa fase. Não há evidências de estudos que considerassem, por exemplo, alternativas de expansão/retração da capacidade de processamento; ou de número de linhas de refino – no jargão técnico: trem de refino . Tampouco se considerou como alternativa o óleo que seria refinado.

332. Como se verá a seguir, a flexibilização de insumos (uso de distintos petróleos para destilar) – tradicionalmente uma alternativa técnica – não foi analisada quanto à viabilidade técnico-econômica. Em face do anunciado pré-acordo com a companhia de petróleo venezuelana – PDVSA, o uso de duas correntes de óleos com características distintas (Marlim e Carabobo) foi considerada desde o início do projeto como uma premissa da Rnest, não uma alternativa .

333. Situação mais gravosa foi avançar com a implantação do projeto sem, ao menos, a parceria com a PDVSA estar consolidada. É o teor dos relatos seguintes.

Indefinição da parceria com a PDVSA

334. De exórdio, cita-se que a premissa de uso do petróleo venezuelano era antieconômica para o Projeto Rnest. Além disso, o projeto conceitual da Rnest foi aprovado sem a definição da parceria com a PDVSA. Essa conduta fere o disposto na Sistemática então vigente, em especial, nos aspectos relacionados à análise empresarial do projeto conceitual, consubstanciada no EVTE preliminar, e na seleção da tecnologia (evidência 13, p. 16-17) .

335. A análise empresarial procura quantificar a repercussão de um projeto nos resultados da Companhia, para o que se faz necessário conhecer os custos e benefícios a serem auferidos com sua execução. Por mais complexos e diferentes que sejam os projetos a serem analisados, todos eles podem ser representados por um fluxo de caixa, ou seja, entradas e saídas de capital dispostas em um horizonte temporal.

336. Repisa-se que o chamado Valor Presente Líquido – VPL é a soma algébrica dos custos e benefícios líquidos do projeto durante sua vida econômica, trazidos à data base do fluxo de caixa com uso de uma taxa de desconto: a Taxa Mínima de Atratividade – TMA. Esta, por sua vez, se define como a taxa de desconto que exige o retorno econômico mínimo do projeto, de modo a assegurar a remuneração do capital investido.

337. Revisitadas essas premissas básicas, o que se constatou na aprovação da Fase II de desenvolvimento da Rnest foi que o VPL do projeto conceitual se mostrou positivo no cenário de referência, exigência para sua continuidade na carteira de investimentos, segundo a Sistemática. No entanto, o uso do petróleo venezuelano demonstrava ser antieconômico para o projeto.

338. Conforme destacado em pareceres técnicos de órgãos da própria Petrobras – Plafin (evidência 24, p. 56-63) e Estratégia & Desempenho Empresarial (evidência 24, p. 71-75) –, o projeto apresentava sensibilidade aos custos do petróleo venezuelano e ao efeito off taker da PDVSA (traduzido pela concorrência que a Petrobras sofreria da estatal venezuelana com a venda de sua parte da produção da Rnest no mercado brasileiro).

339. Essas, portanto, eram situações ainda não definidas: o custo da disponibilização do óleo venezuelano na refinaria e as condições de venda dos derivados que seria praticado pela PDVSA no mercado brasileiro. Esses aspectos representavam riscos relevantes à Petrobras até que os termos da parceria fossem negociados e definitivamente formalizados.

340. Como exemplo, foram considerados dois estudos de sensibilidade ao cenário de referência da Petrobras, no qual se indicava um VPL de US$ 1,093 bilhão e TIR de 12,1%. No primeiro estudo, no qual se considerou o projeto sem a PDVSA (100% Petrobras), com a hipótese de que todo o petróleo processado na refinaria viria da Bacia de Campos (Marlim), o projeto apresentou VPL de US$ 1,28 bilhão e TIR de 12,7%, portanto , mais vantajoso que o cenário de referência (evidência 24, p. 61).

341. No segundo cenário, a PDVSA seria parceira da Petrobras na proporção 60/40 (60% Petrobras e 40% PDVSA). Caso a estatal venezuelana comercializasse metade de sua cota-participação nos derivados produzidos na Rnest nas regiões próximas à refinaria, ficando para a Petrobras o abastecimento de regiões mais distantes, o VPL seria reduzido para US$ 355 milhões (perda de US$ 738 milhões em retorno econômico) e a TIR cairia para 11% (perda de 1,1 ponto percentual), o que se mostrava desvantajoso para a Petrobras, quando comparado ao cenário de referência (evidência 24, p. 61).

342. Dessa breve exposição, conclui-se que a parceria com a PDVSA, vista apenas sob a ótica empresarial , sem considerar as demais pretensões do MDE (exploração da Petrobras no campo de Carabobo e divisão dos riscos do negócio), não era economicamente interessante à Petrobras . O parecer da Estratégia recomendou, inclusive, a negociação de descontos no preço do petróleo venezuelano, contrapartidas fiscais do governo da Venezuela e acordos de não competição na comercialização de produtos no mercado nacional, de forma a tentar tornar mais atraente a parceria (evidência 24, p. 73).

343. Por essa razão, a formalização da parceria , ou, no mínimo, o fornecimento de garantias pela PDVSA quanto aos demais intentos da Petrobras, perfazia uma condição sine qua non para avanço do Projeto Rnest naqueles moldes. Não por outra razão, o parecer do Plafin que integrou o PSD apresentou recomendações nesse sentido, como se revela no excerto a seguir, que jamais foram seguidas pela Petrobras:

Tendo em vista a atual indefinição referente a estruturação do negócio, recomendamos que, para realização do projeto básico, sejam definidos os seguintes aspectos:

- Estrutura de capital da empresa que constituirá a Refinaria do Nordeste;

- Cronograma de desembolso previsto para a parcela de investimento que cabe à Petrobras;

- Estrutura de governança, ou seja, o modelo de gestão e tomada de decisão da refinaria;

- Condições comerciais da parceria;

- Política de aporte de capital;

- Política de dividendos;

- Limites de endividamento.

(...)

Recomendamos que a aprovação de recursos físicos, de pessoal e financeiros, propostos para a fase FEL 3, esteja condicionada à definição do parceiro do empreendimento, bem como da criação da empresa que constituirá a refinaria, ou da criação de um mecanismo que garanta o ressarcimento desses gastos, no caso de antecipação por parte da Petrobras. (evidência 24, p. 61-62)

344. Assim, o projeto da Rnest não poderia ter seguido adiante em sua implantação – ou seja, passado à fase de defini ção do projeto básico (Fase III) – sem o perfeito delineamento das premissas econômicas básicas da aventada parceria com a PDVSA.

345. As condutas dos gestores que aprovaram a Fase II da implantação da Rnest foram contraditórias com o consignado na Sistemática também por outra razão: a seleção da tecnologia. Essa etapa é parte essencial da elaboração do projeto conceitual, que compreende a especificação básica das etapas de refino e dos equipamentos de processo necessários. Para tanto, se faz imprescindível a definição da matéria-prima, ou seja, do petróleo que seria processado.

346. Constatou-se que, mesmo sem a definição da entrada da PDVSA no empreendimento, o projeto conceitual aprovado (elaborado pelo Cenpes e pela Engenharia da Petrobras) considerou como carga um blend dos petróleos Marlim e Carabobo. Para tanto, a concepção técnica encontrada era de iniciar o processo de refino da mistura dos petróleos em uma grande unidade de destilação atmosférica (UDA), para somente após segregar em duas linhas as etapas de coqueamento retardado (UCR) e de hidrotratamento de médios (HDT de diesel e nafta).

347. Ocorreu que a conclusão das análises da compatibilidade química da mistura dos petróleos foi negativa e desconsiderada na aprovação do projeto conceitual. Existia o risco de ocorrer precipitação de asfaltemos nos vasos, torres de destilação e trocadores de calor, levando a paralisações para limpeza e desobstrução. Isso foi relatado no memorial descritivo de seleção da tecnologia que compunha o PSD de Fase II (evidência 24, p. 128-137). Esse fato é especialmente gravoso porque o resultado das análises pressupunha a remodelação do projeto conceitual, já que não poderia mais haver o processamento da mistura dos óleos em uma única UDA. Haveria que se separar totalmente as linhas de refino, uma para o óleo Marlim e outra para o Carabobo.

348. A Petrobras indicou um acréscimo no valor do investimento então estimado em apenas US$ 37 milhões para as alterações – o que se questiona, tendo em vista que o contrato de construção das duas UDA foi celebrado por R$ 1,3 bilhão, a preços iniciais (Contrato 0800.0053456.09-2 – Consórcio Rnest-Conest, formado pelas empresas Odebrecht e OAS).

349. O sumário executivo de FEL 2 evidencia a situação nos seguintes termos:

4.2 - O projeto conceitual foi elaborado com uma unidade de destilação de 200 mil BPD, prevendo mistura dos dois petróleos nessa unidade. No entanto, dados coletados no decorrer do projeto conceitual junto à PDVSA, que tem larga experiência em produção e processamento de crus melhorados, mostram que é mais seguro separar os petróleos em duas unidades. Caso haja aprovação da Petrobras e da PDVSA , será realizado um projeto básico para 100 mil BPD para operar tanto com Marlim 16 º API quanto com Carabobo 16 º API. Deveremos ter, então, duas unidades com o mesmo projeto. O esquema de produção será prioritariamente feito com Marlim em uma unidade e Carabobo na outra, para evitar mistura dos dois petróleos. Será possível colocar um dos petróleos nas duas unidades, caso haja necessidade de operar com quantidade maior de um dos crus por algum período. (grifamos) (evidência 24, p. 130)

350. Disso resulta que, ao se postergar a definição da tecnologia para a Fase III, construiu-se um projeto conceitual e correspondente estimativa de custos incompletos e sem o rigor técnico exigível pela Sistemática Corporativa. Tal fato fragilizou o EVTE preliminar aprovado, por não considerar os custos e os prazos inerentes às modificações do projeto. Este EVTE foi sabidamente baseado em equipamentos de processo distintos daqueles que seriam especificados na fase seguinte, logo, com estimativa de custos menor. Uma vez que a estimativa de investimentos (Capex) é um dos principais insumos do EVTE do projeto conceitual, há que se concluir que os indicadores econômicos que subsidiaram o PSD da Fase II não correspondiam ao real escopo do projeto.

