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Tribunal de Contas da União
Vinculação: Ministério de Minas e Energia
Dados Materiais:
(com 05 volumes)
Assunto:
Auditoria
Colegiado:
Segunda Câmara
Classe:
Classe III
Sumário:
Auditoria realizada na ANP objetivando avaliar as ações de fiscalização empreendidas pela
Agência na indústria do petróleo. Verificação de melhoria de desempenho em setores
específicos e deficiência em outros setores. Recomendações e determinações à ANP.
Inclusão de fiscalização específica em próximo Plano de Auditoria. Determinação à
Secretaria Federal de Controle Interno e remessa de cópia da decisão, acompanhada do
relatório e voto, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, à Comissão de
Serviços de Infra-estrutura do Senado Federal, ao Ministro de Estado de Minas e Energia e
ao Diretor-Geral da ANP.
Natureza:
Auditoria
Data da Sessão:
27/09/2001
Relatório do Ministro Relator:
Cuidam os autos de auditoria realizada na Agência Nacional do Petróleo - ANP, no período
de 16 a 27.10.00, com vistas a aferir quantitativa e qualitativamente as ações de fiscalização
empreendidas pela Agência nas atividades de exploração e produção de petróleo
(upstream), bem como nos segmentos de refino, transporte, comercialização e
abastecimento de gás natural, petróleo e seus derivados (downstream). Objetivou também
verificar a evolução de diversas questões observadas na auditoria realizada na Autarquia em
1999 (TC-000.858/2000-4) e que, à época, encontravam-se em fase de planejamento ou de
incipiente implantação.
2.Transcrevo a seguir excertos do relatório elaborado pela equipe de auditoria, para maior
clareza das matérias objeto da fiscalização:
“2. AS ATIVIDADES DE FISCALIZAÇÃO DA ANP
10. À ANP cabe fiscalizar um complexo de atividades econômicas relacionadas com a
exploração (pesquisa), o desenvolvimento, a produção, o refino, o processamento, o
transporte, a importação e a exportação de petróleo e seus derivados e gás natural, bem
como as atividades de distribui-ção e revenda de derivados de petróleo, de álcool etílico,
além da distribuição e estocagem de gás natural.
2.1 UPSTREAM
11. Cada etapa da cadeia produtiva da indústria do petróleo tem requerimentos próprios no
que concerne à fiscalização. Atualmente, um dos grandes desafios da Agência é o de
implementar uma fiscalização eficiente e ostensiva nas atividades do segmento do
upstream, cujo monopólio, até há pouco tempo, era exclusivamente exercido pela
PETROBRÁS. Desde a criação da Agência, em 1998, um grande número de novos agentes
passou a desenvolver as atividades de exploração (autorizatários e concessionários) além
de habilitarem-se, como operadores, às atividades de produção de petróleo e gás natural.
2.1.1 EXPLORAÇÃO (1)
12. A atividade exploratória pode ser executada mediante autorização, para a aquisição de
dados não exclusivos, ou mediante concessão, como primeira fase prevista no contrato para
exploração e produção de petróleo e gás natural. Como resultado da fiscalização, a ANP
pode instruir processo visando a aplicação aos autorizatários ou concessionários de sanções
administrativas e pecuniárias, desde que previstas na legislação e nos contratos de
concessão, pelo não cumprimento das normas, regulamentos legais e cláusulas contratuais
relativos às atividades de exploração.
(1) A exploração está detalhadamente descrita no item 1 do capítulo II do relatório da
auditoria realizada em 1999 (fls 5 a 7, vol. 1).
13. São atribuições da Superintendência de Exploração da ANP:
. fazer cumprir as melhores práticas relativas à segurança das operações e à preservação
ambiental das áreas onde serão realizadas as atividades de exploração.
. administrar os bens reversíveis utilizados na área de exploração, quando de sua devolução
pelos concessionários, avaliando se todas as exigências estabelecidas na legislação e nos
contratos de concessão foram cumpridas.
. propor e fiscalizar a execução dos procedimentos técnicos e econômicos para o caso de
transferências de contratos de concessão, na fase de exploração, instruindo os processos
relativos a essas transferências, tendo o poder de autorizá-las ou denegá-las.
