TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 006.981/2014-3 GRUPO I

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 006.981/2014-3

GRUPO I – CLASSE V – PlenárioTC-006.981/2014-3 Natureza: Relatório de AuditoriaEntidade: Petróleo Brasileiro S/AInteressado: Congresso Nacional Advogados constituídos nos autos: Eduardo Luiz Ferreira Araújo de Souza (OAB/RJ nº 140.563), Nilton Antônio de Almeida Maia (OAB/RJ nº 67.460), Ésio Costa Júnior (OAB/RJ nº 59.121), Bruno Henrique de Oliveira Ferreira (OAB/DF nº 15.345), Polyanna Ferreira Silva Vilanova (OAB/DF nº 19.273) e outros

SUMÁRIO: RELATÓRIO DE AUDITORIA. FISCOBRAS 2014. OBRAS DE CONSTRUÇÃO DO COMPLEXO PETROQUÍMICO DO RIO DE JANEIRO – COMPERJ. FALTA DE CLAREZA NA DIVULGAÇÃO DOS CUSTOS INCORRIDOS. DEFICIÊNCIAS EM PROCESSOS DECISÓRIOS. OITIVA DA ENTIDADE. DETERMINAÇÕES.

RELATÓRIO

Reproduzo o Relatório de Fiscalização da equipe da Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Aeroportos – SecobEnergia:

“I - INTRODUÇÃO

Os trabalhos foram realizados em conformidade com as Normas de Auditoria – NAT, com a seguinte composição de equipe: dois Auditores Federais de Controle Externo lotados na Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Aeroportos – Secob Energia, e um terceiro, com lotação na Secretaria de Controle Externo da Administração Indireta no Rio de Janeiro – Secex Estatais.

Em linhas gerais, a auditoria em tela tomou por base informações angariadas em sede de levantamento realizado em 2013 pelo TCU (TC 028.462/2013-0), tendo por fim precípuo analisar o gerenciamento das obras do Comperj, com atenção aos atributos de economia, eficiência e efetividade dos atos de gestão, em nível estratégico, tático e operacional.

A organização deste relatório está estruturada na forma a seguir. Primeiramente, será apresentada uma visão geral do objeto, na qual se intentará aclarar as diretrizes para planejamento, aprovação e monitoramento de projetos/programas de investimento da Estatal. Na sequência, serão abordadas as principais características do Programa Comperj, desde sua concepção original, em 2004, passando pelas significativas mudanças ocorridas logo antes de sua aprovação, em 2010, até a concepção atual.

Após breves descrições de informações gerais destes trabalhos, como questões de auditoria, metodologia utilizada, volume de recursos fiscalizado, benefícios estimados e limitações enfrentadas, será ilustrada a atual necessidade de investimento para o Comperj, uma vez terem sido constatadas informações desconexas com as levantadas em 2013.

Ato contínuo, serão expostos os achados considerados pertinentes pela equipe de auditoria.

O primeiro achado de auditoria se consubstancia na falta de clareza na divulgação dos custos do empreendimento, tendo-se abordado, principalmente, as inconsistências potenciais dos números informados no Plano de Negócios e Gestão da Petrobras e seus impactos para análises de órgãos e entidades estatais.

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Já o segundo achado de auditoria se atem a relatos descritivos, analíticos e conclusivos de estratégias de planejamento e implantação do Comperj, assim como da gestão das obras da primeira etapa construtiva do empreendimento. Será dada notícia de graves indícios de ausência e inadequação de análises técnicas, inobservância de normativos e pareceres, além de deficiências de planejamento das obras, que levaram ao entendimento de ter havido gestão temerária na implantação do Comperj.

Diante da gravidade dos relatos, os trabalhos concluem com propostas pela abertura de abrangente processo de contraditório e ampla defesa por meio de oitivas à Petrobras. Acrescem-se propostas de determinação à Companhia Petroleira para informar adequadamente os dados de custo e prazo de seus projetos de investimentos a órgãos e entidades estatais responsáveis pelo planejamento energético do país.

Para finalizar os relatos, foi incluído um Anexo de Registros Fotográficos e um Anexo contendo um Cadastro de Restrição de Acesso, com a finalidade de orientar a concessão de vista e cópia de peças do presente processo.

II.1 - Processos conexos

O planejamento da presente auditoria, além de valer-se do levantamento realizado em 2013 (TC 028.462/2013-0), também considerou informações de outros processos em curso neste Tribunal. Como exemplos, citam-se: TC 007.648/2012-0, no qual foram fiscalizadas as obras de construção do acesso principal do Comperj, a chamada ‘Estrada Convento’; TC 006.637/2012-4, que tratou da fiscalização da construção do ‘Pipe Rack do Comperj’; e TC 006.283/2013-6, relativo à auditoria realizada no Comperj para avaliar a regularidade no planejamento e gestão da logística de transporte dos equipamentos UHOS.

De igual forma, relacionam-se com esta auditoria o TC 009.834/2010-9, que analisa as contratações de unidades de processo (UDA, HCC, HDT e UCR), e os TCs 006.576/2012-5 e 031.029/2013-2, que tratam da construção das tubovias de interligação das unidades do Trem 1 de refino.

II.2 - Escolha do relator

No que se refere à relatoria deste processo, a escolha do Exmo. Sr. Ministro José Jorge se deu de acordo com o item 9.5 do Acórdão 3.143/2013-TCU-Plenário. Esse item do decisum aplica à relatoria dos processos de fiscalização temática, no âmbito do Fiscobras 2014, o disposto no art. 17 da Resolução-TCU nº 175/2005, que orienta a distribuição ao Ministro que detiver em sua lista de unidades jurisdicionadas o órgão repassador de recursos.

II.3 - Objetivos da fiscalização

O objetivo desta auditoria foi definido a partir do levantamento realizado no TC 028.462/2013-0 que, por sua vez, visou mapear a evolução de custos do Comperj.

O relatório da fiscalização de 2013 (Acórdão 660/2014-TCU-Plenário) descreveu a evolução dos custos do Comperj desde sua concepção, em 2004, até a elaboração do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Petrobras, percorrendo, também, as fases de desenvolvimento do projeto.

Em que pese a forte influência de uma reconfiguração do Comperj ocorrida em 2010, com impacto nas escaladas de prazo e custo, naquele relatório já eram apontados indícios de que atos de gestão adotados sem o devido suporte de informações teriam contribuído para a dilação dos prazos de partida e aumento dos custos do empreendimento.

Em termos de governança corporativa, asseverava-se, no âmbito daquele levantamento, que a gestão de riscos do Comperj aparentava não ter sido fidedigna ao que pressupõem os normativos e

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sistemáticas internas da Petrobras, o que seria a causa principal da deficiência informacional nas tomadas de decisão estratégicas e na gestão da implementação dos projetos.

Nesse sentido, em continuidade aos trabalhos outrora realizados e diante do objetivo principal de avaliar a gestão das obras do Comperj, como explícito na Portaria de Fiscalização nº 411/2013, buscou-se identificar as principais decisões gerenciais que causaram impactos no cronograma e no orçamento do empreendimento, assim como analisar o processo decisório que as suportou.

Uma vez que os projetos relativos às plantas de geração de petroquímicos e ao segundo trem de refino permanecem em fases iniciais de desenvolvimento conceitual, o escopo do presente trabalho foi originalmente definido de forma a contemplar apenas a parcela do empreendimento que já se encontra em implementação, ou seja, as obras necessárias para que o Trem 1 da refinaria do Comperj entre em operação.

Porém, durante a execução dos trabalhos de auditoria, a equipe teve acesso a relevantes informações produzidas pelo setor de Estratégia Corporativa da Petrobras, que oferecem um panorama mais atual sobre as necessidades de investimento do Complexo, bem como sobre sua viabilidade econômica.

Dessa forma, uma análise das referidas informações foi excepcionalmente incluída no escopo do presente relatório, em comum acordo entre os membros da equipe de auditoria, o coordenador e o supervisor dos trabalhos.

II.4 - Visão Geral do Objeto

Um dos principais empreendimentos da história da Petrobras, o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) está sendo construído no Município de Itaboraí-RJ, em uma área de 45 km2. Foi concebido originalmente como um complexo industrial no qual seriam produzidos, numa mesma área, derivados de petróleo e produtos petroquímicos de 1ª e 2ª geração. Sua concepção remonta ao ano de 2004, quando a Petrobras identificou a oportunidade de desenvolvimento de um empreendimento petroquímico no Brasil, a partir do processamento do petróleo pesado nacional.

Passados dez anos de sua concepção, o empreendimento pouco guarda de seu formato original. Em sua origem, o Complexo previa instalar uma refinaria com capacidade de processar 150 kbpd (mil barris de petróleo por dia) que ofereceria insumos a um parque petroquímico. Este parque consumiria grande parte da produção da refinaria e seria responsável por oferecer produtos petroquímicos de 1ª e 2ª geração à indústria de transformação (mercado de plásticos). Atualmente, a configuração do Comperj conta com uma refinaria de dois trens de refino para produção principalmente de óleo diesel, QAV (querosene de aviação) e GLP (gás de cozinha), com capacidade de processamento de 465 kbpd. Tais produtos serão destinados ao mercado nacional de combustíveis, enquanto o parque petroquímico deverá utilizar como insumo o gás natural oriundo da exploração do Pré-Sal.

Quando os dois trens de refino estiverem concluídos, o Comperj provavelmente comportará a maior refinaria instalada no país, superando a Refinaria de Paulínia (Replan), que possui capacidade de processar 415 kbpd.

A fim de oferecer uma visão do processo evolutivo do empreendimento Comperj, de 2004 até os dias atuais, focando nas mudanças de configuração do projeto, este tópico está organizado em dois itens. Primeiramente, devido a sua relevância para o escopo do presente trabalho, será oferecida uma breve explanação da sistemática corporativa de aprovação de novos projetos da Petrobras. Em seguida, a evolução do empreendimento Comperj será relatada de acordo com a cronologia das fases previstas na aludida sistemática, destacando-se os períodos nos quais foram constatadas as principais mudanças na configuração do empreendimento.

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As informações a seguir apresentadas foram mapeadas no já mencionado levantamento realizado pelo TCU em 2013, TC-028.462/2013-0 (Acórdão 660/2014-TCU-Plenário), no qual se encontram detalhadas com maiores minúcias.

II.4.1 - Da sistemática de aprovação de projetos de investimento da Petrobras

Dentro do Grupo Petrobras, o desenvolvimento de novos projetos de investimento se submete aos critérios e orientações do normativo ‘Sistemática Corporativa de Projeto de Investimentos do Sistema Petrobras’ (Peça 34), que estatui 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.

Segundo a Sistemática, o ciclo de vida de um projeto de investimento divide-se em fases, separadas por portões de decisão de continuidade ou não do projeto. Em linhas gerais, as fases são: Identificação de 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.

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), chamados de FEL – Front End Loading (inspirado na metodologia internacional do Instituto IPA – Independent Project Analysis). Em cada FEL, o projeto é conduzido ao órgão decisório para apreciação em relação a seu prosseguimento ou suspensão.

De tal forma, para cada um desses portões de decisão (FEL) devem ser produzidos documentos para subsidiar as tomadas de decisão, que 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 do Comperj, a Diretoria Executiva) dá-se o nome de ‘Pacote de Suporte à Decisão – PSD’.

Nesse cenário, o termo ‘FEL 1’ refere-se ao momento de transição entre as fases de Identificação de Oportunidade (Fase I) e a fase de Desenvolvimento do Projeto Conceitual (Fase II); ‘FEL 2’ remete ao momento entre o projeto conceitual (Fase II) e o projeto básico de engenharia (Fase III); enquanto ‘FEL 3’ 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 por ‘FEL 3’, ficam autorizados os processos de contratação e construção, dando-se origem aos principais desembolsos previstos para o projeto.

(...)

Como informado, a evolução de uma fase para outra pressupõe a maturação dos projetos e a consolidação de sua viabilidade econômica. Os custos estimados para o projeto acompanham essa dinâmica, comportando-se de maneira proporcional a sua evolução. Assim, a Sistemática prevê o estreitamento das margens de erro das estimativas de custo à medida que os projetos evoluem de fase.

Na aprovação de FEL 1, a Petrobras considera que as margens de erro das estimativas devem partir de um intervalo de precisão que varia entre -30% a +50%. Em FEL 2, este intervalo é de -20% a +30%. Já em FEL 3, a maturidade dos projetos deve ser suficiente para que as estimativas atinjam precisão de -15% a +20%, momento em que se decide definitivamente pela implantação ou não do projeto.

(...)A Sistemática pressupõe, ainda, a elaboração de uma avaliação técnico-econômica do projeto

que deve integrar os Pacotes de Suporte a Decisão – PSD, em cada mudança de fase. Como dito, cada PSD representa um conjunto de informações sobre o projeto levado à autoridade competente

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para suportar as decisões estratégicas, principalmente as relacionadas à continuidade ou não dos investimentos (go - no go). De acordo com a Sistemática, projetos superiores a US$ 300 milhões devem ter sua passagem de Fase autorizada pela Diretoria Executiva (Peça 34, p. 78).

Em termos de viabilidade técnico-econômica, o modelo de avaliação da Sistemática permite que o projeto seja ponderado por meio de metodologias internacionalmente consagradas, como os métodos: Fluxo de Caixa Descontado (FCD), Taxa Interna de Retorno (TIR), Valor Presente Líquido (VPL), Economic Value Added (EVA) e payback.

A Sistemática estabelece, ainda, que um dos requisitos obrigatórios para que qualquer projeto entre na carteira de investimentos da Petrobras e, depois de iniciada sua avaliação, seja aprovada qualquer passagem de fase, é a apresentação de rentabilidade positiva (VPL superior a zero) nos cenários de referência (Peça 34, pp. 16-17, 23, 33, 44).

Tais cenários de referência constituem um conjunto de considerações sobre o comportamento da economia ao longo dos anos, algumas mais otimistas e outras mais pessimistas em relação aos principais indicadores macroeconômicos do país, a exemplo da taxa SELIC, do câmbio e da variação anual do PIB. Atualmente, segundo as análises de Pós-EVTE realizadas pelo setor de Estratégia Corporativa da Petrobras, a Companhia adota os seguintes cenários: ‘Crescimento Predatório’; ‘Desenvolvimento Sustentável’; ‘Força do Hábito’; e ‘Atenção Dividida’.

Considerando um determinado horizonte temporal, esses cenários são distribuídos em dois eixos. O primeiro, ‘Dinâmica Econômica’, relaciona-se aos possíveis resultados das políticas econômicas adotadas pelo Governo Federal. O outro eixo, ‘Sustentabilidade’, busca indicar a expectativa de estabilidade da economia naquele horizonte temporal, (...).

Nas análises econômicas mais recentes realizadas para o Comperj, o cenário referencial mais utilizado foi o ‘Força do Hábito’, que indica uma visão para o país de política econômica não coordenada, crescimento econômico volátil e ambiente de baixa sustentabilidade, no horizonte temporal que se estende até 2030.

A Sistemática considera como pré-requisito para inclusão de um projeto novo no Plano de Negócios e Gestão da Companhia a viabilidade econômica nos cenários de referência da Companhia, ou seja, apenas projetos com VPL maiores que zero podem ser incluídos (Peça 34, p. 16).

Finda a sucinta explanação sobre a sistemática de aprovação de projetos de investimento da Petrobras, passa-se a descrever, sinteticamente, a evolução do projeto Comperj ao longo dos portões de decisão, desde a sua concepção inicial até os dias atuais.

II.4.2 - Da concepção original do Comperj (FEL 1 e FEL 2)

O Comperj passou a integrar a carteira de projetos de investimentos da Petrobras em 2004 (Fase I). A passagem do Projeto Comperj pelos portões de FEL 1 e FEL 2 manteve as premissas de implantação do complexo petroquímico de forma integrada, composto por uma central de matérias primas, denominada Unidade de Produção de Petroquímicos Básicos - UPB, de um parque downstream de 2ª geração (Unidade de Petroquímicas Associadas - UPA), de uma Central de Utilidades (para geração de energia elétrica, tratamento de água, geração de hidrogênio, e tratamento de efluentes), além de facilidades de transferência, estocagem, distribuição e expedição de produtos.

Nessa configuração, o Comperj previa a produção de petroquímicos exclusivamente a partir de frações oriundas de petróleo, em especial o etano, GLP, nafta, diesel e querosene de aviação. Para isso, foi prevista uma planta de refino de 150 kbpd cujos derivados seriam predominantemente insumos para as unidades de produção de petroquímicos, sem previsão de venda de derivados leves

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(combustíveis) para o mercado nacional. A Figura 4 ilustra a cadeia de transformação prevista inicialmente para o Comperj.

Figura 4 – Cadeia de transformação do Comperj em sua concepção original

As frações mais leves da matéria prima oriunda do petróleo (etano, GLP e nafta) seriam enviadas para uma unidade denominada Steam Cracker, na qual seriam processados os petroquímicos básicos (principalmente eteno e propeno), por sua vez utilizados como matéria prima para a produção de resinas (polietilenos, polipropileno, PVC) e intermediários químicos.

Como o foco do Comperj era a maximização de produtos petroquímicos, diversos outros derivados do refino de óleo bruto seriam utilizados nessa configuração inicial como insumo, a exemplo do QAV e do óleo diesel com baixo teor de enxofre.

O elo seguinte da cadeia consistia no aproveitamento dessas matérias para a produção de produtos plásticos (eletrodomésticos, eletroeletrônicos, construção civil, peças para automóveis, embalagens, produtos médico-hospitalares, etc.).

No final de 2006 (passagem por FEL 2), a Petrobras concluía que a implantação do Complexo mostrava-se técnica, econômica, social e ambientalmente viável e configurava a única opção para a expansão da indústria petroquímica brasileira. Naquela ocasião, no entanto, a área estratégica da Estatal indicava que a viabilidade do Comperj como um todo apresentava rentabilidade positiva, mas elevada sensibilidade a atrasos e a variações do investimento. Além disso, a análise alertava, também, que a implantação de parcelas do projeto de forma isolada (em especial a UPB) não apresentava atratividade econômica (Peça 40, p. 18).

Em termos de custo, em FEL 1, o Comperj era previsto demandar investimentos da ordem de US$ 6,1 bilhões, ao passo que, em FEL 2, esse valor foi revisto para US$ 8,4 bilhões, com previsão de partida do Complexo em 2012.

A aprovação de FEL 2 autorizou a antecipação de algumas contratações iniciais, como terraplanagem, interligações elétricas provisórias e rodovias externas, além de dar início à Fase III (desenvolvimento do projeto básico de engenharia).

II.4.3 - Da ruptura com a concepção original do Comperj – FEL 3 (2010)

Seguindo a cronologia dos fatos, teve início a Fase III, com o desenvolvimento do projeto básico. Em 2010, o portão de decisão de FEL 3, que marca o final dessa fase e dá início à fase de implementação do projeto (contratações e início efetivo das obras), foi marcado por uma importante mudança no rumo do Comperj.

Sob a justificativa de mudança no balanço entre a oferta e a demanda de produtos petroquímicos no mercado nacional, a Petrobras desenvolveu uma série de otimizações do projeto, culminando em uma ruptura com o modelo conceitual do empreendimento desenvolvido em FEL 1 e FEL 2.

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No novo modelo, a refinaria passaria a fornecer combustíveis para o mercado interno e nafta para o parque petroquímico. Adicionalmente, a capacidade de processamento de óleo bruto do Comperj seria elevada de 150 para 330 kbpd, a partir da inclusão de um segundo trem de refino (passou-se a prever dois trens com 165 kbpd cada). A Figura 5 descreve a concepção prevista para o Comperj em 2010:

Figura 5 – Cadeia produtiva do Comperj em 2010 (FEL 3)

Para viabilizar o projeto, a Petrobras previa a participação de parceiros no investimento, relegando a construção das plantas petroquímicas à Braskem, empresa na qual a Petrobras possui participação acionária. Na parceria, a Estatal deteria 100% de participação nos dois trens de refino e 40% nas petroquímicas.

A esses projetos (refinaria e petroquímicos) somar-se-ia a Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades (CDPU), que atenderia a todo o Complexo com a entrega de utilidades, como energia elétrica, hidrogênio, vapor, tratamento de água e tratamento de dejetos industriais. Essa CPDU seria construída e operada por um terceiro parceiro, e sua produção seria integralmente adquirida pelas unidades instaladas no Comperj, para utilização nas refinarias e nas plantas petroquímicas.

O escopo do Comperj previa ainda os off sites (tubovias, tanques, flare, subestação, armazenamento e outros), a infraestrutura (terraplanagem, vias internas, portarias e prédios), o extramuros (estradas, emissário submarino) e as parcelas de investimentos sociais e de SMS (segurança, meio ambiente e saúde).

Nessa nova concepção, o Comperj passou a ser tratado como um Programa, a ser implantado em diversas etapas. Considerando o diferente grau de maturidade dos projetos, em especial o Trem 2 da refinaria que sequer fora previsto nas Fases I e II do Comperj, a Petrobras passou a considerar o empreendimento como três projetos distintos (Trem 1, Trem 2 e unidades petroquímicas), a serem construídos em momentos diferentes. A primeira etapa construtiva correspondia à construção do Trem 1 da refinaria e ao conjunto de obras necessárias para sua operacionalização. Na segunda etapa, seriam construídas as unidades petroquímicas de 1ª geração e, na terceira etapa, as unidades petroquímicas de 2ª geração e o Trem 2 da refinaria.

Em 2010, a Diretoria Executiva da Petrobras considerou que a primeira etapa estava suficientemente madura para já ser implantada, aprovando, então, a passagem por FEL 3 do Trem 1 da refinaria e autorizando as contratações e o início das obras dessa etapa. No mesmo ato, foi indicado que as demais etapas (Trem 2 e petroquímicos) necessitariam de revisão e retornariam às fases anteriores, para reavaliação dos projetos. O projeto de petroquímicos retornou à Fase II, e o projeto do Trem 2 manteve-se na Fase I.

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Essa reconfiguração demandou a revisão do cronograma de implantação. Como o Programa Comperj previa investimentos em diferentes momentos, a data de partida das unidades foi alterada, passando-se a prever três marcos distintos de inauguração. Para o Trem 1 de refino, que já iniciaria sua efetiva construção, estipulava-se uma partida em set/2013, ao passo que a conclusão de todo o Comperj ocorreria até 2017 (Peça 28, p. 5).

As obras do Trem 1 foram aprovadas com previsão de investimentos de US$ 7,97 bilhões. Na mesma época, previa-se um custo para todo o Complexo de US$ 26,87 bilhões. A construção do Trem 1, de maneira isolada, indicava um VPL negativo de US$ 665 milhões, no cenário de referência, e de US$ 1.376 milhões, também negativo, na condição de robustez (Peça 28, pp. 3 e 22). Vale indicar que essa situação já havia sido aventada nas avaliações econômicas de FEL 1 e FEL 2, que afirmavam que a implantação do Comperj, de forma não integrada, não seria rentável à Companhia.

Assim, mesmo com o status da maioria dos projetos do Complexo em níveis iniciais de maturação (desenvolvimento conceitual e identificação de oportunidade), em 2010, o Programa Comperj foi fracionado e foi autorizado o início das obras das unidades incluídas no escopo da Etapa 1, dando-se início à construção do Trem 1 da refinaria. Os projetos das demais etapas mantêm, ainda hoje, 2014, os mesmos níveis de implantação em que se encontravam em 2010: Etapa 2 (petroquímicos) na Fase II e Etapa 3 (Trem 2) na Fase I.

Mesmo após o início das obras, nova alteração na concepção do Comperj ocorreu, consoante se apresentará no tópico a seguir.

II.4.4 - Da concepção atual – adaptação para uso de gás natural

Durante a construção do Trem 1 da refinaria, duas novas mudanças conceituais foram efetuadas no Programa Comperj, que modificaram o empreendimento para as condições atuais.

A primeira delas, ocorrida em 2012, decorreu de uma evolução tecnológica na indústria petroquímica. Em razão da exploração do gás de xisto (shale gas), nos Estados Unidos da América, que reduziu sobremaneira o custo da commodity, foram desenvolvidas novas tecnologias para utilização do gás natural (metano e etano) como insumo para indústrias petroquímicas.

Para se adaptar a essa nova condição do mercado, a Petrobras passou a prever o gás natural como insumo básico para a produção petroquímica do Comperj. Colimando a nova necessidade com a oportunidade de exploração do Pré-Sal, o Complexo incluiu em seu escopo a construção de um dos três gasodutos submarinos que compõem as rotas de escoamento do gás de alto mar para a costa (Rota 3) e a instalação de uma Unidade de Processamento de Gás Natural – UPGN, denominada de ‘UPGN Rota 3’.

Na concepção atual, então, as refinarias previstas para o Comperj passaram a ser integralmente independentes do parque petroquímico. As plantas petroquímicas receberão da UPGN o insumo para sua produção, enquanto os produtos do refino de petróleo bruto serão destinados ao mercado interno de combustíveis, consoante ilustra a Figura 6:

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Figura 6 – Cadeia produtiva atual do Comperj

Com a mudança ocorrida, a refinaria do Comperj passou a ser independente da produção de petroquímicos e sua capacidade foi ampliada para 465 kbpd, passando-se a conceber o Trem 2 com 300 kbpd. Essa mudança também acarretou alteração nos projetos do próprio Trem 1, em construção, uma vez que algumas unidades destinadas a processar frações do petróleo que seriam repassadas para as plantas petroquímicas, como o PFCC (Petrochemical Fluid Catalytic Cracking) de gasóleo e a Unidade de Hidrotratamento de Nafta (UHDT-Nafta), passaram a ser desnecessárias.

A segunda mudança na concepção do Comperj aprovada em 2010 está relacionada à forma de tratar as utilidades previstas para uso no empreendimento (tratamento de água, geração de energia elétrica, vapor de processo, geração de hidrogênio e tratamento de efluentes). Como informado alhures, na concepção do Programa Comperj em 2010, essas utilidades seriam adquiridas junto ao então proprietário da CDPU, que seria construído e operado por um parceiro privado, constituindo custos operacionais para a Petrobras e não custos de investimento.

Todavia, ante a dificuldade em formalizar a parceria almejada para construir e operar a CDPU conforme os parâmetros planejados, a Petrobras decidiu executar as obras às suas expensas. Com isso, a CDPU foi desmembrada em quatro outras unidades que não estavam previstas no projeto do Trem 1 da refinaria: Casa de Força, Estação de Tratamento de Água, Estação de Tratamento de Efluentes e Unidade de Geração de Hidrogênio.

Assim, com essa alteração, a construção da unidade que produziria as utilidades para o Comperj passou a ser tratada como investimento direto da Petrobras, sem a participação de terceiros.

As ulteriores modificações no projeto do Comperj passaram a ser divulgadas pela Petrobras no Plano de Negócios e Gestão de 2013-2017 (PNG 2013-2017), que anunciou pela primeira vez um incremento dos custos do Trem 1 da refinaria e uma postergação do prazo de partida dessa primeira etapa do Complexo. A partir desse PNG, a Petrobras tem anunciado que o Trem 1 da refinaria do Comperj será inaugurado em nov/2016, demandando investimentos de US$ 13,5 bilhões. Sobre os

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demais projetos do Programa Comperj (petroquímicos e Trem 2 de refino), a Companhia parou de indicar, no PNG, informações claras sobre custos e prazos de implantação.

II.5 - Questões de auditoria

A partir do objetivo do trabalho e a fim de avaliar como foram tomadas as principais decisões que marcaram o desenvolvimento do empreendimento Comperj, de acordo com os normativos pertinentes, formularam-se as questões adiante indicadas:

1) Em quais projetos/contratos se identificam os principais desvios de prazo e custo observados nas obras do Comperj?

2) Que decisões ou omissões deram causa aos principais desvios de prazo e custo observados nas obras do Comperj?

3) Como se deu o processo de gerenciamento de riscos do empreendimento?

Durante os trabalhos, foi incluída questão atinente ao volume de recursos necessários para concluir as obras de implantação do Comperj.

II.6 - Metodologia utilizada

Utilizaram-se as técnicas de análise documental, entrevistas, inspeção in loco, conferência de cálculos e comparação com a legislação e a jurisprudência do TCU, com o objetivo de mapear os eventos relacionados à gestão das obras do Comperj, buscando identificar os momentos de tomadas de decisão, seus agentes, a qualidade das informações disponíveis e as avaliações de riscos associadas.

Como fontes de informações, citam-se documentos internos, a exemplo de relatórios gerenciais, atas de reuniões, indicadores de desempenho, planilhas estratégicas, pareceres técnicos e jurídicos e normativos internos. 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, em publicações internacionais, em fiscalizações anteriores e em documentos produzidos pelas unidades técnicas do Tribunal.

Inicialmente, por meio do Ofício de Requisição nº 001-188/2014-TCU/SecobEnergia, de 13/5/2014, foram solicitadas à Petrobras, dentre outras, informações atualizadas relativas aos contratos do Comperj que se situavam acima de R$ 20 milhões.

Com base nas respostas encaminhadas pela Companhia e nos critérios de materialidade, risco e relevância, buscou-se identificar os contratos que apresentavam maiores aditivos de prazo e custo, causando impactos para o empreendimento.

II.7 - Volume de Recursos Fiscalizado

O Volume de Recursos Fiscalizados – VRF desta auditoria aproxima-se de R$ 14 bilhões, montante obtido pela soma dos contratos que atenderam aos critérios de seleção de amostra estipulados, conforme orienta a Portaria-TCU nº 222/2003. Por se tratar de auditoria temática, há que se deixar claro que o objeto da fiscalização não foram as relações contratuais, mas os atos de gestão atinentes à implantação do Comperj.

Foram selecionados os seguintes contratos, expressos por seus valores originais, acrescentados dos respectivos aditivos com impacto em custos:

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Tabela 1 – Volume de Recursos Fiscalizados

II.8 - Benefícios estimados

Os principais benefícios estimados com a presente fiscalização relacionam-se ao aprimoramento da Governança Corporativa da Petrobras, basicamente sob dois aspectos: a melhor divulgação dos projetos de investimento da Companhia; e o melhor gerenciamento de riscos em projetos de investimento; amparados nos principais achados de auditoria: 1) Falta de clareza na divulgação dos custos do Comperj; e 2) Gestão temerária na implantação do Comperj.

II.9 - Limitações

Cumpre registrar limitação ocorrida ainda durante a fase de planejamento da auditoria, que prejudicou o cronograma previsto para os trabalhos, demandando a necessidade de prorrogação dos prazos inicialmente estabelecidos.

Para o desenvolvimento de qualquer fiscalização na Petrobras, a Companhia tem por praxe designar um funcionário para atender, em nome da Presidência da Estatal, as requisições das equipes de auditoria. Neste trabalho, a solicitação de designação de interlocutor, formulada no Ofício de Apresentação nº 141/2014-TCU-SecobEnerg (Peça 4), de 24/4/2014, e reiterada durante contatos telefônicos e videoconferência realizada entre os membros da equipe de auditoria e dirigentes da entidade auditada, só foi atendida em 16/5/2014, pela indicação do interlocutor por email (Peça 76). Durante mais de vinte dias os trabalhos de planejamento ficaram limitados pela indisponibilidade de informações para análise. Somente a partir de 19/5/2014 as respostas aos ofícios de requisição começaram a ser remetidas à equipe.

II.10 - Manifestações preliminares dos gestores

Considerando a complexidade das informações abordadas na fiscalização e o impacto que poderão ocasionar, a equipe de auditoria optou por encaminhar uma versão preliminar do relatório de fiscalização aos gestores da Petrobras. O objetivo foi obter comentários das áreas envolvidas de forma a conferir imparcialidade às questões abordadas e contribuir para a maior objetividade e exatidão dos relatos.

Em resposta ao Ofício nº 006-188/2014-TCU/SecobEnergia, de 15/7/2014 (Peça 79), mediante o qual foi encaminhada versão preliminar deste relatório, a Petrobras aduziu sua manifestação de forma tempestiva (Peça 22), trazendo ponderações ‘apenas às questões que julgou prementes, pela própria complexidade do tema em análise’. Após analisar os argumentos, a equipe de auditoria incorporou as informações pertinentes ao corpo do relatório, sem, no entanto, alterar o mérito dos trabalhos.

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III - MAPEAMENTO DOS CUSTOS NECESSÁRIOS PARA O COMPERJ

O objetivo precípuo desta auditoria foi avaliar os atos de gestão envolvidos na implantação do Comperj que teriam sido responsáveis por provocar aumentos de custos e dilações de prazo na conclusão do Trem 1 da refinaria. O ponto de partida para os trabalhos foi o levantamento realizado em 2013, nos autos do TC-028.462/2013-0, em que foi mapeada a escalada dos custos do empreendimento.

Todavia, no decorrer desta fiscalização, a equipe de auditoria deparou-se com novas informações relacionadas aos valores de investimento do Comperj, que contrapõem àquelas relatadas em 2013, que foram conduzidas ao Acórdão 660/2014-TCU-Plenário.

Como o objetivo dos trabalhos não previa promover nova avaliação de custos do Complexo, os números obtidos neste ano não puderam ser esmiuçados de forma apropriada. Inobstante, considera-se de todo oportuno trazer ao descortino desta Corte de Contas as novéis informações angariadas, postergando para momentos posteriores sua avaliação pormenorizada.

Desta feita, neste tópico, será apresentado um breve relato, meramente descritivo, envolvendo as diferentes informações acerca das necessidades de investimentos para o Comperj. Há de se notar, como se evidenciará, a existência de informações desconexas entre órgãos da própria Petrobras, umas produzidas pela área de Estratégia Corporativa e outras pela Diretoria de Abastecimento, área de negócio responsável pela implantação do empreendimento.

Em seguida, continuando os relatos descritivos, serão abordadas questões relacionadas à viabilidade econômica do Comperj.

III.1 - Do levantamento realizado em 2013

Em 2013, foi realizado um levantamento que objetivou coletar informações acerca da evolução dos custos de implantação do Comperj. Fruto desse trabalho, o Relatório de Fiscalização (TC 028.462/2013-0, peça 54) apresentou os custos previstos para o Programa Comperj, abrangendo o Trem 1 da refinaria, atualmente em construção, e as demais etapas que constituem o Complexo: Trem 2 da refinaria e unidades de produção de petroquímicos.

Naquela oportunidade, foi mapeado que, em fev/2010, momento de passagem para a fase de implementação do projeto do Trem 1, o investimento necessário para todo o Programa Comperj era de US$ 26,87 bilhões, sendo que, as obras referentes ao Trem 1 da refinaria somavam US$ 7,97 bilhões desse montante.

Em razão das modificações conceituais do empreendimento ocorridas em 2012, o custo do Comperj, como um todo, passou a ser de US$ 30,5 bilhões, cabendo ao Trem 1 da refinaria investimentos de US$ 13,5 bilhões. Naquela fiscalização, foi evidenciado que o principal motivo para a escalada dos custos seria a incorporação da unidade de produção de utilidades e de geração de hidrogênio (CDPU e UGH) ao escopo das obras do Trem 1.