351. Em suma, a Petrobras havia avançado com a engenharia de processamento sem antes fechar todos os estudos sobre as características da matéria-prima. Por essa razão, os equipamentos de processo, que são o coração da planta, acabaram tendo suas especificações modificadas tardiamente. De acordo com o citado memorial descritivo, o projeto conceitual que foi aprovado no portão de Fase II, com seu modelo econômico e custos correspondentes, sabidamente não seria executado naquele formato. Nem mesmo qualquer contingência específica foi aplicada ao EVTE para sopesar os possíveis efeitos da incompletude do projeto.

352. Sem deixar de reconhecer as características de maior flexibilidade e operabilidade atualmente observadas na Rnest, decorrentes do esquema com dois trens de refino completamente independentes, fato é que essa configuração e os custos decorrentes não seriam mandatórios sem a parceira com a PDVSA.

353. Cumpre esclarecer que não se faz qualquer crítica à celebração da parceria, que é uma decisão soberana da Petrobras. Primordialmente, o que se aponta é o descumprimento da Sistemática e a violação dos princípios da metodologia FEL ao se avançar com o projeto sem as definições requeridas.

354. O entendimento de que a indefinição da parceria com a PDVSA comprometeu o sucesso da implantação da Rnest é compartilhado pela própria Petrobras, no registro das lições aprendidas. Nesse documento, citando a mudança do projeto conceitual após sua aprovação, ficou registrado Que as definições relativas a parcerias para o desenvolvimento do empreendimento exercem grande influência sobre os seus resultados de custo (evidência 29, p. 44).

355. Essa situação corresponde ao que o IPA denomina escopo em aberto .

356. No relatório produzido no evento IBC 2009, foram apresentados resultados da indústria do refino e da própria Petrobras, em termos da aplicação da metodologia FEL. Numa análise específica sobre as melhores práticas da indústria, o IPA salientou que, em tradução livre, frequentemente, os objetivos do negócio não são suficientemente definidos, ou a comunicação entre as áreas de negócio e engenharia não é forte o suficiente para estabelecer um conjunto de alternativas forte (evidência 31, p. 5).

357. O IPA ainda apresentou dados estatísticos da indústria que revelaram que a incidência de mudanças em FEL 3 ocorre mais frequentemente quando existe escopo em aberto no portão de decisão de FEL 2 (...) .

358. Acrescenta o estudo que, como consequência do escopo em aberto entre os portões de Fase II e III, há significativo aumento de custos nas fases posteriores, conforme ilustra a Figura 17.

Figura 17 – Efeito do escopo em aberto na competitividade.

Fonte: IPA - benchmarking do refino 2009 (evidência 31, p. 26)

359. Outrossim, ainda segundo o IPA, a Fase III é interrompida quando FEL 2 é incompleto. Se a base de concepção do projeto não está completa, as disciplinas de engenharia começam a trabalhar com premissas que podem estar erradas, o que leva a retrabalho. Se disciplinas de engenharia estão atrasadas e o cronograma da Fase III for mantido, o trabalho de engenharia é comprimido ou feito fora de sequência. As consequências esperadas do escopo em aberto são normalmente muito maiores do que as previstas no portão de decisão de Fase II (evidência 31, p. 27).

360. Especificamente sobre a Petrobras, com base na análise comparativa das métricas de todas as suas refinarias, o IPA destacou que, apesar de construir ativos de forma segura e com boa operabilidade, a estatal não é efetiva em prazo e custo . Ademais, Estimativas conceituais crescem, aproximadamente, 60% de Fase II para Fase III e mais que o dobro para o final da completação mecânica (evidência 31, p. 71-72).

361. Em outro relatório do IPA, uma avaliação comparativa das métricas de custo e cronograma do Projeto Rnest ( benchmarking ) que foi entregue à Petrobras em março de 2010, o Instituto registrou resultados de uma pesquisa sobre megaprojetos para suportar as conclusões alcançadas. Entre esses registros, consta um especificamente sobre a influência da indefinição da parceria Petrobras/PDVSA no futuro do projeto:

A pesquisa sobre megaprojetos descobriu que objetivos claros habilitam a equipe do projeto a se envolver totalmente com o negócio, a encontrar, dar forma e desenvolver o escopo certo, e reduzir as chances de mudanças de escopo final em 50%. Por outro lado, quando os objetivos do negócio não são claros ou são sujeitos a alterações durante a definição do projeto, os resultados do projeto são afetados. O negócio e os objetivos do Projeto Rnest mudaram ao longo da definição do projeto: com o acordo de parceria ( joint venture ) entre a Petrobras e PDVSA assinado apenas no final de FEL 3. (evidência 30, p. 6) (tradução nossa)

362. Essa breve revisão de conceitos FEL objetivou evidenciar falhas de caráter essencial na forma como a Petrobras vem conduzindo seus projetos de investimentos, em especial, no Projeto Rnest. A protelação de definições que ocasiona o escopo em aberto não é inédita em obras da Petrobras, conforme identificado nas já mencionadas fiscalizações realizadas no Comperj (TC 006.981/2014-3) e nas Refinarias Premium (TC 004.920/2015-5), assim como no relatório do IPA sobre o IBC 2009.

363. Tal conduta não é sadia ao gerenciamento de projetos e vai de encontro às melhores práticas e regras de conduta impostas pela Petrobras. Na metodologia FEL, o desenvolvimento do projeto é feito em fases retroalimentadas devido à impossibilidade de se obter todas as informações necessárias em um único momento. De tal forma, as informações de uma fase preliminar alimentam a fase posterior que as detalhará. Esse detalhamento parte das definições realizadas na fase anterior e de forma alguma isso significa liberdade ou motivação para se adaptar o escopo já aprovado.

364. Portanto, o escopo em FEL 3 é mais detalhado do que o de FEL 2, porém, sem alteração do conceito do projeto, nele inclusas as parcerias celebradas e a seleção da melhor tecnologia, eleita entre alternativas viáveis. A execução em fases é concebida para se avançar com o detalhamento do projeto e não para introduzir mudanças. Assim, as fases servem para que se desenvolvam os estudos necessários, e não para dar tempo de se alterar o projeto nas fases seguintes.

365. A própria Petrobras se curva a esse entendimento ao consignar na revisão vigente da Sistemática que A postergação de decisões e a introdução de modificações relevantes nas fases mais avançadas, quando é alta a realização de investimentos, implicarão em altos custos e numa menor flexibilidade para atuação nas suas consequências (evidência 16, p. 11).

366. Observa-se que a indefinição da parceria, sem qualquer garantia de realização, numa fase na qual o conceito do projeto deveria ser estabelecido, incorreu em custos e riscos desnecessários que, com o desenvolvimento do projeto, findaram por se confirmar e contribuir para sua inviabilidade. A parceria não deveria ter sido tratada como uma condição de projeto, mas uma alternativa. Por mais que a parceria se inserisse no contexto de acordos bilaterais entre os governos do Brasil e da Venezuela, tal fato de maneira alguma justificava que o ajuste tivesse obrigatoriamente de ser feito em prejuízo da Petrobras. Cabia aos gestores responsáveis perseguir o desenvolvimento do ajuste a partir dos objetivos mútuos estabelecidos no acordo bilateral. Eventual desvantagem nas tratativas relacionadas à Rnest só seria aceitável a partir da captura de vantagens compensatórias relacionadas a outros aspectos da concertação, como, v.g. , a exploração do campo de Carabobo.

367. A solução mais adequada e aderente à Sistemática Corporativa e aos princípios FEL seria o desenvolvimento, em paralelo, das alternativas com e sem a parceria com a PDVSA, antes da definição do projeto conceitual, para que se permitisse a seleção da melhor alternativa técnico-econômica para a Petrobras. Outrossim, o desenvolvimento da alternativa sem a participação da PDVSA consubstanciaria um parâmetro de custo e viabilidade econômica para nortear a negociação dos termos e contrapartidas de uma eventual parceria, além de uma saída mais consolidada no caso de frustração da parceria.

368. Assim, à luz da Sistemática Corporativa e dos princípios basilares da metodologia FEL, a conduta esperada dos gestores para o portão de decisão da Fase II era reavaliar ou suspender a continuidade do projeto até a perfeita definição da parceria com a PDVSA. Avançar com a implantação do projeto sem a definição da parceria significou violação da Sistemática, assunção de riscos para além do apetite da Companhia, sem garantia de contrapartida, na contramão do caminho diligente propugnado, resultando em medida temerária.

369. De todo o até aqui exposto conclui-se que a aprovação do PSD de Fase II deu-se de modo irregular, sobretudo pelas indefinições sobre a parceria com a PDVSA e seleção da tecnologia. Assim, a decisão não considerou disposições da Sistemática então vigente e desprezou recomendações de pareceres internos, configurando, assim, uma decisão não refletida, caracterizadora da conduta imprudente vedada pela Lei das S/A.