14. Por ocasião da auditoria realizada em 1999, os mecanismos de fiscalização da atividade
exploratória encontravam-se em fase de avaliação pela Agência. Na época, com base nos
rela-tórios apresentados, a ANP agendava visitas às áreas em exploração, com o enfoque
na questão ambiental e na segurança operacional. Era aventada, na ocasião, a possibilidade
de fiscaliza-ções conjuntas ANP/IBAMA, que dependeriam de acordos de cooperação que
estavam sendo dis-cutidos entre essas entidades.
15. Alguns documentos de controle são utilizados pela Agência no exercício da fiscali-zação.
São exemplos o Plano Anual de Trabalho e o Orçamento Anual, que devem ser apre-
sentados pelo concessionário em até 60 dias após a assinatura do contrato. Para a
execução de cada uma das atividades de exploração também devem ser apresentados para
análise e aprovação da ANP uma notificação inicial, um relatório mensal, uma notificação de
encerramento e um relatório final.
16. Os concessionários estão dispensados de requerer autorização para a aquisição de
dados em sua área de concessão, mas ficam obrigados a registrar junto à Agência todas as
operações de aquisição de dados que pretendam realizar por meios próprios ou através de
Empresas de Aquisição de Dados (EADs) por eles contratados. Para perfuração de poços
não há necessidade de autorização prévia, mas o conces-sionário deve notificá-la à ANP em
até 72 horas após seu início. A partir da notificação, a ANP determina o nome de cada poço
perfurado, com o objetivo de manter a uniformidade da nomenclatura, e inicia o
acompanhamento da atividade de perfuração. A cada mês deve ser apresentado um
relatório de acompanhamento. Uma vez concluída a perfura-ção, deverá ser feita uma
notificação de encerramento. Decorridos 30 dias dessa notifica-ção será apresentado um
relatório final de perfuração e, finalmente, um relatório final de poço.
17. A ocorrência de óleo em uma perfuração pode ser enquadrada como um indício ou como
uma descoberta - quando o indício é quantificável. Após uma descoberta, o conces-sionário
faz uma notificação e apresenta um plano de avaliação da descoberta, cujo obje-tivo é
dimensionar o reservatório. A partir disso, pode ser declarada ou não a sua comer-cialidade
(descoberta comercial).
18. A Portaria ANP nº 259, de 6/12/2000, trata do Plano de Avaliação de Descobertas de
Petróleo e/ou Gás Natural, que deve ser preparado de acordo com as instruções contidas
neste Regulamento e com informações suficientes, em abrangência e detalhe, para:
. permitir a avaliação, por parte da ANP, da adequação do referido Plano aos objetivos
propostos;
. permitir à ANP conhecer e acompanhar a Avaliação da Descoberta de Petróleo e/ou Gás
Natural;
. demonstrar que a Avaliação da Descoberta se fará segundo as Melhores Práticas da
Indústria do Petróleo e em obediência às normas e regulamentações da ANP, bem como a
legislação em vigor.
A FISCALIZAÇÃO DA ATIVIDADE EXPLORATÓRIA
19. Segundo dados apurados a partir dos questionários respondidos pela Superintendência
de Exploração (fls. 59 a 80, vol. 3), dez ações de fiscalização foram empreendidas desde a
criação da Agência. Entretanto, duas das ações informadas, embora de grande
complexidade, caracterizam-se como atividades administrativas regulares e necessárias ao
funcionamento da Superintendência, mas não como ações fiscalizatórias propriamente ditas,
por isso não foram computadas para efeito de apuração dos indicadores apresentados no...
As ações excluídas tiveram o fito de preparar os critérios de devolução de blocos
exploratórios (fls. 73 e 74, vol. vol. 3) e apoiar o IBAMA na análise de relatórios para
licenciamento ambiental (fls. 79 e 80, vol. 3).
20. Do efetivo da Superintendência de exploração, oito pessoas - incluindo o
superintendente - podem atuar em fiscalizações, seguindo planejamento anual, com
previsão de metas a serem atingidas. Os relatórios de visita aos campos ou às instalações
são os instrumentos usados para o gerenciamento do cumprimento das metas estabelecidas
no planejamento, mas não há indicadores gerenciais para a avaliação da atividade
fiscalizatória. Apesar de haver planejamento, a metade das atividades, que duraram em
média 5,75 dias, foram empreendidas sem terem sido previstas.
21. Diversos foram os resultados dessas ações, tais como a coleta de informações, a
verificação do andamento de atividades de exploração e observações que vieram a
fundamentar a expedição de portarias...