Ocorre que, no decorrer dos trabalhos desta auditoria, foram obtidos outros dados que confrontam os números então apresentados. Em razão de sua relevância, considerou-se oportuno relatar, mesmo não compondo o objetivo primário da presente auditoria. Assim, nos tópicos seguintes serão apresentados comparativos das necessidades de investimento do Comperj como inicialmente dispostos no levantamento em contraposição aos novos dados obtidos neste ano.

III.2 - Das necessidades de investimento do Programa Comperj

O setor de Estratégia Corporativa da Petrobras, entre outras atividades, elabora estudos que fomentam as tomadas de decisão nas reuniões da Diretoria Executiva nas mudanças de fase dos projetos de investimento, como parte de seu processo de desenvolvimento e maturação. Compete a

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esse setor, então, elaborar pareceres sobre o alinhamento estratégico e a viabilidade econômica dos projetos.

Como narrado anteriormente, em fev/2010, a Diretoria Executiva da Petrobras autorizou a mudança de fase no Programa Comperj, aprovando o início das obras do Trem 1 da refinaria. O Pacote de Suporte à Decisão - PSD (Peça 28) endereçado à deliberação pela Diretoria Executiva continha, em seu bojo, um estudo da Estratégia Corporativa sobre o projeto ‘Comperj Refinaria Trem 1’ (Peça 72), atinente à avaliação econômica e projeção de investimentos necessários para o empreendimento.

De acordo com o parecer da Estratégia Corporativa, em 2010, previa-se que o Programa Comperj (Trem 1, Trem 2 e unidades petroquímicas) demandaria desembolsos da ordem de US$ 26,87 bilhões, (...).

Esse valor, US$ 26,87 bilhões, que compôs o PSD de FEL 3, seria o montante necessário para a implementação integral do Comperj e concebia investimentos diretos da Petrobras e investimentos de parceiros estratégicos (em especial, a Braskem). Como se depreende da tabela, as obras do Trem 1 representavam US$ 7,97 bilhões; o Trem 2, US$ 7,00 bilhões; e as unidades petroquímicas somavam US$ 10,00 bilhões. Naquela época, a construção da Central de Utilidades não estaria a cargo da Petrobras, nem da Braskem, representando custos de operação das plantas (Opex) e não custos de implantação (Capex).

Excluindo os investimentos a cargo de terceiros, previa-se um total de US$ 16,69 bilhões que seriam desembolsados diretamente pela Petrobras no Programa Comperj, equivalente a 62% do total.

Em termos de rentabilidade, o projeto do Trem 1 apresentava Valor Presente Líquido – VPL negativo, mas o Programa como um todo projetava rentabilidade positiva de US$ 1,4 bilhão.

Vale dizer que todas essas informações foram mapeadas na fiscalização realizada pela Secob-Energia em 2013.

Não obstante, durante a presente auditoria, novas informações de necessidades de investimento no Comperj foram obtidas. Mesmo tendo sido produzidos pelo mesmo setor de Estratégia Corporativa, os novos dados confrontam os números do PSD FEL 3, ao indicar que a Petrobras terá que arcar com investimentos que ultrapassam em 250% o valor então levado à Diretoria Executiva para aprovação, em 2010.

Em 2012, já com as obras em andamento, a Diretoria de Abastecimento da Petrobras demandou um Pós-EVTE, isto é, uma reavaliação do projeto do Trem 1 da refinaria (Peça 29). Nessa nova análise empresarial, foi dada notícia que os investimentos necessários para a conclusão do Programa Comperj superariam US$ 50 bilhões, dos quais US$ 42,7 bilhões, 85% do total, estariam a cargo da Petrobras.

Ao se deparar com esses valores, a equipe de auditoria requisitou à Petrobras um detalhamento dos montantes ilustrados no referido parecer de 2012. Em resposta, a Companhia forneceu planilha eletrônica (Peça 92), que expressa de forma consolidada os investimentos projetados (Capex Proj), relacionados a cada conjunto de obra necessária para o funcionamento do Complexo, em diferentes cenários econômicos de avaliação. (...)

Pelos dados apresentados, de acordo com a reavaliação ocorrida em 2012, passou-se a considerar uma projeção de investimentos de US$ 50,4 bilhões para o Comperj, que, sopesando as margens de erro, pode oscilar entre US$ 41,3 bilhões e US$ 67,1 bilhões em gastos.

Parte dessas obras, no entanto, não será, a princípio, custeada diretamente pela Petrobras, como o Steam Cracker, MDI e Policarbonato, que devem ser desenvolvidas por parceiros privados, como a Braskem. Ajustando-se a planilha para expressar apenas os prováveis dispêndios diretos da

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Petrobras nos investimentos do Comperj, de acordo com a previsão de participação da Estatal nas parcerias, chega-se a um total projetado de US$ 42,75 bilhões, 85% do total (Peça 92).

É importante destacar que a planilha obtida expõe todos os conjuntos de obras necessárias para a operação do Comperj, considerando a concepção atual de projeto e incluindo, assim, os gastos necessários à construção da UPGN Rota 3. O projeto da UPGN Rota 3 é de responsabilidade da Diretoria de Gás e Energia da Petrobras e compõe uma das rotas de escoamento do gás extraído dos poços do Pré-Sal em alto mar.

Na concepção atual do Programa, o parque petroquímico a ser instalado utilizará o gás natural processado (especialmente etano) como insumo para a produção. Por tal motivo, optou-se por alocar uma UPGN no Comperj, para processamento do gás associado ao óleo do Pré-Sal de modo a servir de insumos para as unidades petroquímicas. Como o volume de gás processado deverá ser superior à necessidade do Complexo, o excedente do processamento de gás natural será disponibilizado na malha de gasodutos da Petrobras, para venda ao mercado interno.

Assim, as obras referentes à UPGN Rota 3 foram iniciadas em 2012 e não são, em sua integralidade, relacionadas diretamente ao Comperj, apesar de estar sendo construída nos recintos do empreendimento. Isso porque a construção da UPGN, com a capacidade prevista, atende aos desígnios do Programa Comperj (insumo para os petroquímicos), juntamente com a necessidade de escoamento do gás associado à exploração do óleo do Pré-Sal.

Por tal motivo, a área de Estratégia Corporativa, ao promover a reavaliação do Comperj, desconsiderou como investimentos do Complexo as seguintes obras: (i) ‘Rota 3 - Unidades de Processamento de até 14 MM m³/d de Gás do Pré-Sal’ (US$ 1.602 milhões); e (ii) ‘Rota 3 - Unidades de Processamento de até 7 MM m³/d de Gás do Pré-Sal’ (US$ 588 milhões). Por seu turno, os custos referentes à unidade de separação de etano, US$ 360 milhões, foram mantidos como investimentos diretos do Comperj, por atender exclusivamente a esse empreendimento.

Além das obras da UPGN Rota 3, a unidade que previa a produção de elastômeros, no valor de US$ 519 milhões, também deixou de ser considerada nos custos de investimento.

Com essas exclusões (parte dos custos atinentes à UPGN Rota 3 e a unidade de Elastômeros), a Estratégia Corporativa concluía, no Pós-EVTE de 27/12/2012, que as necessidades de investimentos para o Comperj somavam US$ 47,7 bilhões (Peça 29, p.1).

Outra importante informação disponível no parecer de Pós-EVTE da Estratégia Corporativa refere-se aos custos da Infraestrutura Compartilhada, estimados em US$ 8,11 bilhões.

Como o Comperj deixou de ser um projeto único e passou a ser um programa a ser implantado em três diferentes etapas, os custos relacionados à infraestrutura básica (terraplanagem, interligações elétricas, vias de acesso, prédios administrativos, etc.) passaram a prever um rateio entre as diferentes etapas. (...).

Assim, considerando os percentuais de rateio, dos US$ 8,11 bilhões previstos para a infraestrutura compartilhada, US$ 1,63 bilhão (ou 20,07%) seria atrelado aos custos de investimento do Trem 1 da refinaria, US$ 1,78 bilhão (21,90%) ao Trem 2, e assim sucessivamente. Muito embora seja previsto para os custos relacionados à infraestrutura compartilhada um rateio entre as diferentes etapas do empreendimento, é importante ter em mente que todas as obras concernentes a essa infraestrutura foram autorizadas e contratadas juntamente com o Trem 1 da refinaria, em 2010, configurando custos já compromissados, ou ‘afundados’ em linguajar próprio, do Programa Comperj.

Perante o que foi exposto, na presente auditoria, foram obtidos documentos que mencionam valores de investimento previstos para o Comperj divergentes daqueles mapeados durante o levantamento realizado pelo TCU em 2013.

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Em linhas gerais, foi evidenciado que a área de Estratégia Corporativa da Petrobras, ao promover a reavaliação do projeto de implantação do Trem 1 da refinaria em 2012, considerou que a conclusão do Programa Comperj, abrangendo as obras dos dois trens de refino, da unidade de separação de etano da UPGN Rota 3 e as plantas petroquímicas, demandará investimentos de US$ 47,7 bilhões, valor este bem acima dos US$ 30,5 bilhões informados ao TCU anteriormente.

As obras atualmente aprovadas são, em sua maioria, relacionadas à operacionalidade do Trem 1 da refinaria. Os investimentos necessários para essa parcela do projeto serão descritos no tópico seguinte.

III.3 - Das necessidades de investimento do Trem 1 da refinaria

Dando prosseguimento ao relato das informações mapeadas durante a presente fiscalização, serão apresentados os investimentos necessários para a operacionalidade do Trem 1 da refinaria, que atualmente se encontra em construção. Em 2013, o TCU mapeou que as obras referentes ao Trem 1 da refinaria originalmente implicavam gastos de US$ 7,97 bilhões, em 2010, que teriam sido majorados para US$ 13,5 bilhões. Todavia, ante os novos documentos perquiridos neste ano, serão evidenciados os valores considerados pela Estratégia Corporativa da Petrobras, ao efetuar a reavaliação do projeto em dez/2012.

Para dar uma visão mais clara dos gastos relacionados ao Trem 1 de refino, será aqui adotada a mesma metodologia utilizada pela Estratégia Corporativa, consolidando todo o conjunto de projetos necessários para sua entrada em operação dessa fase do Programa Comperj.

Essa premissa impõe especial atenção ao conjunto de projetos que compreende a infraestrutura compartilhada. Como informado acima, para fins de alocação de gastos, o Programa Comperj considera um rateio da infraestrutura compartilhada (terraplanagem, interligações elétricas, vias de acesso, prédios administrativos, etc.) entre as diferentes etapas que comporão o Complexo. Todavia, todas as obras concernentes a essa infraestrutura foram deflagradas em conjunto com o Trem 1 da refinaria, dado que esta fase não poderia operar sem a execução de tais obras, e já representam compromissos firmados pela Petrobras (custos afundados).

Ademais, não havendo certeza em relação à implementação das demais etapas do Comperj (Trem 2 e petroquímicos), que permanecem em fases iniciais de desenvolvimento, a Estratégia Corporativa, ao reavaliar o projeto, considerou a totalidade de investimentos previstos para a operação do Trem 1 da refinaria.

Assim, partindo de uma visão integrada do conjunto de obras necessárias para permitir a entrada em operação do Trem 1 da refinaria, em 2012, a Estratégia Corporativa agrupou tais custos num conjunto único, denominado ‘Bloco 1’, ilustrado na Tabela 5.

Como se percebe na tabela, o conjunto de obras que demanda maiores investimentos refere-se às unidades de processo da refinaria propriamente dita, explícitas como ‘COMPERJ – Refinaria Trem 1’. O segundo maior dispêndio se refere à ‘Infraestrutura Compartilhada’. Já os ‘Pleitos do Bloco 1’, terceiro maior conjunto, são previsões de aumento de custos em função de modificações de projeto e mudanças no escopo dos contratos durante a execução das obras.

As obras de menor porte, mas também imprescindíveis para a operacionalização do Trem 1, são aquelas necessárias ao armazenamento e transporte de óleo bruto (insumo para a refinaria) e armazenamento e transporte de derivados, realizadas na Reduc (Refinaria Duque de Caxias) e nos terminais de Campos Elísios, Ilha d’Água e Angra dos Reis, além do gasoduto Guapimirim-Comperj.

(...)Em suma, de acordo com a Estratégia Corporativa da Petrobras, o conjunto de obras

necessárias para que o Trem 1 da refinaria entre em operação monta US$ 21,6 bilhões, e esses

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investimentos já estariam integralmente comprometidos (contratados). Este valor confronta os US$ 13,5 bilhões mapeados durante o levantamento realizado em 2013 e que vêm sendo divulgados pela Companhia como o total de investimentos atrelados ao Trem 1 da refinaria do Comperj.

Mais ainda, a Estratégia Corporativa previu, em 2012, desembolsos diretos da Petrobras de US$ 42,7 bilhões no Programa Comperj, o que supera em 256% a expectativa aprovada de investimentos diretos em 2010, que era de US$ 16,7 bilhões.

Não fez parte do escopo deste trabalho examinar a pertinência dos números considerados pela área de Estratégia Corporativa, razão pela qual o presente tópico teve viés meramente descritivo. Ainda assim, em sede de manifestação preliminar, a Petrobras apresentou argumentos para justificar a discrepância nos valores relatados. A exposição das considerações da Estatal, juntamente com a respectiva análise será desenvolvida no bojo do Achado de Auditoria 1 (Item IV deste relatório).

Vale registrar, por oportuno, que as disparidades observadas, nos montantes relatados, levam a crer que, quando da aprovação do PSD FEL 3, que autorizou o início das obras do Trem 1, alguns custos relacionados ao Comperj parecem não ter sido considerados, dado que, de 2010 a 2012, os valores de investimento previstos para o Complexo saltaram de US$ 26,7 bilhões para US$ 47,7 bilhões. Esse cenário toma relevo especial quando se sopesa a viabilidade econômica do Comperj, na situação atual do empreendimento, como se relatará a seguir.

III.4 - Da viabilidade econômica do empreendimento

No relatório do levantamento de 2013, foi anunciado que, no ano de 2010, na ocasião de mudança da Fase III para a Fase IV do desenvolvimento do projeto do Comperj (FEL 3), o ambiente de tomada de decisão ainda envolvia cenários de elevadas incertezas, face às imaturidades dos projetos e às drásticas e recentes mudanças conceituais no modelo de implantação.

Como já comentado, a Diretoria de Abastecimento da Petrobras decidiu, à época, elevar à deliberação da Diretoria Executiva a aprovação de um modelo de negócio a ser implementado em etapas, tratado, a partir de então, como ‘Programa Comperj’. Essa sistemática pressupunha a aprovação de uma primeira etapa inviável economicamente (Trem 1), se vista isoladamente, mas com indicativos de viabilidade positiva para o Programa, caso as outras etapas viessem a ser aprovadas e implementadas como planejadas (Trem 2 e plantas petroquímicas).

De acordo com as informações já listadas na Tabela 3 (Peça 72, p. 7), no momento da aprovação do PSD FEL 3, em fev/2010, quando se optou por implantar o Programa Comperj em etapas de construção distintas, o empreendimento como um todo apresentava viabilidade econômica marginalmente positiva para a Petrobras. Muito embora o programa como um todo apresentasse VPL de US$ 3,8 bilhões no cenário de referência, considerando a parcela de lucro cabível à Petrobras, o empreendimento representava para a Companhia um VPL de apenas US$ 820 milhões, para investimentos da ordem de US$ 16,7 bilhões.

Nesse momento, recorda-se, a maturidade dos projetos petroquímicos e do Trem 2 da refinaria estavam em fase inicial de desenvolvimento. Por esse motivo, as estimativas de custos dessas etapas previam margens de erro mais alargadas, o que potencializava ainda mais o cenário de incertezas existente à época, inclusive em relação à viabilidade econômica.

Na fiscalização de 2013, levantou-se a preocupação de uma eventual não implementação das plantas petroquímicas pela Braskem, que é soberana na decisão de investir ou não no Comperj. Chamou-se atenção, à época, para o fato de a não implementação das plantas petroquímicas provocar uma provável inviabilidade econômica do programa como um todo, uma vez que o Trem 1 da refinaria, isoladamente considerado, já apresentava VPL negativo.

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Não obstante esse cenário de incertezas, com o avançar do projeto à fase construtiva e às consequentes elevações das necessidades de investimentos, as projeções de viabilidade econômica do Programa Comperj sofreram impactos severos.

Na reavaliação do empreendimento ocorrida em dez/2012, o já mencionado parecer da Estratégia Corporativa explicitou que as obras necessárias à operação do Trem 1, únicas de fato confirmadas e que já representavam compromissos assumidos pela Companhia, apresentavam VPL negativo de US$ 10,4 bilhões, em um dos cenários analisados.

Adicionalmente, considerando os desembolsos já incorridos e as previsões de investimento para as demais etapas do Programa Comperj (Trem 2 e petroquímicos), a área de Estratégia Corporativa anunciou que o empreendimento apresentava, em um dos cenários analisados, VPL negativo de quase US$ 9 bilhões, nos seguintes termos (Peça 29, p. 10):

‘O investimento atual do Programa Comperj, incluindo o Bloco 1 [obras necessárias para a operação do Trem 1 da refinaria], passou de US$ 26,9 bilhões em 2010 para US$ 47,7 bilhões, sendo a parcela Petrobras de 85% e o VPL de US$ -8,9 bilhões no cenário FdH [Força do Hábito] e US$ -5,1 bilhões no cenário CA [Crescimento Agressivo]’.

Essas informações, obtidas na presente auditoria, divergem daquelas mapeadas no relatório do levantamento de 2013. Naqueles autos, diante das informações até então disponíveis, foi dada notícia que, muito embora as obras do Trem 1 não apresentassem lucratividade separadamente, o Programa Comperj mantinha-se economicamente viável, apesar de demandar investimentos em ordem de grandeza superior ao que havia sido planejado.

No entanto, ao se atualizar a análise feita à época com os novos dados obtidos, referentes à reavaliação econômica efetuada pela área de Estratégia Corporativa da Petrobras em 2012, uma situação distinta é atingida.

(...), nota-se uma evolução significativa dos investimentos necessários a partir da Fase II, que passaram de US$ 8,4 bilhões em 2006 para US$ 47,7 bilhões em 2012 (acréscimo de 570%), implicando um acentuado declínio do Índice de Lucratividade (VPL/Investimento) do projeto, que era de 32,1% na Fase II (2006) e atingiu -18,7% em 2012.

Diante das novas informações, mesmo que o programa seja concluído em sua integralidade e os custos necessários mantenham-se nos patamares atualmente previstos, as análises de rentabilidade indicam que os recursos investidos não serão recuperados em sua integralidade. No parecer da Estratégia Corporativa de dez/2012, há conclusão nesse sentido, nos seguintes termos (Peça 29, p. 1):

‘O projeto tem como ponto de atenção o não atendimento ao fator de sustentabilidade ‘rentabilidade’ da Estratégia Corporativa da Petrobras, uma vez que o Pós EVTE do Programa como um todo e do 1º Trem de Refino do COMPERJ, considerando todos os custos já incorridos e compromissados e os demais custos necessários para concluir a sua implantação, apresenta rentabilidade negativa em ambos os cenários corporativos analisados, independente (sic) da sensibilidade que seja realizada’. (grifos acrescidos).

Muito provavelmente, caso esse atual cenário fosse remetido à deliberação da Diretoria Executiva para dar início à implantação do Comperj nos dias atuais, a decisão seria pela não continuidade do projeto, visto que os normativos internos (em especial a já citada Sistemática Corporativa de Projeto de Investimento do Sistema Petrobras) exigem que os projetos indiquem viabilidade econômica positiva para que sejam aprovados.

III.5 - Conclusão parcial

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Para concluir este tópico descritivo, tem-se que desde a aprovação do início das obras, em 2010, já era conhecido que a viabilidade econômica do Programa Comperj era bastante sensível a variações de investimento, e que a maturidade dos projetos das etapas subsequentes de implantação era baixa, por estarem em fases iniciais de desenvolvimento. Esse cenário de incertezas demandava maior cuidado em decisões que pudessem impactar os resultados do empreendimento, pelo aumento das necessidades de investimento.

O Programa Comperj foi aprovado em 2010 prevendo investimentos de US$ 26,7 bilhões, dos quais a Petrobras seria responsável por 62% (US$ 16,7 bilhões). A viabilidade econômica do empreendimento, naquela ocasião, mostrava-se marginalmente positiva, prevendo-se um retorno líquido para a Petrobras de US$ 820 milhões, ao final da vida útil do empreendimento.

Desde o início das obras do Trem 1, as demais etapas do Programa Comperj (Trem 2 e petroquímicos) não sofreram qualquer modificação em seu estágio de maturação.

Na reavaliação do projeto ocorrida em 2012, a área de Estratégia Corporativa da Petrobras mapeou que os custos necessários para a conclusão do Comperj saltaram para US$ 47,7 bilhões, dos quais 85% (US$ 42,7 bilhões) caberão diretamente à Estatal.

A despeito das informações repassadas ao TCU em 2013, as quais indicaram que a construção do Trem 1 da refinaria custaria cerca de US$ 13,5 bilhões, foi identificado que o valor já comprometido (contratado) pela Petrobras com as obras necessárias à operação do Trem 1 soma US$ 21,6 bilhões (dados de dez/2012).

Em relação à viabilidade econômica, a situação atual das obras do Trem 1, aliada à estagnação das demais etapas do Programa Comperj, revela tendência de fortes prejuízos à Petrobras.

Não integrou o escopo desta fiscalização avaliar, pormenorizadamente, os números considerados pela Diretoria Executiva no momento da aprovação do PSD FEL 3, em 2010, que autorizou o início das obras do Trem 1 da refinaria, nem os valores aplicados pela Estratégia Corporativa na reavaliação do projeto em 2012.

Sabe-se que as decisões de investimento de qualquer empresa envolvem questões que extrapolam a análise econômica individual de um projeto. No processo de tomada de decisões, são necessárias análises que permeiam outras dimensões, a exemplo da Dimensão Econômica Empresarial, em que se analisa a abordagem integrada de projetos da Companhia, relacionando a interdependência que cada projeto exerce sobre a totalidade do sistema, considerando outros projetos e facilidades instaladas e em implantação. Não custa lembrar que, no caso da Petrobras, existe um domínio verticalizado da cadeia de exploração de petróleo, ou seja, a Companhia atua desde a prospecção de campos exploratórios, passando pela extração e produção de óleo bruto, pelo refino, estocagem, distribuição e, por fim, pela venda de derivados no varejo.

Ademais, em sendo a Petrobras uma empresa estatal, também as dimensões ambiental, social e a de ‘ótica-país’ exercem influência nas decisões de investimento. Assim, fatores como mudanças climáticas, desenvolvimento regional, distribuição de renda, geração de tributos e PIB são de igual forma considerados.

Por outro lado, por ser a Petrobras exploradora de atividade econômica, investimentos em projetos que indicam inviabilidade econômica deixam de atender ao direcionador corporativo ‘Rentabilidade’, como disposto do Plano Estratégico da Companhia e ressaltado pela Estratégia Corporativa, no caso do Comperj. Também não contribui para atingir a missão estabelecida da Petrobras, que é, em parte, de ‘atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável’.

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Quanto a essas e outras razões que permeiam o assunto, não cabe imiscuir-se, a menos ao nível dos presentes trabalhos de auditoria.

Todavia, o que se deve preservar em todo processo decisório é o princípio da transparência e motivação das ações, que é mandamental não apenas para resguardar os interesses públicos que norteiam os atos de gestão da Sociedade de Economia Mista Petrobras, mas para conferir credibilidade aos acionistas minoritários da Companhia.

No caso em análise, o confronto do valor de investimento levado à Diretoria Executiva em 2010 para o Comperj (US$ 26,7 bilhões) com o total considerado na reavaliação do empreendimento em 2012 (US$ 47,7 bilhões) revela indícios de que alguns custos relacionados ao Programa Comperj podem não ter sido computados.

Por tais motivos, considera-se oportuno demandar a Petrobras para que esclareça as divergências evidenciadas neste tópico, posicionando-se em definitivo sobre os custos já compromissados com a construção do Trem 1 da refinaria e os custos previstos para a conclusão das demais etapas do empreendimento Comperj. De posse dessa manifestação, poderá ser aprofundada a matéria, em momento futuro.

Findo esse relato descritivo dos valores de investimento e rentabilidade do Comperj, na sua concepção atual, passa-se, a seguir, a discorrer sobre os achados de auditoria constatados na presente fiscalização.

IV - ACHADO DE AUDITORIA 1 – FALTA DE CLAREZA NA DIVULGAÇÃO DOS CUSTOS DO COMPERJ

Em matéria de transparência pública no Brasil, recentemente foi publicada a Lei nº 12.527/2011 – Lei de Acesso à Informação (LAI), estruturada em três pilares: o da transparência ativa; transparência passiva; e do sigilo.

Em relação à transparência ativa, a lei estabelece que as informações de interesse coletivo ou geral deverão ser divulgadas de forma espontânea e proativa pelas entidades, de modo a facilitar o acesso ao público em geral. No pilar da transparência passiva, a LAI orienta as entidades públicas a criar mecanismos para o pronto atendimento a pedidos de informação. Quanto ao sigilo, que é exceção pela lei, há imposição de limites às restrições de acesso e o estabelecimento de instâncias recursais, para garantir não apenas a divulgação de uma informação, mas sua divulgação correta, precisa e tempestiva.

Assim, como um dos pilares da boa governança corporativa e mandatário para o setor público, a transparência pressupõe a disponibilização de informações de forma clara, precisa, consistente, tempestiva e com características de comparabilidade, para evitar erros de interpretação ou decisões equivocadas, delas decorrentes.

IV.1 - Situação encontrada

Foi constatado que a Petrobras não tem divulgado, de maneira fidedigna, as reais necessidades de investimentos do Programa Comperj, tampouco das obras já em andamento, referentes à entrada em operação do Trem 1 da refinaria. Mesmo em publicações destinadas a seus investidores e a órgãos que regulam as relações de mercado, as informações revelam-se aparentemente conflitantes e a transparência queda prejudicada.

Tendo em vista facilitar a compreensão do presente relato, a apresentação da situação encontrada será dividida da seguinte forma. Primeiro serão resumidas as informações referentes ao Comperj dispostas no Plano de Negócios e Gestão (PNG) da Petrobras, destacando os dados relativos a custos e prazos de conclusão. Depois, será evidenciado que outras publicações da Companhia revelam informações divergentes em relação ao tema. Ao final, será desenvolvida uma

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breve análise dos números informados no PNG, com vistas a ilustrar potenciais inconsistências nas divulgações.

IV.1.1 - O Comperj segundo o Plano de Negócios e Gestão

O principal veículo de comunicação dos investimentos da Petrobras é o Plano de Negócios e Gestão (PNG) que, por sua vez, é um desdobramento do Plano Estratégico da Estatal, delimitando as escolhas que orientarão os negócios da empresa em um determinado horizonte temporal. O PNG possui atualização anual e considera um horizonte de quatro anos de negócios; dele, então, partem as informações oferecidas à mídia e aos investidores sobre as opções de investimento.

A correta previsão das expectativas de desembolsos no PNG é impositiva para o desenvolvimento dos projetos de investimento da Petrobras. Nesse sentido, a Sistemática Corporativa de Projetos de Investimentos do Sistema Petrobras determina a necessária previsão orçamentária no PNG como requisito fundamental de planejamento, devendo compor o conjunto de informações a serem enviadas à Diretoria Executiva para as decisões estratégicas de continuidade ou não do projeto, em todas as mudanças de fase (FEL 1, FEL 2 e FEL 3) (Peça 34, pp. 20, 29 e 42).

Ao se consultar as informações referentes ao Comperj no PNG, constatou-se que os dados de investimento divulgados concernem, tão somente, a parte das obras necessárias para a entrada em operação do Trem 1 da refinaria. Não são publicadas quaisquer informações relacionadas às demais etapas do empreendimento (Trem 2 e petroquímicos), nem sequer é apresentado o total dos investimentos necessários para a primeira etapa construtiva, provocando prejuízos à transparência.

Não obstante sua importância como fonte de referência no que tange a investimentos de toda a Companhia, em se tratando dos custos do Trem 1 da refinaria do Comperj, o PNG 2014-2018 (Peça 49, p. 40, obtida em 12/7/2014) limita-se a indicar a previsão de entrada em operação dessa etapa (2016) e a reproduzir a Curva ‘S’ de acompanhamentos físico e financeiro das obras, mencionando investimentos de US$ 13,6 bilhões.

Com isso, no PNG, deixam de ser informados dados atinentes às demais etapas integrantes do Complexo e somente parte dos custos comprometidos pela Petrobras com as obras do Trem 1 da refinaria são representados na publicação.

Foi constatado que, no PNG, a Petrobras adota uma metodologia de divulgar, como custos do Trem 1 da refinaria do Comperj, apenas uma parcela dos custos das obras que compõem a chamada ‘infraestrutura compartilhada’. Como mencionado alhures, com a implantação do Programa Comperj em etapas distintas, optou-se por ratear os custos de infraestrutura básica entre as diferentes etapas do empreendimento. Tais custos, num total estimado pela Estratégia Corporativa de US$ 8,11 bilhões, referem-se a obras de uso comum, como terraplenagem, drenagem, arruamento interno, estacionamentos, estradas de acesso, portarias, prédios administrativos, prédios de fiscalização, adutora, emissário submarino, iluminação, entre outras.

Por essa forma de distribuição, cada projeto do Comperj (Trem 1, Trem 2 e petroquímico) contribui com uma parcela dos custos de infraestrutura de maneira proporcional à área ocupada no Complexo. Assim, ao Trem 1 da refinaria seria atribuída a cota que lhe caberia do rateio proporcional da infraestrutura, correspondendo, na conjuntura atual do empreendimento, a 20,07% do total (vide Tabela 5). Sob esse critério, os custos relativos às obras do Trem 1 da refinaria têm sido divulgados no PNG.

Além dos custos relacionados à infraestrutura compartilhada, outros gastos relacionados a obras de logística em outras unidades da Petrobras deixam de ser incluídos nos custos do Trem 1 da refinaria. As adequações nos terminais de Campos Elíseos, Angra dos Reis e Ilha d’Água, além da

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Reduc e do gasoduto Guapimirim-Comperj (listados na Tabela 6), não estão sendo divulgados como gastos atrelados ao Trem 1 do Comperj.

Ocorre que essa forma de considerar os custos traz prejuízos à transparência.

Primeiramente, porque o método utilizado não divulga o total dos investimentos já comprometidos com o Complexo. Como a única etapa construtiva atualmente aprovada é a relacionada ao Trem 1 da refinaria, a integralidade dos custos com a infraestrutura compartilhada e com as adequações em outras unidades da Petrobras já se encontram contratados e, portanto, compromissados pela Estatal. Ademais, sem tais obras, a própria operação do Trem 1 da refinaria seria obstada, razão pela qual, na reavaliação do projeto efetuada pela Estratégia Corporativa em dez/2012, foi considerada a totalidade dos gastos necessários à partida do Trem 1 em apenas um bloco (vide Tabela 5).

Adicionalmente, é fato que as outras etapas do Complexo (Trem 2 e petroquímicos) ainda se encontram em fases iniciais de planejamento (Identificação da Oportunidade e Projeto Conceitual, respectivamente). Isso implica não apenas na incerteza de suas implementações, mas em revisões dos critérios de rateio à medida que os projetos subsequentes são desenvolvidos e confirmados. Com essas revisões e a consequente variação dos índices de rateio dos projetos, a base de cálculo dos custos provavelmente virá a ser alterada, deixando de ser parâmetro adequado de análises evolutivas dos custos por projeto.

Assim, a separação do empreendimento em centros de custos distintos causa a divulgação de valores que não correspondem ao total de recursos já comprometidos com o Comperj. De acordo com as informações consideradas na reavaliação do Programa ocorrida em 2012, o total já comprometido com investimentos no Comperj é de US$ 21,57 bilhões, enquanto as necessidades de investimento para o Comperj como um todo seria de US$ 47,7 bilhões. Inobstante tais dados, os valores divulgados pela estatal petroleira no PNG 2014-2018 são de apenas US$ 13,6 bilhões, e nenhuma menção às demais etapas do Complexo é apresentada.

IV.1.2 - O Comperj segundo outras publicações lançadas à mídia

Constatada a aparente incongruência das informações relacionadas no PNG 2014-2018, a equipe de auditoria buscou outras fontes de informação que poderiam oferecer dados mais fidedignos sobre a previsão de investimentos do Comperj.

Todavia, em nenhuma outra publicação oficial da Companhia foram encontradas referências às reais necessidades de investimentos para concluir a implantação do primeiro trem de refino, tampouco do Programa Comperj como um todo.

No sítio oficial da Petrobras na internet, na parte que se refere ao Comperj (Peça 64, acesso em 27/6/2014), não há menção a valores.

O Relatório de Sustentabilidade de 2013 (Peça 36), por seu turno, apenas reproduz extrato do PNG indicando ser o Comperj um dos ‘destaques da carteira de implantação’, sem, no entanto, informar as cifras investidas.

Já o Relatório de Administração, também de 2013, dá notícia de que ‘foram aplicados R$ 8 bilhões na implantação da primeira fase do Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro’ (Peça 37, p. 6), limitando-se a informar, ao que parece, apenas os desembolsos realizados no ano de 2013.

O Relatório Anual da Petrobras, de 30/4/2014, elaborado para a Comissão de Valores Mobiliários (Security Exchange Committee) dos Estados Unidos da América, documento conhecido como ‘Formulário 20F’, adota uma visão diferente. Pautado nas despesas de capital do Plano Estratégico Petrobras 2030, o documento informa, tão somente, o valor de investimentos já realizados no Comperj, no total de US$ 7,6 bilhões, nos seguintes termos:

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‘Complexo petroquímico do Rio de janeiro – Comperj, um complexo de refino e petroquímico integrado. Começamos as fundações em 2008 e a construção em 2010. A operação de 165 mbbl/d de refino está programada para iniciar operações em 2016 e, em 31 de dezembro de 2013, completamos cerca de 66,3% da construção e investimos US$ 7,6 bilhões’ (Peça 73, p. 43).

Na coluna ‘Fatos e Dados’ da Petrobras (Peça 65, acesso em 27/6/2014), foi publicada matéria em 16/4/2014 referindo-se ao projeto do Comperj. Novamente o leitor é levado a entender que o Comperj como um todo (como Programa), está com 68% das obras concluídas, dando destaque para os custos do primeiro trem de refino, que seriam, com base no PNG 2013-2017, de US$ 13,5 bilhões, nos seguintes termos:

‘O andamento das obras e o investimento na construção das unidades estão de acordo com os cronogramas e orçamentos definidos para os novos projetos das refinarias.