370. Uma outra desconformidade foi também observada no PSD de Fase II e se relaciona com a autorização para elaboração de uma estratégia para antecipação de aquisição de equipamentos críticos e contratação de serviços (terraplanagem e relocação de gasoduto), de forma a garantir a data de partida então estabelecida (2011). Embora essa alternativa fosse facultada na Sistemática então vigente (evidência 13, p. 21), a antecipação de contratações é uma ação que subverte a metodologia FEL, uma vez que, ao contrair despesas, impõe um indesejado caráter de irreversibilidade ao projeto durante uma fase ainda preliminar, na qual eventuais ajustes ou até mesmo a desistência do projeto são encaminhamentos possíveis.

371. Entretanto, depois da aprovação do portão de decisão de Fase II, a estratégia de antecipação de contratações nele aprovada foi revista e ampliada de forma a se materializar no PAR. Assim sendo, os efeitos negativos dessa decisão de antecipação de gastos viriam a se materializar nas contratações decorrentes do plano. Por essa razão, a equipe houve por bem manter todos os aspectos relacionados à antecipação de contratações no relato que segue no próximo subitem.

V.1.2. Aprovação do Plano de Antecipação da Refinaria – PAR e Contratações Decorrentes

372. O presente tópico trata das irregularidades identificadas no processo de antecipação de contratações da Rnest, identificado como Plano de Antecipação da Refinaria – PAR. De forma sucinta, o plano pressupunha a antecipação de aquisição de equipamentos críticos e contratação de serviços, de forma a antecipar a data de partida então estabelecida no cronograma de projeto (2011).

373. Embora essa alternativa fosse facultada na Sistemática então vigente (evidência 13, p. 21), a antecipação de contratações é uma ação excepcional, que só se adota em situações muito peculiares. O pressuposto lógico da antecipação de etapas de projetos de investimento é permitir a partida antecipada do empreendimento e a consequente antecipação de receitas.

374. Por lógico, essa possibilidade só se mostra viável desde que atendidos, no mínimo, dois requisitos: (i) se as análises de risco de cronograma demonstrarem oportunidade ótima para a antecipação de etapas; e, (ii) se as aquisições antecipadas se caracterizarem como reversíveis.

375. Para que isso se configure é necessário – de antemão – que o cronograma vigente se evidencie probabilisticamente satisfatório (a obra será concluída no prazo estipulado), o que só se atinge após conclusos os projetos básicos. Depois, é preciso cabal demonstração de que os recursos críticos excepcionalmente antecipados tenham a possibilidade de utilização em outros projetos, de tal forma a não tornar irreversível a decisão de implantação do empreendimento. Como se verá adiante, não foi o que ocorreu no caso da Rnest.

376. A autorização para elaboração do PAR, assim como para as demais providências decorrentes, foram objeto de seguidas deliberações, em especial da chamada DIP SIC – Solicitação para Instauração de Contratação; e da DIP SAC – Solicitação para Autorização de Contratação. Além dessas, o plano originalmente autorizado foi reformulado, o que resultou em uma autorização de continuidade no novo formato de escopo ampliado, seguida de novas autorizações para instauração dos procedimentos licitatórios e contratações remanescentes.

377. Desse modo, para os propósitos deste trabalho, ao se referir ao PAR da Rnest, considera-se todo o processo decisório, da aprovação do plano à autorização para contratação, relacionado ao conjunto de todas as contratações antecipadas. Em privilégio à organização processual, todos os DIP, atas, pautas e demais documentos relacionados foram agrupados à evidência 25 e listados na tabela constante do Apêndice A.

378. O PAR resultou na contratação antecipada de 283 equipamentos críticos e 15 empresas/consórcios para prestação de serviços de engenharia e construção de unidades on site , off site e na aquisição de alguns sistemas de controle. A Tabela 2, abaixo, lista os totais de serviços, equipamentos e insumos que foram adquiridos no PAR. Uma análise mais detida destas contratações consta das planilhas apostas nos Apêndices G (serviços) e H (equipamentos críticos).

Tabela 2 – Resumo das contratações do PAR.

Equipamento/Contratação

Quantidade

Valor Original (R$)¹

Original + Aditivos (R$)¹

Dutos e Tubulações (Insumos)

107.544

210.311.910,42

219.720.587,88

Serviços (Contratos)

15

16.718.500.835,68

20.223.745.174,28

Equipamentos

283

1.461.438.728,79

1.520.355.899,79

Total

-

18.390.251.474,89

21.963.821.661,95

Nota 1: Câmbio de 25/11/2009.

379. Da análise da tabela acima é possível concluir que , depois da aprovação do PAR, uma série de contratações fo i realizada, comprometendo valores que chegaram à ordem de R$ 22 bilhões. Importante destacar que a fase anterior do projeto (FEL 2) previa um Capex de U S $ 4 bilhões (R$ 10,14 bilhões, no câmbio da época). Destarte, apenas com o PAR, foram comprometidos mais recursos do que se esperava despender com todo o projeto Rnest à época de FEL 2 (R$ 18,39 bilhões contratados, contra R$ 10,14 estimados em FEL 2).

380. Dando início ao relato das irregularidades constatadas na antecipação de aquisição de bens e contratação de serviços para a Rnest, em privilégio à clareza, dividiu-se o tópico em quatro subitens: (i) insuficiente maturidade dos projetos licitados; (ii) da irreversibilidade da decisão de implantação da Rnest; (iii) falta de avaliação das potenciais consequências da decisão; e (iv) ausência de justificativa adequada para elaboração do plano.

381. Passa-se ao relato dessas irregularidades.

Projetos licitados sem o devido grau de maturidade

382. Após a aprovação do PAR, de forma a agilizar os prazos desafiadores, propôs-se, inicialmente, a contratação antecipada do projeto de pré-detalhamento de engenharia ( Feed ), a partir de conjunto de dados preliminares existentes à época, tais como: plano diretor, projeto de terraplanagem, plantas de arranjo, listas de documentos e equipamentos, diagramas unifilares e fluxogramas de processo.

383. Essa contratação priorizaria a entrega não usual e antecipada de exigibilidades mínimas para a elaboração da documentação necessária aos processos licitatórios de suprimento e construção & montagem, normalmente presentes nos projetos básicos: diagrama das principais tubulações e instrumentos, planilha de quantitativos de insumos e materiais, projeto de fundação etc . Além disso, seria solicitada a emissão antecipada da folha de dados dos equipamentos críticos pelo Cenpes, responsável pela elaboração em andamento do projeto básico das unidades on site (evidência 25, p. 19-22).

384. Vale gizar, nesse ponto, que a autorização para antecipação de contratações não era incondicional, enquanto significava tão somente a liberação para realização da consulta de preços ao mercado, elaboração de orçamentos e demais providências necessárias às eventuais contratações. Dessa forma, a instauração dos procedimentos licitatórios e as contratações decorrentes deveriam ser novamente apreciadas pela Diretoria Executiva antes de firmadas. Essas condições eram expressas nos documentos que balizaram as primeiras autorizações.

385. A autorização para antecipação das contratações dada em conjunto com a aprovação do portão de Fase II condicionava as contratações mediante autorização na época própria , ficando a efetivação das aquisições subordinada à aprovação final do empreendimento (evidência 24, p. 19). Dito de outra forma, era explícito que a efetivação das contratações se condicionava à aprovação do projeto básico que, no curso natural de um projeto de investimento, é o objeto final da Fase III.

386. Além disso, a aprovação do projeto básico é condição para contratação imposta pelo Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras, aprovado pelo Decreto 2.745/98, ex vi seu item 1.3:

Nenhuma obra ou serviço será licitado sem a aprovação do projeto básico respectivo, com a definição das características, referências e demais elementos necessários ao perfeito entendimento, pelos interessados, dos trabalhos a realizar, nem contratado, sem a provisão dos recursos financeiros suficientes para sua execução e conclusão integral.

387. De acordo com a Sistemática, os projetos básicos submetidos à aprovação devem apresentar grau de maturidade condizente com a Fase III, dentro das faixas preconizadas pela AACE para a Classe 2 (ver subitem III.2.2). Por conseguinte, a devida maturidade do projeto básico perfazia condição para a autorização das contratações decorrentes do PAR .

388. Ocorre que as evidências angariadas na auditoria indicaram que os projetos licitados no PAR não apresentavam o grau de maturidade requerido e, portanto, não poderiam ser considerados projetos básicos. Essa conclusão pode ser evidenciada por diferentes perspectivas.

389. Ab initio , não se pode desconsiderar o trabalho produzido pelo TCU nas auditorias de conformidade realizadas na Rnest, desde 2008. A imaturidade dos projetos foi apontada nas fiscalizações de vários contratos, sob a denominação Projeto Básico Deficiente . A Tabela 3, a seguir, lista as citadas fiscalizações, que consubstanciam uma primeira evidência:

Tabela 3 - Processos no TCU com apontamento de projeto básico deficiente.

Processo

Ano

Contrato

Resumo Achado

TC 008.472/2008-3

2008

Terraplanagem

Deficiências do projeto básico quanto aos níveis de detalhamento e levantamentos preliminares (geotécnicos).

TC 007.318/2011-1

2011

Dutovias

Projeto básico deficiente e especificação inadequada do objeto.