22. Diante do universo de empresas potencialmente aptas a executarem atividades
exploratórias nas bacias sedimentares brasileiras, pode-se dizer que é bastante tímido o
esforço fiscalizatório da Agência. Para se ter uma idéia do número de agentes, até o dia
12/3/2001, haviam 26 autorizações(1) para o exercício de diversas atividades exploratórias,
segundo dados constantes do sítio da ANP na Internet(2) (fls. 7 a 12, vol. 2). Somam-se a
esse número os 89 contratos de concessão assinados com a PETROBRÁS que encontram-
se em fase exploratória. Outros 33 contratos em fase exploratória estão em vigor em
decorrência das duas primeiras rodadas de licitações promovidas pela Agência. Com isso,
entre concessões e autorizações, há 148 instrumentos viabilizando a realização de
atividades exploratórias no Brasil.
(1) Empresas de Aquisição de Dados (EADs).
(2) http://www.anp.gov.br/DadosNaoExclus.html
23. Em contrapartida, a Superintendência de Exploração conta com apenas oito técnicos
para fazer a regulamentação e fiscalizar os concessionários. Considerando que os técnicos
estivessem voltados apenas para a fiscalização, mesmo assim seriam cerca de 148 áreas
com possibilidade concreta de exploração, número que deve subir depois da terceira rodada
de licitação, para serem divididas entre os oito pessoas. Nesse caso, cada técnico envolvido
com atividade de fiscalização seria responsável, em média, por 19 áreas de exploração, um
número que denota a insuficiência de pessoal dedicado à fiscalização.
24. A fiscalização efetuada pela Superintendência de Exploração é, quase que na sua
totalidade, feita com base nas declarações dos próprios concessionários. Contudo, com a
continuação das rodadas de licitação e o conseqüente aumento das atividades de
exploração, é necessário que critérios para programas de auditoria devam ser elaborados e
implementados.
25. Existe um planejamento para a fiscalização das atividades de exploração, que é levado a
cabo nos meses de outubro a dezembro do ano anterior ao da fiscalização. Mas, pelo que se
pode deduzir das repostas da Superintendência ao questionário formulado pela equipe de
auditoria, não resulta desse planejamento um documento que deixe claro quais são os
objetivos dessa fiscalização, bem como quais são as metas a serem atingidas pela
Superintendência, o que seria importante para a aferição gerencial dos resultados
alcançados.
26. Não há, segundo resposta da Superintendência ao questionário formulado pela equipe
de auditoria, instrumento gerencial algum que sirva para medir a efetividade e a
economicidade das ações de fiscalização em relação ao objetivo traçado no planejamento.
Há apenas relatórios técnicos que não suprem a necessidade de informações gerenciais
consolidadas capazes de medir a performance das ações fiscalizatórias.
(...)
AUDITORIAS CONJUNTAS COM O IBAMA
30. Para qualquer atividade de aquisição de dados que realizem, por meios próprios ou por
contratação de empresas especializadas, os concessionários estão abrigados a obter a
necessária licença ambiental, em consonância com termo de referência IBAMA/ANP para
elaboração do estudo ambiental para atividade de levantamento de dados sísmicos,
marítimos e terrestres. A ANP não oferece nenhuma garantia de que a atividade de
exploração venha a ser licenciada pelos órgãos de controle ambiental, devendo o
concessionário ou autorizatário arcar com, por sua conta e risco, com a obtenção do
adequado licenciamento ambiental.
31. A Agência tem procurado financiamento de órgãos internacionais para propor
regulamentação referente ao meio ambiente e à segurança operacional. Contudo, o contato
mais estreito e o compartilhamento de conhecimento entre a ANP e os órgãos ambientais já
seria um importante passo adiante nesse processo.
32. Segundo informações da Agência, desde janeiro de 2000, a ANP vem apoiando o
IBAMA na análise de relatórios para licenciamento ambiental, fornecendo subsídios técnicos
para o IBAMA na expedição de novas regulamentações, tornando mais transparente o
processo de concessão de licenças ambientais. Essa participação, segundo informações do
IBAMA, não está suportada por nenhum instrumento formal de cooperação e se dá eventual
e informalmente.
(...)