O Comperj, que sofreu um replanejamento de atividades desde seu projeto inicial, está com cerca de 68% das obras concluídas e tem a data de agosto de 2016 como a entrada em operação do primeiro trem de refino, com custo de US$ 13,5 bilhões, conforme nosso Plano de Negócios e Gestão. É prevista também a possibilidade de um segundo trem de refino, que está em carteira de avaliação, e unidades petroquímicas, que estão sendo avaliadas pela Braskem’.

Como se vê, aparentemente não existe a preocupação formal da Petrobras em informar as expectativas dos investimentos totais que serão realizados no Comperj, tampouco o que já foi comprometido no projeto do Trem 1 de refino.

Essa falta de clareza na divulgação dos investimentos é retratada, como decorrência, em relatórios oficiais do Governo Federal, como é o caso da última edição do Balanço Completo do PAC 2, de fev/2014 (Peça 66, p. 97, acesso em 27/6/2014). Nesse balanço, dá-se notícia de que os investimentos realizados no Comperj, de 2007 a 2010, foram de R$ 2,9 bilhões; os previstos no período de 2011-2014 chegariam a R$ 18,1 bilhões, e os investimentos previstos após 2014 somariam outros R$ 5,6 bilhões. Isso somaria um total de investimentos da ordem de R$ 26,6 bilhões, o equivalente a US$ 11,13 bilhões (usando o câmbio de R$ 2,39 por dólar americano, cotação oficial da moeda em 18/2/2014, data de publicação do balanço). Esse montante, não apenas diverge dos valores divulgados pelo PNG da Petrobras, como destoa, em muito, do total estimado de investimentos para todo o Complexo.

Na imprensa geral também há confusão a respeito dos valores reais de investimento do Comperj. Em matéria da Empresa Brasileira de Comunicação – EBC, de 15/4/2014 (Peça 67, acesso em 27/6/2014), chegou a ser exposto o valor de investimento indicado no relatório do levantamento feito pelo TCU em 2013 (US$ 30,5 bilhões). Todavia, a matéria, remetendo às afirmações da presidente da Estatal Graça Foster, em recente audiência no Senado Federal, afirma que a previsão é de que a obra custe US$ 13,5 bilhões, citando como fonte a Petrobras. Seguem pertinentes transcrições do depoimento da presidente:

‘Não há justificativa [para o sobrepreço]. Temos trabalhado muito depois do Comperj para ir para a rua com projetos que tenham um nível de maturidade adequado. Quando a minha equipe vai para a rua contratar e não tem a maturidade do projeto, o outro lado, que é o contratado, começa com sobrepreços. Então, estão corretas todas as suas observações no sentido de que a Petrobras deve ir para o mercado, sim, com uma melhor proposta, com uma proposta firme, para que se evite tanto sobrepreço’, disse Foster.

Segundo o TCU, inicialmente, a obra foi estimada em US$ 6,1 bilhões, mas deve chegar a US$ 30,5 bilhões. A Petrobras assegura que, em 2010, foram investidos US$ 8 bilhões, e atualmente a previsão é que a obra custe US$ 13,5 bilhões. A elevação é explicada pela companhia por questões relativas a licenciamento ambiental, greves e processos de desapropriação para implantação do acesso de equipamentos especiais’.

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Vale indicar, ainda, que a mesma coluna ‘Fatos e Dados’, no sítio da Estatal na internet, publicou matéria, em 13/6/2014 (Peça 68, acesso em 4/7/2014), destacando trechos da apresentação efetuada pela presidente Graça Foster na CPMI da Petrobras no Congresso Nacional. Na ocasião, para explicar a escalada de custos da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), a presidente da Petrobras justificou que, na Rnest, tiveram que ser incluídos gastos relacionados a todas as fases e investimentos necessários à conclusão do empreendimento, mesmo que a despesa seja alocada em outros centros de custo. A presidente esclareceu que:

‘(...) para a Rnest entrar em operação foram necessários investimentos em infraestrutura no entorno, como a construção de 25 quilômetros de rodovias, expansão do Porto de Suape, criação de dois píeres, dragagem do canal de acesso, entre outros. ‘Construir uma refinaria no Brasil exige construir os extramuros. Em outros lugares, os investimentos necessários não vão além do coração da refinaria’, afirmou. Graça Foster informou que o aporte final no projeto será de US$ 18,5 bilhões, incluídos os investimentos no entorno’.

A despeito desse relato, em relação ao Comperj, os valores divulgados no PNG não compartilham dessa visão integrada aventada pela Presidente da Companhia, uma vez que apenas parcela dos valores comprometidos para a operação do Trem 1 estão sendo divulgados.

Como se vê, além do PNG não arrolar, fidedignamente, a totalidade dos custos relacionados às obras em construção, também deixa de fazer menção às demais etapas do Comperj. Outras fontes de informação da Petrobras, a exemplo do Formulário 20-F endereçado à Bolsa de Valores norte americana, divulgam dados incompletos sobre os custos do empreendimento.

IV.1.3 - O Comperj segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2022

Prosseguindo com as investigações, a equipe de auditoria consultou as fontes da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em especial o Plano Decenal de Expansão de Energia – Horizonte 2022 (PDE-2022), elaborado pela EPE, para a Secretaria de Planejamento do Ministério das Minas e Energia - MME (Peça 69).

Nesse estudo, datado de dez/2013, é exposto que estimativa de custos das refinarias do Comperj (Trem 1 e Trem 2) soma US$ 20,9 bilhões de investimentos (Peça 69, p. 247). Como o objetivo da EPE é avaliar o horizonte energético do país, nenhuma informação sobre as plantas petroquímicas é apresentada.

Nessa ótica, levando em consideração que o Comperj passasse a ser apenas uma grande refinaria, com capacidade de processamento de 465 kpbd (Trem 1: 165 kbpd; e Trem 2: 300 kbpd), utilizando-se os dados considerados pela EPE no PDE-2022, o indicador paramétrico de custo por barril processado seria de US$ 45 mil/bpd, acima das métricas internacionais perseguidas pela Petrobras, que são de US$ 38 mil/bpd (Peça 29, p. 2).

Apenas a título de ilustração, se utilizadas as informações de custo consideradas pela Estratégia Corporativa na reavaliação do projeto em 2012 (US$ 38,2 bilhões), esse indicador seria de US$ 82 mil/bpd; e, caso não seja implantado Trem 2 de refino, atingirá US$ 131 mil/bpd, 345% acima do benchmarking internacional.

Há de se expor, neste ponto, que a Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento exige o alinhamento dos custos dos projetos às métricas internacionais ou nacionais desde a entrada dos projetos em carteira, e em todas as mudanças de fase (Peça 34, pp. 16, 17, 23, 33).

Além de trazer informações referentes apenas à refinaria do Comperj, o PDE-2022 considera datas de partida dos parques de refino diferentes daquelas indicadas pela Petrobras. Segundo o PDE-2022, o Trem 1 da refinaria do Comperj terá início em abr/2015 e o Trem 2 em jan/2018. Ocorre que essas datas também não correspondem às atuais previsões da Petrobras, que trabalha

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com partidas dos trens de refino do empreendimento para dez/2016 (Trem 1) e jan/2024 (Trem 2) (Peças 74, p. 1; e 75, p.1).

Esse fato é significativo porque os planos decenais elaborados para o MME constituem um dos principais instrumentos de planejamento da expansão energética do país. Esse documento apresenta sinalizações para orientar as ações e decisões governamentais relacionadas à busca pelo equilíbrio entre as projeções de crescimento econômico do país e a expansão da oferta energética, de forma a permitir a sustentabilidade.

Assim, as falhas de transparência na divulgação dos empreendimentos da Petrobras, tanto em termos de investimentos quanto de prazos, acabam por provocar distorções em diagnósticos da disponibilidade energética do país. Alguns desses equívocos puderam ser percebidos nos estudos realizados pela EPE, em relação ao Comperj.

Um exemplo claro é a expectativa de independência de importações de alguns derivados, como a Nafta e o Diesel. No primeiro caso, a EPE prevê autossuficiência do Brasil na produção de nafta em 2018, com a suposta entrada do Trem 2 do Comperj nesse ano, o que deverá ocorrer apenas em 2024. No caso do diesel, a situação se repete, com a EPE chegando a projetar exportação líquida do combustível após a entrada do Trem 2 do Comperj em 2018, o que, repisa-se, só ficará pronto para operar em 2024. Seguem extratos do Plano Decenal dando essas notícias:

‘Nafta – (...) Em 2018, com a operação plena do 1º trem da Refinaria Premium I, da Refinaria Premium II e com a entrada do 2º trem do COMPERJ, o País deixa de ser deficitário neste derivado (Peça 69, p. 250).

Diesel – (...) Com a entrada em operação do 1º trem da refinaria Premium I e da Refinaria Premium II em 2017, a produção nacional de diesel cresce bastante, passando o País a ser superavitário em 2018, com a entrada do 2º trem do COMPERJ, quando atinge uma exportação líquida de cerca de 49 mil m³/d (308 mi bpd) e permanecendo exportador deste produto até o final do decênio [em 2022] (Peça 69, p. 253)’.

Em suma, com tudo que foi exposto, resta patente que a Petrobras anuncia o Comperj como um verdadeiro complexo petroquímico, constituído por dois trens de refino, uma unidade de processamento de gás natural e diversas unidades de produção de petroquímicos, de primeira e segunda geração. No entanto, quando vem a público informar as necessidades de investimento desse complexo, divulga apenas parte das obras atualmente em curso (referentes ao Trem 1 da refinaria), sem sequer descortinar a totalidade de gastos já comprometidos no empreendimento.

Essa divulgação parcial de custos vai de encontro a um dos principais pilares da governança, a transparência, justamente por não permitir clareza das partes interessadas do montante que a Companhia investirá para construir o Complexo, provocando distorções nas informações consideradas pelo mercado.

Além da falta de clareza dos custos, a não divulgação das atualizações das previsões de início das unidades constituintes do Complexo gera análises e diagnósticos equivocados, com impactos, inclusive, nas projeções da balança comercial brasileira, afetando o planejamento estratégico do país no que se refere ao equilíbrio energético e crescimento econômico.

Perante a série de incongruências nas informações disponíveis à mídia, a equipe de auditoria buscou avaliar a correção dos dados atrelados ao Comperj, considerados pela Petrobras nos PNG.

IV.1.4 - Inconsistências potenciais dos números informados no PNG da Petrobras

Após se deparar com as informações de reavaliação do projeto Comperj (Pós-EVTE), elaboradas pela área de Estratégia Corporativa em dez/2012, a equipe de auditoria questionou os gestores envolvidos na implantação das obras em relação aos efetivos custos previstos para o Complexo, em especial para as obras do Trem 1 da refinaria.

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De plano, insta afirmar que não cabe ao TCU quantificar as necessidades de investimento para os projetos de investimento da Petrobras. Essa tarefa compete à própria Estatal que, na qualidade de empresa pública de capital aberto, possui o dever de informar de maneira clara o quanto, de que maneira e por que aplica recursos em projetos como o Comperj.

Assim, durante os trabalhos de campo, os gestores da Petrobras deram notícia de que os números considerados pela Estratégia Corporativa na reavaliação de 2012 não retratariam a realidade das obras; na mesma linha, ratificaram a informação expressa no PNG 2014-2018 de que os custos do Trem 1 do Comperj seriam da ordem de US$ 13,59 bilhões. Esse valor seria o registrado no sistema específico de controle dos investimentos da Petrobras, denominado SIPE – Seletividade de Investimentos do Plano Estratégico.

Segundo a Estatal, os números expressos no PNG e no Plano Estratégico da Companhia estariam respaldados nesse SIPE, ou seja, partem desse Sistema os números que são levados às divulgações oficiais da Petrobras.

Diante dessa informação, em resposta a ofício de requisição, foram disponibilizados todos os projetos incluídos nesse Sistema que dizem respeito à implantação do programa Comperj, como disposto no PNG 2014-2018, independentemente da área de negócio responsável (Gás & Energia, Abastecimento ou Exploração & Produção) ou da fase em que cada projeto se encontrava (Peça 30).

Com os dados fornecidos, constatou-se que os valores de investimento registrados no sistema, datados de maio/2014, que embasariam os dados dispostos no PNG 2014-2018, somam pouco mais de US$ 24,71 bilhões para todo o Programa Comperj, (...).

Como se percebe, existe uma diferença significativa dos dados extraídos do SIPE para os dispostos nos documentos da Estratégia Corporativa, datados de dez/2012, que indicam necessidades de investimento de US$ 47,7 bilhões e compromissos já assumidos pelo empreendimento, relativos às necessidades envolvendo a construção do Trem 1 de refino, de US$ 21,6 bilhões.

Além disso, não parece razoável considerar que, em 2010, quando da aprovação do PSD FEL 3 que autorizou o início das obras do Trem 1 da refinaria, os custos previstos para o Comperj somavam US$ 26,9 bilhões; dois anos após, quando da reavaliação do projeto em 2012, o Pós-EVTE do empreendimento passou a considerar custos de US$ 47,7 bilhões; e, mais dois anos após, os custos previstos teriam retornado a US$ 24,7 bilhões.

Diante dessa aparente incongruência, para buscar esclarecimentos para as diferentes expectativas de custos, a equipe de auditoria endereçou nova requisição à Petrobras, na tentativa de coligir informações aceitáveis em termos de valores efetivos de investimento para o Programa Comperj (Peça 31). Como as informações relacionadas aos custos do Trem 1 já eram objeto de abordagem diferenciada, que será exposta no tópico seguinte desse relatório (Achado de Auditoria 2), focou-se nos dados relacionados à previsão de custos do Trem 2 da refinaria e das obras de adequação de outras unidades da Petrobras (Reduc, gasodutos e terminais marítimos).

As análises dessas manifestações, realizadas ainda durante os trabalhos de campo, foram consolidadas em dois subitens: um relacionado às estimativas de custo para o Trem 2 da refinaria; e um segundo, tratando de forma abrangente, outras inconsistências constatadas nos lançamentos do SIPE. Em privilégio à clareza, essas análises serão relatadas em tópicos distintos, abaixo apresentados.

IV.1.4.1 Da potencial inconsistência dos custos do Trem 2 estimados pela Petrobras

Uma das solicitações feitas à Petrobras foi de apresentar o detalhamento das estimativas de custo do Trem 2 da refinaria, em seu nível máximo de discriminação. Como resposta, a Estatal justificou que o projeto do Trem 2 do Comperj ainda estaria em fase incipiente de maturidade (Fase

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I), e que os custos previstos para essa etapa se limitariam aos dispostos na seguinte tabela (Peça 32):

(...)Diante do baixo nível de detalhamento da tabela entregue, reforçou-se a solicitação de

informações acerca de custos detalhados, previstos para o Trem 2 da refinaria, fazendo-se considerações acerca da maior capacidade que esse segundo trem de refino terá (300 kbpd), quase o dobro do Trem 1 (165 kbpd), e que os custos atrelados ao Trem 1 sem as obras de escopo compartilhado já ultrapassavam a casa de dez bilhões de dólares.

Em nova resposta, foi informado que os valores indicados (US$ 8,86 bilhões) são compatíveis com a fase em que se encontra o projeto, nos seguintes termos:

‘Esclarecemos que em relação ao Projeto COMPERJ – Refinaria Trem 2, o mesmo encontra-se em desenvolvimento da Fase I (Identificação da Oportunidade) e integra a carteira de projetos em avaliação do PNG 2014-2018. As informações disponíveis, compatíveis com a Fase em que o projeto se encontra já foram encaminhadas por meio da Carta Resposta ENG-AB/IECOMPERJ/IG 018/2014 de 6/6/2014’. (Peça 33, p. 3).

Ora, mesmo se tratando de um projeto em Fase I, não é crível supor que os custos de construção de uma planta de refino com mais de 180% da capacidade de processamento do Trem 1, a ser instalado no mesmo local, demandaria investimentos 35% menores do que já foram comprometidos para o primeiro trem de refino.

Com vistas a demonstrar a aparente subavaliação dos custos estimados para o Trem 2 do Comperj, a equipe de auditoria desenvolveu algumas comparações simples, partindo dos valores efetivos de contratações do Trem 1, em construção. Tomando como base apenas os investimentos previstos para as unidades on-site e off-site do Trem 2, que somam respectivamente US$ 3,67 bilhões e US$ 2,32 bilhões (conforme dados do SIPE, indicados na Tabela 8), foram arrolados os valores iniciais de alguns contratos de obras do Trem 1. Foram considerados os valores iniciais das referidas contratações, isto é, não foram incluídos nos custos dos contratos as elevações decorrentes de aditivos já celebrados.

Por meio dessa comparação simplória, é possível constatar que apenas uma parcela dos custos já comprometidos com o Trem 1 superam as expectativas de investimento do Trem 2, (...)

Relembra-se que essa comparação, meramente ilustrativa, não levou em consideração as diferenças na capacidade dos dois parques de refino (Trem 1 = 165 kbpd; e Trem 2 = 300 kbpd). Esse fato, de per si, já indicaria maiores investimentos para o Trem 2, pela necessidade de aumento de volume/capacidade/quantidade de equipamentos (como vasos, reatores, trocadores de calor, fornos, bombas, válvulas, instrumentos etc), além de uma previsível maior quantidade de mão de obra e máquinas de montagem industrial.

Adicionalmente, há que se destacar que no quadro apresentado foram listados apenas alguns dos contratos atinentes ao Trem 1 do Comperj, nas áreas de on-site e off-site, além de não terem sido incluídos os valores de aditamento contratual que as referidas obras já sofreram.

Por fim, sabe-se também que os custos de construção do Trem 2 tendem a ser mais elevados, proporcionalmente, que os do Trem 1, em razão da previsível necessidade de pagamento de adicionais de periculosidade a toda mão de obra alocada no intramuros da refinaria. Isso porque, quando da construção do Trem 2, o Trem 1 de refino já estará em plena operação.

É o que acontece nos projetos de revitalização e ampliação de unidades de refino, por exemplo, nos quais as obras se dão concomitantemente com as operações normais da refinaria. Explica-se: diferentemente de uma obra em fase inicial de construção, que é realizada em campo aberto (green

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field), sem nenhuma unidade próxima processando petróleo (como é o caso das obras do Trem 1), a partir do momento em que essa etapa da obra se complete e inicie o processo de refino, para as demais obras realizadas no mesmo recinto, o empregador será obrigado a pagar adicional de periculosidade a seus funcionários, como prevê o art. 197, I, da Consolidação das Leis do Trabalho.

Do que foi exposto, no que se refere ao Trem 2 da refinaria, a Petrobras argumenta que os investimentos previstos para o projeto, atualmente em Fase I de maturidade, seriam de US$ 8,85 bilhões. Este valor situa-se significativamente abaixo dos valores considerados na reavaliação do projeto Comperj, ocorrida em 2012 (Pós-EVTE), que estimou desembolsos de US$ 16,06 bilhões (Peça 29, p. 8). Além disso, uma comparação perfunctória com os valores de algumas contratações do Trem 1, já em construção, indica que as previsões informadas durante esta auditoria mostram-se aparentemente subdimensionadas.

Assim, ainda que não haja o perfeito detalhamento dos projetos que comporão o escopo das unidades do Trem 2, as recentes experiências adquiridas com a construção de projetos similares permitem a elaboração de estimativas mais confiáveis, mesmo para projetos com incipiente estágio de maturidade (Fase I). Nesse ponto, inclusive, a Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento é clara ao indicar que, ao final da Fase I, deve haver ‘consulta às lições aprendidas de outros projetos que possam ser utilizadas neste projeto’, como requisito mínimo para que se iniciem os trabalhos de elaboração do projeto conceitual (Peça 34, p. 15).

Recentemente, é oportuno relatar, o ex-diretor do Abastecimento, Sr. Paulo Roberto Costa, referindo-se às estimativas de custo da Rnest em Fase I, tratou o cálculo efetuado pela Petrobras como ‘conta de padeiro’, acrescentando: ‘A Petrobras errou. Divulgou o valor de US$ 2,5 bilhões sem saber quanto a refinaria iria custar, sem ter um projeto’ (Peça 91, acesso: 26/6/2014).

Desse modo, forçoso é concluir que as estimativas de custo para o Trem 2 da refinaria, como inseridas no SIPE (e repassadas para o Plano Estratégico e ao PNG da Petrobras), revelam-se inconsistentes, com forte tendência de incremento futuro.

IV.1.4.2 Outras potenciais inconsistências do SIPE

Prosseguindo com os exames das informações dispostas no SIPE, a equipe de auditoria detectou que outros dados do Sistema também apresentam números pouco confiáveis em termos de estimativas de investimento.

A primeira das aparentes inconsistências refere-se à construção do gasoduto de transporte Itaboraí-Guapimirim. Pelo SIPE, os desembolsos previstos para essa obra são de cerca de US$ 5,17 milhões.

Todavia, esse mesmo gasoduto está sendo objeto de avaliação pelo Ministério das Minas e Energia para fins de concessão. O MME tem divulgado estimativas de custo de R$ 114,3 milhões para o projeto, como consta no Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário - PEMAT 2013-2022 (Peças 62 e 63, acesso em 25/6/2014).

Esse projeto, inserido na carteira de Gás e Energia da Petrobras, faz parte dos custos de instalação (Capex) do Programa Comperj, e foi objeto de estudos de viabilidade realizados pela Estratégia Corporativa (Peça 35). Nesse EVTE, é exposto que os investimentos previstos para o projeto somam cerca de US$ 53,9 milhões. Esse valor, convertido em reais (câmbio de R$ 2,23/US$ 1,00 – Peça 80, p. 71), perfaz R$ 120,2 milhões, estimativa bastante mais próxima dos R$ 114,3 milhões divulgados pelo MME.

A despeito desses números, como mencionado, o registro desse mesmo empreendimento, no SIPE, soma apenas R$ 11,5 milhões, pela mesma taxa de conversão (US$ 5,17 milhões x R$ 2,23).

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A segunda das inconsistências detectadas refere-se aos custos de adequação de outras unidades da Petrobras para a operação do Trem 1 da refinaria do Comperj.

Os registros disponibilizados do SIPE (Peça 30), relacionados às adequações de offsites para movimentação dos produtos do Comperj na Refinaria Duque de Caxias (Reduc), indicam um total de US$ 199,92 milhões. Entretanto, os investimentos levados aos estudos de viabilidade para contratação das obras foram de US$ 372,06 milhões.

Em relação ao Terminal Ilha d’Água, no SIPE, constam valores de US$ 83,06 milhões, contra US$ 191,1 milhões no EVTE.

Para o Terminal de Campos Elíseos, o SIPE registra US$ 286 milhões, ao passo que o EVTE da obra considerou US$ 430 milhões.

Em suma, o que se constata é que há significativas diferenças de estimativas elaboradas por órgãos distintos da própria Petrobras, para o mesmo empreendimento.

As pontuais inconsistências mapeadas durante a presente auditoria evidenciam parte das distorções nos números considerados pela Petrobras, atinentes aos custos de investimento no Comperj.

Em valores globais, como já informado, enquanto a Estratégia Corporativa, no momento da reavaliação do projeto em 2012 (Pós-EVTE), considerou expectativas de desembolsos para o Programa Comperj de US$ 47,7 bilhões, a Diretoria de Abastecimento tem registrado, no sistema corporativo que subsidia as informações divulgadas no PNG e no Plano Estratégico da Petrobras, que o empreendimento custará US$ 24,7 bilhões.

Ademais, relembra-se que os valores divulgados no PNG 2014-2018 para o Comperj perfazem tão somente US$ 13,6 bilhões.

Pelas aparentes inconsistências existentes no sistema informatizado SIPE, há fortes indícios de que os valores ali lançados não são fidedignos às reais necessidades de investimento do Complexo.

IV.2 - Síntese das manifestações preliminares dos gestores e respectiva análise

Como informado anteriormente, aos gestores do Comperj foi aberta a oportunidade de manifestação prévia acerca do conteúdo destes trabalhos de auditoria, sem prejuízo ao exercício pleno dos direitos ao contraditório e à ampla defesa, nas fases processuais subsequentes. A resposta aduzida pela Companhia encontra-se à Peça 22 destes autos.

Em relação a este primeiro achado (Falta de clareza na divulgação dos custos do Comperj), de forma resumida, a Companhia indicou que os dados considerados no relatório preliminar da equipe de auditoria não espelhavam corretamente as necessidades de investimento para o Comperj. Sustentou tal tese aventando que ‘premissas equivocadas’ haviam sido adotadas, concluindo não existir a alegada falta de clareza na divulgação dos custos do empreendimento. Em acréscimo, propugnou que ‘a Petrobras, seja através de sua Presidente, seja através de suas páginas na internet, jamais distorceu os fatos e números envolvidos na construção do Comperj’.

Expôs a Companhia que, apesar do Pós-EVTE elaborado pela Estratégia Corporativa em dez/2012 apontar para necessidades de investimentos de US$ 47,7 bilhões para o Programa Comperj, os reais valores do Comperj seriam aqueles expressos no Sistema Seletividade de Investimentos do Plano Estratégico – SIPE, nos seguintes termos: ‘os valores reportados no SIPE, totalizando US$ 24,7 bilhões, refletem de forma fidedigna o atual portfólio de projetos relacionados ao Programa Comperj, previstos no PNG 2014-2018, para a Área de Abastecimento’.

Em continuidade, indicou que, no caso do Comperj, ‘os valores apresentados [no PNG 2014-2018] referem-se somente à obra do 1º Trem de Refino’, acrescentando que esse projeto tem previsão de investimentos de US$ 13,5 bilhões. Em outro ponto, acrescentou que as obras desse primeiro trem

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de refino demandam ‘investimentos em adequações nos terminais e refinarias existentes’.

Feita essa concisa exposição de argumentos, passa-se a sua análise.

De início, convém expor novamente que não cabe ao TCU informar os investimentos que serão realizados no Comperj, mas sim à Petrobras. O que se apurou no curso desta fiscalização é que há informações de setores distintos da própria Companhia que indicam necessidades diferentes de investimento para o empreendimento, e as discrepâncias são significativas.

Enquanto a Estratégia Corporativa, ao reavaliar o projeto em 2012, considerou valores de US$ 47,7 bilhões para todo o Programa Comperj, a Área de Negócios (no caso, a Diretoria de Abastecimento), aponta para US$ 24,7 bilhões de investimentos necessários.

Apesar de ter sido sustentado que este último valor é atualmente mais fidedigno à concepção atual do empreendimento, há fortes indícios de que será pouco factível concluir a totalidade dos projetos com US$ 24,7 bilhões.

Como exemplo, cita-se que, em dez/2012, os custos compromissados (contratados) com as obras necessárias à operação do Trem 1 já somavam US$ 21,7 bilhões. Ademais, foi apurado no curso dos trabalhos, principalmente em relação aos custos do Trem 2 da refinaria, que os valores alocados para o projeto aparentam estar subdimensionados.

É verdade que o projeto das demais etapas ainda não autorizadas do Comperj (Trem 2 e petroquímicos) ainda se encontram em fases iniciais de maturidade, o que não permite boa margem de segurança de suas estimativas. No entanto, mesmo havendo a possibilidade de flutuação nos custos dos projetos em razão do amadurecimento dos projetos, em termos de boa governança corporativa, o que se busca em todos os estágios de desenvolvimento são previsões robustas e razoáveis, que permitam aos escalões superiores da Estatal avaliar, com segurança, quais seriam os projetos que merecem ser continuados. São nesse sentido os fundamentos de disciplina de capital e de desempenho do PNG, que pressupõem a existência de indicadores financeiros sólidos, e focam a gestão no atendimento às metas físicas e financeiras de cada projeto (Peça 49, p. 43).

Assim, considerando a experiência adquirida pela Diretoria de Abastecimento na construção do Trem 1 da refinaria no próprio Comperj e de outras obras recentemente realizadas em diversas outras refinarias no país, entende-se que os valores apontados para a construção do segundo trem de refino, de US$ 8,85 bilhões (incluindo o rateio da infraestrutura compartilhada), está aparentemente subdimensionado, mesmo estando o projeto em fase inicial de desenvolvimento.

Entende-se, ainda, que essa linha de raciocínio, qual seja: a de considerar as ‘lições aprendidas’ no planejamento de seus projetos de investimento, como disposto na Sistemática Corporativa para Projetos de Investimento, é não só desejável, mas impositiva para a maior empresa estatal brasileira, e uma das maiores petroleiras do mundo.

No que se refere à falta de clareza na divulgação dos custos do Comperj, a Petrobras informou que todos os investimentos necessários para permitir a operação do primeiro trem de refino estão considerados no PNG 2014-2018, mencionando o ‘Slide 66’ desse Plano como evidência.

Ocorre que, ao se consultar a documentação indicada, percebe-se que o slide referenciado informa apenas dados globais de investimentos da Petrobras, segregados entre áreas de negócio, (...).

Vale dizer que a informação referenciada pela Companhia, para supostamente demonstrar a perfeita publicação dos custos relacionados ao Comperj, é parte integrante de uma apresentação da Presidente Graça Foster, datada de 26/4/2014, concernente à divulgação dos resultados de 2013 da Petrobras, consolidada com o Plano Estratégico 2030 e o PNG 2014-2018 (Peça 80, p. 66).

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Percebe-se que, em relação ao Comperj, a única informação contida no slide é a de que o Trem 1 da refinaria está na Carteira de Implantação. Não há, portanto, informação clara em relação às necessidades de investimento do empreendimento, tampouco do que já foi comprometido para a entrada em operação do primeiro trem de refino.

Perquirindo os demais slides da apresentação indicada como evidência de transparência, a única informação de custo do Comperj é vista em um slide do PNG 2014-2018 que reproduz a Curva ‘S’ física e financeira do empreendimento, indicando investimentos de US$ 13,596 bilhões (Peça 80, slide 59). Como informado, nenhuma informação é dada sobre as demais etapas do Comperj (Trem 2 e petroquímicos).

Nesse ponto, convém retomar os dizeres da Petrobras quanto aos custos do Comperj inseridos no PNG 2014-2018: ‘os valores reportados no SIPE [Seletividade de Investimentos do Plano Estratégico], totalizando US$ 24,7 bilhões, refletem de forma fidedigna o atual portfólio de projetos relacionados ao Programa Comperj, previstos no PNG 2014-2018, para a Área de Abastecimento’.

Desse modo, garante a Petrobras que os custos previstos para o empreendimento somam US$ 24,7 bilhões, e que esse total está compreendido no PNG 2014-2018 na rubrica de investimentos da Diretoria de Abastecimento. No entanto, o valor de investimentos publicamente divulgado é apenas o que diz respeito ao centro de custos ‘Trem 1 da refinaria’, de US$ 13,5 bilhões.

Ademais, ao se deduzir das informações divulgadas no citado ‘Slide 66’ (Figura 8) os custos informados do Comperj (US$ 24,7 bilhões) do total de investimentos para a Diretoria de Abastecimento (US$ 38,7 bilhões), se chega ao resultado de US$ 14 bilhões. Esse cálculo, no lugar de esclarecer, causa ainda mais confusão, uma vez que o valor resultante (US$ 14 bilhões) deveria fazer frente aos investimentos nas carteiras de implantação e licitação para os projetos Rnest, PROMEF, Premium I e Premium II.

Os investimentos relacionados à Rnest, confirmados no mesmo PNG (Peça 80, p. 59), somam US$ 18,579 bilhões. O projeto do PROMEF (Programa de Modernização e Expansão da Frota), inserido no PAC, estima investimentos de R$ 11,2 bilhões (ou US$ 5 bilhões, à cotação de R$ 2,23/US$ 1,00) (Peça 82, p. 2). Já o projeto das refinarias Premium I e Premium II tem custos estimados em US$ 31 bilhões, como indicam as cartas de intenção assinadas com dois possíveis parceiros estrangeiros, a chinesa Sinopec e a sul-coreana GS Energy (Peça 83).

É certo que não é a totalidade do projeto PROMEF nem das refinarias Premium que está em fase de licitação ou implantação. No entanto, certo é também que, pelos dados apresentados no PNG, no Plano Estratégico, na divulgação dos resultados da Companhia, e em todas as outras publicações oficiais da Petrobras perquiridas (Formulário 20F, Relatório de Administração e Relatório de Sustentabilidade), não é possível aferir qual a previsão exata de dispêndios desses projetos. De igual forma, em nenhuma dessas publicações pode-se conferir as expectativas de custos totais para o Comperj.

Desse modo, no lugar de evidenciar a alegada impertinência do achado de falta de clareza na divulgação dos custos do Comperj, o documento indicado como evidência expõe ainda mais a Companhia à necessidade de se manifestar acerca das reais necessidades de investimento do empreendimento.

IV.3 - Conclusão do Achado de Auditoria 1

Por tudo o que foi relatado, conclui-se que a Petrobras não divulga as expectativas totais de investimentos que serão necessários para a construção do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro. As publicações dos Planos de Negócios e Gestão da Companhia reproduzem apenas parte dos custos do empreendimento, não permitindo aos interessados aduzir as reais necessidades de investimentos para o Comperj.

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O montante divulgado no PNG 2014-2018, de US$ 13,6 bilhões, informado como custos do Trem 1 da refinaria, não representa o total de recursos já comprometidos para que esse primeiro trem de refino entre em operação, no segundo semestre de 2016.

Os demais documentos institucionais pesquisados, a exemplo do Plano Estratégico 2030, o Relatório de Administração 2013, o Relatório de Sustentabilidade 2013, o Formulário 20-F (encaminhado à Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos da América), informam, cada um, dados diferentes de investimentos, como desembolsos realizados no ano de 2013, ou ‘investimentos realizados no Comperj’. Em nenhum deles foi encontrada informação concreta acerca do total que se pretende investir no empreendimento, tampouco do total de recursos já comprometido com as obras.

Há informações desconexas entre setores da Companhia.

O Programa Comperj teve sua primeira etapa autorizada em 2010, com a aprovação do PSD FEL 3 do Trem 1 de refino. Naquela ocasião, a Diretoria Executiva da Petrobras aprovou o início das obras prevendo gastar US$ 7,97 bilhões no Trem 1 e que o custo de todo o Complexo alcançaria US$ 26,9 bilhões.

Na reavaliação do projeto ocorrida em 2012, por demanda da Diretoria de Abastecimento, a área de Estratégia Corporativa da Petrobras elaborou Pós-EVTE, indicando necessidades de investimento para o Comperj de US$ 47,7 bilhões, e informando que US$ 21,6 bilhões desses recursos já estariam comprometidos (contratados) com a primeira etapa construtiva.

Atualmente, 2014, a Diretoria de Abastecimento afirma ser de US$ 24,7 bilhões o total a ser desembolsado no Comperj e que o Trem 1 da refinaria custará tão somente US$ 13,6 bilhões.

O grau de discrepância entre os valores de 2012 (US$ 47,7 bilhões) e 2014 (US$ 24,7 bilhões) sugere que os números considerados nas avaliações pautam-se em premissas diferentes. Todavia, nenhuma explicação foi apresentada para justificar tal divergência.