TC 006.285/2013-9

2013

UCR

Grandes alterações nos quantitativos de projeto adotados nas licitações das unidades, acarretando grande quantidade de aditivos.

UHDT/UGH

UDA

Tubovias

Dutos

TC 006.982/2014-0

2014

Tubovias

Falhas no projeto que implicaram a necessidade de aditivos contratuais e atrasos na obra.

Fonte: e-TCU.

390. Soma-se às conclusões alcançadas pelo TCU, sobre a imaturidade constatada em diversos dos projetos licitados no PAR, o relato seguinte, decorrente de novas evidências angariadas no curso da presente fiscalização. Essas evidências refletem duas outras perspectivas em relação aos processos licitatórios conduzidos no âmbito do plano de aceleração.

391. Na primeira delas, a maturidade dos projetos licitados será analisada a partir de elementos que indicavam o grau de maturidade disponível no momento da licitação. Em seguida, a maturidade dos projetos licitados será avaliada pelos seus efeitos, quais sejam os resultados obtidos durante a execução contratual.

392. Seguindo na primeira linha de análise, punge passar ao exame da execução do contrato da Petrobras com a empresa Chemtech, desenvolvedora dos projetos de pré-detalhamento ( Feed ), que iniciou os trabalhos em 19/3/2008.

393. Antes, porém, esclarece-se que o Feed é o desenvolvimento do projeto de engenharia, tendo como principais entregáveis as estimativas de quantitativos. Portanto, trata-se de uma ferramenta usualmente mais afeta à fase de execução das obras. Entretanto, na Petrobras não é incomum que o Feed faça parte do acervo de documentos levado à licitação.

394. Especificamente no caso das licitações conduzidas no âmbito do PAR da Rnest, o Feed foi utilizado com o propósito de dirimir as lacunas oriundas dos projetos básicos das unidades de processo desenvolvidos pelo Cenpes, Haldor Topsoe e UOP. Fazia parte da estratégia de antecipação declarada no DIP AB-CE 76/2007 (evidência 25, p. 21) que o projeto de pré-detalhamento ( Feed ) permitirá obter as planilhas com os quantitativos necessários para a posterior contratação de serviços de suprimento, construção e montagem (P+C) . A integração desses diversos projetos, ou seja, o projeto básico da refinaria contendo as integrações das interfaces entre as unidades, seria incumbência da engenharia da Petrobras, conforme se depreende do DIP.

395. Findo o pertinente esclarecimento, aponta-se que a instauração de 12 dos 15 processos licitatórios inclusos no PAR ocorreu em 9/7/2008, conforme disposto no DIP 536/2008 (evidência 25, p. 141-158). As licitações foram deflagradas em meados de julho daquele ano, quando foram remetidos os convites.

396. Todavia, as primeiras estimativas de custos datam do início de dezembro de 2008, mesmo momento no qual as propostas foram recebidas. Ou seja, as estimativas não eram disponíveis quando do início dos certames. Tampouco eram os Feed . A partir do exame do Relatório de Acompanhamento Mensal do contrato da Petrobras com a Chemtech verifica-se que, nesse período, o avanço na execução do Feed partiu de aproximadamente 40%, em julho, para quase 100% em dezembro (evidência 36, p. 4 e 230).

397. Observa-se então que, durante esse interstício de quatro meses, os projetos foram desenvolvidos de maneira concomitante com os processos licitatórios . Essa prática contraria disposição do Decreto 2.745/98, que rege os procedimentos licitatórios da Petrobras, segundo se constata do item 5.4.2, abaixo:

O edital da concorrência deverá conter o número de ordem em série anual, a sigla da unidade administrativa interessada, a finalidade da licitação, a menção de que será regida por esta Norma e, mais, as seguintes indicações:

a) o objeto da licitação, perfeitamente caracterizado e definido, conforme o caso, pelo respectivo projeto , normas e demais elementos técnicos pertinentes, bastantes para permitir a exata compreensão dos trabalhos a executar ou do fornecimento a fazer’ (grifamos) .

398. Não por outra razão, o desenvolvimento do projeto concomitante ao curso do procedimento licitatório foi apontado em relatório de Comissão Interna de Apuração – CIA 71/2014, da própria Petrobras:

5.4.13 A Comissão identificou que o início dos 12 processos licitatórios (vide 5.4.11), em julho/2008, ocorreu de forma concomitante ao serviço de pré-detalhamento (FEED) dos projetos básicos relativos às unidades em licitação. Ou seja, a deflagração dos processos ocorreu sem a devida maturidade dos projetos, o que trouxe dificuldades e fragilidades, tanto no processo de orçamentação, pelas licitantes, quanto na necessidade de alterações de especificações no decorrer dos certames e, posteriormente, na execução dos serviços (exemplos no Anexo 12).

A Comissão apurou que, nos 12 processos (vide 5.4.11), os projetos básicos sofreram diversas alterações ao longo dos certames, mediante pedidos de informações de licitantes, envio de circulares e modificações nas listas de informação (LI), especificações técnicas (ET) e desenhos (DE).

(...)

7.2. A emissão dos processos licitatórios, entre julho/2007 a maio/2011, para a construção e montagem das unidades de processo e unidades auxiliares e aquisição de equipamentos foi processada com baixo grau de definição do projeto básico e do FEED (pré-detalhamento) – vide 5.4.13 a 5.4.16.

7.3. Uma vez que os projetos não estavam suficientemente desenvolvidos , ocorreram questionamentos de licitantes quanto ao escopo dos objetos a serem contratados, necessidade de ajustes de quantitativos e de especificações técnicas durante as licitações – vide 5.4.13. (evidência 35, p. 8-9 e 22-23)(grifamos)

399. Entre as evidências relacionadas pela investigação interna da Petrobras, destaca-se a Lista de Documentos (LD) da HDT. As LD são os registros de todos os documentos relativos a uma determinada unidade: plantas, memoriais descritivos, folha de dados etc . Logo em sua folha de rosto se vê que, entre o envio do convite até o recebimento das propostas, existiram quatro revisões. Nessas revisões, dezenas de documentos foram alterados no período, evidenciando a evolução do projeto básico mesmo após ter sido aberto o procedimento licitatório (evidência 37, p.1).

400. A dinâmica do desenvolvimento concomitante dos projetos e estimativas de custos com os procedimentos licitatórios é flagrante nas considerações sobre a escalada de custos da Rnest, esposadas no Relatório Executivo do PSD de Fase III (evidência 26), documento que será mais bem explorado no próximo subitem.

401. Por ora, destaca-se desse relatório um gráfico exposto com as 12 revisões às quais a estimativa de custos foi submetida, entre agosto de 2008 (início do bid ) e agosto de 2009 (final do 3º bid das Tubovias), recortado à Figura 18:

Figura 18 – Cronologia de estimativas de custo da Rnest.

Fonte: Relatório Executivo do PSD da Fase III da Rnest (evidência 26, p. 51).

402. É de se notar, no gráfico, a faixa de precisão das revisões da estimativa. Atraem atenção as cinco últimas revisões, nas quais se observa uma redução na faixa de precisão, o que representa maior grau de maturidade dos projetos, conforme a metodologia de estimativa da AACE, reproduzida na Sistemática Corporativa (vide item III.2.2).

403. Mesmo após concluídos os projetos básicos ao final dos procedimentos licitatórios, não é possível afirmar que eles continham nível de maturidade suficiente. Possível evidência disso é que , dos quinze procedimentos licitatórios do PAR, seis tiveram que ser novamente licitados ( rebid ), uma vez que as propostas dos licitantes excederem o valor teto da licitação. Desses, o certame das Tubovias ainda passou por uma terceira tentativa. Nesse ponto é interessante retomar trecho do Decreto 2.745/98, que expressa, em seu item 1.3, que Nenhuma obra ou serviço será licitado sem a aprovação do projeto básico respectivo, com a definição das características, referências e demais elementos necessários ao perfeito entendimento, pelos interessados, dos trabalhos a realizar .

404. Os seis rebid realizados entre janeiro e março de 2009 foram originalmente estimados em R$ 11,3 bilhões , e as propostas recebidas totalizaram R$ 18,9 bilhões. Logo, quase 70% acima do valor estimado , bem acima do teto de +20% adotado pela Petrobras. Curioso notar que , no rebid , esses mesmos contratos foram estimados em R$ 10,4 bilhões, 8% menos que no bid , e as propostas somaram R$ 13,1 bilhões, portanto 31% menores que as primeiras. Essa análise consta da planilha aposta no Apêndice G.

405. Assim, sem perder de vista o contexto de cartelização sobre essas licitações identificado na Rnest, conforme descrito no Apêndice I, é razoável admitir, pelo menos em juízo preliminar, que a imaturidade dos projetos básicos tenha contribuído para o insucesso dessas licitações e acarretado os rebid .

406. Segundo o relatório CIA 71/2014, os principais motivos para redução das propostas dos licitantes no rebid foram decorrentes: a) da retirada das cláusulas de marcos prorrogáveis e improrrogáveis com adequação das multas associadas ao cumprimento dos prazos; b) das garantias das quantidades determinadas (QD); e c) das considerações oriundas das reuniões de esclarecimento com os licitantes (evidência 35, p. 18).

407. Ou seja, a redução no valor proposto foi decorrente, em grande parte, da modificação das especificações técnicas das licitações no sentido de atribuir à Petrobras os riscos advindos da baixa maturidade dos projetos (marcos improrrogáveis e quantidades determinadas). Tal fato permitiu propostas de preço de licitantes com menores custos de contingenciamento, em comparação às primeiras rodadas de licitação. Esse mesmo fato também explica o elevado número de aditivos contratuais observados ao longo da execução das obras, aspecto que será mais bem abordado adiante.

408. Acerca dessas medidas adotadas pela Petrobras para contornar a baixa maturidade dos projetos, identificada ao longo do desenvolvimento dos certames do PAR, cumpre oferecer breve destaque.

409. Essas medidas só puderam ser promovidas depois do primeiro certame ( bid ) em decorrência da alteração da minuta padrão do contrato EPC da Petrobras. A nova minuta alterava a cláusula de responsabilidade , também chamada de single point responsability , que é uma das principais características dos contratos do tipo EPC/Turn key/Lump Sum . Ao se retirar essa cláusula dos seus contratos, a Petrobras avocou para si grande parte dos riscos decorrentes da execução das obras, os quais deveriam ser de exclusiva responsabilidade das empreiteiras contratadas, pelo modelo contratual. Essa manobra permitiu a criação de artifícios jurídicos como as quantidades determinadas e a chamada verba de chuva , ambos contestados pelo TCU por romper a lógica do contrato EPC.

410. Sobre esse tema, destaca-se trecho do relatório de lições aprendidas da Petrobras: a separação da contratação dos serviços de engenharia (E - Engineer ), dos serviços de suprimento (P - Procurement ) e construção (C - Construction ), denominada como uma contratação E+PC , não foi considerada positiva, por terem sido verificadas muitas inconsistências entre o que a projetista fazia e o que havia sido licitado, gerando muitos pleitos contratuais , pelo fato do projeto básico ainda não estar maduro o suficiente. Em conclusão, foi registrado: Não licitar os contratos de obra antes de ter o projeto finalizado (evidência 29, p. 24).

411. Gestores da Petrobras ouvidos pela investigação interna da Companhia (CIA) descreveram as dificuldades enfrentadas na execução do PAR, sempre destacando a imaturidade dos projetos licitados como a principal causa do insucesso daquela iniciativa. Seguem , adiante, trechos das principais oitivas:

Sr. Marco Aurélio da Rosa Ramos, então Gerente Executivo de Materiais:

...que no final de 2007 chegaram as requisições de compras (RC´s) e especificaçõ es para os primeiros quatro (ex: reatores, fornos, tambores de coque e turbo geradores) dos principais equipamentos. Que estas especificações foram alteradas durante o curso do processo de aquisição, o que acabou por impactar negativamente a condição dos processos. Considera que o projeto foi iniciado sem a devida maturidade nas especificações dos equipamentos críticos (...) que houve alterações nas especificações durante e após a deflagração do processo licitatório. (grifamos) (evidência 35, p. 7)

Sr. Dewton Carvalho, então Gerente Setorial de Equipamento e Serviços:

...no momento da elaboração do PAR não existiam as especificações dos equipamentos, projeto básico e FEED , tendo sido utilizadas informações que estavam disponíveis na época (projeto conceitual das principais unidades). (grifamos) (evidência 35, p. 9).

Sr. Wilson Guilherme, então Gerente Executivo de Programas de Investimento do Abastecimento:

... o projeto básico não estava em um nível de maturidade suficiente para iniciar a fase de implantação do empreendimento . (grifamos) (evidência 35, p. 9).

O Sr. Marcelino Guedes, então Diretor-Presidente da Refinaria Abreu e Lima S.A., declarou à comissão:

... o PAR causou a quebra do conceito geral de EPC e antecipação das contrações sem que o projeto tivesse um nível de maturidade suficiente , gerando aditivos e elevação de custos. (grifamos) (evidência 35, p. 9).

412. Como se pode ver, as declarações dos gestores são no sentido de que a autorização de contratações antecipadas sem a perfeita definição do projeto básico foi desastrosa.

413. Enveredando pela segunda linha de análise, outra forma de se chegar à mesma conclusão sobre a imaturidade dos projetos básicos licitados no PAR é analisando os resultados alcançados na execução contratual das antecipações.

414. Uma vez que o PAR foi idealizado para antecipar o cronograma das obras, de modo a permitir a partida da UDA em agosto de 2010, cumpre oferecer uma visão sobre o resultado alcançado em termos de prazo. A Tabela 4, abaixo, ilustra a defasagem, em dias, entre as metas pretendidas no PAR e o final da vigência dos contratos de obra objeto do plano. Em média, foram quase quatro anos de atraso (1.458 dias). O contrato da UDA, que deveria ser a primeira unidade a iniciar a operação em agosto de 2010, se encerrou apenas no começo de 2015, após a partida da unidade ser realizada no final de 2014.

Tabela 4 - Análise dos aditivos de prazo.

Objeto

Datas Contratuais

Assinatura

Início AS

Final AS

Final + Aditivos

Partida PAR

Defasagem (Dias)

Terraplenagem

31/07/2007

09/08/2007

29/01/2009

02/04/2011

31/08/2010

-214

Cafor

02/12/2008

02/12/2008

01/01/2012

27/12/2014

31/08/2010

-1579

UDA

10/12/2009

28/01/2010

26/04/2013

18/01/2015

31/08/2010

-1601

UCR

22/12/2009

05/02/2010

15/12/2013

28/04/2015

31/12/2010

-1579

UHDT/UGH

10/12/2009

09/02/2010

04/05/2013

17/01/2015

31/12/2010

-1478

ETDI

24/09/2009

16/11/2009

08/08/2012

28/01/2014

31/08/2010

-1246

ETA

30/03/2009

30/03/2009

26/06/2011

10/08/2015

31/08/2010

-1805

CGA

19/05/2009

19/05/2009

27/01/2013

25/11/2015

31/12/2010

-1790

CGE

29/05/2009

29/05/2009

06/02/2013

17/12/2015

31/12/2010

-1812

Tubovias

10/03/2010

16/04/2010

09/05/2013

30/06/2015

31/08/2010

-1764

Dutos

04/01/2010

04/01/2010

29/01/2012

25/02/2015

31/08/2010

-1639

Edificações

30/04/2009

30/04/2009

27/04/2011

19/11/2014

31/12/2010

-1419

Tanques I

31/03/2009

27/04/2009

15/05/2012

11/03/2013

31/08/2010

-923

Tanques II

30/04/2009

30/04/2009

17/06/2012

11/12/2014

31/08/2010

-1563

MÉDIA

-

-

-

-

-

-1.458

415. A execução contratual foi marcada por expressivos aumentos de quantitativos de insumos e serviços, materializados na quantidade elevada de aditivos contratuais. Isso pode ser um sintoma de que os projetos licitados não estavam suficientemente maduros para serem executados. A Tabela 5, a seguir, sintetiza a quantidade de aditivos contratuais relativa a todas as contratações objeto do PAR. Foram realizados em torno de 20 aditivos por contrato, que resultaram em uma média de 845 dias de acréscimo de prazo e em um total de R$ 3,5 bilhões em acréscimos totais de custo (21%).

Tabela 5 - Análise dos aditivos contratuais de serviços.

Objeto

Quantidade de dias adicionados

Valor do Contrato assinado (R$)

Qtde. Aditivos

Valor Aditivos (R$)

Valor Total (R$)

Terraplenagem

793

429.207.776,71

17

104.964.085,59

534.171.862,30

FEED

503

119.726.074,89

10

129.925.514,17

249.651.589,06

CAFOR

1091

966;103;305,78

18

249.123.809,39

1.215.227.115,17

UDA

632

1.485.103.583,21

27

286.001.121,16

1.771.104.704,37

UCR

499

3.411.000.000,00

20

471.049.495,60

3.882.049.495,60

UHDT/UGH

623

3.190.646.503,15

21

543.254.457,23

3.733.900.960,38

ETDI

538

724.596.689,66

15

83.571.279,99

808.167.969,65

ETA

1506

774.000.000,00

20

109.866.508,17

883.866.508,17

CGA

1032

154.105.168,94

26

102.624.828,51

256.729.997,45

CGE

1044

269.536.530,12

26

60.994.808,96

330.531.339,08

TUBOVIAS

782

2.694.950.143,93

32

870.722.159,27

3.565.672.303,20

DUTOS

1123

649.950.831,20

23

165.578.463,53

815.529.294,73

EDIFICAÇÕES

1302

591.324.228,09

16

186.201.514,21

777.525.742,30

TANQUES I

300

527.500.000,00

10

11.700.622,47

539.200.622,47

TANQUES II

907

730.750.000,00

19

129.665.670,35

860.415.670,35

TOTAL

-

16.718.500.835,68

300

3.505.244.338,60

20.223.745.174,28

MÉDIA

845

1.114.566.722,38

20

233.682.955,91

1.348.249.678,29

416. Ainda sobre essa elevada quantidade de aditivos contratuais, há que se perceber que a maior parte deles teve por objetivo razões ligadas ao insuficiente detalhamento dos projetos básicos licitados, e não a casos fortuitos ou de força maior. A Tabela 6, a seguir, resume os percentuais relativos ao somatório dos valores aditivados por tipo de aditivo. Os aditivos de replanejamento se referem aos custos relacionados a prorrogações de prazo, enquanto os denominados QD se referem a acréscimos em relação às quantidades de insumos originalmente licitadas, conforme já explicado em linhas pretéritas. Os aditivos do tipo SAE (Soli citação de Alteração de Escopo) podem tanto estar relacionados a alterações por falha de projeto quanto por casos fortuitos ou de força maior.

Tabela 6 - Resumo dos aditivos contratuais por tipo.