Mais ainda, relativamente aos gastos compromissados do Trem 1, única etapa efetivamente confirmada e em construção, a diferença entre os valores do Pós-EVTE (US$ 21,6 bilhões) e os dados divulgados oficialmente (US$ 13,6 bilhões) deve-se, em sua maioria, ao fato de não estarem sendo incluídos, nos custos do Trem 1 do Comperj, o total já contratado para a operação dessa etapa de refino.

Os custos de ‘infraestrutura compartilhada’ do Complexo, orçados em 2012 em US$ 8,11 bilhões, já estão integralmente compromissados, mas são apenas parcialmente divulgados, considerando a parcela de rateio relativa ao Trem 1 dentro do Programa Comperj (equivalente a 20% do total, ou US$ 1,62 bilhão). Com isso, outros 80% dos gastos (ou seja, US$ 6,49 bilhões) não são contabilizados nas publicações da Petrobras e estão sendo alocados a outras etapas do Comperj (Trem 2 e petroquímicos) que ainda não estão autorizadas pela Diretoria Executiva, e sequer possuem certeza em relação à sua efetiva implantação.

Além desses gastos, não são atribuídas aos custos do Comperj as obras de logística destinadas a adequar outras unidades da Petrobras a receber e distribuir a produção do Trem 1 da refinaria, a exemplo das ampliações de terminais marítimos, da malha de gasodutos e da estocagem da Reduc.

A falta de clareza na divulgação das informações de investimento do Comperj causa confusão em importantes órgãos governamentais, tendo sido evidenciadas informações desconexas divulgadas no mais recente Balanço Completo do PAC 2, de fev/2014, e no Plano Decenal de Expansão de Energia – Horizonte 2022, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, de dez/2013.

Diante dos fatos descortinados, por não ter sido possível identificar de forma precisa os investimentos totais do Comperj no curso destes trabalhos, mesmo após prévia manifestação dos gestores, impende determinar à Petrobras para que se manifeste acerca deste achado de auditoria,

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indicando, necessariamente, as expectativas totais de investimentos previstos para o empreendimento e o total de recursos já comprometido com as obras do Trem 1 da refinaria.

A seguir será apresentado o segundo achado de auditoria, relacionado a indícios de gestão temerária na implantação do Comperj.

V - ACHADO DE AUDITORIA 2 – GESTÃO TEMERÁRIA NA IMPLANTAÇÃO DO COMPERJ

V.1 - Situação encontrada

Durante a presente auditoria, constatou-se que atos de gestão, em diversos níveis gerenciais da implantação do Comperj, foram adotados sem suporte em análises estruturadas de risco que permitissem aos gestores da Petrobras sopesar as consequências advindas de suas decisões. Em razão desse cenário, houve assunção desmedida de riscos por parte da Companhia, em desacordo com os normativos internos aplicáveis e com a literatura de referência, ocasionando relevantes impactos em prazos e custos no empreendimento, além de comprometer a viabilidade econômica do investimento.

De acordo com a Lei nº 6.404/1976, que disciplina as sociedades por ações no país, ‘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’ (art. 153).

Em termos doutrinários e jurisprudenciais, no Direito brasileiro, construiu-se o entendimento de que o termo ‘gestão temerária’ caracteriza-se pela adoção de decisões desprovidas das cautelas que seriam necessárias ou razoáveis, resultando em atos arriscados e imprudentes, com risco extremamente elevado e injustificado dos negócios e das operações financeiras.

Nesse sentido, os doutrinadores Paschoal Mantecca e Elias de Oliveira assim definem:

‘A gestão temerária traduz-se pela impetuosidade com que são conduzidos os negócios, o que aumenta o risco de que as atividades empresariais terminem por causar prejuízos a terceiros, ou por malversar o dinheiro empregado na sociedade infratora. (MANTECCA, Paschoal. Crimes contra a Economia Popular e Sua Repressão. São Paulo, Saraiva: 1985, p. 41)

Gestão temerária significa a que é feita sem a prudência ordinária ou com demasiada confiança no sucesso que a previsibilidade normal tem como improvável, assumindo riscos audaciosos em transações perigosas ou inescrupulosamente arriscando o dinheiro alheio’. (OLIVEIRA, de Elias. Crimes contra a economia popular, Rio de Janeiro: Editora Freitas Bastos, 1952, p. 154).

No âmbito do TCU, a caracterização da gestão temerária tem sido observada em situações de desvios de conduta e/ou negligência funcional de agentes públicos, não necessariamente atrelados ao setor financeiro. Alguns casos que indicam tal irregularidade são: falta ou insuficiência de análises técnicas; grave inobservância de normas, pareceres técnicos e cláusulas contratuais; ausência de análise de viabilidade técnica e econômica atualizada, existência de sobrepreço/superfaturamento no contrato; contratação efetuada com base em projeto básico deficiente; carência de planejamento adequado; e falta de controles efetivos em obras públicas. Citam-se, como exemplos, os Acórdãos, 697/2014-Plenário, 707/2014-Plenário, 1.146/2014-Plenário, 419/2013-Plenário, 512/2013-Plenário, 2.969/2013-Plenário, 172/2011-Plenário, 3.000/2010-Plenário, 1.670/2008-Plenário, 576/2007-Plenário, 221/2006-Plenário, 170/1999-Plenário e 254/2004-2ª Câmara.

Cita-se, ainda, o recente 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 Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras).

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Dos atributos que caracterizam gestão temerária no TCU, o que se observou, nestes trabalhos de auditoria, foram, principalmente, indícios de falta e inadequação de análises técnicas, grave inobservância de normativos e pareceres, além de deficiências de planejamento das obras envolvidas na construção do Comperj. Tais situações incutiram riscos desmedidos na decisão pela implantação do empreendimento, e impactaram os cronogramas de partida, as necessidades de investimento e a viabilidade econômica do Complexo.

Em se tratando de uma empresa pública exploradora de atividade econômica, há que se dizer que correr riscos faz parte dos negócios da Petrobras. No entanto, a violação de dever de conduta imposto por normativo interno para proteger seu patrimônio e dar a justa medida dos riscos que podem ser assumidos na condução dos negócios, seja por desatenção ou negligência dos gestores, é indício suficiente para caracterizar gestão temerária, independentemente de ter havido dano para a Estatal.

Como já enunciado, o Comperj, originalmente aprovado em fev/2010 para demandar investimentos de US$ 26,87 bilhões, deverá exigir, segundo a avaliação de Pós-EVTE efetuada em dez/2012, investimentos de US$ 47,7 bilhões. As obras da primeira etapa do empreendimento (Trem 1), únicas até o momento iniciadas, deveriam estar concluídas em set/2013, mas tiveram seu término reprogramado para dez/2016. Em relação à viabilidade econômica, a situação atual das obras e a indefinição quanto às demais etapas do Programa Comperj revelam tendência de fortes prejuízos à Petrobras.

Em privilégio à clareza, os relatos pertinentes a este tópico encontram-se estruturados nos seguintes itens: Das normas corporativas aplicáveis; Da ausência de análises de risco tempestivas para o Comperj; Da insuficiência das análises de risco do Comperj; Das estratégias de planejamento e implantação do Comperj; e Da gestão da integração das obras do Trem 1 da refinaria do Comperj.

V.1.1 - Das normas corporativas aplicáveis

Tal qual explicitado alhures neste relatório, a Petrobras adota abordagem na qual a tomada de decisão final para a execução de um projeto de investimento deve ser lastreada em um processo de sucessivas análises e aprovações.

De acordo com a multicitada ‘Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento’, a diferenciação e a recomendação de planejar o projeto em três fases distintas (Identificação de Oportunidade, Projeto Conceitual e Projeto Básico), antes de deflagrar as principais contratações, deve-se, basicamente, à busca por um maior grau de definição do projeto, de modo a obter ‘maturidade suficiente para mitigar os riscos envolvidos’ (Peça 34, p. 12).

Em que pese o caráter usualmente sequencial existente entre as fases de desenvolvimento de um Projeto de Investimento, a Sistemática Corporativa prevê a possibilidade de implantação de empreendimentos na qual projetos diferentes podem conviver em fases distintas, isto é, com diferentes graus de maturidade. A esse grupo de projetos interdependentes, gerenciados de modo coordenado para obtenção de benefícios, a Sistemática denomina ‘Programa de Investimento’ (Peça 34, p. 58-61).

Esse foi o caso do Comperj. Quando da aprovação do PSD FEL 3 em fev/2010, a Petrobras optou por adotar um modelo de implantação em forma de Programa, passando a coexistir, no empreendimento, projetos interdependentes com níveis de avanço diferentes. As obras da primeira etapa (Trem 1) foram autorizadas (adentraram à Fase IV – execução) naquela ocasião, ao passo que as demais etapas (Trem 2 e petroquímicos) se situaram em fases inferiores de maturação (Fase I e Fase II, respectivamente).

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De acordo com a Sistemática Corporativa, o gerenciamento de programas deve ser feito de modo integrado, considerando o conjunto de projetos na busca da otimização de custos e cronogramas, nos seguintes termos:

‘Gerenciar vários projetos dentro de um programa significa permitir a otimização e a integração de custos, cronogramas e recursos. No gerenciamento de programas devem ser consideradas as interdependências existentes entre seus diversos projetos, suas atividades de mitigação de risco, mudanças ocorridas nos seus escopos, cronogramas e custos, de forma que sejam coordenados e controlados os impactos decorrentes destas ações no alcance dos benefícios totais pretendidos pelo Programa’ (Peça 34, p. 58).

Assim, no que se refere à gestão de programas, o normativo é claro ao indicar que as atividades de identificação, análise e mitigação de riscos devem ser realizadas considerando o conjunto de seus projetos constituintes e suas interdependências.

Do excerto, fica evidente, também, que é mais complexo implantar um programa do que um projeto, por demandar o gerenciamento das interfaces existentes entre suas etapas constituintes, sem perder a visão do todo, ou seja, sem perder de vista os benefícios ao qual a constituição do programa se destina. Nessa linha, a Sistemática Corporativa indica que o acompanhamento de Programas consiste no monitoramento com abordagem integrada dos projetos componentes do Programa, reforçando a necessidade de sincronismo entre os cronogramas e custos para que o Programa alcance suas metas e atinja os benefícios acordados durante sua aprovação (Peça 34, p. 60).

Especificamente no que se refere à gestão de riscos, de modo a auxiliar o processo de tomada de decisão na continuidade ou não de um projeto/programa de investimento, a Sistemática Corporativa estipula uma série de análises que devem ser elaboradas pelas áreas técnicas para respaldar o órgão decisório na passagem de cada uma das fases, antes da aprovação do início da execução do projeto/programa.

Dessa forma, uma primeira análise de riscos é realizada na Fase II, quando a Sistemática determina a realização das atividades de ‘Identificação e Análise Qualitativa de Riscos Técnicos e Reserva de Contingência, conforme padrões específicos das Áreas de Negócio/ETM’ (Peça 34, p. 20). Na Fase III, essa análise é aprimorada, evoluindo para um plano composto por ‘Identificação, Análise Qualitativa e Quantitativa dos Riscos, Plano de Resposta ao Risco e Reserva de Contingência, conforme padrões específicos desenvolvidos pela Área de Negócio/ETM’ (Peça 34, p. 29).

Além das regras delimitadas na Sistemática Corporativa, em termos de gerenciamento de riscos, a Petrobras desenvolveu normativos específicos alinhados às bases conceituais preconizadas pelo PMI – Project Management Institute e consagradas no guia PMBOK – Project Management Body of Knowledge (Peças 38 e 39).

Essa metodologia do PMBOK vem sendo utilizada pela Companhia há anos, encontrando-se positivada em uma série de documentos que normatizam o gerenciamento de riscos, inerentes aos projetos e programas de investimento da Petrobras. Alguns desses normativos, mapeados durante a presente fiscalização, são: ‘Gerenciamento de Riscos de Prazo e Custo em Implementação de Empreendimento’ (Peça 55); ‘Diretrizes para Gestão da Mudança em Projetos de Investimento’ (Peça 53); e ‘Gerenciamento de Riscos em Projetos de Investimento’ (Peça 54). Da leitura rápida de tais orientações corporativas, percebe-se que tais normativos oferecem diretrizes gerais aos gestores de como gerenciar os riscos em projetos e programas de investimento da Companhia.

Além das orientações gerais, para cada projeto/programa de investimento, a Sistemática Corporativa prevê que seja elaborado um conjunto específico de diretrizes, que recebe o nome de ‘Plano de Gerenciamento de Riscos’. Esse documento não se constitui numa avaliação de riscos propriamente dita para o empreendimento, porquanto se limita a descrever as etapas do processo de

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gerenciamento de riscos, indicando as atividades que devem ser realizadas, a periodicidade e metodologia das análises, as responsabilidades pela execução e os produtos finais esperados.

No caso do Comperj, em dez/2009, foi desenvolvido o ‘Plano de Gerenciamento do Risco do Comperj’ (Peça 56), descrevendo as premissas e diretrizes para a gestão dos riscos referentes à Fase IV da primeira etapa (Trem 1) do Programa Comperj. Integrou tal documento, uma ‘Lista de Registro de Riscos’ (Peça 61), arrolando alguns eventos que poderiam ocasionar impactos nos prazos das obras.

Por fim, a metodologia utilizada pela Petrobras estipula que, uma vez identificados os riscos inerentes ao projeto, devem ser realizadas análises quantitativas dos riscos, que têm como objetivo quantificar a probabilidade de ocorrência dos eventos e o impacto que suas ocorrências representarão para os objetivos de prazo e de custo do projeto (Peça 56, p. 6-7). Essas análises devem ser realizadas ainda na fase de planejamento do projeto (Fase III), e devem ser monitoradas durante toda a fase de execução (Fase IV). A revisão dessas análises deve ocorrer com periodicidade mínima de quatro meses, sendo desejáveis reuniões com periodicidade mínima mensal para se avaliar os resultados do gerenciamento dos riscos do projeto (Peça 55, p. 5).

V.1.2 - Da ausência de análises de risco tempestivas para o Comperj

Não obstante todo o arcabouço normativo da Petrobras, não foram desenvolvidas, para o Comperj, análises estruturadas de riscos que amparassem as tomadas de decisão dos gestores responsáveis pela implantação do Programa.

Em 2006, o Comperj, até então considerado um parque petroquímico dentro da carteira de investimentos da Petrobras, foi aprovado em FEL 2, dando-se início à fase de elaboração do projeto de engenharia básica. Até aquela ocasião, nenhuma análise estruturada de riscos havia sido desenvolvida, a despeito da Sistemática Corporativa já exigir, para aquele nível de maturidade do projeto, a identificação e análise qualitativa de riscos técnicos (Peça 34, p. 20).

Em fev/2010, a Diretoria Executiva da Petrobras decidiu por implantar o Comperj na forma de programa, autorizando a construção do Trem 1 da refinaria e determinando o retorno das demais etapas do programa para fases anteriores de desenvolvimento. Muito embora a Sistemática Corporativa exigisse que, para a aprovação de FEL 3, fosse necessário desenvolver estudos que permitissem identificar e avaliar qualitativa e quantitativamente os riscos associados, além de constituir um plano de respostas adequado, nenhuma análise estruturada dos riscos do Programa Comperj foi conduzida à apreciação da Diretoria Executiva da Petrobras.

Como consequência, naquela ocasião, foi aprovado o início da execução de parte do Programa (Trem 1) sem que fossem ponderados os riscos associados a tal decisão e os impactos atrelados à continuidade do investimento nos termos até então esquadrinhados. Em outras palavras, os gestores da Petrobras acabaram por assumir riscos não calculados, em vez de contingenciá-los em estratégias de planejamento, implantação e integração mais apropriadas à complexidade do programa e ao nível de maturidade dos projetos.

Uma vez decidida que a implantação do Comperj seria realizada na forma de Programa, em fev/2010, deveriam ter sido realizados estudos de riscos que considerassem os diversos eventos que pudessem impactar os benefícios esperados para o programa, conforme orientam os normativos específicos.

Ocorre que a primeira análise de riscos realizada para o Comperj foi desenvolvida apenas em ago/2012 (Peça 60), trinta meses depois da aprovação do início das obras do Trem 1, cerca de dois anos e meio após o início da fase de execução. Essa análise foi efetuada para que se pudesse estimar qual seria a data provável de partida do Trem 1 da refinaria, haja vista que, naquela ocasião, problemas vivenciados na construção das obras já indicavam que o prazo original de conclusão,

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set/2013, não seria atingido. Com tal estudo, restou comprovado, probabilisticamente, que a conclusão das obras do Trem 1 não se daria na data originalmente prevista, mas apenas em dez/2016.

Face à tamanha intempestividade na realização de análises de risco, fica claro que as decisões gerenciais adotadas até aquela data (ago/2012) não se respaldaram em informações consistentes que permitissem aos gestores confrontar os benefícios esperados com os possíveis impactos decorrentes dos atos de gestão. Ao se perquirir esse primeiro estudo probabilístico dos cronogramas do Trem 1, percebe-se que a avaliação desenvolvida pela área técnica balizou-se no caminho crítico das obras e indicou uma série de cuidados para evitar que eventos danosos, já então ocorridos, viessem a se intensificar, o que implicaria prejuízos ainda maiores à Petrobras.

A partir de 2012, análises de riscos associadas aos prazos do Trem 1 passaram a ser desenvolvidas periodicamente, como se verificou inclusive a nível contratual. Tais análises vêm sendo erigidas com o fim precípuo de garantir que o cronograma previsto para as construções em curso de fato se implemente.

V.1.3 - Da insuficiência das análises de risco do Comperj

Os primeiros estudos sobre os riscos atrelados ao Comperj foram constituídos reativamente e não preventivamente, quando eventos gravosos já haviam comprometido o cronograma de partida do Trem 1 da refinaria.

Além da intempestividade, agrava o cenário o fato de que as análises que passaram a ser desenvolvidas têm se limitado a avaliar os riscos e impactos de cronograma envolvidos nas obras do Trem 1, sem abarcar todas as nuances envolvidas na implantação do Comperj.

Em se tratando de um programa de investimento, eram esperadas avaliações quantitativas e qualitativas que ponderassem a interdependência entre as diferentes etapas construtivas, os distintos graus de maturidade dos projetos e as estreitas margens de contingência relacionadas a aumentos de custo. A despeito dessa expectativa, percebe-se que até hoje nenhuma análise de riscos atinente às demais etapas do programa (Trem 2 e petroquímicos) foi desenvolvida.

Ademais, mesmo para a etapa do programa em construção (Trem 1), não foi constatada qualquer análise estruturada de risco sob a dimensão custo, que refletisse em valores os impactos atrelados às decisões afetas ao empreendimento.

Em todos os documentos que consubstanciam a metodologia de gerenciamento de riscos desenvolvida pela Petrobras, inclusive no ‘Plano de Gerenciamento de Riscos do Comperj’ (Peça 55), percebe-se expressamente positivado que a avaliação de impacto dos riscos nos objetivos do projeto seja realizada não só em termos de prazo, mas também em termos de custo. Essa abordagem também é fartamente percebida no guia PMBOK, base conceitual da metodologia de gerenciamento de projetos da Petrobras, como se constata no excerto abaixo:

‘A avaliação de impacto de riscos investiga o efeito potencial sobre um objetivo do projeto, como cronograma, custo, qualidade ou desempenho, incluindo tanto os efeitos negativos das ameaças como os efeitos positivos das oportunidades’ (Peça 39, p.240).

Não obstante, de forma contrária à metodologia de referência e aos próprios normativos, não foram evidenciadas análises relacionadas à dimensão custo, à semelhança das análises probabilísticas de prazo, produzidas a partir de 2012, exclusivamente para o Trem 1 da refinaria.

Há que se dizer que as análises sob a dimensão custo devem possuir duas vertentes. A primeira é relacionada à monetarização dos impactos que a ocorrência de eventos gravosos pode representar nos prazos estipulados para a construção. Nessa abordagem, após identificados os riscos mais relevantes que podem influenciar os cronogramas e avaliados em termos de probabilidade de ocorrência, é desenvolvida uma quantificação financeira dos impactos correspondentes.

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A segunda vertente pressupõe a identificação e avaliação de riscos que não estejam diretamente relacionados a impactos no cronograma de partida, mas que, se vierem a ocorrer, onerarão diretamente o orçamento do empreendimento. Tais riscos, que não necessariamente transitam pelo caminho crítico da obra, também devem ser identificados, avaliados no que se refere às probabilidades de ocorrência e quantificados monetariamente, em termos de custo para o empreendimento. Um exemplo dessa vertente seria a inviabilidade posterior de uma parceria prevista.

No caso especial do Comperj, avaliações de risco associadas aos custos eram peculiarmente importantes. Primeiro porque, quando da aprovação do PSD FEL 3, em fev/2010, a justificativa para a adoção do modelo de implantação na forma de programa foi a ‘melhoria dos indicadores econômicos’ (Peça 28, p. 4). Segundo porque, na mesma época, análises econômicas já indicavam que qualquer aumento nas necessidades de aporte de capital poderia provocar a inviabilidade econômica do investimento. Todavia, a despeito desse contexto, análises de risco na dimensão custo jamais foram desenvolvidas para quaisquer das etapas que compõem o Programa Comperj.

Pelo que foi relatado até aqui, com base nas exigências listadas na Sistemática Corporativa de Projetos de Investimentos da Petrobras, complementadas pelos demais normativos da Companhia relacionados ao gerenciamento de riscos, verifica-se que as decisões estratégicas atinentes à implantação do Comperj não foram abalizadas em análises consistentes que permitissem ponderar os impactos atrelados à continuidade do programa nos moldes previstos. Isso implicou a assunção desproporcional de riscos pelos gestores envolvidos.

As decisões afetas ao Comperj adotadas até ago/2012, data da primeira análise de riscos desenvolvida para o empreendimento, não foram respaldadas em avaliações prévias dos riscos envolvidos. A ausência de estudos estruturados que identificassem e mensurassem os riscos inerentes ao Comperj pode ter contribuído para decisões gerenciais antieconômicas, por terem provocado a elevação das necessidades de investimento, com consequente pressão nos indicadores de rentabilidade do empreendimento.

Durante a presente fiscalização, buscou-se avaliar os atos de gestão atrelados à implantação do Programa Comperj que teriam sido responsáveis pelas principais alterações nos prazos e custos do empreendimento. Nessa senda, a seguir, como parte integrante deste achado de auditoria, será apresentado um relato de algumas decisões gerenciais relevantes, mapeadas na presente fiscalização, que ilustram, em seu conjunto, os indícios de gestão temerária na implantação do Complexo.

V.1.4 - Das estratégias de planejamento e implantação do Comperj

V.1.4.1 - Adoção de planejamento predominantemente orientado a prazo

A primeira decisão de cunho eminentemente estratégico que merece destaque foi a adoção de critérios de planejamento predominantemente orientados a prazo, traduzidos em ações de aceleração de cronogramas. Na implantação do Comperj, identificou-se que uma série de decisões foi tomada sob a premissa de se antecipar a conclusão das obras, mas sem que tenha sido efetuada qualquer análise probabilística dos prazos previstos para as construções e sem que fossem sopesados os custos envolvidos nessa estratégia. Desse critério de planejamento, resultaram contratações diretas de grande vulto, sem qualquer processo licitatório, com indícios de antieconomicidade.

A literatura internacional indica que, na modelagem de projetos, uma fase começa quando termina a outra. Quando há sobreposição entre as fases, essa prática é chamada na língua inglesa de fast tracking. Nesse caso, se começa a trabalhar nas próximas fases do projeto antes do fim da fase corrente. Segundo o guia PMBOK, em sua quarta edição, fast tracking é definido como uma técnica de compressão de cronogramas, nos seguintes termos:

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‘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’ (Peça 39, p. 309).

A aplicação dessa técnica é observada na implantação das obras do Trem 1 do Comperj, uma vez que diversas construções individuais, iniciadas em diferentes momentos, estão sendo erigidas concomitantemente em forma de Programa, demandando a harmonização de seus prazos com vistas a permitir a integração dos cronogramas.

Nas gestões contratuais, o guia PMBOK estabelece que ‘a compressão do cronograma reduz o cronograma do projeto sem mudar o escopo do projeto para atender restrições, datas impostas do cronograma e outros objetivos do cronograma’ (Peça 38, p. 133). O resultado da imposição de um critério predominantemente orientado a prazo, como premissa de planejamento, é uma maior demanda por gerenciamento dos riscos e dos cronogramas.

Nessa linha, ainda em 2006, a área técnica da Petrobras responsável pela elaboração do PSD FEL 2 já recomendava atenção especial ao sincronismo e integração dos projetos, nos seguintes termos:

‘Sendo os projetos do Comperj integrados e dependentes uns dos outros, há necessidade de sincronismo em seus cronogramas físicos para que sejam implementados dentro do prazo previsto. Sendo assim, é necessária uma especial atenção no cronograma de implantação, pois a forte necessidade de integração, aliada à não consideração de contingência de tempo nos mesmos, apontam para a necessidade de um gerenciamento eficaz de maneira a evitar prováveis atrasos na implementação dos projetos’. (Peça 40, p. 19).

No fast tracking há uma tendência de compensações entre custo e cronograma. Em contratos de obras, a compressão de um cronograma usualmente provoca uma 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’.

Desse modo, em termos de gestão de obras, é importante se destacar que, com a compressão do cronograma e o consequente fast tracking entre as construções, 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.

Em relação às contratações atreladas ao Trem 1 do Comperj, constatou-se que decisões destinadas a antecipar a conclusão do empreendimento traduziram-se em diversas contratações diretas, sem procedimento concorrencial.

Como exemplo de contratações diretas, justificadas pela impossibilidade de realização de procedimentos licitatórios em função de cronogramas apertados, estão as obras do Pipe Rack (R$ 1,87 bilhão), da Unidade de Coqueamento Retardado – UCR (R$ 1,94 bilhão), e da Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades – CDPU (R$ 3,80 bilhões). Tais contratações somam, juntas, cerca de R$ 7,6 bilhões, a preços iniciais, não submetidas a licitação por suposta ausência de tempo hábil.

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Ocorre que as referidas contratações foram celebradas nos anos de 2010 e 2011, quando nenhuma análise probabilística dos cronogramas previstos para as obras do Trem 1 da refinaria havia sido constituída. Isso significa que as decisões gerenciais relacionadas à dispensa das licitações por razões de premência de prazo não se encontravam respaldadas em avaliações dos riscos envolvidos.

Como agravante, na primeira análise de riscos desenvolvida para o Comperj, datada de ago/2012, identificou-se que os prazos previstos para a conclusão das diversas obras que compõem o Trem 1 da refinaria não se mostravam factíveis, sendo inarredável a necessidade de se dilatar os cronogramas dos projetos. Nenhuma das contratações citadas, celebradas sem procedimento concorrencial, teve seu prazo contratual mantido, revelando que os supostos ganhos no cronograma do empreendimento não se consubstanciaram. As obras da UCR, por exemplo, tiveram seu prazo original, de 1.079 dias, dilatado para 2.424 dias, enquanto o Pipe Rack passou de 959 dias inicias para 1.257.

Apenas a título ilustrativo, considerando um conjunto amostral de 82 licitações realizadas para as obras do Trem 1 do Comperj, a Petrobras obteve um deságio médio de 14,27% em relação aos preços originalmente estimados pela Companhia (Peça 77). Nas citadas contratações diretas, não submetidas a procedimento licitatório, o mesmo desconto médio implicaria uma potencial economia de mais de um bilhão de reais.

Piora ainda mais a situação o fato de as construções do Pipe Rack e da UCR terem sido contratadas em valores superiores às estimativas de custo da Petrobras, com ágios de 12,91% e 16,12%, respectivamente, representando um incremento nas expectativas de gasto de R$ 482,9 milhões (Peça 78). Desse modo, o prejuízo potencial pela não submissão apenas desses três contratos a procedimentos licitatórios beiram R$ 1,5 bilhão.

Em suma, de acordo com a literatura especializada, a imposição de critérios predominantemente orientados a prazo, em especial utilizando-se de técnicas de compressão de cronograma como o fast tracking, gera maior necessidade de coordenação e controle entre as contratações. Para as obras do Trem 1 do Comperj, várias decisões de aceleração dos cronogramas foram adotadas, mas sem respaldo em análises de risco prévias e bem estruturadas sobre os possíveis impactos (inclusive em custos). Os arrojados prazos previstos para as contratações não submetidas a licitação não se mostraram factíveis e ensejaram prorrogações que aniquilaram os supostos benefícios esperados pelas contratações diretas.

V.1.4.2 - Antecipação das contratações sem a devida maturidade dos projetos

Ao final de 2006, quando da passagem por FEL 2 do Comperj, previa-se que o Complexo limitar-se-ia a um parque petroquímico, dentro do qual uma refinaria seria instalada unicamente para gerar insumos à produção petroquímica. Naquela época, buscando atender ao prazo de mar/2012 para partida do Comperj, a Diretoria Executiva da Petrobras autorizou a antecipação das seguintes providências, conforme proposição constante do DIP AB-PQF 178/2006 (Peça 40, p. 3):

‘17.1. Licitação e contratação de obras de infraestrutura, terraplenagem, sistema provisório de interligação com rede de energia elétrica, rodovias externas (...);

17.3. Realização do processo de aquisição de equipamentos críticos e serviços associados à montagem destes (...)’.

Como dito, o desenvolvimento dos projetos do Comperj naquele momento ainda era de baixa maturidade, mas, antes mesmo de haver um projeto básico de engenharia, foi autorizada a licitação e aquisição de equipamentos críticos para o Complexo, sem que qualquer análise dos riscos associados dessa estratégia fosse desenvolvida.

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Em fev/2010, ao fim da Fase III, que levou mais de 42 meses para ser finalizado, apenas o projeto de construção do Trem 1 da refinaria ficou concluído. O projeto do segundo trem de refino, incluído em razão da remodelagem do Comperj, foi classificado na Fase I (Identificação da Oportunidade), enquanto os projetos das plantas petroquímicas permaneceram na Fase II (Projeto Conceitual) (Peça 72, p. 10).

O resultado da antecipação das licitações, sem a devida maturação dos projetos e sem a ponderação prévia dos riscos envolvidos, foi que algumas contratações acabaram se tornando inúteis, como aconteceu com a aquisição antecipada de equipamentos para a Unidade de Hidrotratamento de Nafta – HDT-N.

Essa unidade de processo estava prevista no desenho original da planta de refino, com a finalidade de melhorar a nafta que serviria de insumo para as plantas petroquímicas. No entanto, com o posterior amadurecimento dos projetos, percebeu-se que esse desenho inicial não atenderia ao mercado, por entregar um insumo a preço pouco competitivo. Após um redesenho que passou a prever o gás natural como carga para as unidades petroquímicas (concepção atual do Comperj), o contrato de construção da HDT-N foi definitivamente excluído do escopo do projeto em 2013.

Isso acabou gerando a inutilidade de equipamentos adquiridos de forma antecipada, como uma torre e seus componentes, permutadores de calor, reatores, compressores, fornos, entre outros, que perderam a finalidade para o projeto. Durante os trabalhos de auditoria, constatou-se que a maioria desses equipamentos se encontrava armazenada no canteiro de obras do Comperj, sem que houvesse para eles uma destinação certa até aquele momento.

Chamou especial atenção o estado de aparente abandono da torre de processo, que se encontrava disposta no local em que originalmente seria instalada a HDT-N. As Figuras 13 e 14, inclusas no Anexo de Registros Fotográficos ao final deste relatório, ilustram a referida torre. Já as Figuras 15 e 16, também naquele Anexo, evidenciam o armazenamento de alguns dos demais equipamentos adquiridos para a HDT-N que perderam finalidade, pela mudança na concepção do projeto.

Há que se expor que não houve aprofundamento de análises de modo a verificar se a situação caracterizaria dano, mas se apurou, superficialmente, que a soma de recursos envolvendo os equipamentos específicos para a HDT-N ultrapassava R$ 50 milhões.

Outras antecipações de contratos também sugerem prejuízos à Petrobras, como no caso da aquisição de equipamentos para a Unidade de Craqueamento Catalítico Petroquímico – PFCC. Para essa unidade, que também deixou de integrar o projeto conceitual do Comperj com o redesenho do Complexo, igualmente foram antecipadas as aquisições de alguns equipamentos, como compressores, blower, turbo expansores e compressores de refrigeração (Peça 40, p. 4). Os custos envolvidos nas aquisições e a destinação ulteriormente dada pela Petrobras aos equipamentos do PFCC não foram objeto de aprofundamento nesta auditoria, mas certamente demandam esclarecimentos por parte da Petrobras.

Face ao exposto, conclui-se que a antecipação de contratos para o Comperj pressupunha melhor nível de maturidade dos projetos e avaliação prévia dos riscos associados a tal estratégia. Com a evolução do Programa, alguns equipamentos adquiridos para o empreendimento mostraram-se desnecessários às novas necessidades do Complexo e, até o fechamento da presente fiscalização, ainda não possuíam destinação adequada para a Petrobras.

V.1.4.3 - Avanço do Programa sem a definição das parcerias

Nova decisão estratégica que merece relevo relaciona-se ao avanço do programa sem a definição das parcerias. São diversas as parcerias previstas para o Comperj. Desde o fornecimento das utilidades até as plantas de produção de petroquímicos de primeira e segunda geração, a concepção inicial do Complexo previa a participação de terceiros.

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Quando da aprovação do PSD FEL 3, em fev/2010, previa-se que o Comperj como um todo demandaria investimentos de US$ 26,87 bilhões, dos quais a Petrobras seria responsável por 62% desse total, isto é, US$ 16,69 bilhões. A participação do capital de terceiros era essencial para compartilhar as necessidades de investimento e diluir os riscos associados à implantação do Programa. Em outras palavras, a não formalização das parcerias implicaria a necessidade de mais desembolsos diretos por parte da Petrobras.

No entanto, essas parcerias jamais se consolidaram e, ainda hoje, não há definição sobre a sua efetiva concretização. Em dez/2012, quando da reavaliação do Programa realizada pela área de Estratégia Corporativa (Pós-EVTE), tendo em vista a evolução das obras e o fracasso na consolidação das parcerias, foi informado que a necessidade de investimentos do Comperj passara a ser de US$ 50,4 bilhões, dos quais 85%, ou US$ 42,75 bilhões, seriam diretamente suportados pela Estatal (Peça 92).

A Sistemática Corporativa de Projetos de Investimentos, ao tratar de parcerias e associações, orienta que ‘a assinatura de qualquer documento relativo ao entendimento entre as partes’ deve conter ‘cláusulas claras para alocação e rateio de custos e despesas’ (Peça 34, p. 62).

Em 2006, antes do início da fase de elaboração do projeto básico (Fase III), o setor responsável pelo planejamento financeiro do Comperj já apresentava ao Comitê de Investimentos preocupações no sentido de se ter definido o modelo de parceria, nos seguintes termos:

‘A aprovação de recursos físicos, de pessoal e financeiros, propostos para a fase FEL 3, esteja condicionada à definição do parceiro do empreendimento e criação da empresa que constituirá o Complexo, ou à criação de um mecanismo que garanta o ressarcimento desses gastos à Petrobras, por parte da futura empresa que constituirá o Complexo’ (Peça 43, p. 49).

No entanto, ao contrário do recomendado pela área técnica e orientado pela Sistemática Corporativa, o projeto do Trem 1 da refinaria passou à Fase III (projeto básico) e posteriormente à Fase IV (execução) sem a perfeita definição das relações comerciais entre a Petrobras e os parceiros previstos para o empreendimento.

Com o avanço das obras do Trem 1 da refinaria e a indefinição das parcerias comerciais a serem constituídas, uma série de custos com infraestrutura básica que originariamente seriam compartilhados entre os diversos parceiros do Programa Comperj foram suportados diretamente pela Petrobras. Desse modo, obras como terraplenagem, construção de estradas de acesso e prédios administrativos, além das interligações elétricas, foram custeadas exclusivamente pela Petrobras, sem que haja definição, até o momento, de como tais gastos serão distribuídos entre os parceiros que eventualmente virão a se instalar no Comperj.

Além das obras de infraestrutura básica, o modelo de parceria previsto para o Comperj idealizou, também, um mecanismo de compartilhamento dos custos operacionais do Complexo. Quando da conclusão das plantas industriais, utilidades imprescindíveis às operações das unidades, como energia elétrica, água, vapor de processo, retirada de dejetos, segurança patrimonial, iluminação etc., deveriam ser rateados proporcionalmente entre os parceiros, como uma espécie de ‘custos condominiais’. A forma de compartilhamento e cobrança desses custos operacionais não foi acertada. Ademais, sem a definição das parcerias, poderá haver necessidade de se replanejar os gastos com a operação do Comperj, o que representará mais impactos à viabilidade econômica do empreendimento.

Há, ainda, indefinições sobre a forma de cobrança pela matéria prima que a Petrobras oferecerá ao parque petroquímico que virá a se instalar. Não há, por exemplo, formato já estabelecido para a cobrança do gás natural, advindo do processamento na UPGN Rota 3, que alimentará a produção de petroquímicos de primeira geração.

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No caso específico da Braskem, principal parceiro para as plantas petroquímicas, a Petrobras chegou a evoluir até a elaboração de um Memorando de Entendimentos (Peça 44), sem, no entanto, definir a forma de participação da empresa parceira nos custos compartilhados, tampouco no ressarcimento do uso de utilidades ou na cobrança de matéria prima.

O referido Memorando de Entendimentos, assinado em 14/12/2011, 22 meses após a aprovação do início das obras do Trem 1 da refinaria (em fev/2010), apenas indicou a necessidade de a Petrobras assegurar a oferta de utilidades e de matéria prima para as plantas petroquímicas, nos seguintes termos:

‘3.1 (d) O sistema Petrobras se compromete a assegurar o suprimento de matéria prima e a oferta de utilidades necessárias para o Projeto Petroquímico COMPERJ-BRASKEM’ (Peça 44, p. 4).

Também de forma superficial, o Memorando perpassa a necessidade de instrumentos definitivos para formalizar a forma de assunção pela Braskem dos custos dos ativos compartilhados, da seguinte maneira:

‘3.2 Com base no desenvolvimento das atividades descritas na Cláusula 3.1 as Partes deverão iniciar a elaboração e negociação dos instrumentos contratuais definitivos, entre outros, para regular: (...)

iii) o montante e a forma de assunção pela Braskem dos custos e despesas incorridos pelo Sistema Petrobras no Projeto COMPERJ, em relação ao Projeto Petroquímico COMPERJ-BRASKEM, até a data de celebração dos documentos definitivos para a sua efetiva assunção, exclusivamente na medida em que sejam relacionados ao escopo a ser definido para o Projeto Petroquímico COMPERJ-BRASKEM e dos ativos que serão compartilhados pela Braskem no Projeto COMPERJ, observado o disposto na Clausula 3.1 (b) acima’. (Peça 44, p. 4).

Ainda por força do Memorando de Entendimentos, competirá à Braskem o desenvolvimento dos estudos de viabilidade para a construção das plantas petroquímicas do Comperj, e a decisão final de investimento será tomada por deliberação soberana do Conselho de Administração dessa empresa petroquímica.

A Braskem ainda estuda as bases iniciais para os estudos de viabilidade necessários para permitir a parceria, como demonstram os extratos de reportagens que seguem.

Em matéria de nov/2013 da Revista Exame (Peça 51, acesso: 3/7/2014), reportando comentários ao seminário de petroquímica promovido pela Secretaria de Desenvolvimento do Rio de Janeiro, foi dada a notícia de que a Braskem ainda discute com a Petrobras os custos dos insumos para as plantas petroquímicas, nos seguintes termos:

‘Apesar do nome, Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, o Comperj hoje conta apenas com as obras do projeto de refinaria, a cargo da Petrobras. A unidade petroquímica em estudo pela Braskem passa por reavaliação. Entre os motivos para o atraso do projeto está o gás de folhelho (shale gas) americano, que tirou competitividade da indústria petroquímica nacional por ser cerca de três a quatro vezes mais barato que o brasileiro. O executivo [Carlos Fadigas – presidente da Braskem] disse que trabalha para que o projeto tenha andamento, embora não haja prazo para ser tomada uma decisão. Com a Petrobras, a Braskem discute a oferta de gás que servirá de insumo à planta. Ou seja, a que preço, em que quantidade, a partir de quando e que frações (butano, etano etc.)’.

No sítio oficial da Braskem na internet, na seção direcionada aos investidores (Peça 52, acesso: 3/7/2014), há informação de que a empresa ainda avalia a participação no Comperj:

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‘A Braskem está avaliando sua participação do projeto petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), que visa a produção e comercialização de resinas e petroquímicos básicos através da utilização de matérias primas competitivas da região do pré-sal. (...)

Em 2014, a Braskem deverá definir a melhor forma de desenvolvimento e implantação do projeto, devendo o mesmo ser apreciado pelo seu Conselho de Administração para a decisão final do investimento’.

Desse modo, mesmo no caso da Braskem, que representa a parceria mais evoluída para o Complexo, ainda há diversas incertezas no modelo a ser adotado, de modo a abranger as necessidades de ressarcimento dos custos de uso de infraestrutura, do fornecimento de utilidades e de matéria prima.

Não bastasse o exposto, outro aspecto que intensifica a complexidade das negociações de parcerias é o fato de outros custos que têm sido suportados exclusivamente pela Petrobras não possuírem, a princípio, previsão de partilha. Esse é o caso dos investimentos sociais e ambientais que estão sendo realizados no entorno do Comperj.

Um exemplo desses custos adicionais é o Termo de Compromisso Ambiental (Peça 90), no valor estimado de R$ 100 milhões, assinado entre a Petrobras e a Secretaria de Estado do Ambiente (SEA) e pelo Instituto Estadual do Ambiente (Inea), ainda em out/2011. Esse Termo decorre do processo de licenciamento ambiental e prevê a restauração florestal das áreas degradadas pela terraplanagem do Comperj, por meio do plantio de nove milhões de mudas de espécies nativas da Mata Atlântica dentro e no entorno do Complexo.

Há notícias, também, que a Petrobras vai investir R$ 250 milhões na construção de barragem no Rio Guapiaçu, com o objetivo de aumentar a capacidade de abastecimento de água de municípios situados na região de influência do Comperj, como Niterói, São Gonçalo e Itaboraí (Peça 71, p. 3, acesso: 3/7/2014).

Outro investimento é previsto em obras de saneamento em Itaboraí e Maricá, nas quais a estatal petroleira deve investir mais R$ 160 milhões para ampliar a coleta e tratamento de esgoto (Peça 71, p. 3, acesso: 3/7/2014).

Como visto, o processo de formação de parcerias é bastante complexo e envolve questões que não se exaurem nos casos aqui relatados. Além das situações de compartilhamento de custos, expectativas de retorno de investimentos e da forma de contabilização das despesas e receitas, outras questões já deveriam ter sido previstas e consolidadas em um modelo de parceria. Outros exemplos que ainda demandam definição são a forma de distribuição de riscos, direitos de preferência na aquisição de insumos, participação em seguros e em ações de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde).

A situação encontrada leva ao entendimento de que ainda se faz necessário maiores investimentos em informação, antes de se decidir pela viabilidade de atrair parceiros estratégicos para o empreendimento. Mesmo após dez anos da concepção inicial do Complexo, ainda não há definição precisa das parcerias a serem firmadas no Comperj.

A deflagração das obras sem a devida delimitação das parcerias e sem a avaliação prévia dos riscos envolvidos nessa estratégia tem majorado as necessidades de investimento a cargo da Petrobras e comprometido, sobremaneira, a rentabilidade do Programa para a Estatal, como ocorreu no caso da fracassada parceria intentada para o fornecimento de utilidades, tema do próximo tópico.

V.1.4.4 – Avanço da implantação sem a definição da Central de Utilidades

O risco de insucesso na negociação das parcerias não se configura em uma questão em tese. O caso envolvendo a Central de Utilidades do Comperj é emblemático no que se refere à decisão de

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dar início à construção fracionada, em ritmo acelerado, sem a devida maturação de projetos e a avaliação prévia dos riscos associados.

De acordo com o DIP AB-CR 223/2011 (Peça 41), em meados de 2008, a Petrobras iniciou negociação com as empresas Mitsui & Co, Sembcorp Utilities Pte. Ltd e Utilitas Participações S.A., acionistas controladores da empresa denominada SMU, para o desenvolvimento de uma Central de Utilidades para o Comperj. Essa unidade seria responsável pelos serviços de fornecimento de água tratada, energia elétrica, vapor, tratamento de efluentes e geração de hidrogênio.

A ideia então concebida era dispor de uma Central de Utilidades, construída e explorada por terceiros, que forneceria utilidades para as unidades de processo. Os custos associados a essa Central eram considerados, no projeto do Comperj, como despesas operacionais (Opex) e não como investimentos (Capex). Com isso, o investimento necessário para a construção da Central de Utilidades não estaria a cargo da Petrobras, mas dos parceiros privados.

Há que se expor que, caso a Central de Utilidades fizesse parte do escopo de construção do Trem 1 da refinaria desde o início, a viabilidade econômica dessa etapa construtiva indicaria índice de rentabilidade ainda mais desfavorável, o que poderia representar, inclusive, a inviabilidade econômica de todo o Programa Comperj. No momento da aprovação do Programa, em fev/2010, a construção das utilidades não integrava as necessidades de investimentos da Petrobras, muito embora a operação do Trem 1 de refino dependesse do fornecimento de tais utilidades.

Não obstante, ainda em 2009, foi criada a estrutura de parceria societária para a implementação da Central de Utilidades, com participação minoritária da Petrobras (20%) e majoritária da SMU (80%), quando também foi celebrado um contrato de negociação de parceria. Os estudos de engenharia começaram a ser desenvolvidos pelas empresas Projeto de Plantas Industriais Ltda. (PPI) e Toyo Setal Empreendimentos Ltda., em conjunto com a Petrobras.

O contrato entre a Petrobras e a SMU estabelecia, inicialmente, o mês de setembro de 2010 como limite para a consolidação das negociações e elaboração dos subsídios para a finalização dos contratos de locação e operação que representariam a Decisão Final de Investimento – DFI.

O atraso no cronograma das obras do Trem 1, provocado por dificuldades em procedimentos de desapropriação, permitiu maior dilação do prazo de definição do formato de fornecimento das utilidades. Com isso, em set/2011 ainda eram desenvolvidos estudos que buscavam otimizar o modelo de parceria inicialmente proposto.

No entanto, após mais de três anos de análises, não houve acordo entre as partes sobre a parceria a ser firmada e a Petrobras entendeu preferível, então, adotar a estratégia convencional de executar os projetos às suas expensas.

A partir de então, a Central de Utilidades foi desmembrada em quatro unidades distintas, a CAFOR – Casa de Força, ETA – Estação de Tratamento de Água, ETE – Estação de Tratamento de Efluentes e a UGH – Unidade de Geração de Hidrogênio. Essas unidades de produção de utilidades passaram a integrar o escopo on site da Etapa I (Trem 1) do Comperj, deixando de ser consideradas despesas operacionais para serem itens de investimento, implicando aumento nos investimentos da ordem de R$ 4,9 bilhões.

A demora na definição do formato de suprimento de utilidades foi de 39 meses e culminou na necessidade de a Petrobras assumir, integralmente, os custos associados a sua construção.

Sob a justificativa de premência de tempo, a Petrobras realizou, em dez/2011, a contratação direta do Consórcio TUC Construções, formado pela UTC Engenharia S/A, Construtora Norberto Odebrecht S.A e PPI – Projeto de Plantas Industriais, no valor global de R$ 3,8 bilhões, para construção da CDPU - Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades (que integrava as unidades Cafor, ETA e ETE). Vale dizer que, naquela data, nenhuma análise probabilística dos

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prazos ainda havia sido feita para o Comperj. Além disso, a empresa PPI, integrante do Consórcio TUC, era uma das responsáveis pela elaboração do projeto de engenharia original da Central de Utilidades.

A Unidade de Geração de Hidrogênio (UGH), por seu turno, não integrou o escopo da CDPU. Para a construção da UGH, a Petrobras realizou um convite, no qual se sagrou vencedor a Toyo Setal Empreendimentos Ltda., que também participou dos estudos iniciais da Central de Utilidades. O contrato foi celebrado em mai/2013, ao valor de R$ 1,1 bilhão.

Diante dessas constatações, a equipe de auditoria perquiriu outras informações sobre a contratação da CDPU, em especial por ter sido alvo de inexigibilidade licitatória.

De acordo com a Petrobras, a justificativa alegada para a contratação direta da CDPU foi a de ausência de tempo, tendo-se inferido a inviabilidade de competição como decorrência do prejuízo que pudesse ser causado pela demora no procedimento licitatório. Em outras palavras, mesmo após 39 meses de estudos, não teria sido possível prever o tempo necessário para contratar as obras em ambiente concorrencial de mercado de modo coordenado com o cronograma do empreendimento.

Além disso, em relação à escolha da contratada, foi registrado que a contratação da empresa que desenvolvera o projeto básico representaria ‘grande vantagem competitiva do Consórcio TUC’. Tal alegação foi expressa nos seguintes termos, conforme parecer da área de negócio responsável:

‘Cabe ressaltar que apesar do prazo normal para construção destas unidades ser de 36 meses existe um acordo entre CDPU e TUC que parte destas unidades estariam operacional para partida da refinaria no prazo de 960 dias a partir da assinatura do contrato. Assim, a opção de negociação direta fica restrita à realização do EPC com a empresa que já trabalha neste projeto a dois anos e apresenta grandes vantagens competitivas, como conhecimento de todo o projeto básico, propostas técnicas e comerciais firmes dos subfornecedores. As propostas firmes dos subfornecedores é que possibilita iniciar a fabricação dos equipamentos principais que constituem as unidades de Utilidades imediatamente após a assinatura dos contratos com a PETROBRAS, por meio de carta de intenção com os subfornecedores, o que permite um ganho da ordem de 1 a 2 meses na construção das unidades, visto que estes equipamentos que ditam o prazo de construção das unidades’. (Peça 42, p. 14).

O departamento jurídico da Petrobras, em sua resposta à Diretoria de Abastecimento, antes de alertar ao consulente sobre os riscos de a tese jurídica utilizada para afastar o procedimento licitatório (baseada genericamente no princípio da eficiência e na administração de resultados) acabar sendo questionada por órgãos da Administração Pública, expôs de forma clara que as circunstâncias apresentadas pela área de negócio mais se relacionavam a falhas de gestão, nos seguintes termos:

‘Não podemos deixar de apontar, contudo, o risco de tais circunstâncias serem entendidas como falha de planejamento, o que fragilizaria a justificativa para a contratação direta ora pretendida, expondo a Companhia. (Peça 42, p. 9) (...)

Revela notar, todavia, que a despeito da aparente robustez da tese que, como visto, encontra respaldo na doutrina e na jurisprudência pátrias, os riscos de questionamentos não estão afastados, uma vez que se trata de visão inovadora que pode não ser acompanhada por todos os órgãos da Administração Pública, especialmente o TCU, órgão de controle externo’. (Peça 42, p. 22).

Na presente fiscalização, não se adentrou o mérito da legalidade da contratação direta de empresas que participaram do desenvolvimento dos projetos de engenharia; tampouco se profundou o exame da razoabilidade da fundamentação e justificativas utilizadas, por demandarem análises técnico-jurídicas e coleta de evidências mais estreitas.

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Ainda assim, para efeitos desta auditoria, a contratação direta da CDPU, a preços que se aproximam do patamar de R$ 3,8 bilhões, ante possíveis prejuízos que um procedimento licitatório poderia ocasionar, como alegado, são outros efeitos das falhas de gestão estratégica atrelados à implantação do Comperj.

Acaso a construção da Central de Utilidades estivesse prevista como investimentos da Petrobras desde o início do planejamento, provavelmente o cenário de inviabilidade econômica do Complexo seria evidente e impediria o avanço do desenvolvimento do projeto.

Além disso, a Petrobras despendeu 39 meses negociando a formação de uma parceria, enquanto as obras do Trem 1 da refinaria eram erigidas. Mesmo sabendo que as utilidades seriam imprescindíveis à operação dessa etapa de refino, a Companhia decidiu contratar as obras das utilidades apenas quando o prazo de conclusão passou a ser crítico para a partida do Trem 1. Esse cenário provocou uma contratação direta emergencial de grande vulto (R$ 3,8 bilhões), e aparentemente com favorecimento de interesses privados, por ter sido contratado o então desenvolvedor do projeto básico da unidade.

Ademais, os supostos ganhos em prazo, justificados como um dos motivos determinantes da contratação direta, não se mostraram efetivos pela ocorrência de posteriores prorrogações de cronograma. Na época da assinatura do contrato emergencial da CDPU, em 27/12/2011, a partida programada do Trem 1 da refinaria era 30/9/2013. Essa data foi prorrogada uma primeira vez para 30/4/2015 e posteriormente para 10/12/2016 (Peça 74, p. 1).

V.1.4.5 – Implantação do empreendimento em forma de programa sem maturação adequada dos projetos e sem análises específicas de risco

Por fim, relativamente às estratégias de planejamento e implantação do Comperj, será apresentada uma das decisões mais significativas e que mais trouxeram impactos para a evolução dos custos do empreendimento, principalmente pela possibilidade de ter sido motivadora de outros atos gerenciais que não surtiram os efeitos desejados. Trata-se da decisão de se dar início à construção do Comperj de forma fracionada, em modelo de programa, sem a devida maturidade dos projetos e sem análise específica que indicasse o tratamento adequado para os riscos assumidos.

Como ilustrado anteriormente, em fev/2010, a Diretoria Executiva da Petrobras decidiu transformar o Comperj em um programa de investimentos, composto por uma refinaria e um parque petroquímico. A justificativa apresentada para a adoção de um modelo fracionado de implantação foi uma reconfiguração do projeto conceitual do empreendimento, feita com o objetivo de melhorar os indicadores econômicos, em resposta à então crise econômica mundial que tivera início em meados de 2008. (Peça 28, p. 4).

Com essa reconfiguração, o empreendimento, inicialmente concebido como um projeto petroquímico único e integrado, passou a ter destacado o parque de refino das plantas petroquímicas, cada qual com seus outputs e mercados distintos. Assim, o planejamento do empreendimento, inicialmente concebido como um conjunto de projetos a serem simultaneamente executados, passou a ser visto na forma de um programa, com etapas construtivas não concomitantes. Dessa maneira, projetos inter-relacionados, porém com graus de maturidade distintos, passariam a ser gerenciados de modo coordenado ao longo de distintas etapas de execução.

O Guia PMBOK define programa como sendo ‘um grupo de projetos relacionados gerenciados de modo coordenado para a obtenção de benefícios e controle que não estariam disponíveis se eles fossem gerenciados individualmente’ (Peça 38, p. 15). Isso sugere um gerenciamento centralizado para todos os projetos constituintes do programa, de maneira concentrada nas interdependências existentes entre os projetos, de modo a promover economias de recursos que a gestão individual dos projetos não proporcionaria.

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No caso do Comperj, não foi o que se constatou. A adoção da implantação do empreendimento em forma de programa provocou o início das obras do Trem 1 da refinaria e o ‘abandono’ dos demais projetos em níveis iniciais de maturação, mesmo diante da estreita interdependência existente entre esses projetos.

Evidência desse aparente abandono seria a permanência, até os dias atuais, dos projetos relacionados às plantas petroquímicas e ao Trem 2 da refinaria nos mesmos estágios de maturação em que se encontravam quando as obras do Trem 1 foram iniciadas, em 2010. Ou seja, decorridos 52 meses da decisão por se implantar de forma fracionada o Comperj, ainda não houve avanço no desenvolvimento dos demais projetos que tenha implicado um avanço de fase. Mais ainda, atualmente, ante a série de incertezas envolvendo a formalização das parcerias comerciais, a Petrobras sequer tem divulgado datas para o início das obras das demais etapas.

Em 2006, quando o projeto do Comperj passou pelo portão FEL 2 de desenvolvimento, a área técnica da Petrobras emitiu parecer, encaminhado à Diretoria Executiva da Companhia, sugerindo que o projeto continuasse a ser desenvolvido, mas que sua aprovação final para execução apenas ocorresse no momento em que todas as unidades atingissem o grau de maturidade típico da Fase III, isto é, de projeto de engenharia básica concluído, nos seguintes termos:

‘Recomendamos que o empreendimento seja encaminhado para aprovação apenas quando todas as unidades, conjuntamente, apresentarem o grau de maturidade desejado para projeto básico’. (Peça 40, p. 20).

No mesmo parecer, outras recomendações foram dadas no sentido de que um cronograma integrado de implantação fosse constituído para auxiliar a construção coordenada dos projetos e evitar atrasos na finalização das obras:

‘Sendo os projetos do COMPERJ integrados e dependentes uns dos outros, há necessidade de sincronismo em seus cronogramas físicos para que sejam implementados dentro do prazo previsto. Sendo assim, é necessária uma especial atenção no cronograma de implantação, pois a forte necessidade de integração, aliada à não consideração de contingência de tempo nos mesmos, apontam para a necessidade de um gerenciamento eficaz de maneira a evitar prováveis atrasos na implementação dos projetos’. (grifos acrescidos). (Peça 40, p. 19).

Antes do avanço do empreendimento na fase de execução, já deve haver forte sinergia entre os responsáveis pela implantação (planejamento) e os responsáveis pela implementação (execução das obras). Somente com dados sólidos obtidos da engenharia básica, como as especificações técnicas de cada projeto, com o layout preciso dos equipamentos necessários, os planos de instalação, a estratégia de automação, as plantas civis de cada unidade de processo, aliados à integração dos cronogramas de obras de todos os projetos e às análises de risco respectivas, é que se cria o ambiente adequado para a tomada de decisão final de implantar o empreendimento.

Foi nesse sentido que a Estratégia Corporativa da Petrobras, em Parecer de Pós-EVTE do primeiro semestre de 2012, chamou atenção para a importância de se avançar à Fase IV (execução) em empreendimentos da área de refino apenas com o projeto totalmente consolidado entre as equipes de planejamento e de execução, de modo a evitar o redimensionamento de recursos, nos seguintes termos:

‘A previsibilidade é um dos fatores fundamentais para o sucesso do projeto. Ela é a responsável pelo desempenho do projeto dentro do custo e do prazo estimados. Segundo estudos da IPA (Independent Project Analysis), este fator está diretamente atrelado ao nivelamento dos entendimentos da equipe sobre o projeto a ser desenvolvido, ou seja, se o escopo está ainda em aberto, se falta clareza nos objetivos, o projeto ainda não se encontra dentro da maturidade requerida para sua execução. A aprovação da Fase III – Projeto Básico, requer o alinhamento do escopo do projeto totalmente fechado entre as equipes de planejamento e de execução, evitando

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aditivos contratuais, novos processos de licenciamento e redimensionamento de recursos. (grifos acrescidos). (Peça 70, p. 20).

No entanto, em fev/2010, de forma contrária às recomendações da área técnica e mesmo ante a série de indefinições que o empreendimento ainda possuía, por meio da aprovação do Pacote de Suporte à Decisão de FEL 3, foi antecipado o início da execução apenas das obras da Etapa I do Programa Comperj (Trem 1 da refinaria) e determinado o retorno das demais etapas construtivas a fases inferiores de maturação.

Mais agravante é o fato de que, mesmo no PSD FEL 3, já se mostrava explícita a integral interdependência entre as etapas do Programa Comperj. Isso porque, nas análises de viabilidade econômica conduzidas à Diretoria Executiva, foi demonstrado que a rentabilidade do empreendimento só seria alcançada com a construção de todas as etapas do Programa e que a primeira etapa construtiva (Trem 1 da refinaria), se vista individualmente, apresentava indicadores econômicos deficitários. (...)

Nas conclusões do mesmo PSD, novamente fica evidenciada a falta de viabilidade econômica do Trem 1 da refinaria em todos os cenários analisados, com os seguintes dizeres:

‘O Valor Presente Líquido (VPL) para o projeto COMPERJ REFINARIA TREM 1 é de US$ 655 milhões negativos no cenário de referência e de US$ 1.376 milhões negativos na condição de robustez’. (grifos acrescidos), (Peça 28, p. 3).

Nessa época, as análises econômicas eram baseadas principalmente nos cenários econômicos denominados ‘Referência’ e ‘Robustez’. O cenário ‘Referência’ previa que o PIB brasileiro cresceria a taxas de 4% a.a e que o preço do óleo tipo Brent seria de US$ 30,00 por barril, no longo prazo. Já no cenário ‘Robustez’, o PIB teria crescimento de 2,5% a.a e haveria uma demanda retraída para produtos petroquímicos, com pressão nos preços dos produtos e redução nos spreads (Peça 43, p. 11).

A Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento do Sistema Petrobras, citada amiúde neste trabalho, condiciona tanto a inclusão de um novo projeto na carteira de investimentos quanto a aprovação da passagem de fase de um projeto a diversos requisitos, entre os quais se destaca a rentabilidade: ‘Apresentar Rentabilidade (VPL>0) nos cenários de referência da Cia.’ (Peça 34, pp. 16, 17, 23 e 33). A Sistemática não registra qualquer exceção que permita a existência de projetos com VPL negativo, mesmo que inseridos em Programas com rentabilidade positiva.

Novamente sob o critério normativo da Sistemática Corporativa, repisa-se, em vigor desde 2001, tem-se que devem ser elaborados planos e análises para dar início aos trabalhos da Fase IV (Execução das obras). Entre eles destaca-se a parte referente às simulações econômicas que devem ser apresentadas à Diretoria Executiva como suporte às decisões, as quais pressupõem a existência não apenas de EVTE final, mas de análises de riscos sobre a possibilidade do empreendimento não atender aos critérios corporativos de rentabilidade, como abaixo destacado (Peça 34, pp. 28-30):

‘Ao final da Fase III, para os projetos com investimentos a partir de US$ 25 milhões, os seguintes requisitos mínimos devem estar concluídos e aprovados para que se iniciem os trabalhos da Fase IV – Execução. Orienta-se que projetos com investimentos inferiores a US$ 25 milhões sejam planejados tendo como base as atividades abaixo, de acordo com as suas especificidades: (...)

21. Resultados Econômicos:

EVTE final;

Análise de risco referente à viabilidade econômica do projeto:

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Probabilidade de o VPL ser menor que zero;

Probabilidade de o VPL ser menor que o VPL de Robustez;

Probabilidade de o VPL ser menor que o VPL de Referência;

VPL baseado no valor esperado (valor médio);

VPL baseado no valor com 90% de probabilidade de ser maior (P90);

Análises de sensibilidades e análises complementares das alternativas do projeto’.

Na aprovação do PSD FEL 3, toda a configuração do Trem 1 da refinaria, assim como de grande parte do escopo compartilhado (off sites, extramuros e infraestrutura), foi definida com rentabilidade negativa. A viabilidade econômica do Comperj como um todo dependia do sucesso de implantação das duas fases subsequentes (Trem 2 e plantas petroquímicas), ainda sem configuração definida, com projetos em fases iniciais de maturação e com elevadas incertezas quanto à sua efetiva implantação.

Assim, especialmente pela baixa maturidade dos projetos que compunham o Programa Comperj no momento em que foi aprovado (muitos em estágio inicial de desenvolvimento), não havia como se estimar de maneira adequada os custos do empreendimento, tampouco elaborar estudos de viabilidade confiáveis.

Como já exposto, também não foram elaboradas análises de risco integradas, referentes ao comportamento da viabilidade econômica diante da implantação fracionada em etapas, principalmente em se considerando que a primeira etapa construtiva já apresentava rentabilidade negativa. De igual forma, não foi elaborado um cronograma integrado para todo o conjunto de projetos que compreendia o Programa Comperj, para auxílio no gerenciamento coordenado.

Os efeitos do avanço das obras mesmo diante de tamanhas incertezas podem ser evidenciados pelas condições atuais de rentabilidade que o Comperj apresenta.

Retomando a atualização dos investimentos necessários para fazer frente apenas à construção da primeira etapa do Comperj, quando da aprovação do PSD FEL 3, previa-se desembolsar US$ 7,97 bilhões nas obras do Trem 1 da refinaria. Entrementes, com a evolução das obras, de acordo com a Estratégia Corporativa (Pós-EVTE de dez/2012), a Petrobras já se comprometeu a desembolsar, sozinha, US$ 21,6 bilhões.

Caso as demais etapas do Programa Comperj não venham a ser implementadas, essa escalada dos investimentos implicará piora significativa dos resultados econômicos esperados para o empreendimento. No parecer de dez/2012, a Estratégia Corporativa sinalizou que esse contexto já indicava um Valor Presente Líquido negativo na casa de US$ 11,4 bilhões, no cenário ‘Força do Hábito’.

A justificativa para a reconfiguração do empreendimento, em 2010, passando-se a adotar um modelo de implantação de Programa, foi a ‘melhoria dos indicadores econômicos’, como se depreende da leitura do texto introdutório do PSD FEL 3 (Peça 28, p. 4). Nesse mesmo documento, na parte de Premissas e Restrições, é mencionado que a estratégia de implantação adotada propiciaria menores investimentos e otimização do gerenciamento, nos seguintes termos:

‘A estratégia de implantação do Complexo permitirá a captura das oportunidades de redução de investimentos promovidas pela defasagem da implantação e consequente redução dos picos de demanda por bens e serviços, bem como pela simplificação do gerenciamento’. (Peça 28, p. 10).

Ocorre que, tendo em vista os desembolsos já incorridos e as previsões de investimento para as demais etapas do Programa Comperj (Trem 2 e petroquímicos), a rentabilidade para o Programa, considerando o Complexo como um todo, também já apresenta viés de inviabilidade econômica.

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Como visto alhures, no Pós-EVTE de dez/2012, foi anunciado que o empreendimento apresentava VPL negativo de US$ 8,9 bilhões, no cenário ‘Força do Hábito’.

Não se auditou, no âmbito destes trabalhos, a qualidade das informações entregues à Diretoria Executiva para deliberar acerca da continuidade ou não da implantação do Comperj. No entanto, os dados atuais, inequivocamente, demonstram que as avaliações e justificativas levadas àquele órgão decisório aparentam terem sido equivocadas e resultaram em medidas que vão de encontro aos normativos internos da Companhia.

Com o gradativo avançar da execução da primeira etapa, as alterações de escopo nos projetos em construção começaram a causar impactos nos custos, como será relatado nos tópicos seguintes. Além disso, o cenário de incertezas que até os dias atuais ronda a formalização das parcerias é outra consequência da adoção de modelo fracionado de implantação sem ponderação prévia dos riscos associados.

Desta forma, entende-se que a decisão estratégica de adotar modelo de implantação em programa, sob a justificativa de otimizar os indicadores econômicos e simplificar a gestão, provocou efeito reverso. Com a significativa elevação das necessidades de investimento, a implantação do empreendimento aparenta não mais atender ao critério corporativo de rentabilidade. As consequências das decisões tomadas ainda não podem ser perfeitamente mensuradas, dado o grau de incipiência que os projetos das etapas em planejamento (Trem 2 e petroquímicos) ainda apresentam. Todavia, os dados angariados na presente fiscalização indicam forte viés de inviabilidade econômica para o Programa Comperj, mesmo se mantidas as previsões atuais de investimento no empreendimento.

Nesse tópico, foram expostas algumas consequências relacionadas às estratégias de planejamento e implantação do Comperj. A seguir serão relatadas as situações relacionadas à gestão das obras do Trem 1 da refinaria, única etapa atualmente em construção, que espelham indícios de falhas de gerenciamento em níveis tático e operacional.

V.1.5 - Da gestão das obras do Trem 1 da refinaria do Comperj

V.1.5.1 - Decisões relacionadas a licenciamento ambiental e desapropriações

Ao se avaliar os atos de gestão envolvendo as obras do Trem 1 da refinaria do Comperj, percebe-se que as decisões envolvendo as licenças ambientais e as desapropriações necessárias tiveram significativo impacto no desenrolar das construções, e provocaram relevantes atrasos no cronograma de partida do empreendimento.

As questões relacionadas a licenciamento ambiental e desapropriações já eram explícitas como riscos desde as etapas inicias de desenvolvimento do projeto, como ilustra, por exemplo, o parecer da Estratégia Corporativa e Desempenho Empresarial, integrante do PSD FEL 2, emitido em ago/2006:

‘Para a implementação do Projeto dentro do prazo previsto deve-se levar em consideração a obtenção de um elevado número de licenças ambientais, que historicamente, representam um fator que contribui para o atraso dos projetos’. (Peça 40, p. 19).

Analogamente, em apresentação do comitê de investimentos da Petrobras a respeito do Comperj, elaborada também em 2006, a complexidade do licenciamento ambiental novamente foi ressaltada como risco do empreendimento (Peça 43, p. 43).

No PSD FEL 3, encaminhado à Diretoria Executiva em fev/2010, mais uma vez foram feitos alertas quanto aos riscos de não obtenção tempestiva das licenças ambientais e não imissão na posse nas propriedades imprescindíveis à completude das obras, nos seguintes termos:

‘Principais Riscos na Etapa 1 do COMPERJ

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Os principais riscos do empreendimento estão sendo fortemente monitorados e comunicados à alta administração, semanalmente, através do Relatório de Itens Críticos. Dentre esses riscos destacam-se os seguintes:

Atraso na obtenção das Licenças ambientais e desapropriação de terras: É um processo de elevado risco, por natureza, e, no caso do COMPERJ, agravado pelo porte e complexidade do empreendimento, defasagem do grau de definição nas diversas partes do empreendimento, elevado número de licenças, fatores de localização, entre outros’. (Peça 28, p. 13).