Objeto

Tipo do Aditivo

Total Geral

Replanejamento

QD

SAE

% Valor total

39,56%

20,34%

40,10%

100,00%

417. Para suporte do argumento aduzido, de que a elevada quantidade de aditivos pode refletir a imaturidade dos projetos licitados, suficiente destacar que os 59,9% referentes aos tipos replanejamento e QD são diretamente atribuíveis à qualidade do projeto licitado. Considerando como hipótese válida que, pelo menos, pequena parte dos aditivos de alteração de escopo também seriam decorrente da mesma causa, ao menos em juízo perfunctório, mostra-se razoável afirmar que mais de 2/3 dos aditivos contratuais firmados decorreram de projetos básicos imaturos.

418. Acerca do tema, mais uma vez cumpre citar as conclusões do relatório CIA 71/2014 (evidência 35, p 23). Sobre a necessidade de aditivos contratuais, firmados em decorrência de alterações no projeto, a comissão concluiu conforme abaixo:

7.4. Na execução do empreendimento, de julho/2007 a julho/2014, em decorrência de alterações no projeto e problemas decorrentes de interfaces entre os contratos, houve a necessidade de aditivos contratuais para acréscimo de prazos e alterações de escopo, com conse quente aumento de valores (...)’.

419. Numa análise mais detida dos objetos dos aditivos, salta aos olhos as variações quantitativas dos principais insumos de obra, presentes na maioria dos contratos antecipados. A Tabela 7, adiante, ilustra essa situação a partir da comparação dos quantitativos de insumos totais previstos versus realizados.

Tabela 7 - Análise de quantitativos de insumos.

Item

Unid

Quantidade

Variação

PAR

FEL 3

FINAL

PAR/FEL3

FINAL/PAR

Estacas

m

67.846,00

120.042,00

475.020,49

296%

600%

Estruturas pré-moldadas

10.756,00

890,00

3.293,61

270%

-69%

Concreto

257.584,00

186.961,20

236.073,92

56%

-8%

Estruturas Metálicas

t

13.868,00

13.801,66

21.986,06

59%

59%

Tubos Aço Carbono

t

43.227,73

35.943,17

36.459,38

1%

-16%

Tubos Aço Inox

t

2.216,77

2.044,96

2.217,67

8%

0%

Tubos Aço Liga

t

2.549,91

1.519,86

1.768,05

16%

-31%

Tubulação

t

47.994,41

39.507,98

40.445,10

2%

-16%

Conexões

t

2.533,59

2.667,35

3.626,28

36%

43%

Válvulas

2.180,83

2.247,52

2.506,76

12%

15%

420. A elevada variabilidade observada nos quantitativos, tanto positiva quanto negativa, pode ser sintoma da fragilidade do Feed , que, em última instância, indica a baixa qualidade da informação levada à aprovação (projeto básico).

421. Em suma, a partir de duas diferentes perspectivas, uma prévia (visão das causas) e outra póstuma (visão dos efeitos) ao momento das contratações do PAR, demonstrou-se que os projetos licitados no PAR não apresentavam maturidade condizente. Além disso, descreveu-se o contexto de açodamento que pautou desenvolvimento dos projetos básicos e condução dos procedimentos licitatórios relativos ao PAR e o sentimento geral de reprovação entre os funcionários envolvidos. São fartas as evidências de que o trâmite adequado não foi seguido. Assim sendo, verifica-se que era exigível de qualquer gestor médio e diligente, seja qual for seu nível hierárquico, conduta diversa daquelas identificadas no curso do PAR, não compactuando com decisões pautadas na imprudência e em negligência dos normativos da Petrobras.

422. Antes de abordar o segundo aspecto irregular na condução do PAR, convém destacar que as antecipações contratuais contrariavam recomendação expressa do parecer da Estratégia & Desempenho Empresarial para que não se adquirissem equipamentos críticos de modo antecipado ou se realizassem gastos com terraplenagem antes de concluídos os projetos básicos, sob o risco de irreversibilidade da implantação do projeto, nos seguintes termos:

Não assumir compromissos que tragam alguma irreversibilidade em relação a implantação do projeto antes da aprovação do projeto básico. Em especial, apenas realizar a aquisição antecipada de equipamentos críticos e os gastos de terraplanagem após a conclusão do projeto básico de Engenharia. (evidência 24, p. 74) (grifamos)

423. Note-se que, além da conclusão do projeto básico da refinaria, a reversibilidade dos itens antecipados era condição indispensável para a antecipação de contratações. É o que se verá em detalhes a seguir.

Da irreversibilidade da decisão de implantação da Rnest

424. O portão de decisão da Fase III representa a derradeira possibilidade de se aprimorar um projeto de investimento ou até mesmo de se desistir dele. Afinal, a partir dessa última decisão é dada a autorização para início das obras, quando então os serviços executados são inaproveitáveis para outros p rojetos, o volume de recursos de spendidos cresce substancialmente e decisões subsequentes tendem a apresentar menor influência no resultado.

425. Essa característica é a essência da irreversibilidade da decisão de implantação dada a um projeto de investimento com a aprovação do portão de decisão da Fase III, conforme sintetiza a Sistemática da Petrobras por meio do gráfico reproduzido na Figura 3 (subitem III.2.1). Isto posto, tem-se que, em sentido amplo, a antecipação de contratações antes da aprovação da Fase III subverte a lógica da metodologia FEL por trazer irreversibilidade ao projeto num momento que sua viabilidade econômica não resta confirmada.

426. De maneira extraordinária, a hipótese de antecipação de contratações se restringe a objetos que permitam a decisão futura de não continuar com o investimento, ou seja, que não determinem a irreversibilidade da implantação. Assim, serviços como terraplenagem e execução de obras de construção e montagem – notadamente exclusivos para cada projeto – não são admissíveis em adiantamento.

427. Nada obstante, foi exatamente o que ocorreu no caso do Projeto Rnest. Houve antecipação não só da terraplenagem, aquisição de equipamentos e insumos críticos, mas também da contratação da engenharia e da construção das principais unidades de produção (UDA, UCR, HDT, UGH) e também do off site da refinaria (Tubovias, Cafor, Tanques etc ).

428. Nenhum dos objetos das 15 contratações de serviços observados no PAR seria aproveitável em outro projeto da Petrobras. Ademais, nem mesmo o reaproveitamento dos insumos ou equipamentos críticos antecipados poderia ser garantido. Seja nos documentos que encaminharam as decisões relacionadas ao PAR ou no PSD de Fase II, nenhum estudo foi encontrado que indicasse a possibilidade de reaproveitamento dos objetos antecipados em outros projetos da Petrobras, o que representa omissão grave.

429. Sobretudo no segmento de Óle o & Gás, os montantes a serem de spendidos durante as fases preliminares de projetos de investimento são usualmente baixos quando comparados à ordem de grandeza das cifras envolvidas na fase de execução. De tal forma, esses custos iniciais de desenvolvimento do projeto não se traduzem em prejuízos ao proprietário em caso de desistência, sendo plenamente absorvidos como custos operacionais do negócio.

430. No caso do Projeto Rnest, no DIP AB-CR 393/2006, que propôs a aprovação do portão de decisão da Fase II, o orçamento aprovado para desenvolvimento dos projetos básicos na fase seguinte foi de US$ 20 milhões (evidência 24, p. 36). Somados aos demais custos até então incorridos, o montante não representava sequer 0,5% do total à época estimado para o investimento (US$ 4,095 bilhões ou R$ 10,14 bilhões). Mesmo considerando as antecipações irregularmente autorizadas ao final da Fase II, no valor de US$ 278,3 milhões (evidência 24, p. 35), o montante representava pouco mais de 7% do total do projeto estimado à época.

431. No entanto, com a aprovação do PAR, o valor antecipado em contratos subiu para além do total estimado para o empreendimento em FEL 2. Considerando que o plano antecipou a contratação de praticamente todo o escopo indicado para as rubricas de Engenharia, Equipamentos, Materiais, Civil e Montagem (evidência 24, p. 29), o escopo do PAR compreendia praticamente a refinaria inteira – que ainda não estava com seu projeto básico definido.

432. Outrossim, essa antecipação contrariava recomendação expressa do parecer da Estratégia & Desempenho Empresarial, que já vislumbrava riscos de irreversibilidade da decisão de seguimento do projeto, de tal maneira que postulou recomendação jamais acolhida pelos decisores do projeto:

Não assumir compromissos que tragam alguma irreversibilidade em relação a implantação do projeto antes da aprovação do projeto básico. Em especial, apenas realizar a aquisição antecipada de equipamentos críticos e os gastos de terraplanagem após a conclusão do projeto básico de Engenharia. (evidência 24, p. 74)

433. Assim, observa-se que os gestores envolvidos na decisão do PAR estavam assessorados tecnicamente e conheciam os requisitos para antecipação de gastos. Não obstante, deliberadamente assumiram o ônus de decidir de forma contrária às recomendações, antecipando contratos que representavam mais de 90% do total de gastos estimados para o empreendimento, sem estar o projeto básico definido e sem análises adequadas de viabilidade econômica, o que provocou, de modo temerário, a irreversibilidade da decisão de implantação da Rnest.

434. Como resultado prático, a aprovação do PAR significou a antecipação do último portão de decisão. A decisão de seguimento do Projeto Rnest tornou-se irreversível, mesmo sem a definição do projeto básico – objeto precípuo da Fase III de implantação.

435. A falta de avaliação das potenciais consequências da decisão de aprovação do PAR consubstancia mais um aspecto temerário, a ser discorrido a seguir.