Também na ‘Lista de Registro de Riscos’ que integrou o PSD FEL 3, foi destacado que o ‘atraso na obtenção das licenças para a construção dos acessos porto-obra’ e ‘dificuldades para efetivar as demais desapropriações de extramuros’ seriam riscos imanentes à implantação do Comperj, com impactos em prazo e custo (Peça 61, p. 2).

Apesar de claras as referências a esses eventos, as ações e atividades planejadas para obter as licenças ambientais e as desapropriações necessárias não passaram por qualquer análise estruturada de riscos antes que o programa fosse aprovado. Em outras palavras, mesmo se tendo pleno conhecimento prévio de tais riscos, não foi efetuado qualquer estudo que permitisse traçar as probabilidades de sucesso no atingimento das datas planejadas, ou que mensurasse os impactos de eventuais atrasos na partida e nos custos do empreendimento.

Segundo o guia PMBOK, a mitigação de riscos implica na redução da probabilidade e/ou do impacto de um evento de risco adverso para dentro de limites aceitáveis. Adotar uma ação antecipada para reduzir a probabilidade e/ou o impacto de um risco ocorrer no projeto em geral é mais eficaz do que tentar reparar o dano depois de o risco ter ocorrido (Peça 39, p. 251).

Pois bem. Após o início das obras da primeira etapa construtiva, os sinais de que os então considerados riscos estavam se transformando em problemas passaram a ser percebidos. Por exemplo, nas reuniões da chamada ‘Sala de Monitoração COMPERJ’, contando com a participação de gestores da área da engenharia e da Diretoria do Abastecimento da Petrobras, questões relacionadas às licenças ambientais e desapropriações eram debatidas. Diante dos acontecimentos, os gestores envolvidos propunham ações para tentar minimizar os problemas encontrados, conforme se vê dos excertos de algumas atas:

‘Sobre a Estrada Sul, foi apresentado que a AS [autorização de serviço] foi emitida em 10/6/2011 e as obras iniciarão sem a desapropriação completa das terras. Foi destacado o risco de postergação de tráfego caso a desapropriação não seja concluída na data planejada’. (Peça 84, p. 1).

‘Oleoduto: (...) Até a presente data, restam aproximadamente quatrocentas propriedades que dependem do DUP [Decreto de Utilidade Pública] para a conclusão do processo de desapropriação’. (Peça 85, p. 2).

‘Emissário Terrestre: Para diminuir o impacto no prazo em decorrência da postergação do término da desapropriação, a AS [autorização de serviço] foi desmembrada em AS-1 que será dada após a assinatura do contrato, autorizando o início das atividades que podem ser executadas fora do campo, e AS-2 que será dada após a obtenção de 70% da faixa do emissário liberada’. (Peça 86, p. 2).

Apenas em ago/2012, trinta meses após o início da fase de execução das obras do Trem 1, foi realizada a primeira análise estruturada de riscos, que identificou e analisou os eventos relacionados à obtenção de licenças ambientais e à imissão na posse de imóveis (Peças 57 e 60). Nesse estudo, os riscos relacionados às licenças e às desapropriações imprescindíveis ao Comperj foram caracterizados como de ‘maior vulnerabilidade’. (Peça 60, p. 10).

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Em decorrência dessa primeira análise de riscos do Comperj, foi elaborado um ‘Plano de Resposta a Risco’ (Peça 60, p. 10-11). Muito embora se tenha previsto medidas de resposta aos eventos incertos, naquela ocasião, os riscos relacionados às licenças e desapropriações já haviam se consubstanciado e transformado em problemas. As ações indicadas no referido Plano tiveram por fim evitar que os efeitos aumentassem, no lugar de buscar a diminuição de suas probabilidades de ocorrência.

Como exemplo, para as dificuldades nas desapropriações, a única ação estabelecida no Plano foi de ‘diligenciamento com as partes envolvidas da Prefeitura de São Gonçalo, cobrando maior agilidade no pagamento das desapropriações’. (Peça 60, p. 11).

Ora, como é notório, os procedimentos de desapropriação envolvem atores externos, não estando integralmente sob o controle dos gestores da Petrobras. Após caracterizado atraso, destacar agentes da Companhia para pressionar o Chefe do Executivo na expedição de Decreto de Utilidade Pública, ou para buscar junto ao Poder Judiciário a aceleração de um processo de desapropriação litigiosa, não se constitui em medida que mitiga os riscos (isto é, não diminui as chances de sua ocorrência), mas sim evita que os efeitos indesejados se agravem.

Além de não se ter realizado qualquer análise de riscos prévia que permitisse avaliar as chances de sucesso dos prazos estimados, foi constatado, também, que o dimensionamento das atividades de licenciamento, desapropriação e declaração de utilidade pública foi realizado de forma determinística, a partir da experiência dos profissionais envolvidos.

Muito embora o dimensionamento de tarefas de tamanha criticidade sugerisse uma abordagem mais integrada, conservadora e contingente para melhor acomodação dos riscos envolvidos, o que se verificou, no planejamento tático-operacional do Comperj, foi a escolha de técnica simplista de estimação, baseada unicamente na opinião especializada de alguns agentes.

Apenas a título ilustrativo, as melhores práticas internacionais, como indicado no PMBOK, sugerem outras técnicas para estimar a duração de atividades, como a técnica de estimativa análoga, estimativa paramétrica, estimativa de três pontos e análise de reservas. As três últimas consideram relações estatísticas, incertezas e contingências, de forma a oferecer maior confiabilidade às durações das atividades obtidas a partir da opinião de especialistas.

Ao perquirir a forma como as atividades de licenciamento e desapropriação tiveram seu prazo delimitado, evidenciou-se que a Petrobras valeu-se de informações advindas de outras construções da Companhia, em especial de obras de faixas de dutos. Nenhum estudo probabilístico sobre a confiabilidade dos dados herdados de outros projetos foi desenvolvido e não parece ter havido consideração específica sobre peculiaridades ínsitas ao Comperj.

Ocorre que as obras usadas como referência para dimensionar os prazos das atividades de licenciamento e desapropriação em muito diferem das que demandavam o Comperj. Por exemplo: a construção de faixas de dutos opera-se predominantemente em área rural, com pequeno número de propriedades de grandes extensões a serem desapropriadas. No caso do Comperj, grande parte das necessidades de desapropriações situava-se em áreas urbanas, com elevado número de propriedades de pequena extensão e muitas das quais eram irregulares (não possuíam escritura). O levantamento cadastral preliminar realizado em 2007, referente a um trecho da via de acesso da Baía de Guanabara até a entrada do Comperj, ilustra essa situação, em especial no que se refere ao loteamento de unidades habitacionais da Colônia Agrícola de Itambi (Peça 45).

Ademais, há que se relembrar que os eventos relacionados aos procedimentos de licenciamento e desapropriação fogem à ingerência da Petrobras, por envolverem atores externos. Isso agrega ao processo consideráveis graus de aleatoriedade, típicos de sistemas não determinísticos, ou estocásticos, que exigem abordagem diferente do que a mera determinação de prazos baseada na

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experiência de especialistas, em especial quando relacionados a eventos identificados como riscos ‘de maior vulnerabilidade’ para o projeto.

Com isso, entende-se que as falhas gerenciais mais evidentes relacionadas às atividades de licenciamento ambiental e desapropriação se deram em dois momentos: primeiro por não se ter elaborado análise adequada dos riscos que essas atividades teriam de não ocorrer tempestivamente; e, em um segundo momento, por se ter definido a duração de tais atividades com base na experiência, sem levar em consideração as características próprias do empreendimento.

Como resultado, o não cumprimento dos prazos estatuídos no cronograma original das obras do Trem 1 do Comperj provocou efeitos-cascata em diversos contratos, como se verificou nos problemas relacionados ao transporte de equipamentos críticos para os canteiros, objeto do tópico seguinte.

V.1.5.2 – Impactos derivados dos problemas no transporte dos equipamentos críticos

De plano, vale registrar que as informações relatadas neste tópico encontram-se descritas pormenorizadamente nos autos do TC-006.283/2013-6, atinente à auditoria realizada em 2013, que avaliou o transporte de equipamentos críticos para o Comperj. Em virtude da correlação entre as constatações registradas naquele processo e as falhas de gestão narradas na presente auditoria, os principais impactos decorrentes dos problemas de logística merecem ser aqui compilados.

Naquela fiscalização, evidenciou-se que diversos equipamentos de grande dimensão e elevado peso, denominados UHOS (Ultra Heavy Over Size), que virão a ser instalados nas principais unidades de processo da refinaria, encontravam dificuldades para serem transportados para o canteiro das obras do Comperj.

Tendo em vista o seu porte, tais equipamentos demandavam a construção prévia de um píer na cidade de São Gonçalo/RJ e de duas vias de acesso especiais, denominadas ‘Via UHOS’ e ‘Estrada Convento’, conectando a Baía de Guanabara à Itaboraí/RJ (sítio do Complexo), perfazendo um trecho aproximado de 26 km.

Na definição das estratégias para construir o Trem 1 da refinaria, a Petrobras considerou que os equipamentos UHOS eram críticos para o cronograma de implantação, podendo ocasionar elevado impacto nos contratos de construção das unidades de processo, caso não chegassem ao Comperj nas datas previstas. Assim, a Companhia comprometeu-se a adquirir, diretamente, os equipamentos especiais e efetuou a contratação das principais unidades de processo (UDAV, HCC, HDT e UCR), garantindo entregar os UHOS, no sítio de instalação, dentro de determinadas janelas temporais pré-definidas.

Todavia, em razão de problemas com o licenciamento ambiental do píer e atrasos nas desapropriações das áreas por onde as estradas seriam construídas, os equipamentos UHOS não conseguiram atingir os canteiros de obras nas datas estipuladas.

Como resultado, os contratos da Unidade de Coqueamento Retardado – UCR; da Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo – UDAV; da Unidade de Hidrocraqueamento Catalítico – HCC; e das unidades de Hidrotratamento de Médios e de Querosene – HDTM/HDTQ sofreram severos atrasos em seus cronogramas e demandaram aditivos contratuais que oneraram os custos previstos para o Comperj.

No Relatório de Fiscalização 128/2013, inserido no indigitado TC-006.283/2013-6, foram registradas evidências de que os prazos estipulados pela Petrobras para os processos de licenciamento ambiental, desapropriação e declaração de utilidade pública revelaram-se excepcionalmente otimistas e não conseguiram ser atendidos. Segue excerto do aludido Relatório que ilustra a situação das desapropriações:

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‘Para que a estratégia [de fazer chegar os equipamentos críticos aos canteiros das empreiteiras] adotada pela Petrobras, já apresentada neste relatório, obtivesse sucesso com o fornecimento dos equipamentos UHOS no prazo previsto para as janelas contratuais, além de obter as licenças ambientais, era necessário que, paralelamente ao processo de licenciamento, fossem realizadas as desapropriações para que se pudesse executar as obras do Sistema UHOS [abrange o píer e as duas estradas de acesso]. No entanto, os prazos estimados para as desapropriações também foram subestimados.

O que se verificou é que quando os gestores solicitaram autorização para contratar as obras da UDAV [Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo] e UHCC [Unidade de Hidrocraqueamento Catalítico], em dezembro de 2009, não havia sequer o contrato de levantamento cadastral [definitivo] dos imóveis que seriam desapropriados, o qual foi firmado em janeiro de 2010.

No momento em que as obras das unidades de processo UDAV e UHCC tiveram início, com a emissão das AS [Autorizações de Serviço] em abril de 2010, a Companhia dispunha apenas do Decreto de Utilidade Pública – DUP Municipal da região da Praia da Beira, restando obter o DUP das demais áreas afetadas pelo Sistema UHOS – o qual foi obtido em dezembro de 2010, por meio de decreto federal.

Assim, para que a estratégia adotada tivesse sucesso, a partir de abril de 2010 (data da emissão das AS das unidades UDAV e UHCC) a Petrobras teria que realizar todas as desapropriações em, no máximo, dez meses (inclusive aquelas litigiosas), de forma que o processo de desapropriação fosse concluído até fevereiro de 2011, a fim de propiciar a liberação das áreas para execução das obras da Estrada Convento e Via UHOS com a celeridade necessária (240 dias) para então concluí-las em outubro de 2011’. (TC-006.283/2013-6, Peça 75, pp. 17-18).

Como os equipamentos UHOS não conseguiram atingir os locais de instalação nas datas estipuladas, as construções das unidades de processo UDAV, HCC, HDT e UCR entraram em um processo de ‘hibernação’. Segundo esclareceu a Petrobras, a ‘hibernação’ constitui um conjunto de rotinas de verificação e manutenção para a preservação dos componentes já instalados nas unidades, que passou a ser necessário pela paralisação da montagem eletromecânica das unidades.

Naquela mesma fiscalização, a equipe de auditoria mapeou os impactos que os atrasos nos processos de licenciamento e desapropriação já haviam ocasionado às obras do Comperj. Vale registrar que, até a data de encerramento desta auditoria, os equipamentos UHOS ainda não haviam atingido os locais de instalação.

Foi consignado que, apenas nos contratos referentes às quatro principais unidades de processo (UDAV, UHCC, HDT e UCR), a não entrega tempestiva dos equipamentos UHOS já havia demandado dilações de prazo de até 1.345 dias, ensejando um atraso na partida de todo o Trem 1 da refinaria em cerca de 35 meses.

Além dos impactos no cronograma do empreendimento, a reprogramação das construções das unidades de processo provocou a celebração de aditivos contratais que, segundo a Petrobras, somavam R$ 1,5 bilhão.

Na presente fiscalização, foi feita uma atualização da situação desses mesmos contratos, tendo sido evidenciado que os aditivos celebrados nos mesmos ajustes já atingiram a cifra de R$ 2.190.389.292,45, como se pode verificar na Tabela 9.

Além dos acréscimos de custo nas obras diretamente impactadas, também na fiscalização realizada em 2013, estimou-se que a necessidade de acelerar as obras das estradas de acesso já representava, àquela data, gastos adicionais de R$ 207 milhões, fora outros R$ 20 milhões já despendidos pela Petrobras com o armazenamento dos UHOS no porto do Rio de Janeiro/RJ.

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De acordo com a Companhia, consoante informações apresentadas no TC-006.576/2012-5, (reafirmadas nos votos condutores dos Acórdãos 1.997/2013-Plenário e 908/2014-Plenário), o adiamento da partida do 1º Trem de refino incute perdas de receita da ordem de R$ 213 milhões por mês à Petrobras, decorrentes do resultado operacional do Comperj na balança comercial de petróleo e derivados. Isso significa que os atrasos de 35 meses ocasionados pela falha no planejamento das obras podem ter acarretado, além de significativas elevações nos custos diretos das construções, perdas de receita de cerca de R$ 7,45 bilhões à Petrobras. (...)

O problema envolvendo o transporte dos UHOS ilustra, com clareza, como a ausência de análise prévia dos riscos envolvidos enseja o desenvolvimento de planejamentos ineficientes, sem sopesar os possíveis impactos atrelados às decisões gerenciais.

O Comperj, um dos maiores empreendimentos da história da Petrobras, teve suas obras aprovadas com cronogramas infactíveis; as deficiências na integração das obras de logística com as obras das unidades industriais resultaram em atrasos e prejuízos à Companhia. As questões atinentes às desapropriações e licenciamento das áreas foram identificadas tempestivamente como eventos que poderiam impactar as construções; todavia, nenhuma análise dos riscos associados foi desenvolvida antes da decisão pela implantação do empreendimento.

A seguir, finalizando os relatos concernentes aos atos de gestão das obras do Trem 1, serão abordadas possíveis irregularidades envolvendo a contratação da Via UHOS, que, recorda-se, é uma das estradas de acesso especiais que precisam ser construídas para permitir o transporte dos equipamentos críticos.

V.1.5.3 – A contratação dos serviços remanescentes da Via UHOS

Na mencionada auditoria de 2013 que avaliou os problemas no transporte dos UHOS, foram feitas algumas considerações sobre o contrato destinado à construção da chamada ‘Via UHOS’, uma das estradas de acesso especial do Comperj. Na presente fiscalização, alguns eventos envolvendo tal contratação chamaram a atenção da equipe de auditoria e, por isso, serão relatados para possíveis exames futuros.

O Contrato 0858.0072271.11.2, assinado em 20/12/2011, no valor original de R$ 190.792.496,31, celebrado com a empresa Egesa Engenharia S.A., após quase dois anos de vigência indicava um avanço físico de cerca de 20% (Peça 92). No decorrer da execução dos serviços, foram assinados três aditivos que alteraram o prazo contratual de 480 dias para 725 dias corridos, e elevaram o valor para R$ 192.369.478,60 (Peça 50, pp. 2-3).

Em 25/11/2013, foi celebrado o distrato com aquela empresa. Segundo a Petrobras, isso ocorreu em virtude de dificuldades financeiras enfrentadas pela Egesa, que não estavam possibilitando a implementação das alterações de escopo pretendidas pela Petrobras que seriam imprescindíveis para a conclusão da obra (Peça 47).

Em seguida ao distrato com a Egesa, a Estatal efetuou a contratação direta, mediante dispensa de licitação, com a empresa Carioca Christiani-Nielsen Engenharia S.A., em 29/11/2013 (apenas quatro dias após o distrato), com vigência até 23/11/2014, pelo valor de R$ 354.087.636,05, com duplo objetivo: 1) finalizar os serviços remanescentes do contrato anterior; e 2) implementar as alterações de escopo requeridas (Peça 48).

A Petrobras pretende iniciar o transporte dos equipamentos UHOS tão logo finalizado esse contrato, entre nov/2014 e out/2015, conforme cronograma inserto na Carta ENG-AB/IECOMPERJ/IG-014/2014 (Peça 46, p. 3).

O DIP JURIDICO/JENG 4555/2013 (Peça 50) concluiu pela viabilidade jurídica do distrato com a Egesa e da contratação direta do remanescente da obra e das alterações de escopo com a Carioca. Contudo, o mesmo Departamento Jurídico da Petrobras deixou assente que a contratação

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direta da Carioca, por dispensa de licitação, para a execução do remanescente da obra da Via UHOS, deveria necessariamente preservar as condições do contrato original, nos seguintes termos:

‘(...) preservar todas as condições do contrato original [com a Egesa], sendo admitido apenas o reajustamento dos preços para patamares atuais, a redução do escopo executado, bem como do valor correspondente, e o acréscimo de eventuais serviços adicionais imprescindíveis ao aproveitamento do escopo já realizado e à verificação de sua consistência’. (Peça 50, p. 22).

Assim, o preço máximo a ser pago à Carioca, em relação ao remanescente do contrato original com a Egesa, a princípio, deveria ser o valor desses serviços atualizado até 29/11/2013, quando o novo contrato foi celebrado. Mas isso não ocorreu; o contrato remanescente foi celebrado por R$ 354 milhões, ao passo que o contrato original, que já possuía quase 720 dias de avanço, somava RS 192 milhões.

Dessa feita, com o objetivo de fomentar o planejamento dos trabalhos desta unidade técnica, registra-se a constatação de indício de irregularidade na contratação dos serviços remanescentes da Via UHOS, objeto do Contrato nº 0858.0087531.13.2, para posterior análise de oportunidade e conveniência de aprofundamento em sede de nova fiscalização.

Em suma, para fechar o tópico relacionado às falhas na gestão das obras do Trem 1 da refinaria, notou-se que as decisões adotadas também foram influenciadas pela carência de informações que suportassem os processos de tomadas de decisão, em especial a falta de análises estruturadas de risco. Como consequência, foram evidenciadas deficiências no planejamento da integração entre os cronogramas contratuais, com impactos significativos nos prazos e custos previstos para o Comperj.

V.2 - Síntese das manifestações preliminares dos gestores e respectiva análise

Em relação ao segundo achado de auditoria, a Petrobras limitou-se, em suas manifestações preliminares, a informar a criação de uma nova área corporativa encarregada da gestão de riscos empresariais, nos seguintes termos:

‘Finalmente, cabe mencionar que, por demanda do Conselho de Administração da Petrobras, em 2013, foi criada uma nova área corporativa de gestão de riscos empresariais, que está na Estratégia Corporativa, demonstrando a preocupação da Companhia no que concerne à gestão de riscos’. (Peça 22, p. 7).

Desse modo, não tendo sido tecidos comentários sobre as falhas de gestão relatadas no expediente preliminar, impende reafirmar que a Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento da Petrobras pressupunha, desde 2001, a elaboração de análises estruturadas de riscos para suporte às tomadas de decisão sobre a continuidade dos projetos da Companhia. No caso do Comperj, isso não foi observado.

V.3 - Conclusão do Achado de Auditoria 2

Neste achado de auditoria foram narrados os indícios de gestão temerária na implantação do Comperj. A Petrobras levou adiante a implantação do Complexo em um cenário de elevadas incertezas, havendo baixa maturidade dos projetos e indefinição dos modelos de parcerias a serem firmadas. Ademais, a Companhia optou por adotar um modelo fracionado de implantação, na forma de Programa, deflagrando as obras do Trem 1 da refinaria e determinando o retorno das demais etapas (Trem 2 e petroquímicos) para fases anteriores de desenvolvimento dos projetos.

Não obstante todo o contexto de dúvidas, a aprovação do início das obras ocorreu sem análises estruturadas de riscos, em desconformidade com normativos internos aplicáveis e com a literatura especializada de referência. Isso provocou, em um primeiro momento, a assunção desmedida de

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riscos pela Petrobras que, com o desenrolar das obras, aduziu significativos impactos nas necessidades de investimento e nas expectativas de rentabilidade do Comperj.

Muito embora a construção do Trem 1 tenha sido autorizada em fev/2010, apenas em ago/2012 foi constituída a primeira análise probabilística das incertezas envolvidas na implantação das obras. Mais ainda, os estudos de risco desenvolvidos a partir de 2012 focam exclusivamente nas obras do Trem 1 da refinaria (sem avaliar a correlação das mesmas com as demais etapas do Programa Comperj), além de não abordarem a dimensão custo (isto é, não permitem conferir, em valores, os impactos atrelados às decisões).

Mesmo após dez anos de amadurecimento dos projetos, ainda hoje há importantes incertezas não tratadas como riscos para o empreendimento, como o modelo que será adotado para as parcerias desejadas, ou até se essas parcerias vão se consolidar.

A ausência de estudos estruturados que identificassem e mensurassem os riscos inerentes à implantação do Comperj pode ter contribuído para decisões gerenciais antieconômicas, ineficientes e ineficazes, nos diferentes níveis gerenciais (estratégico e tático-operacional). Algumas das falhas de gestão evidenciadas foram relatadas neste achado de auditoria.

Primeiramente, mostrou-se que a adoção de uma estratégia de planejamento exclusivamente orientada a prazo ensejou a celebração de contratações diretas, sem licitação, em suposto caráter emergencial, em valores da ordem de R$ 7,6 bilhões. Além disso, com o desenrolar das obras, nenhum desses contratos assinados em condições de urgência teve seu prazo original mantido, indicando que os potenciais ganhos advindos da aceleração desses contratos foram perdidos.

Na sequência, evidenciou-se que a antecipação de algumas licitações, sem ponderação prévia dos potenciais impactos, implicou a aquisição de vultosos equipamentos que não mais serão instalados nas unidades industriais do Comperj e que, até o momento, não mais possuem utilidade alternativa para a Petrobras, a exemplo da HDT-Nafta e do PFCC.

Depois, ilustrou-se que o avanço do programa sem a definição das parcerias e sem a avaliação prévia dos riscos envolvidos nessa estratégia tem majorado as necessidades de investimento a cargo da Petrobras e comprometido a rentabilidade do empreendimento.

A seguir, relatou-se um dos casos mais emblemáticos da construção do Comperj, relacionada à Central de Utilidades. Após mais de três anos negociando a formação de uma parceria, a Petrobras decidiu contratar as obras das utilidades apenas quando o prazo de conclusão passou a ser crítico para a partida do Trem 1. Isso teria justificado uma contratação direta, emergencial, de R$ 3,8 bilhões, com possível favorecimento indevido de empresas, por ter sido contratado o então desenvolvedor do projeto básico da unidade.

Continuando os relatos sobre as decisões estratégicas, expôs-se que implantação do empreendimento em forma de programa provocou significativa elevação das necessidades de investimento. Os números compilados indicam forte viés de inviabilidade econômica para o Programa Comperj, mesmo se mantidas as previsões atuais de desembolsos.

Relativamente à gestão das obras do Trem 1, apontou-se que as decisões atreladas às licenças ambientais e às desapropriações não passaram por qualquer análise preliminar dos riscos e culminaram na elaboração de um cronograma de construção subdimensionado e não factível.

Os atrasos vivenciados na construção das vias de acesso do Comperj desencadearam reações em cadeia em outras obras. Apenas nas quatro principais unidades afetadas (UDAV, HCC, HDT e UCR), os problemas com a logística de acesso demandaram aditivos contratuais de R$ 1,5 bilhão, além de atrasarem em 35 meses a partida das construções. E, considerando que o adiamento da partida do 1º Trem de refino incute perdas de receita da ordem de R$ 213 milhões por mês à Petrobras, esse mesmo atraso já pode ter representado prejuízos que superam os R$ 7 bilhões.

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Ao final, registrou-se a situação envolvendo os serviços remanescentes da Via UHOS, na qual se demonstrou que, para um contrato de R$ 192 milhões, foi celebrada uma contratação residual de R$ 354 milhões.

As falhas gerenciais arguidas poderiam ser tratadas individualmente como achados de auditoria específicos. Contudo, em razão do objetivo pretendido para esta fiscalização, optou-se por descrevê-las como potenciais consequências da assunção desmedida de riscos por parte da Petrobras.

Inobstante, reputa-se que alguns dos casos relatados ainda merecem melhor aprofundamento, a exemplo dos atos relacionados aos equipamentos da HDT-Nafta (subitem VI.1.4.2), à contratação da Central de Utilidades (subitem VI.1.4.4) e dos serviços remanescentes da Via UHOS (subitem VI.1.5.3).

Complementarmente, é vital gizar que algumas das falhas ora identificadas apresentam liame com situações irregulares que se verificaram em outros procedimentos de fiscalização, objeto de outros processos no TCU. Citam-se, no ensejo, os casos envolvendo o transporte dos equipamentos UHOS (TC-006.283/2013-6); a construção do Pipe Rack (TC-006.637/2012-4); as obras da Estrada Convento (TC-007.648/2012-0); as Tubovias (TC-006.576/2012-5); e as contratações de unidades de processo (TC-009.834/2010-9).

VI - RESTRIÇÃO DE ACESSO

Os documentos entregues em resposta aos ofícios de requisição desta auditoria foram, em sua integralidade, classificados genericamente pela Petrobras como ‘não públicos’ (confidenciais ou sigilosos), sob a tese de se tratarem de informações que podem representar vantagem competitiva a outros agentes econômicos. Por ser a equipe de auditoria custodiante das informações repassadas pela Companhia, de forma conservadora, mantiveram-se as restrições de acesso realizadas pela Estatal para os documentos utilizados como evidências deste trabalho.

Ademais, primou-se, neste primeiro momento, por se classificar este próprio Relatório de Fiscalização como sigiloso, por reproduzir dados e informações extraídos de tais documentos, em atendimento às normas aplicáveis à proteção das informações sigilosas produzidas ou custodiadas pelo TCU: Lei nº 12.527/2011 (Lei de Acesso à Informação – LAI), Resolução-TCU nº 254/2013, Portaria-TCU nº 124/2010 e a Portaria TCU nº 210/2014.

Não obstante, considerando que a publicidade é o preceito geral e o sigilo é exceção estabelecida na LAI, além das diretrizes estatuídas de fomento ao desenvolvimento da cultura de transparência e do controle social da administração pública, impende exigir da Petrobras a observância desse diploma legal.

O Art. 28 da LAI determina que a classificação da informação, em qualquer grau de sigilo, deve conter, no mínimo: arrazoados acerca do assunto sobre o qual versa a informação; os fundamentos jurídicos para a classificação; a indicação do prazo de sigilo ou do evento que defina seu termo final; e a identificação precisa da autoridade que a classificou. Nesse sentido, será proposta determinação à Petrobras para que sejam encaminhados ao TCU, em complemento aos documentos já remetidos, as informações de restrição de acesso previstas na referida Lei.

Tal medida será essencial para que se possa avaliar quais informes acostados aos presentes autos, em especial o presente Relatório de Fiscalização, poderão ser conduzidos ao descortino do controle cidadão.

Por hora, para fins de atender orientação contida no Memorando-Segecex nº 42/2012 e facultar a concessão de vista e cópias requeridas por partes ou representantes legalmente constituídos nos autos, nos termos do § 2º do art. 25 da Lei nº 12.527/2011, do Memorando-Segecex nº 54/2012, e do art. 163, do Regimento Interno do TCU, será proposta a inclusão de peça

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processual com cadastro de informações com restrição de acesso, conforme o Anexo II deste relatório, que deverá ser revisto a partir do acostamento das escorreitas classificações de informações pela Petrobras, nos termos da LAI.

VII - CONCLUSÃO GERAL

A presente fiscalização é aderente à linha de ação do Plano de Controle Externo deste Tribunal de intensificar ações de controle voltadas ao incremento da qualidade e da eficiência das obras públicas, de modo especial, por meio da indução na Administração Pública da adoção de boas práticas de gestão de projetos e programas. Nessa senda, insere-se num contexto de avaliação da Governança Corporativa da Petróleo Brasileiro S/A, constituindo-se na temática ‘Gestão de Obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj)’.

O planejamento dos trabalhos partiu do levantamento realizado no TC 028.462/2013-0, que descreveu a evolução dos custos do Comperj desde sua concepção, em 2004, até a elaboração do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Petrobras. Em termos de governança corporativa, asseverou-se, no âmbito daquele levantamento, que a gestão de riscos do Comperj não aparentava ser fidedigna ao que pressupõem os normativos e sistemáticas internas, o que poderia ser causa de deficiência informacional nas tomadas de decisão estratégicas e na gestão da implantação dos projetos.

No decorrer da execução desta auditoria, a equipe de fiscalização teve acesso a relevantes informações produzidas pela Estratégia Corporativa da Petrobras que oferecem um panorama mais atual sobre as necessidades de investimento do Complexo, bem como sobre sua viabilidade econômica. Diante desses dados e a partir do objetivo principal de avaliar a gestão das obras do Comperj, os presentes trabalhos resultaram em dois achados de auditoria: 1) Falta de clareza na divulgação dos custos do Comperj; e 2) Gestão temerária na implantação do Comperj.

Como relatado no âmbito do levantamento de 2013, o Comperj foi inicialmente concebido em 2004, com previsão de conclusão em 2011, a um custo estimado de US$ 6,1 bilhões. Esse investimento evoluiu para US$ 8,4 bilhões em 2006. Após uma ruptura na estrutura conceitual ocorrida em 2010, com mudanças significativas no modelo de negócio previsto, a evolução dos custos chegou a US$ 26,9 bilhões, para novamente subir para US$ 30,5 bilhões com o advento de outras modificações divulgadas no Plano de Negócios e Gestão 2013-2017.

Esses eram os mais recentes informes conhecidos pelo TCU quanto às necessidades de investimentos para o Comperj. No entanto, com os presentes trabalhos de auditoria, constatou-se a existência de informações desconexas entre setores da Companhia, consoante relatado no item III deste Relatório. Enquanto a área de Estratégia Corporativa da Petrobras indica necessidades de investimento para o complexo petroquímico de US$ 47,7 bilhões, e informa ser de US$ 21,57 bilhões os recursos já comprometidos com a primeira etapa construtiva (Trem 1 da refinaria), a Diretoria de Abastecimento afirma ser de US$ 24,7 bilhões o total a ser desembolsado no empreendimento, e que o Trem 1 de refino custará US$ 13,5 bilhões.

Diante dessa diferença de expectativas de investimentos, nos termos discorridos no primeiro achado de auditoria (item IV deste documento), investigou-se a informação em outras fontes, como páginas do sítio oficial da Estatal na internet, sítios e documentos oficiais do Governo Federal, notícias veiculadas na imprensa, e em publicações oficiais da Companhia, como o Plano Estratégico 2030, o Relatório de Administração 2013, o Relatório de Sustentabilidade 2013, e o Formulário 20F (encaminhado à Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos da América), além do próprio Plano de Negócios e Gestão – PNG.

Constatou-se, então, que não há informações claras – em quaisquer das fontes – que deem notícia do total de investimentos que será realizado no Comperj, tampouco do montante de recursos já comprometidos para permitir a operação do Trem 1 da refinaria, como primeira etapa

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construtiva. Desse cenário, evidenciou-se um déficit de clareza na divulgação dos investimentos da Companhia.

Ainda, constatou-se que as datas divulgadas de início de operação das etapas construtivas subsequentes, em especial o Trem 2 da refinaria, não condizem com as datas inseridas em documentos técnicos. Concluiu-se que essas divergências vêm causando confusão no mercado e falhas de diagnóstico dos órgãos e entidades federais responsáveis pela gestão da disponibilidade energética do país, além de erros nas expectativas de crescimento econômico da economia brasileira.

Também no relatório do levantamento realizado outrora foi dada a notícia, diante das informações até então disponíveis, que o Programa Comperj mantinha-se economicamente viável, apesar de já demandar investimentos em ordem de grandeza superior ao que havia sido inicialmente planejado. No entanto, frente aos dados da Estratégia Corporativa da Petrobras, essa situação se inverteu, indicando inviabilidade econômica do empreendimento, chegando o Programa Comperj a apresentar Valor Presente Líquido negativo de cerca de US$ 9 bilhões. Isso significa que, de todo o investimento realizado pela Petrobras, cerca de US$ 9 bilhões deixarão de retornar aos investidores da Estatal ao final da vida útil do empreendimento.

No segundo achado de auditoria (item V), que tratou da gestão de riscos e integração de cronogramas, concluiu-se que a Petrobras levou adiante a implantação do Comperj em um cenário de elevadas incertezas, revelado, principalmente, pela baixa maturidade dos projetos e pela indefinição dos modelos de parcerias.

Como mencionado, o Comperj, originalmente aprovado em fev/2010 para demandar investimentos de US$ 26,87 bilhões, deverá exigir, segundo a avaliação de Pós-EVTE efetuada em dez/2012, investimentos de US$ 47,7 bilhões. As obras da primeira etapa do empreendimento (Trem 1), únicas até o momento iniciadas, deveriam estar concluídas em set/2013, mas tiveram seu término reprogramado para dez/2016. Além disso, em relação à viabilidade econômica, a situação atual das obras e a indefinição quanto às demais etapas do Programa Comperj revelam tendência de vultosos prejuízos à Petrobras.

Após uma série de exames técnicos desenvolvidos nesta auditoria, constatou-se que, no momento em que a Petrobras passou a elaborar estudos de riscos fundamentados em seus normativos internos, a implantação do empreendimento já estava em curso, tendo a primeira análise ocorrido quase trinta meses depois da aprovação de início das obras. Um primeiro efeito dessa demora foi a ocorrência de eventos já há muito apontados como riscos. Isso levou os gestores a adotarem medidas não para mitigar riscos, como se pressupõe como resultado de análises tempestivas, mas para impedir o agravamento dos efeitos danosos que a ocorrência desses eventos já provocava no empreendimento.

Ainda, as análises de risco que passaram a ser adotadas somente após 2012 tiveram como objeto apenas a primeira etapa construtiva, ou seja, as obras atinentes ao Trem 1 da refinaria. Em momento algum houve análises de risco que abrangessem a implantação de todo o complexo petroquímico. Assim, mesmo após quase dez anos de amadurecimento de projetos, ainda hoje há importantes incertezas não tratadas como riscos para o empreendimento, como o modelo que será adotado para as parcerias petroquímicas desejadas, ou até se essas parcerias vão se consolidar.

Não obstante esse cenário, a Petrobras optou por acelerar a construção do complexo, com um modelo fracionado de implantação, deflagrando as obras do Trem 1 sem sopesar os riscos associados dessa estratégia. Demonstrou-se que essa decisão ocorreu em desconformidade com normativos internos específicos e provocou a assunção desmedida de riscos com significativos impactos nas necessidades de investimento e nas expectativas de rentabilidade do empreendimento.

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A falta de análises prévias dos riscos envolvidos e o rito acelerado que se impôs na implantação do Comperj contribuíram significativamente, a partir de então, para a ocorrência de diversas falhas gerenciais, verificadas em todos os níveis de gestão: estratégico, tático e operacional. Assim, por exemplo, a aceleração de cronogramas contratuais e o início das obras sem o amadurecimento do modelo de fornecimento de utilidades para o primeiro trem de refino desencadearam contratações diretas de grande vulto, aparentemente antieconômicas e com possível favorecimento.

Outras falhas de planejamento foram apontadas nesse segundo achado, como a definição da duração de tarefas para desapropriações com base unicamente na experiência de especialistas, sem levar em consideração peculiaridades ínsitas do Comperj. Como resultado, houve a quebra da logística de entrega de equipamentos críticos nos canteiros das empreiteiras, provocando impactos em prazos de tal magnitude que os aditivos de prorrogação contratual chegaram a ser maiores, inclusive, que os prazos inicialmente estabelecidos para a execução dos serviços, além dos custos adicionais terem ultrapassado a casa de um bilhão e meio de reais.

Registrou-se que as falhas de gestão ora identificadas nestes trabalhos apresentam um liame com muitas das situações irregulares que se verificaram em outros procedimentos de fiscalização já empreendidos pelo TCU no Comperj, tratados em processos de auditoria de conformidade específicos, como as situações envolvendo a Via UHOS (TC 006.283/2013-6); o Pipe Rack (TC 006.637/2012-4); a Estrada Convento (TC 007.648/2012-0); as tubovias (TC 006.576/2012-5 e TC 031.029/2013-2); e as contratações de unidades de processo UDAV, UCR, e HCC (TC 009.834/2010-9).

Não se evoluiu, no âmbito dos presentes trabalhos, nas razões ou causas da implantação do Comperj, que foi uma decisão soberana da Diretoria Executiva da Petrobras, mesmo diante de cenário de relevantes incertezas, baixa maturidade de projetos e, principalmente, dos indicativos de baixa viabilidade econômica.

No entanto, convém expor que, para uma empresa estatal do porte da Petrobras, com a importância que exerce para a economia do país, as decisões de investimento não são limitadas à viabilidade econômica isolada do empreendimento. É necessário considerar outros panoramas, a exemplo da dimensão econômica empresarial, que considera o projeto não de maneira isolada, mas integrado a todos os demais projetos da Companhia, em setores que abrangem desde a pesquisa, exploração e produção de petróleo, passando pelo refino e finalizando na distribuição e no comércio varejista de derivados.

Também sob a ótica país devem ser consideradas as decisões de investimento das empresas estatais. Assim, fatores externos aos interesses exclusivos da Companhia, como desenvolvimento regional, a geração de tributos e o aumento do Produto Interno Bruto do Estado brasileiro são igualmente considerados. Além desses, no caso do Comperj, que hoje está mais próximo de uma grande refinaria do que de um verdadeiro complexo petroquímico, como inicialmente concebido, a diminuição de importação de combustíveis para consumo interno (principalmente diesel) pode impactar positivamente a balança comercial brasileira, cujos resultados atuais são muito influenciados pelo déficit na conta petróleo. A independência a sensíveis contratos de importação de derivados combustíveis, para abastecer frotas de veículos de um país cujo modal de transporte mais significativamente desenvolvido é o rodoviário, de igual forma pode ser considerada, sob a ótica país.

Não obstante, mesmo que seja justificável implantar um projeto com baixas margens de rentabilidade, não se pode olvidar de sempre buscar o uso eficiente dos recursos públicos, o que, no caso do Comperj, não se verificou. Pelo contrário, até o que foi analisado no âmbito desta e de outras fiscalizações empreendidas por esta Corte de Contas, a gestão da implantação do Programa

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Comperj deixou de atender aos princípios constitucionais da economicidade, da eficiência e da transparência.

Com isso, a partir dos trabalhos relatados, conclui-se, de plano, ser necessária a abertura da possibilidade de a Petrobras se manifestar em contraditório, por meio de oitivas. De maneira paralela, uma evolução natural da presente fiscalização será a análise de eventuais responsabilidades envolvidas nas situações encontradas, de forma a apurar se houve sonegação de informações ou negligência nas tomadas de decisão da Diretoria Executiva da Petrobras, e determinar a quem competia constituir as análises prévias de riscos que eram exigíveis para a implantação do Comperj.

Também se conclui pertinente promover, em trabalhos de fiscalização futuros, o aprofundamento de algumas das situações relatadas, como a contratação direta da central de utilidades; a antecipação de gastos nas unidades de HDT-Nafta e PFCC; e da contratação dos remanescentes da Via UHOS.

Relativamente aos atuais dados de prazo e custo do Comperj, cabe determinar à Petrobras que indique, de forma clara e precisa, as datas de partida e os custos incorridos e projetados para o empreendimento, especialmente por ter sido evidenciado que outros órgãos e entidades estatais, envolvidos no planejamento energético do País, têm desenvolvido análises e projeções fundamentadas em datas e valores aparentemente infactíveis.

Por fim, deve-se igualmente determinar à Petrobras que ratifique a classificação de sigilo aposta aos documentos inseridos nestes autos, indicando os dados exigidos pela Lei de Acesso à Informação, como fundamentação jurídica pormenorizada para a não publicidade, grupo de acesso, prazo de sigilo e autoridade responsável pela classificação.

VIII - BENEFÍCIOS DAS AÇÕES DE CONTROLE EXTERNO

O principal benefício estimado com a presente fiscalização é o aprimoramento da Governança Corporativa da Petrobras, mais especificamente nos aspectos relacionados ao gerenciamento de riscos e na transparência dos projetos de investimento da Petrobras.

IX - PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

Ante todo o exposto, encaminham-se os autos à apreciação superior, para posterior remessa ao Gabinete do Exmo. Sr. Ministro-Relator José Jorge, com as seguintes propostas:

Promover a oitiva da Petróleo Brasileiro S.A, com fundamento no art. 250, inciso V, do Regimento Interno do TCU, para que, no prazo de trinta dias, a contar da ciência, apresente manifestações acerca da falta de clareza na divulgação dos custos do Comperj, assim como dos atos de gestão que, no bojo de seu conjunto, caracterizam gestão temerária na implantação do empreendimento, como disposto nestes trabalhos de auditoria, sem se furtar a esclarecer os aspectos a seguir elencados:

IX.1.1 viabilidade econômica atualizada do Programa Comperj, considerando os custos já incorridos e os previstos, com destaque detalhado para os cenários analisados, e considerando a participação ou não de capital de terceiros no empreendimento;

IX.1.2 expectativa de dispêndios na construção do Trem 2 da refinaria, em seu maior nível de detalhamento, considerando sua capacidade de 300 kpbd e as recentes experiências da Companhia na condução de outras obras de refino;

IX.1.3 divulgação de informações de custos do Comperj sem uniformidade e sem considerar o total já desembolsado com o empreendimento, tampouco a expectativa total de investimentos necessários, como ilustrado nos documentos: Plano de Negócios e Gestão 2014-2018; Relatório de Administração 2013; Relatório de Sustentabilidade 2013; e Formulário 20F 2013;

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IX.1.4 situação atual das parcerias a serem formalizadas para o Programa Comperj, com especial enfoque às relacionadas às plantas petroquímicas;

IX.1.5 existência de estudos alternativos ou planos de contingência para a possibilidade de as parcerias petroquímicas não se concretizarem, incluindo impactos nas necessidades de investimentos diretos da Petrobras;

IX.1.6 inexistência de análises estruturadas de riscos para o Programa Comperj, quando da aprovação do início das obras em fevereiro/2010, em desacordo com os normativos internos da Petrobras e a literatura de referência;

IX.1.7 decisão por adotar modelo fracionado de implantação do Programa Comperj, sem análise prévia dos riscos envolvidos nessa estratégia, com a primeira etapa construtiva (Trem 1) indicando inviabilidade econômica e as etapas subsequentes (Trem 2 e petroquímicos) com baixo nível de maturação de projetos;

IX.1.8 aprovação e avanço do Programa Comperj sem a definição das parcerias e sem avaliação prévia dos riscos envolvidos nessa estratégia;

IX.1.9 celebração de contratações diretas de cerca de R$ 7,6 bilhões, sob a justificativa de exiguidade de prazo para a realização de certame licitatório, que culminaram em posteriores prorrogações contratuais;

IX.1.10 definição de prazos para obtenção de licenciamentos ambientais e desapropriações sem análises prévias de riscos, causando a elaboração de cronogramas de construção subdimensionados e não factíveis, que culminaram em atrasos e impactos financeiros nos contratos de obras do Trem 1 de refino;

Determinar à Petróleo Brasileiro S.A, com fundamento no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, que, no prazo de quinze dias, a contar da ciência, remeta ao TCU as informações previstas no art. 28 da Lei nº 12.527/2011 (LAI), relativamente aos documentos da Petrobras inseridos nos presentes autos como peças processuais, discriminando, no mínimo, a fundamentação jurídica para a não publicidade, o prazo de sigilo aplicável e a autoridade responsável pela classificação;

Determinar à Petróleo Brasileiro S.A, com base no art. 157, caput, do Regimento Interno do TCU, que, no prazo de quinze dias, a contar da ciência, remeta ao TCU as seguintes informações sobre investimentos no Comperj, independentemente de centros de custo, fase de implantação ou áreas de negócio, abrangendo todos os contratos de obras, fornecimentos e serviços, mesmo que realizados no âmbito de outros projetos/unidades da Petrobras:

IX.3.1 expectativa atualizada dos investimentos necessários para o Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3, destacando a participação de capital de terceiros e os investimentos diretos da Petrobras, e contemplando eventuais contingências ou margens de variação de custos;

IX.3.2 total de investimentos já comprometidos (licitados e/ou contratados) com a implantação do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3;

IX.3.3 total de investimentos já realizados (pagos) com a implantação do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3;

IX.3.4 total de investimentos necessários para permitir a entrada em operação do Trem 1 de refino;

IX.3.5 cronograma integrado atualizado do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3, discriminando o início das obras e a previsão de partida de cada uma das etapas construtivas;

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Classificar como sigilosas as peças relacionadas no ‘Cadastro de Informações com Restrição de Acesso’, disposta no Anexo II deste relatório, autorizando a concessão de vistas e cópias destes autos de acordo com a classificação prevista no aludido Anexo;

Autorizar a SecobEnergia a, após análise de oportunidade e conveniência, constituir fiscalizações individuais, em processos específicos, com a finalidade de aprofundar o exame dos indícios de irregularidades relatados nestes trabalhos, atrelados aos seguintes pontos:

IX.5.1. possíveis prejuízos decorrentes da aquisição antecipada de equipamentos e outros bens, tangíveis e intangíveis, para unidades do Comperj, que deixaram de ser necessários após a remodelagem do empreendimento, a exemplo dos equipamentos afetos à Unidade de Hidrotratamento de Nafta (HDT-N) e à Unidade de Craqueamento Catalítico Petroquímico (PFCC);

IX.5.2. contratação direta, em caráter emergencial, do Consórcio TUC Construções (Contrato 0858.0072004.11.2) para a construção das unidades derivadas da então Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades (CDPU), no valor de R$ 3.830.898.164,00, com empresa que atuou no desenvolvimento do projeto básico da construção, mesmo após mais de três anos de negociações para a formação de possível parceria;

IX.5.3. contratação direta de serviços remanescentes da Via UHOS (Contrato 0858.0087531.13.2), no valor de R$ 354.087.636,05, em desacordo com orientações do Departamento Jurídico da Companhia no que se refere ao valor dos serviços residuais, especialmente considerando que o valor do contrato original era de R$ 192.369.478,60 (Contrato 0858.0072271.11.2);

IX.1. Juntar cópia deste Relatório de Auditoria, bem como das decisões que vierem a ser adotadas por este Tribunal, aos processos: 006.283/2013-6; 006.637/2012-4; 007.648/2012-0; 006.576/2012-5; 009.834/2010-9, respeitando as classificações de sigilo aqui consignadas”.

O Diretor, ao concordar com as conclusões do Relatório, manifestou-se nos seguintes termos:

“Trata-se de auditoria autorizada pelo Acórdão 3.143/2013-TCU-Plenário, realizada no âmbito do Fiscobras 2014 e destinada a avaliar a gestão da Petróleo Brasileiro S/A (Petrobras) nas obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj).

2. O planejamento da auditoria tomou por base inicial informações angariadas junto à Petrobras em 2013, em sede de levantamento realizado nos autos do TC-028.462/2013-0 (Acórdão 660/2014-TCU-Plenário), que buscou colher dados sobre a evolução dos custos de implantação do Comperj.

3. Neste ano, a partir de documentos obtidos na presente fiscalização, a equipe de auditoria constatou que as previsões de investimento do Complexo Petroquímico divergem daquelas levantadas em 2013, razão pela qual se optou por registrar as informações atuais no Tópico III do Relatório de Fiscalização precedente, sem desenvolver exames aprofundados sobre sua estrita correção.

4. Ao final dos trabalhos de investigação, após a série de exames técnicos desenvolvidos, foram consignados dois achados de auditoria:

a. Achado 1: Falta de clareza na divulgação dos custos do Comperj (Tópico IV do Relatório); e

b. Achado 2: Gestão temerária na implantação do Comperj (Tópico V do Relatório).

5. Ab initio, consigno que as análises empreendidas pela equipe de auditoria não carecem, a meu juízo, de quaisquer retificações. O relatório apresentado expõe com clareza os critérios empregados e os exames efetuados na fiscalização, razão pela qual parabenizo os auditores pelo

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trabalho desenvolvido, especialmente se considerada a complexidade do assunto versado, e anuo, in totum, às conclusões alcançadas.

6. Com esse escorço, sem prejuízo de minha concordância, passo a aduzir algumas ponderações que merecem relevo para a apreciação do trabalho.

* * * * *

7. Primeiramente, destaco que a auditoria em tela, em viés temático, adotou um foco inovador em relação às fiscalizações que vinham sendo desenvolvidas pelo TCU em obras da Petrobras. Deixando de se ater a contratações específicas do empreendimento Comperj, em que os exames de auditoria tendem a apurar falhas em níveis operacionais de gestão contratual, buscou-se avaliar, nesta auditoria, falhas gerenciais em patamares estratégicos da Estatal.

8. Como mencionado no Relatório, o Comperj foi inicialmente concebido em 2004, com previsão de conclusão em 2011, a um custo estimado de US$ 6,1 bilhões. Esse investimento evoluiu para US$ 8,4 bilhões em 2006, para US$ 26,9 bilhões em 2010 e para US$ 30,5 bilhões em 2012.

9. Em anos anteriores, o TCU desenvolveu diversas fiscalizações em contratações do Comperj, a exemplo das obras de Terraplanagem (TC-021.324/2008-6), das unidades industriais UDA/UCR/HDT (TC-009.834/2010-9), da Subestação Elétrica Principal (TC-009.836/2010-1), do Prédio da Fiscalização (TC-009.839/2010-0), da Estação de Tratamento de Água (TC-009.840/2010-9), da Estrada Convento (TCs 007.315/2011-2, 007.648/2012-0 e 006.282/2013-0), do Pipe Rack (TC-006.637/2012-4), das Tubovias de interligação (TCs 006.576/2012-5, 006.284/2013-2 e 031.029/2013-2) e dos Equipamentos UHOS (TC-006.283/2013-6).

10. Nessa diversidade de auditorias, foram registrados indícios de irregularidades pontuais, em sua maioria relacionados a sobrepreços, falhas em licitações e deficiências nos projetos de engenharia.

11. A principal motivação para se alterar o foco do trabalho desenvolvido nesta temática foi o vulto com que os custos de investimento do Comperj foram elevados após o início das obras e as sucessivas prorrogações no prazo de conclusão do Complexo. Ao se perquirir e aglutinar todas as incongruências apontadas na miríade de fiscalizações já empreendidas por esta Corte de Contas, não se conseguia, nem de perto, justificar a magnitude dos saltos de prazo e custo vivenciados no empreendimento. Em outras palavras, mesmo diante de tantas constatações de desvios pontuais em níveis operacionais de gestão, não se podia concluir, peremptoriamente, quais eram os reais motivos pelos quais os custos de investimento e os prazos de construção sofreram tamanha majoração.

12. Todo este contexto induziu esta Secretaria a direcionar as apurações a níveis mais elevados de gerenciamento, focando nas decisões estratégicas relacionadas ao Comperj. Tal mudança encontra-se aderente à recente tendência dos trabalhos do TCU de avaliar a governança dos órgãos e entidades federais como forma de melhor atender à missão de induzir o aperfeiçoamento da Administração Pública.

* * * * *

13. Em relação ao novo mapeamento de custos consignado no Relatório, divergente daquele registrado no trabalho de levantamento desenvolvido em 2013, é patente que os números obtidos pela equipe de auditoria, embasados na reavaliação desenvolvida pela área de Estratégia Corporativa da Petrobras em 2012, revelam que o Programa Comperj tende a impingir fortes prejuízos à Estatal. E esse cenário de inviabilidade econômica aparentemente não se reverterá mesmo se mantidas as atuais previsões de investimento estimadas para as etapas construtivas que ainda se encontram em incipiente estágio de maturidade.

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14. Nessa senda, toma vulto ímpar as constatações registradas no primeiro achado de auditoria, que pontifica a falta de clareza da Petrobras ao divulgar as reais necessidades de investimento do Programa Comperj.

15. Como enunciado, as efetivas expectativas de investimento da Petrobras no Comperj não vêm sendo divulgadas em quaisquer das publicações da Companhia e documentos oficiais conduzidos ao descortino da sociedade não apresentam informações claras sobre o total de investimentos que será realizado e do montante de recursos já comprometido com as obras em curso.

16. Agrava todo esse cenário o fato de que as disparidades nas informações publicadas aparentemente estarem induzido interpretações equivocadas de órgãos e entidades do Governo Federal responsáveis pelo planejamento energético do país. Essa constatação fica evidente quando são cotejados os dados divulgados no Balanço do PAC 2 e no Plano Decenal de Expansão de Energia, com as efetivas previsões de custo e prazo de conclusão que a Petrobras atualmente vislumbra para o Comperj.

17. Tudo isso leva a crer que o déficit de transparência não apenas põe em risco o controle cidadão, pilar essencial da boa governança corporativa e mandatário para o setor público, como também pode impelir planejamentos equivocados do balanço energético brasileiro.

* * * * *

18. Por seu turno, o segundo achado de auditoria (‘Gestão Temerária na Implantação do Comperj’) alinha-se à finalidade precípua idealizada para esta fiscalização, e aborda, com profundidade, as decisões gerenciais atreladas ao empreendimento Comperj, desde a sua aprovação inicial até o desenrolar das obras.

19. A série de situações narradas ilustram com clareza que muitas das decisões adotadas pelo alto escalão da Petrobras não sopesaram, de modo estruturado, os riscos assumidos pela Companhia ao deflagrar o início das obras em 2010. Os relatos aduzidos pela equipe de auditoria fazem coro às palavras do Exmo Sr. Ministro Raimundo Carreiro, expressas no voto condutor do Acórdão 660/2014-TCU-Plenário, inserido nos autos do TC-028.462/2013-0, nos seguintes termos:

‘Como bem mostra o Relatório de Levantamento em exame, a percepção de viabilidade econômica do empreendimento sofreu alterações significativas, infelizmente, para pior. Segundo as últimas estimativas, o Comperj, em sua concepção atual, demandará um volume de investimento maior e proporcionará retorno menor que o esperado originalmente. Para piorar a situação, a viabilidade econômica da 1ª etapa (a cargo da Petrobras) depende da implantação da 2ª etapa, que, por sua vez, depende de resultados positivos dos estudos de viabilidade econômica do Conselho de Administração da Braskem.

A evolução dos custos do empreendimento mostra o aumento de 400% no montante originalmente previsto para ser investido e, de modo geral, a principal causa é a ruptura conceitual ocorrida em 2010 (...).

Embora se tenha [a Petrobras] optado por essa ruptura drástica no modelo, representada na implantação isolada do Trem 1 da refinaria, essa decisão surpreendentemente não se deu com base em uma análise consistente dos riscos envolvidos e não provocou o retorno à primeira fase do projeto, de forma a se poder repensar e reformular todas as demais fases (TC-028.462/2013-0, Peça 60)’.

20. A cultura de avaliação de riscos inequivocamente é uma tendência mundial, estando positivada em normativos internos da Petrobras desde 2001, como se vê na ‘Sistemática Corporativa de Projeto de Investimentos do Sistema Petrobras’ (Peça 34) e em diversos outros documentos específicos. Estes regramentos, colimados às mais consagradas técnicas de gerenciamento de

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projetos, delimitam requisitos mínimos para que projetos de investimento sejam aprovados e implantados no Sistema Petrobras.

21. A despeito do arcabouço normativo da Petrobras, a equipe de auditoria verificou que, no caso do Comperj, não foram desenvolvidas análises estruturadas de riscos para amparar as tomadas de decisão dos gestores. Desse contexto, o início da execução fracionada do empreendimento (Trem 1) foi autorizado sem que fossem ponderados os riscos associados a tal decisão, e sem que fossem mensurados os impactos atrelados à continuidade do investimento naqueles termos.

22. Em decorrência desse cenário, uma série de obstáculos que poderiam acometer a implantação de qualquer projeto deixaram de ser contingenciados, repercutindo em elevações nos custos e prorrogações nos prazos de conclusão das obras. A previsão de rentabilidade do Comperj que, em sua aprovação inicial, já se revelava apenas marginalmente positiva, indica agora inegável propensão à inviabilidade econômica, em desfavor da Petrobras.

23. Infelizmente, no Brasil, desenvolveu-se o hábito de se enfrentar os atrasos e as elevações custos em obras públicas como algo corriqueiro e, até certo ponto, inarredável. Todavia, para entidades exploradoras de atividades econômicas, que possuem por missão institucional atuar no mercado em busca de lucro, falhas de planejamento incutem não apenas na necessidade de novos investimentos, mas também em perdas de receitas diretas. E, no caso do Comperj, tomando por base informações apresentadas pela própria Petrobras, cada mês de atraso na partida do Trem 1 da refinaria representa perdas de receita da ordem de R$ 213 milhões.

24. Da Petrobras, maior empresa do país e que tem por visão de futuro ser uma das cinco maiores empresas de energia do mundo (http://www.petrobras.com.br/pt/quem-somos/estrategia/), não se espera menos que a excelência no empreender de suas atividades. As mais recentes divulgações da Companhia dão notícia de que a disponibilidade de capital da empresa encontra-se limitada, especialmente pela previsão de investimentos que a exploração do Pré-Sal deverá demandar.

25. À luz do atual Plano de Negócios e Gestão da Petrobras (PNG 2014-2017), as obras das refinarias Premium I, no Maranhão, e Premium II, no Ceará, encontram-se em vias de implantação, com início das obras previsto para 2015. Esses novos empreendimentos são estimados para estarem concluídos até 2018 e devem demandar investimentos da ordem de US$ 38 bilhões.

26. Com esse pano de fundo, face às constatações registradas no relatório de fiscalização, a iminência de novas contratações de tamanho vulto torna amplamente oportuna a ciência da Petrobras acerca das impropriedades indigitadas. Deve-se exigir da Estatal que passe a adotar, em sua plenitude, a cultura de gerenciamento de riscos prevista em seus próprios regramentos institucionais, particularmente para se evitar que falhas de planejamento, como as identificadas no Comperj, voltem a ocorrer.

27. Perante todo o exposto, acrescendo as arguições ora apostas, manifesto-me de acordo com as conclusões e encaminhamentos apostos no relatório precedente e submeto os autos à apreciação superior, para ulterior remessa ao Gabinete do Exmo. Ministro Relator José Jorge”.

O Secretário pronunciou-se favoravelmente às proposições da equipe de fiscalização, endossadas pelo Diretor.

É o Relatório.

VOTO

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Aprecia-se, nesta oportunidade, Relatório de Auditoria realizada pela Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Aeroportos - SecobEnergia, no âmbito do Fiscobras, junto à Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras, com vistas a avaliar a gestão das obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - Comperj.

2. Cumpre destacar que a fiscalização é inovadora em relação a outras no empreendimento, por não se ater a contratos específicos, já que pretendeu identificar as principais decisões gerenciais que causaram impactos significativos no cronograma e no orçamento do empreendimento, bem como analisar o processo decisório que suportou tais decisões.

3. A auditoria desenvolvida sob essa temática está alinhada à tendência dos trabalhos do TCU de avaliar a governança dos órgãos e entidades federais e, ato contínuo, contribuir com o aperfeiçoamento da Administração Pública.

I

4. Antes de adentrar nas questões de mérito, gostaria de tecer alguns comentários acerca da confidencialidade do processo. Conforme assinalado no Relatório, os documentos entregues em resposta aos ofícios de requisição da auditoria foram, integralmente e de forma genérica, classificados como sigilosos, sob a tese de que as informações nele contidas poderiam “representar vantagem competitiva a outros agentes econômicos”.

5. Assinala a unidade técnica que a Petrobras não observou os dispositivos da Lei nº 12.527/2011 (Lei de Acesso à Informação – LAI), notadamente seu art. 28, que determina que a classificação da informação, em qualquer grau de sigilo, deve conter, no mínimo: arrazoados acerca do assunto sobre o qual versa a informação; os fundamentos jurídicos para a classificação; a indicação do prazo de sigilo ou do evento que defina seu termo final; e a identificação precisa da autoridade que a classificou. Isso porque, nos termos da lei, a publicidade é preceito geral e o sigilo é exceção.

6. Relembro que a empresa adotou comportamento idêntico no processo relativo à refinaria de Pasadena, oportunidade em que ressaltei que não havia direitos individuais a serem preservados tampouco interesse público que exigisse o julgamento em sessão reservada. Ao contrário, o interesse público apontava no sentido de se conferir ao processo a máxima transparência, contribuindo “para a competitividade, governança corporativa e para os interesses de seus acionistas minoritários”.

7. Da mesma forma, não vislumbro no presente processo desvantagem de qualquer ordem para a Petrobras frente a outros agentes econômicos que possam resultar da extração, tratamento e apresentação dos dados contidos nos documentos encaminhados pela empresa, procedimentos – como já tive a oportunidade de ressaltar – necessários à missão conferida a esta Corte decorrente de expressa previsão constitucional.

8. De qualquer maneira, somente as informações que podem ser trazidas ao descortino social estão sendo divulgadas, permanecendo resguardados os dados mais sensíveis. Além disso, a teor do §2º do art. 4º da Resolução–TCU nº 254/2013, está mantido o sigilo de todas as peças elencadas pela SecobEnergia, com permissão de acesso somente às partes ou representantes legalmente constituídos.

9. Deve-se, outrossim, dar ciência à Petrobras quanto à não observância dos dispositivos da Lei nº 12.527/2011, no que tangencia a classificação de informação como sigilosa.

10. Vencida essa preliminar, passo ao exame de mérito.

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II

11. Inicialmente, inclusive para se entender as razões que levaram a essa auditoria, com foco desenvolvido sob a temática da gestão, faz-se necessário, primeiramente e de forma sucinta, descrever as mudanças ocorridas na concepção do Comperj, diga-se, um dos maiores empreendimentos da história da Petrobras, que tem a Diretoria de Abastecimento como a área de negócio responsável pela implantação do empreendimento.

12. Integrando a carteira de projetos de investimentos, a partir de 2004, o Comperj foi concebido originalmente como um parque petroquímico, cujos insumos – etano, GLP, nafta, diesel e querosene de aviação - seriam fornecidos por grande parte da produção de uma refinaria com capacidade para processar 150 kbpd (mil barris de petróleo por dia). Não havia previsão de venda de derivados leves produzidos por essa planta de refino para o mercado nacional.

13. Em 2010, sob a justificativa de mudança no balanço entre a oferta e a demanda de produtos petroquímicos no mercado nacional, foi concebido novo modelo para o complexo, passando a ser previsto o fornecimento de combustíveis para o mercado interno e nafta para o parque petroquímico. A capacidade de processamento de óleo bruto seria elevada de 150 para 330 kbpd, sendo, para isso, incluído um segundo trem de refino (seriam, assim, dois trens com 165 kbpd de capacidade cada).

14. Dentro dessa concepção, o Comperj passou a ser tratado como um Programa de Investimentos, assim definido como um grupo de projetos interdependentes, com diferentes graus de maturidade e gerenciados de modo coordenado para obtenção de benefícios. O empreendimento seria implantado, portanto, em diversas etapas (Trem 1, Trem 2 e petroquímicas), considerando o diferente grau de maturidade dos projetos.

15. Importante destacar que também havia a previsão da participação de parceiros no investimento. A construção das plantas petroquímicas ficaria sob a responsabilidade da Braskem. A Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades (CDPU), que atenderá a todo o Complexo, com a entrega de utilidades, como energia elétrica, hidrogênio, vapor, tratamento de água e tratamento de dejetos industriais, também seria operada e construída por um parceiro.

16. Posteriormente, em 2012, ante a evolução tecnológica na indústria petroquímica, consistente na utilização do gás natural como insumo - que reduziu os custos dos processos – e, ainda, a oportunidade de exploração do pré-sal, foi incluída no escopo do Comperj a construção de um dos três gasodutos submarinos que compõem as rotas de escoamento do gás de alto mar para a costa (Rota 3) e a instalação de uma Unidade de Processamento de Gás Natural – UPGN. Assim, os produtos oriundos das refinarias serão destinados ao mercado interno de combustíveis, enquanto o insumo para as plantas petroquímicas será proveniente da UPGN. Nessa concepção atual, portanto, as refinarias passaram a ser integralmente independentes do parque petroquímico, como destacado pela equipe de fiscalização.

17. Com essa última mudança, a capacidade da refinaria do Comperj foi ampliada de 330 kbpd para 465 kbpd, considerando que o Trem 2 passou a ser concebido com 300 kbpd. Foram também alterados projetos do Trem 1, uma vez que algumas unidades destinadas a processar frações de petróleo para as plantas petroquímicas passaram a ser desnecessárias. Além disso, a unidade que produziria as utilidades (CDPU) para o Comperj passou a ser tratada como investimento direto da Petrobras, ante a dificuldade em se concretizar a parceria originalmente idealizada.

III

18. Para avaliar os processos decisórios que permearam essas mudanças, a equipe de auditoria buscou conhecer, primeiramente, as orientações internas existentes para aprovação de projetos.

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19. Conforme registrado, as diretrizes para planejamento, aprovação e monitoramento de projetos de investimento são estabelecidas pelo normativo “Sistemática Corporativa de Projeto de Investimentos do Sistema Petrobras”, o qual define as fases do ciclo de vida do projeto, a saber: Identificação de Oportunidade (Fase I); Desenvolvimento do Projeto Conceitual (Fase II); Elaboração do Projeto Básico (Fase III); Execução (Fase IV); e Encerramento (Fase V).

20. Essas fases são separadas por três momentos de decisão de continuidade ou não do projeto denominados de FEL – Front End Loading, para os quais deve ser produzido um conjunto de informações que reflita o grau de amadurecimento dos projetos e a viabilidade econômica do empreendimento, denominado “Pacote de Suporte à Decisão – PSD”, enviado ao órgão decisório – no caso do Comperj, a Diretoria Executiva. Ou seja, a tomada de decisão final para a execução de um projeto de investimento é precedida de um processo de sucessivas análises e aprovações.

21. Sendo assim, o termo “FEL 1” refere-se ao momento de transição entre as Fases I e II; o “FEL 2”, entre as Fases II e III; o “FEL 3” sinaliza a conclusão do projeto básico de engenharia (Fase III) e o início da implementação do empreendimento (Fase IV). Com a passagem por ‘FEL 3’, ficam autorizados os processos de contratação e construção, dando-se origem aos principais desembolsos previstos para o projeto.

IV

22. Nos termos assinalados no trabalho, o Comperj, em sua concepção original, previa demandar investimentos da ordem de US$ 6,1 bilhões (FEL 1), valor revisto para US$ 8,4 bilhões (FEL 2) sendo para 2012 a previsão de entrada em operação. Na passagem por FEL 2, em 2006, a área técnica da Petrobras, ao tempo que indicava a viabilidade do Complexo, registrava a sensibilidade a atrasos e a variações do investimento, alertando que a implantação de parcelas do projeto de forma isolada não apresentava atratividade econômica. A partir dessa fase, foi autorizada a antecipação de algumas contratações, como as de terraplanagem, interligações elétricas provisórias e rodovias externas.

23. Quando da alteração, em 2010, por meio da qual o Comperj passou a ser tratado como um Programa, a Diretoria Executiva da Petrobras decidiu considerar a primeira etapa suficientemente madura para já ser implantada (passagem do Trem 1 da refinaria por FEL 3), bem como promover a revisão das demais etapas (Trem 2 e petroquímicos), com retorno às fases anteriores (o projeto de petroquímicos retornou à Fase II e o projeto do Trem 2 manteve-se na Fase I). Foram, assim, autorizadas as contratações e o início das obras relativas ao Trem 1.

24. A previsão de investimentos das obras do Trem 1, no período, era de US$ 7,97 bilhões, enquanto o custo estimado para todo o Complexo alcançava US$ 26,87 bilhões. O projeto de construção do Trem 1, de maneira isolada, não apresentava viabilidade econômica, segundo alguns cenários desenvolvidos pela área técnica da empresa, ratificando avaliações anteriores de que a implantação não integrada não seria rentável. Relativamente ao cronograma, ante a reconfiguração do empreendimento, com etapas em diferentes fases de maturação, passou-se a prever que a entrada em operação do Trem 1 de refino seria em set/2013, ao passo que a conclusão de todo o Comperj ocorreria até 2017.