Da falta de avaliação das potenciais consequências da decisão

436. Além da abordada irreversibilidade da decisão de implantação da Rnest, o risco de insucesso do PAR era latente e razoavelmente antecipável por qualquer gestor médio em conduta diligente, caso a Sistemática tivesse sido seguida. Assevera-se que os riscos do PAR foram alertados no DIP AB-CR 76/2007 , que em sua conclusão assentou que O cronograma apresentado não possui margem de segurança’ (evidência 25, p. 22).

437. Embora não explícito no normativo, é hígido assumir que, uma vez que o PAR significava uma antecipação de tarefas da Fase IV (execução), nada mais razoável que também antecipar a realização dos requisitos do portão de decisão que antecede essa fase (FEL 3), tal qual exigido pela Sistemática. Isso, no mínimo, traria mais segurança à decisão de antecipação.

438. Chama a atenção a ausência de novas análises de viabilidade econômica (VPL), considerando os valores atualizados do Capex à época, nas decisões que deram segmento ao PAR . O seguimento do plano foi autorizado sem qualquer consideração sobre o impacto do patente aumento de custos na viabilidade econômica do Projeto Rnest (dos R$ 10,14 bilhões do PSD de Fase II para R$ 18,39 bilhões do PAR, antes dos aditivos contratuais).

439. Além disso, análises de riscos também eram requisitos da Sistemática vigente para aprovação da Fase III, sob os dizeres:

Na Fase III – Projeto Básico, o projeto deve ser avaliado economicamente utilizando-se os critérios de robustez definidos para cada atividade da Companhia. Caso não se mostre atrativo, poderá ser avaliado no cenário de referência definido no Plano Estratégico Aprovado, apresentando, em conjunto, uma Análise de Risco Quantitativa, seguindo as diretrizes do Relatório Final do Grupo de Trabalho de Análise de Riscos em Projetos de Investimentos emitido em 01/06/2004 pela PLAFIN/GR. (evidência 13, p. 23-24) (grifamos)

440. Entretanto, nenhuma análise desse tipo foi realizada para aprovação do PAR, o que se revela uma omissão temerária. Os gestores da Petrobras não poderiam se resignar a aprovar um plano de antecipação de mais de R$ 20 bilhões em contratações de serviços, insumos e equipamentos, a partir da qual a irreversibilidade da decisão de implantação do empreendimento se caracterizaria, sem, no mínimo, sopesar as consequências da decisão com o auxílio de uma análise quantitativa de riscos, tal qual exigida pela Sistemática Corporativa para dar início à fase de execução (Fase IV).

441. Em condições ideais, a data de partida de um empreendimento deveria ser o resultado natural do caminho crítico da implantação do projeto. Ou seja, normalmente a data de partida é consequência de um conjunto de atividades de construção que precisam ser realizadas em determinado sequenciamento. Situação inversa ocorre quando se define previamente uma data para conclusão do projeto e, a partir de então, as folgas de cada uma das atividades antecessoras. Esse tipo de estratégia orientada a cronograma é tratado na literatura especializada de schedule driven e implementado por meio de técnicas de compressão de cronograma, ou fast tracking . Segundo o guia PMBoK, em sua quarta edição, fast tracking é definido nos seguintes termos:

Uma técnica específica para compressão do cronograma de um projeto que altera a lógica de rede, sobrepondo fases que normalmente seriam realizadas em sequência, como a fase de projeto e a fase de construção, ou para realizar atividades do cronograma em paralelo. (evidência 40, p. 309)

442. A respeito do tema, o guia PMBoK estabelece que a compressão do cronograma encurta o cronograma do projeto, sem mudar seu escopo, para atender restrições, datas impostas ao cronograma e outros objetivos do cronograma (evidência 40, p. 133). A consequência da imposição de um critério predominantemente orientado a prazo, como premissa de planejamento, é uma maior demanda por gerenciamento dos riscos e dos cronogramas.

443. Outra característica do fast tracking é a tendência de compensação entre custo e prazo. Em contratos de obras, a compressão de um cronograma usualmente provoca a majoração dos custos associados, seja pelo aumento dos turnos extraordinários de trabalho, pela necessidade de mais frentes de serviço, pela alocação de mais equipamentos de montagem, enfim, pela demanda por recursos adicionais que acabam onerando o orçamento do projeto. O mesmo guia PMBoK, nesse sentido, expõe: a compressão nem sempre é viável e pode resultar num maior risco e/ou custo (evidência 40, p. 133).

444. Desse modo, em termos de gestão de obras, é importante se destacar que, com a compressão do cronograma e o consequente fast tracking de etapas, há inafastável necessidade de maior coordenação e controle, em especial no que concerne à integração dos contratos. O gerenciamento da integração abrange atividades de verificação das interdependências existentes entre projetos e contratos; análise de soluções para restrições e/ou conflitos de recursos; acompanhamento integrado das curvas de execução física e financeira; gestão de interfaces com subcontratados; gestão de mudanças de escopo; entre outras. Caso o gerenciamento não seja efetivo e acarrete prorrogação de prazos, os recursos adicionais despendidos justamente para cumprir cronogramas apertados poderão ser perdidos.

445. Como já anunciado, o cronograma de implantação da Rnest existente antes do PAR foi montado com projetos em baixo nível de maturidade (não havia sequer definição da tecnologia a ser usada nas unidades de processo). Além disso, as interfaces entre os contratos não estavam definidas, tampouco a logística de execução. Apesar de não terem sido realizadas análises de risco como propugnado pela Sistemática, o chamado risco de cronograma era visivelmente relevante e impactante para os resultados da obra.

446. Apenas em meados de julho de 2012 até o final de 2014 (quatro anos após a aprovação do PAR), esse tipo da análise quantitativa de riscos passou a ser periodicamente realizad o na Rnest, a fim de avaliar a data de partida mais provável da refinaria, à luz das dificuldades que se apresentavam com as execuções contratuais (evidência 43).

447. A título meramente ilustrativo, a Figura 19 traz recorte da Análise Quantitativa de Riscos do Projeto Rnest, realizada em julho de 2013. O resultado da análise indicava, com 90% de confiabilidade (P 90), que a partida do 1º trem de refino aconteceria apenas em 5/11/2014, dadas às condições particulares daquela simulação.

Figura 19 – Exemplo do resultado de uma análise quantitativa de riscos da data de partida da Rnest.

Fonte: Relatório de Análise Quantitativa de Riscos do Projeto Rnest (evidência 42, p.4)

448. A data de partida com que se trabalhava à época da finalização da Fase III, que integrou o Pacote de Suporte à Decisão de FEL 3, era 12/7/2012, portanto, quase dois anos de diferença em relação à data mais provável resultante das análises probabilísticas de 2013 (evidência 26, p. 52-55).

449. Verifica-se, então, que a fidedignidade do cronograma da Rnest deveria ter sido testada por meio de análise probabilística da data de partida, ainda no portão de decisão de FEL 3 (deveria integrar o PSD de FEL 3). Não foi o que ocorreu. Mais do que isso: era exigível dos gestores que demandassem a realização dessas análises de risco antes de autorizar o PAR, como previa a Sistemática.

450. Em suma, com esse tipo de estudo ter-se-ia, não só a probabilidade de sucesso da data pretendida com o PAR, mas também o impacto do custo adicional no VPL do projeto, tal qual a metodologia prescrita pela própria Petrobras, descrita no subitem III.2.4 deste relatório. A ausência dessa informação é mais uma evidência da falta de reflexão que pautou a decisão pelo PAR. A partir da declarada perseguição de objetivos de prazo em detrimento dos demais objetivos do projeto (custo e qualidade), perfazia conduta minimamente exigível dos gestores ponderar sobre eventuais consequências sob a perspectiva dos riscos.

451. Ainda em relação ao PAR, uma última – mas não menos importante – irregularidade foi constatada no que se refere à ausência de motivação do programa, como descrito a seguir.

Ausência de justificativa adequada para a antecipação de contratos

452. A Ata DE 4.632, em sua pauta 255 (evidência 25, p. 12), registra os termos e condições da aprovação original do PAR, em 8/3/2007, conforme DIP AB-CR 76/2007 (evidência 25, p. 16-30), que propunha a estratégia de antecipação da contratação de equipamentos e serviços.

453. No DIP, basicamente, se apresentaram os prazos médios das atividades, como constavam no caminho crítico do cronograma de implantação do projeto, e alternativas para reduzi-los. Não há motivação ou justificativas para a elaboração do PAR. Apenas menção de que o PAR teria sido encomendado pelo então Diretor de Abastecimento, Sr. Paulo Roberto Costa, nos seguintes termos: Em fevereiro de 2007 foi solicitado, por V.Sa., a elaboração de um plano de antecipação do início das operações da refinaria, que é apresentado a seguir (evidência 25, p.16).

454. A própria Petrobras reconheceu a inexistência de motivações para o PAR nas atas e documentos relacionados. Isso ocorreu em resposta a questionamento formulado pela equipe de auditoria, in verbis : Não localizamos estudos ou registros de documentos que tragam explicitamente as razões pelas quais se propôs a antecipação da refinaria (PAR) (evidência 41, p. 1).