25. No modelo atualmente concebido para o Comperj, em que as unidades de refino passaram a ser independentes do parque petroquímico, segundo informações divulgadas pela Petrobras, o custo total passou a ser de US$ 30,5 bilhões, sendo que o Trem 1 da refinaria passaria a demandar investimentos da ordem de US$ 13,5 bilhões. Esse aumento dos custos seria decorrente, principalmente, da incorporação da central de produção de utilidades e de geração de hidrogênio.

26. Ressalte-se que essas informações acerca dos custos que envolvem a implantação do complexo foram levantadas no TC-028.462/2013-0 (Levantamento de auditoria que visou mapear a evolução de custos no Comperj), e apreciadas no Acórdão 660/2014.

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V

27. Nada obstante, foram obtidos, nesta auditoria, documentos que indicam valores de investimentos previstos para o empreendimento distintos dos apurados no levantamento de auditoria de 2013.

28. Constatou-se que a área de Estratégia Corporativa da empresa, ao reavaliar o projeto de implantação do Trem 1, em 2012, mediante documento denominado Pós-EVTE, consignou que os investimentos demandados para a conclusão do Programa Comperj seriam da ordem de US$ 47,7 bilhões (cabendo 85% diretamente à estatal), aí abrangidas as obras dos dois trens de refino, da unidade de separação de etano da UPGN Rota 3 e as plantas petroquímicas. Tal valor é bem superior aos US$ 30,5 bilhões mapeados no levantamento de 2013 e aos US$ 26,7 bilhões levados à Diretoria Executiva em 2010.

29. Com relação ao Trem 1, a necessidade de investimentos, na mencionada reavaliação, atingiria US$ 21,6 bilhões - já licitados e/ou contratados, montante bem mais elevado do que aquele apontado na auditoria de 2013, de US$ 13,5 bilhões, constante do Plano de Negócios e Gestão da Companhia - PNG 2014-2018.

30. Aliás, segundo dados do sistema específico de controle dos investimentos da Petrobras, SIPE – Seletividade de Investimentos do Plano Estratégico, que respaldam o PNG, o total a ser desembolsado no Programa Comperj será de US$ 24,7 bilhões, valor consideravelmente inferior aos US$ 47,7 bilhões anteriormente mencionados.

31. Apesar de os projetos das etapas referentes ao Trem 2 e petroquímica se encontrarem em fases iniciais de maturidade, tal número considerado no PNG (US$ 24,7 bilhões) carece de respaldo, porquanto os custos compromissados somente com as obras necessárias à operação do Trem 1 já somam US$ 21,6 bilhões, como acima apontado.

32. Da mesma forma, surpreende o custo previsto para a refinaria do Trem 2 alcançar apenas US$ 8,86 bilhões, quando a capacidade de processamento de sua planta de refino é superior em 180% da definida para o Trem 1.

33. Segundo a unidade técnica, o grau de discrepância entre esses valores pode estar relacionado à adoção de diferentes premissas, como por exemplo a não inclusão, nos dados divulgados pela área de negócios, dos custos com infraestrutura compartilhada.

34. Além disso, outros documentos institucionais examinados também apresentaram dados diferentes de investimentos, não havendo em qualquer deles informação convergente acerca do total que se pretende investir no empreendimento ou do total de recursos já comprometido com as obras. Informações aparentemente desconexas também foram evidenciadas no Balanço Completo do PAC 2, de fev/2014, e no Plano Decenal de Expansão de Energia – Horizonte 2022, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética, de dez/2013.

VI

35. Especificamente sobre a gestão, observou a equipe de auditoria que foram tomadas decisões, em diversos níveis gerenciais, sem o devido suporte em análises estruturadas de risco.

36. Segundo consignado, a Companhia se vale há anos de metodologia que estipula a necessidade de se realizar análises quantitativas dos riscos. O objetivo de tais exames é quantificar a probabilidade de ocorrência dos eventos e o decorrente impacto nos prazos e custos definidos para o projeto. Essas avaliações devem ser realizadas ainda na fase de planejamento do projeto (Fase III) e monitoradas durante toda a fase de execução (Fase IV).

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37. No entanto, constatou-se na fiscalização que as análises de riscos relativas ao Comperj passaram a ser realizadas, periodicamente, somente a partir de ago/2012. Ou seja, não se tratou de uma avaliação proativa de riscos; mas, sim, reativa. As medidas mitigadoras foram mais voltadas a contornar eventos cuja ocorrência já havia sido mapeada (uma conduta omissiva, portanto); que propriamente a elaboração de um planejamento – prévio – para lidar com essas eventuais ocorrências. Não teria havido um plano de gestão de riscos, mas sim de uma reação aos eventos danosos já consumados.

38. Foi assim, como se verá adiante, com relação aos potenciais atrasos no empreendimento (oriundos, por exemplo, do atraso na obtenção das licenças ambientais e das desapropriações); como ainda quanto à possível não consumação das parcerias idealizadas; como também relativamente ao aumento de custos do empreendimento.

39. Ainda assim, tais estudos têm se limitado a avaliar os riscos e impactos de cronograma envolvidos nas obras do Trem 1, não sendo evidenciadas análises sob a dimensão custo, como previsto na metodologia praticada pela empresa. Em resumo, não se quantificou o impacto dos riscos do empreendimento nas análises de viabilidade do investimento. E tal análise, pelo que consta dos estudos da Petrobras, apresentava elevada sensibilidade a tais riscos. Ademais, ainda hoje, não há avaliações que envolvam as demais etapas do empreendimento, em que pese o Comperj constituir-se em um programa de investimento.

40. Objetivamente, as decisões gerenciais adotadas, portanto, até ago/2012, não teriam se respaldado em informações capazes de identificar eventuais impactos dos atos decorrentes. Ressaltou a unidade técnica que, justamente nesse período, foram tomadas várias decisões voltadas à antecipação da conclusão das obras, resultando em contratações diretas de grande vulto, sem processo licitatório.

41. Podem ser citadas, nesse sentido, as obras do Pipe Rack (R$ 1,87 bilhão), da Unidade de Coqueamento Retardado – UCR (R$ 1,94 bilhão), e da Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades – CDPU (R$ 3,80 bilhões), que juntas atingiram o chamativo montante de R$ 7,6 bilhões, a preços iniciais, e que foram contratadas em caráter emergencial, por suposta ausência de tempo hábil para realizar licitações.

42. No entanto, a despeito da alegada urgência, os prazos originais desses contratos não foram mantidos, ante a conclusão advinda da primeira análise de riscos, datada de ago/2012, de que eles não seriam factíveis. Ou seja, deixaram de ser consolidados os pretensos ganhos na compressão do cronograma.

43. Há, como agravante desse quadro, indícios de que tais contratações tenham sido antieconômicas, porquanto efetivadas por valores superiores às estimativas de custos. Traçando um paralelo com as contratações do Comperj submetidas a procedimentos licitatórios, a unidade técnica identificou que, de um conjunto amostral de 82 licitações realizadas para as obras do Trem 1, um deságio médio de 14,27% em relação aos preços originalmente estimados pela Companhia. Além de esse dado indicar potencial perda de economia em virtude de contratações efetuadas em caráter de urgência, fiscalizações pretéritas do Tribunal, em duas dessas obras (Pipe Rack no TC-006.637/2012-4 e UCR no TC-009.834/2010-9) apontaram indícios de sobrepreço, que estão em processo de apuração.

44. Ademais, verificou-se nesse período em que não houve qualquer análise dos riscos associados, que, antes mesmo de haver um projeto básico de engenharia, foi autorizada a licitação e aquisição de equipamentos críticos para o Comperj, alguns deles revelando-se posteriormente desnecessários com o desenrolar do Programa, ante a nova concepção do complexo. Consoante registrado, não se identificou, até o fim dos trabalhos, destinação certa para esses equipamentos, que permanecem estocados, sem utilidade, no canteiro de obras.

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45. Outro ponto relacionado à gestão, abordado na auditoria, diz respeito ao avanço do Programa sem a definição das parcerias inicialmente previstas.

46. Constatou-se, no tocante ao parque petroquímico, baixa evolução nas tratativas com a Braskem, que ainda estaria estudando as bases iniciais para os estudos de viabilidade necessários ao estabelecimento da parceria, havendo incertezas no modelo a ser adotado.

47. Quanto à Central de Utilidades do Comperj, foi apurado que, não tendo havido acordo entre as partes após mais de três anos de negociações, a Petrobras assumiu os custos associados à sua construção. Decorreu daí, sob a justificativa de premência de tempo, uma das já citadas contratações diretas, a do Consórcio TUC Construções – formado pela UTC Engenharia S/A, Construtora Norberto Odebrecht S/A e PPI – Projeto de Plantas Industriais, no valor de R$ 3,8 bilhões, para construção da CDPU – Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades, cabendo destacar que a empresa PPI era uma das responsáveis pela elaboração do projeto de engenharia original da Central de Utilidades.

48. Reportou também a auditoria às decisões associadas às licenças ambientais e às desapropriações, que, além de não passar por qualquer análise preliminar dos riscos envolvidos, resultaram na elaboração de um cronograma de construção subdimensionado e vulnerável. Em razão de atrasos na construção de estradas de acesso ao Comperj, uma série de equipamentos de grande porte não conseguiu atingir o canteiro do Complexo nos períodos planejados. E o não cumprimento dos prazos definidos no cronograma original produziu efeito cascata em diversos contratos, merecendo destaque as quatro maiores unidades industriais em construção que permanecem em estado de “hibernação” (segundo denominação adotada pela própria Petrobras), aguardando a chegada desses equipamentos, que já demandaram aditivos contratuais superiores a R$ 1,5 bilhão.

49. De todo esse contexto, com base nas informações obtidas junto ao setor de Estratégia Corporativa da Petrobras, se forem levados em conta os desembolsos já incorridos e as previsões de investimento para as demais etapas do empreendimento, há forte viés de inviabilidade econômica do Comperj.

VII

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 à 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.

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VIII

53. Em continuidade ao dissertado, gostaria de salientar que o presente trabalho produziu relevantes informações que permitem não só formular uma análise crítica da gestão do Comperj – objeto deste processo, como também inferir sobre as possíveis causas identificadas na gestão de outros empreendimentos que têm sido examinados por esta Corte.

54. No que diz respeito aos valores divulgados sobre os investimentos previstos e sobre os já licitados e/ou contratados para o complexo, revela-se essencial a discriminação dos processos a que se reportam, de forma a possibilitar a identificação – aos investidores e à sociedade - dos custos de cada etapa do empreendimento. Ainda que as discrepâncias entre os valores sejam justificadas pela adoção de distintas premissas, essas, em nome da clareza, precisam estar devidamente expressas. É o princípio da publicidade que se sobreleva também nas empresas públicas.

55. Mais preocupante, porém, é o fato de que a discordância nas informações pode estar contribuindo para interpretações equivocadas de órgãos e entidades do Governo Federal responsáveis pelo planejamento energético do país.

56. Aliás, a transparência se impõe em todos os níveis, não só para facultar a plena ação do controle e contribuir com a governança corporativa, mas – e principalmente – dar atendimento a um desígnio legal.

57. No caso do Comperj, a informação precisa é fundamental, pois, em que pese as mudanças ocorridas na concepção do empreendimento, a majoração dos investimentos previstos foi muito significativa. Dos iniciais US$ 8,4 bilhões, chega-se hoje a estimar em US$ 47,7 bilhões os investimentos demandados para a conclusão do complexo (informação da Estratégia Corporativa, cabendo 85% desse valor diretamente à estatal). Ainda que esse montante seja inferior, como registrado no Plano de Negócios e Gestão da Companhia (US$ 24,7 bilhões), a mudança na ordem de grandeza dos números não deixa de chamar a atenção.

58. Diante disso, concordo com as propostas apresentadas com vistas a propiciar os esclarecimentos necessários.

59. Quanto ao achado referente especificamente às questões que envolvem o processo decisório, considero importante ressaltar, primeiramente, que a Petrobras, sendo uma das maiores empresas do mundo que atuam no setor de petróleo, deve acompanhar o dinamismo que é peculiar nesse segmento, evoluindo com as novas modelagens e tecnologias que se apresentam continuamente no mercado.

60. Assim, não se questiona a necessidade de se adaptar, por exemplo, às tecnologias desenvolvidas para a utilização do gás natural como insumo para as indústrias petroquímicas. Acredito que a mudança na concepção do Programa poderia ocorrer mesmo que o nível de maturação do projeto fosse mais elevado, de forma a atender às novas condições do mercado.

61. De outra parte, nada obstante admitir que correr riscos faz parte dos negócios de empresa exploradora de atividade econômica, é imprescindível dimensionar esses riscos, dando a justa medida daqueles que podem ser assumidos na condução dos negócios.

62. No presente trabalho, constatou-se que a Petrobras dispõe – e não podia ser diferente – de todos os instrumentos necessários para a avaliação de eventuais riscos, de forma que ações devidamente planejadas possam evitar consequências danosas e irreversíveis à empresa.

63. Verificou-se, entretanto, que a decisão de avançar na implantação do Comperj não foi suportada por uma análise estruturada de riscos, que levasse em conta, entre outros, a indefinição das parcerias originalmente previstas e as dificuldades com licenciamentos ambientais e desapropriações. Os

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atrasos no cronograma demandaram vultosos aditivos contratuais e perdas consideráveis de receita para a Petrobras.

64. Ademais, ao não se valer dos mecanismos disponíveis para uma tomada de decisão mais alicerçada, pode-se ter criado um ambiente fértil para procedimentos indevidos, que favoreceram os desmandos, camuflados como atos discricionários de gestores.

65. Cito, nesse particular, informação que a mim revelou-se mais surpreendente nestes autos, relativa a uma contratação de R$ 3,8 bilhões, sem que tivesse sido precedida de qualquer processo licitatório, sob a justificativa de uma urgência, que, na prática, não se efetivou. Em que pese concordar com a proposta de a SecobEnergia de aprofundar o exame dos contratos indicados, entendo que a atuação do Tribunal, nesse caso, deve ser imediata, ante as circunstâncias em que se deu a contratação, pelos montantes envolvidos e, principalmente, pelas notícias que têm sido veiculadas na mídia acerca de superfaturamento nas obras desse empreendimento.

66. Deve-se apurar, da mesma forma, possíveis prejuízos com a aquisição antecipada de equipamentos, que deixaram de ser necessários após a remodelagem do empreendimento.

67. Por fim, conquanto as falhas identificadas nos processos decisórios remetam, de fato, à existência de gestão temerária, entendo que, neste momento processual, não há como concretamente caracterizá-la, porquanto não delimitados os períodos correspondentes com a indicação das respectivas responsabilidades.

68. Gostaria de registrar, ainda, que a Petrobras, após a inserção do processo em pauta, protocolou memorial com o intuito de prestar esclarecimentos adicionais acerca das conclusões da fiscalização. Entretanto, uma análise perfunctória da referida peça, nada obstante sua apresentação intempestiva, revela que não há elementos que prejudiquem a apreciação do processo nesta data, devendo os anexos correspondentes serem confrontados com as respostas às oitivas promovidas e com os demais documentos apresentados em atendimento às determinações exaradas nesta assentada.

69. Não poderia concluir sem antes parabenizar a equipe da SecobEnergia pela qualidade do trabalho apresentado.

Com essas considerações, Voto por que este Colegiado adote o Acórdão que ora submeto à sua apreciação.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 15 de outubro de 2014.

JOSÉ JORGE

Relator

VOTO REVISOR

Em 15/10/2014, o Ministro José Jorge trouxe ao descortino do Plenário o resultado de fiscalização promovida pela SecobEnergia na gestão da Petróleo Brasileiro S/A (Petrobras) nas obras de implantação do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro – Comperj.

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2.Considerando a relevância e a complexidade do assunto, optei por pedir vista dos autos com o objetivo de melhor formar minha convicção sobre a matéria. Em adição, pretendia verificar se o relatório de auditoria já não conteria elementos suficientes que permitissem a imediata adoção de outras medidas além daquelas vislumbradas pelo relator, dada a gravidade dos fatos apresentados e o notório envolvimento dos mesmos agentes e empresas em outras irregularidades que estão sendo apuradas em âmbito administrativo e criminal.

3. Com os autos em meu gabinete, examinei detidamente o processo e pude confirmar a situação de fragilidade em que se encontrava o ambiente de controle do empreendimento investigado.

II

4. Dada a excelência do voto trazido pelo Ministro-Relator, limito-me a pontuar as principais irregularidades identificadas na auditoria, sem a pretensão de esgotá-las.

5. Conforme destacado pelo Supervisor da Auditoria (peça 94), o trabalho deteve-se sobre falhas gerenciais em patamares estratégicos da Petrobras, e, por isso, inova em relação às fiscalizações que tradicionalmente vinham sendo realizadas na estatal (normalmente centradas em questões operacionais).

6. O caráter inovador deste trabalho foi motivado pela constatação de que o conjunto das irregularidades pontualmente identificadas no Comperj em outras auditorias isoladas não explicava os grandes saltos nos custos e nos prazos do empreendimento.

7. Com efeito, o custo total dos investimentos, inicialmente estimado em US$ 6,1 bilhões no ano de 2004, atingiu, em 2012, valores da ordem de US$ 30,5 bilhões (peça 94, p. 1). O mapeamento dos custos do Comperj realizado pela equipe de auditoria atualiza os valores envolvidos e indica investimentos totais da ordem de US$ 47 bilhões, muito embora a última fase de aprovação do projeto, em 2010, tenha considerado investimentos de US$ 26,87 bilhões (peça 93, p. 28 e 44).

8. Também o cronograma sofreu variações significativas, uma vez que a previsão atual indica novembro de 2016 como data provável de inauguração da primeira etapa (Trem 1), embora o planejamento inicial indicasse o início da operação em 2011 (peça 93, p. 16; e peça 94, p. 1).

9. Nesse ponto, colaboram com o atraso no cronograma as falhas relacionadas à licença ambiental e à desapropriação de terrenos – aspectos descritos como de elevado risco na “Lista de Registro de Riscos”, documento que acompanha o “Pacote de Suporte à Decisão” utilizado pela Petrobras (peça 28, p. 13; e peça 61, p. 2).

10. Por fim, verifica-se, atualmente, que não estão se concretizando as parcerias que estavam previstas como forma de compartilhar riscos e reduzir os investimentos da estatal. De relevo notar que eventual não formalização desses acordos com outras empresas implica maiores desembolsos diretos por parte da Petrobras.

11. Percebo que, em conjunto, esse quadro de alterações desmonta três pilares em que se basearam os estudos de viabilidade do projeto: custos, prazos e parcerias.

12. O relatório de auditoria dá conta de pareceres internos atualizados da Petrobras indicando rentabilidade negativa e não recuperação integral dos recursos investidos, o que já denota inviabilidade do empreendimento (peça 93, p. 26).

13. Segundo a equipe de auditoria, a Petrobras levou adiante a implantação do Complexo em um cenário de elevadas incertezas, de baixa maturidade dos projetos e indefinição dos modelos de parcerias a serem firmadas. Não obstante, a aprovação do início das obras ocorreu sem análises estruturadas de riscos, em completa desconformidade com os normativos internos aplicáveis. Com efeito, não foram realizados estudos que avaliassem probabilidade e impacto dos riscos para o alcance dos objetivos traçados (peça 93, p. 62 e 68).

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14. Todas essas ocorrências são agravadas quando se verifica que não são consistentes as informações produzidas pela estatal a respeito do assunto. A equipe relata indícios de que a Petrobras não tem divulgado, de maneira fidedigna, as reais necessidades de investimentos do Programa Comperj, porquanto as informações apresentadas em canais diversos revelam-se aparentemente conflitantes:

“enquanto a Estratégia Corporativa, ao reavaliar o projeto em 2012, considerou valores de US$ 47,7 bilhões para todo o Programa Comperj, a Área de Negócios (no caso, a Diretoria de Abastecimento), aponta para US$ 24,7 bilhões de investimentos necessários.” (peça 93, p. 40)

15. Considero, ainda, deveras grave a seguinte conclusão da equipe de auditoria, “caso esse atual cenário fosse remetido à deliberação da Diretoria Executiva para dar início à implantação do Comperj nos dias atuais, a decisão seria pela não continuidade do projeto” (peça 93, p. 26).

16. Também é preocupante uma questão levantada pelo supervisor da auditoria: essas discrepâncias nas informações divulgadas podem estar induzindo a erro os próprios órgãos e entidades do Governo Federal responsáveis pelo planejamento energético do país.

17. Se não bastassem tais constatações, a equipe ainda aponta a gravíssima ocorrência de fuga a procedimento licitatório, uma vez que foram realizadas contratações diretas que, somadas, atingem um montante de R$ 7,6 bilhões. Essa irregularidade restou agravada pela existência de indícios de que os preços estão acima dos que são regularmente praticados pela própria Petrobras e por não terem se confirmado os motivos que levaram à dispensa de licitação (urgência e caráter emergencial).

18. No relatório de auditoria, esses fatos confluem para dois achados distintos. Um deles enfatiza a falta de análise estruturada de riscos para embasar a tomada de decisão dos gestores. O outro aborda as falhas de consistência na divulgação das informações de investimentos do Comperj.

19. No meu entender, essas questões revelam graves deficiências em pelo menos dois importantes fundamentos de uma adequada estrutura de governança, controle e gerenciamento de riscos corporativos: (i) avaliação de riscos (que permite à organização avaliar eventos em potencial – com base em impactos e probabilidades - e analisar até que ponto eles podem influenciar a realização dos objetivos); e (ii) informação e comunicação (componente por meio do qual as informações pertinentes são identificadas, coletadas e comunicadas de forma coerente e no prazo adequado, subsidiando a tomada de decisão)1.

III

20. Ante todas essas ocorrências, fica evidenciado um quadro de graves irregularidades, que pode ter causado prejuízos vultosos ao patrimônio da companhia e ao erário em última instância.

21. Desde que ingressei nesta Casa, tenho observado que, em suas fiscalizações relacionadas a empreendimentos de infraestrutura, o TCU tem se deparado com diversas mazelas causadas por falhas de projeto, planejamento e governança. Com o rigor adequado, a conduta irregular ou temerária dos gestores tem sido apenada por esta Casa, especialmente quando causadora de potencial prejuízo.

22. Atua da mesma forma este Tribunal ao identificar a contratação de serviços ou a aquisição de bens sem a devida realização de procedimento licitatório. De fato, trata-se de ocorrência suficientemente grave para ensejar sanções e repreensões por parte desta Corte de Contas.

23. Analisam-se, no presente processo, investimentos vultosos, da ordem de bilhões de reais, a serem custeados primariamente pela Petrobras, mas que repercutem no patrimônio público dada a significativa presença da União no controle da companhia. Numa situação como a que ora se examina, de tão substancial materialidade, entendo que era de se exigir ainda maior diligência e zelo dos dirigentes.

1 COSO. Gerenciamento de Riscos Corporativos – Estrutura Integrada. 2007. Tradução: Instituto dos Auditores Internos do Brasil (Audibra) e Pricewaterhouse Coopers Governance, Risk and Compliance, Estados Unidos da América, 2007 (disponível em: http://www.coso.org/documents/coso_erm_executivesummary_portuguese.pdf).

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24. É preciso observar mais uma peculiaridade fática deste caso concreto: diversamente do que ocorre com a grande maioria dos jurisdicionados do TCU, os responsáveis pelas ocorrências aqui abordadas tinham à disposição os mais sofisticados recursos para bem desempenhar as atividades relacionadas a planejamento, análise de riscos, comunicação etc. Com efeito, é notório que a Petrobras disponibiliza a seus funcionários todo o ferramental necessário para a realização das suas atividades laborais. Pesquisando as publicações institucionais da companhia, observo que o documento “A Petrobras e a Governança Corporativa” sustenta que “a Petrobras está plenamente capacitada para utilizar os mais avançados instrumentos de gestão empresarial”.

25. Assim, considero ser imperativo que este Tribunal averigue, com o devido rigor, as irregularidades também sob o prisma do controle punitivo dos agentes responsáveis, conforme tive a oportunidade de comentar com o Ministro-Relator por ocasião da sessão do dia 15/10/2014.

26. Analisando agora o processo, estou de acordo com Sua Excelência no sentido que a auditoria não teve esse específico enfoque e que, por isso, os autos ainda não trazem elementos suficientes para a realização da responsabilização.

27. Mas considero conveniente que, paralelamente à realização das oitivas e da nova auditoria, a unidade técnica colha os elementos necessários para que se caracterizem as responsabilidades pelos atos e fatos ora discutidos.

28. Em adição, proponho que o Tribunal autorize desde já a realização das audiências por parte da SecobEnergia caso a nova manifestação da Petrobras não afaste as ocorrências. Creio que seja mais adequado e efetivo que essa medida seja adotada de imediato após o exame das oitivas, concretizando o controle subjetivo da presente atuação desta Corte.

29. No aspecto objetivo do controle, especificamente relacionado à resolução dos problemas identificados pela unidade especializada, minha preocupação estava dirigida à questão das contratações diretas. Conforme comentei durante a sessão, compartilhava da preocupação levantada pelo Ministro André de Carvalho acerca de eventuais pagamentos que ainda viessem a ser realizados indevidamente e da viabilidade de adoção de medida acautelatória com a finalidade de assegurar a efetividade da decisão de mérito.

30. Entretanto, o próprio Relator foi preciso com relação a esse ponto na sessão posterior, de 22/10/2014, ao declarar que a implementação de medida cautelar, “no momento atual, não representa a melhor forma de se atingir o interesse público, mormente pelo perigo reverso caso interrompido o contrato”. Afinal, o contrato está em fase avançada e eventual paralisação certamente comprometeria o cronograma de partida da refinaria.

31. Compartilho da mesma percepção do Ministro José Jorge sobre essas questões, razão pela qual, examinados os autos, entendo que as medidas alvitradas por Sua Excelência são as mais adequadas para a presente fase processual, ressalvadas as autorizações que proponho no parágrafo 28 deste pronunciamento.

32. Em vista de todo o exposto, cumprimentando o ilustre Relator pela qualidade do Voto apresentado, acolho a proposta de Acórdão submetida ao Colegiado por Sua Excelência, sem prejuízo de sugerir que o Tribunal autorize a SecobEnergia a promover diretamente as audiências dos responsáveis caso a manifestação da Petrobras não saneie as irregularidades, efetuando as diligências e as inspeções que se mostrem necessárias para o cumprimento dessa medida.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 12 de novembro de 2014.

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Ministro BRUNO DANTAS

Revisor

ACÓRDÃO Nº 3090/2014 – TCU – Plenário

1. Processo n° TC-006.981/2014-32. Grupo: I; Classe de Assunto: V – Relatório de Auditoria3. Interessado: Congresso Nacional4. Entidade: Petróleo Brasileiro S/A5. Relator: Ministro José Jorge6. Representante do Ministério Público: não atuou7. Unidade Técnica: Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Aeroportos - SecobEnergia8. Advogados constituídos nos autos: Eduardo Luiz Ferreira Araújo de Souza (OAB/RJ nº 140.563),

Nilton Antônio de Almeida Maia (OAB/RJ nº 67.460), Ésio Costa Júnior (OAB/RJ nº 59.121), Bruno Henrique de Oliveira Ferreira (OAB/DF nº 15.345), Polyanna Ferreira Silva Vilanova (OAB/DF nº 19.273) e outros

9. Acórdão:

VISTOS, relatados e discutidos estes autos de Relatório de Auditoria realizada pela Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Aeroportos - SecobEnergia, no âmbito do Fiscobras, junto à Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras, com vistas a avaliar a gestão das obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - Comperj.

ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1. promover a oitiva da Petróleo Brasileiro S.A, com fundamento no art. 250, inciso V, do Regimento Interno do TCU, para que, no prazo de 30 (trinta) dias, a contar da ciência, apresente manifestações acerca dos aspectos abaixo elencados:

9.1.1. viabilidade econômica atualizada do Programa Comperj, considerando os custos já incorridos e os previstos, com destaque detalhado para os cenários analisados, e considerando a participação ou não de capital de terceiros no empreendimento;

9.1.2. expectativa de dispêndios na construção do Trem 2 da refinaria, em seu maior nível de detalhamento, considerando sua capacidade de 300 kpbd e as recentes experiências da Companhia na condução de outras obras de refino;

9.1.3. divulgação de informações de custos do Comperj sem uniformidade e sem considerar o total já desembolsado com o empreendimento, tampouco a expectativa total de investimentos necessários, como ilustrado nos documentos: Plano de Negócios e Gestão 2014-2018; Relatório de Administração 2013; Relatório de Sustentabilidade 2013; e Formulário 20F 2013;

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9.1.4. situação atual das parcerias a serem formalizadas para o Programa Comperj, com especial enfoque às relacionadas às plantas petroquímicas;

9.1.5. existência de estudos alternativos ou planos de contingência para a possibilidade das parcerias petroquímicas não se concretizarem, incluindo impactos nas necessidades de investimentos diretos da Petrobras;

9.1.6. inexistência de análises estruturadas de riscos para o Programa Comperj, quando da aprovação do início das obras em fevereiro/2010, em desacordo com os normativos internos da Petrobras e a literatura de referência;

9.1.7. decisão por adotar modelo fracionado de implantação do Programa Comperj, sem análise prévia dos riscos envolvidos nessa estratégia, com a primeira etapa construtiva (Trem 1) indicando inviabilidade econômica e as etapas subsequentes (Trem 2 e petroquímicos) com baixo nível de maturação de projetos;

9.1.8. aprovação e avanço do Programa Comperj sem a definição das parcerias e sem avaliação prévia dos riscos envolvidos nessa estratégia;

9.1.9. celebração de contratações diretas de cerca de R$ 7,6 bilhões, sob a justificativa de exiguidade de prazo para a realização de certame licitatório, que culminaram em posteriores prorrogações contratuais;

9.1.10. definição de prazos para obtenção de licenciamentos ambientais e desapropriações sem análises prévias de riscos, causando a elaboração de cronogramas de construção subdimensionados e não factíveis, que culminaram em atrasos e impactos financeiros nos contratos de obras do Trem 1 de refino;

9.2. autorizar a SecobEnergia a promover diretamente as audiências dos responsáveis caso a manifestação da Petrobras não saneie as irregularidades, efetuando as diligências e as inspeções que se mostrem necessárias para o cumprimento dessa medida;

9.3. determinar à Petróleo Brasileiro S.A, com base no art. 157, caput, do Regimento Interno do TCU, para que, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência, remeta ao TCU as seguintes informações sobre investimentos no Comperj, independentemente de centros de custo, fase de implantação ou áreas de negócio, abrangendo todos os contratos de obras, fornecimentos e serviços, mesmo que realizados no âmbito de outros projetos/unidades da Petrobras:

9.3.1. expectativa atualizada dos investimentos necessários para o Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3, destacando a participação de capital de terceiros e os investimentos diretos da Petrobras, e contemplando eventuais contingências ou margens de variação de custos;

9.3.2. total de investimentos já comprometidos (licitados e/ou contratados) com a implantação do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3;

9.3.3. total de investimentos já realizados (pagos) com a implantação do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3;

9.3.4. total de investimentos necessários para permitir a entrada em operação do Trem 1 de refino;

9.3.5. cronograma integrado atualizado do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3, discriminando o início das obras e a previsão de partida de cada uma das etapas construtivas;

9.4. classificar como sigilosas as peças relacionadas no “Cadastro de Informações com Restrição de Acesso”, disposta no Anexo II deste relatório, autorizando a concessão de vistas e cópias destes autos de acordo com a classificação prevista no aludido Anexo;

9.5. determinar à SecobEnergia que inclua em seu planejamento, fiscalizações a serem realizadas na Petrobrás, com vistas a aprofundar o exame dos indícios de irregularidades atrelados aos seguintes pontos:

9.5.1. possíveis prejuízos decorrentes da aquisição antecipada de equipamentos e outros bens, tangíveis e intangíveis, para unidades do Comperj, que deixaram de ser necessários após a

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remodelagem do empreendimento, a exemplo dos equipamentos afetos à Unidade de Hidrotratamento de Nafta (HDT-N) e à Unidade de Craqueamento Catalítico Petroquímico (PFCC);

9.5.2. contratação direta, em caráter emergencial, do Consórcio TUC Construções (Contrato 0858.0072004.11.2) para a construção das unidades derivadas da então Central de Desenvolvimento de Plantas de Utilidades (CDPU), no valor de R$ 3.830.898.164,00 (três bilhões, oitocentos e trinta milhões, oitocentos e noventa e oito mil e cento e sessenta e quatro reais), com empresa que atuou no desenvolvimento do projeto básico da construção, mesmo após mais de 3 (três) anos de negociações para a formação de possível parceria;

9.5.3. contratação direta de serviços remanescentes da Via UHOS (Contrato 0858.0087531.13.2), no valor de R$ 354.087.636,05 (trezentos e cinquenta e quatro milhões, oitenta e sete mil, seiscentos e trinta e seis reais e cinco centavos), em desacordo com orientações do Departamento Jurídico da Companhia no que se refere ao valor dos serviços residuais, especialmente considerando que o valor do contrato original era de R$ 192.369.478,60 (cento e noventa e dois milhões, trezentos e sessenta e nove mil, quatrocentos e setenta e oito reais e sessenta centavos), (Contrato 0858.0072271.11.2);

9.6. dar ciência à Petróleo Brasileiro S.A que, a teor do disposto no art. 28 da Lei nº 12.527/2011 (LAI), os documentos inseridos em processos do TCU como peças processuais sigilosas devem discriminar, no mínimo, a fundamentação jurídica para a não publicidade, o prazo de sigilo aplicável e a autoridade responsável pela classificação;

9.7. juntar cópia deste Relatório de Auditoria, bem como das decisões que vierem a ser adotadas por este Tribunal, aos processos: TC 006.283/2013-6; TC 006.637/2012-4; TC 007.648/2012-0; TC 006.576/2012-5; TC 009.834/2010-9, respeitando as classificações de sigilo aqui consignadas.

10. Ata n° 45/2014 – Plenário.11. Data da Sessão: 12/11/2014 – Ordinária.12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-3090-45/14-P.13. Especificação do quorum: 13.1. Ministros presentes: Augusto Nardes (Presidente), Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler, Aroldo Cedraz, José Jorge (Relator), José Múcio Monteiro e Bruno Dantas (Revisor).13.2. Ministro-Substituto convocado: Marcos Bemquerer Costa.13.3. Ministros-Substitutos presentes: Augusto Sherman Cavalcanti e Weder de Oliveira.

(Assinado Eletronicamente)JOÃO AUGUSTO RIBEIRO NARDES

(Assinado Eletronicamente)JOSÉ JORGE

Presidente Relator

Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)LUCAS ROCHA FURTADO

Procurador-Geral, em exercício

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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 006.981/2014-3 GRUPO I