455. Esquadrinhando os documentos fornecidos pela Petrobras em atendimento aos ofícios de requisição, encontrou-se um registro sobre o direcionador primário de prazo, que teria norteado a condução dos processos de contratação objeto do PAR, abaixo reproduzido:

A estratégia de implantação do Projeto da Refinaria do Nordeste (RNEST) aprovada no Plano de Antecipação da Refinaria do Nordeste (PAR) de março de 2007 , cujo direcionador primário era o prazo , direcionou a condução dos processos de aquisição de bens e serviços de forma concomitante à elaboração do Pacote de Suporte à Decisão (PSD) da Fase III e a atualização do Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica (EVTE). (grifamos) (evidência 26, p. 48)

456. Repete-se que o resultado desejado pelo PAR era que a Rnest iniciasse suas atividades em agosto de 2010, onze meses antes da data prevista, em etapa ainda de elaboração do projeto básico. Não foram encontradas motivações ou justificativas técnico-econômicas que respaldassem a antecipação. Pelo contrário. Os indicativos técnicos existentes apontavam claramente no sentido oposto, ou seja, a data de partida então prevista seria prorrogada.

457. A data de partida prevista antes do PAR (julho de 2011), e que se desejava antecipar, foi construída a partir de cronogramas ainda preliminares. Esses cronogramas não ofereciam grau de precisão adequado, conforme consignado na própria Sistemática vigente: A segunda fase visa à análise e à aprovação do Projeto Conceitual, quando todos os custos e gastos são estimados preliminarmente e o grau de confiança ainda não é satisfatório para uma decisão de alocação de recursos (grifamos) (evidência 13, p. 15). Não havia suporte probabilístico de que os prazos eram factíveis. O projeto básico da refinaria ainda estava sendo elaborado e não havia estratégias de integração contratual e logística de obras bem definidas.

458. Investigação interna da própria Petrobras reconheceu a inexistência de motivação para o PAR, nos termos a seguir:

7.1. Com a concepção do Plano de Antecipação da Refinaria – PAR (aprovado pela Diretoria Executiva em 08/03/2007 – Ata DE 4.632, item 29, pauta 255 – Anexo 4), cujo objetivo era inaugurar a Refinaria em agosto/2010 (antecipando a partida de suas operações em cerca de 1 ano – schedule driven ), houve a necessidade de aceleração das contratações de serviços e aquisições de bens. A Comissão não obteve evidência de justificativa técnica ou empresarial para a elaboração do PAR – vide 5.4.1 a 5.4.5. (evidência 35, p. 22-27) (grifamos)

459. A motivação dos atos administrativos é um princípio que, por expressa disposição legal, deve ser obedecida no âmbito da Administração Pública Federal, e é fundamental para o controle de legalidade dos atos. A Lei Federal 9.784/99 – lei que regula o processo administrativo no âmbito da Administração Pública Federal direta e indireta, em seu artigo 50, elenca situações de fato e de direito que quando presentes obrigam o agente público a motivar o ato, com a indicação dos fatos e dos fundamentos jurídicos presentes. De extrema relevância a citação, in litteris , desse artigo, especificamente do inciso II, que trata da imposição de encargos para a Administração Pública:

Art. 50. Os atos administrativos deverão ser motivados, com indicação dos fatos e dos fundamentos jurídicos, quando:

(...)

II – imponham ou agravem deveres, encarg os ou sanções’.

460. Ainda sobre a ausência de justificativa para realização do PAR, seria omisso deixar de acrescentar o entendimento da ex-presidente da Petrobras, Sra. Maria das Graças Foster, sobre a antecipação de contratações. Na apresentação do PNG 12-16, a então presidente atribuiu a escalada no valor do investimento para construção da Rnest ao descumprimento da Sistemática e a falhas no acompanhamento físico e financeiro (Figura 20).

Figura 20 – Razões para o aumento de custos da Rnest.

Fonte: PNG 12-16 (evidência 32, p. 6)

461. Segundo Foster, de acordo com a disciplina de capital da Companhia, a antecipação de fases facultada na Sistemática só deveria ser realizada em projetos com EVTE básico aprovado (portão de decisão de Fase III), sendo essa uma condição para a contratação de bens e serviços de um projeto de investimento. A única exceção a essa regra seria projeto da área de Exploração & Produção que contribuísse para o aumento da produção de petróleo, o que não é caso dos empreendimentos da área de Abastecimento (evidência 32, p. 18).

462. Na revisão da Sistemática vigente ao final destes trabalhos de auditoria (6ª edição), a antecipação de dispêndios não mais é permitida: Antecipações de dispêndios específicos para um projeto de investimento antes da aprovação do Projeto Básico não são permitidas (evidência 16, p. 12).

463. Ao ensejo do final do relato das irregularidades que pautaram o PAR da Rnest, impende trazer ao relato o entendimento do IPA, que também se manifestou de maneira inequívoca sobre a reprovabilidade da antecipação de contratos. No relatório de avaliação de custo e cronograma, encomendado ao instituto pela Petrobras especificamente para analisar o Projeto Rnest em momento anterior à aprovação definitiva de sua implantação, a entidade apontou a antecipação de contratações como uma sobreposição de fases ( overlap between phases ). Indicou o PAR como o principal risco a ser administrado no decorrer da execução do projeto, alertando a Companhia dos efeitos que poderiam provocar:

Há muito em jogo para o Projeto Refinaria Abreu e Lima (Rnest). O projeto enfrenta sérios riscos às suas metas de operabilidade e apresenta alto risco de mudanças tardias , crescimento dos custos e deslocamento do cronograma . Embora a duração do ciclo planejado para o Projeto Rnest seja mais longa que a média da indústria, a não usual e elevada sobreposição entre fases e o planejamento agressivo da construção tornam o cronograma geral muito agressivo.

(...)

A estratégia de cronograma acelerado levou o Projeto Rnest a iniciar a engenharia de detalhamento sem completar a definição do projeto, incluindo o projeto básico e uma estimativa de controle. Infelizmente, a característica da matéria-prima mudou no final de FEL 3, causando algum retrabalho. Historicamente, megaprojetos com dificuldades semelhantes em seu início enfrentaram crescimento de custo e déficits de operabilidade substanciais. Ineficiência em custo muitas vezes pode ser absorvida por uma empresa, porém, um projeto multibilionário pode prejudicar a situação financeira da empresa além do reparo , se o projeto incorrer em grande crescimento de custos ou se questões de operacionalidade dos ativos impulsionarem ainda mais o crescimento de custos.

Em resumo, a aceleração de cronograma , a escassez de mão de obra, mudanças de matéria-prima e até mesmo pequenas mudanças de última hora na execução podem se combinar para produzir um desastre em megaprojetos; o Projeto Rnest é vulnerável a todas estas dificuldades. (tradução e grifos nossos) (evidência 30, p.3)

464. Em fecho de todas as considerações relatadas, tem-se que a insuficiente maturidade dos projetos licitados, a irreversibilidade da decisão de implantação da Rnest, a falta de avaliação das potenciais consequências da decisão e a ausência de justificativa para elaboração do PAR representam os aspectos irregulares que pautaram as decisões referentes ao PAR e, em conjunto, ilustram a temeridade da gestão que pautou a implantação da Rnest. O PAR agregou riscos substanciais a um projeto já fragilizado pelas indefinições da fase de projeto conceitual, tal qual narrado no subitem anterior.

465. Para a autorização de um plano bilionário, com cronograma sem qualquer contingência e contratação de obrigações irreversíveis pela Petrobras, era esperado dos decisores, no mínimo, maior diligência em sopesar as consequências dos riscos alertados, de forma a se certificar da vantajosidade da relação custo-benefício daquela escolha. Por se tratar de medida excepcional, a antecipação de contratos demandava pré-requisitos e gerenciamento diferenciado. Ao invés disso, o PAR se resumiu a um plano mal concebido, que desconsiderou exigências normativas e pareceres especializados, celebrado sem justificativa técnico-econômica e que resultou na irreversibilidade da implantação da Rnest.

466. Temeridade similar ao conjunto de decisões que pautou o PAR pode ser observada nos atos relacionados à aprovação da Fase III – elaboração do projeto básico, que será descrita no próximo subitem. Esse terceiro portão de decisão era a derradeira oportunidade de se sanarem os vícios das etapas anteriores. Entretanto, no caso da Rnest, isso não ocorreu. Ao revés do que seria esperado, a aprovação do portão de Fase III materializou os efeitos das falhas propagadas das fases anteriores, tornando irreversíveis os danos que viriam a compor prejuízos no balanço patrimonial da Petrobras.

V.1.3. Aprovação do Portão de Decisão de Fase III

467. À semelhança do que foi realizado para os subitens anteriores, o conjunto de documentos que suportaram a decisão de aprovação da Fase III da Rnest fo i agrupado em um mesmo arquivo, disposto à evidência 26. A Ata DE 4.786, em sua pauta 1.236 (evidência 26, p. 17-18), registra os termos e condições da aprovação, enquanto o DIP AB-CR 327/2009 e anexos (evidência 26, p. 19-25), junto com o Relatório Executivo do PSD da Fase III da Rnest (evidência 26, p. 26-69), Análise Econômico-Financeira de FEL 3 (evidência 26, p. 70-78) e pareceres das áreas corporativas (evidência 26, p. 79-132) , registram histórico, justificativas, análises, proposição e demais aspectos que motivaram a decisão, assim como os responsáveis pela sua elaboração, submissão e aprovação.

468. A aprovação do portão de Fase III é a mais crítica no ciclo de vida de um projeto de investimento, pois autoriza a execução das obras; consequentemente, é o principal ato ordenador de despesas. Normalmente é a partir dessa decisão que os principais contratos são celebrados.

469. No caso específico da Rnest, a criticidade dessa decisão foi agravada pelas falhas observadas nas fases anteriores,...