O ABANDONO DOS POÇOS
35. A fiscalização do abandono de poços perfurados com vistas a exploração ou produção
de petróleo e gás natural deve ocorrer de acordo com o Regulamento de Abandono de
Poços, aprovado pela Portaria ANP nº 176, de 27/10/1999. Essa atividade tem significativos
desdobramentos ambientais e econômicos.
36. Este Regulamento disciplina os procedimentos a serem adotados no abandono de poços
de petróleo ou gás, para assegurar que outros agentes não venham a ser economicamente
afetados, bem como assegurar que os aqüíferos existentes sejam isolados de fluidos.
37. Atualmente, encontra-se em fase de estudo a criação de um fundo de abandono de
poços que serviria para fazer frente aos custos dos procedimentos adequados de abandono
de poço, caso o agente responsável não tivesse capacidade financeira para assumí-lo,
resultando em passivos ambientais que poderiam causar danos à toda coletividade. A
equipe de auditoria entende que a efetiva implementação desse fundo garantidor será de
grande importância no sentido de diminuir os riscos da atividade sobre o meio ambiente.
38. Até hoje, praticamente apenas a PETROBRÁS perfurou poços nas bacias sedimentares
brasileiras. Essa realidade, contudo, vem mudando progressivamente com a flexibilização do
monopólio do petróleo. Muitos dos poços perfurados pela PETROBRÁS, apesar de inativos,
ainda não passaram pelo correto procedimento de abandono, que envolve a recomposição
ambiental do terreno onde houve a perfuração.
(...)
TRANSFERÊNCIA DOS CONTRATOS DE CONCESSÃO
40. As duas rodadas de licitação de blocos já realizadas aumentaram sobremodo o número
de agentes interessados nas atividades de exploração. Para a terceira rodada, a Agência já
acenou com a possibilidade de reduzir a exigência de patrimônio líquido da eventual
participante, passando de U$ 1 milhão para R$ 1 milhão. Ao câmbio da época da auditoria,
essa mudança significaria uma redução de 50% na exigência. Essa decisão poderá atrair
ainda mais participantes interessados em explorar petróleo no Brasil.
41. Já está sendo prática nesse novo mercado a união de empresas em consórcios, a fim de
diluir o risco inerente à atividade de exploração. O aumento no número de empresas
participantes eleva a possibilidade da ocorrência dessas parcerias.
42. A ANP, segundo relatado em entrevista à equipe de auditoria, tem interesse em saber
quem são os participantes do mercado e como eles estão associados. Esse tipo de
informação serve para que a Agência monitore a atuação das empresas e, com isso, garanta
que os blocos sejam convenientemente explorados, com a possibilidade, inclusive, de
intervenção da ANP na aprovação da formação de parcerias. Dessa maneira, se evitaria que
os contratos fossem transferidos ou compartilhados entre empresas sem capacidade técnica
ou financeira para cumprir regularmente os termos contratuais.
2.1.1 DESENVOLVIMENTO E PRODUÇÃO (1)
43. Apesar de a ANP ter sido instalada em 14/1/1998, pelo Decreto 2.455/1998, a
fiscalização da produção ainda encontra-se em estado incipiente. Tal fato agrava-se a cada
dia, pois, desde a implementação da flexibilização do monopólio do petróleo, inúmeros
agentes, além da PETROBRÁS, passaram a atuar na produção de petróleo e gás natural,
principalmente em virtude das parcerias firmadas pela estatal do setor petrolífero, que
viabilizaram a inclusão de novos operadores no mercado nacional... Além disso, em
25/10/2000, foram habilitadas mais 49 empresas operadoras que poderão concorrer à
transferência do contrato de concessão de 73 campos maduros detidos atualmente pela
PETROBRÁS.
(1) O desenvolvimento e a produção estão detalhadamente descritos no item 1.2 do capítulo
II do relatório da auditoria realizada em 1999 (fls 7 e 8, vol. 1).
(...)
A FISCALIZAÇÃO DA ATIVIDADE DE PRODUÇÃO
44. O acompanhamento dos contratos de conces-são na fase de produção, que inclui
também a etapa de desenvolvimento, deve levar em conta a conservação dos recursos
petrolíferos, a preservação ambiental e a segurança operacional.
45. À época da auditoria anterior, a ANP estava se preparando para aferir a produção dos
concessionários. Na ocasião, estava sendo elaborado um diagnóstico do sistema de
medição da PETROBRÁS, com base no qual seria proposto um regulamento de medição da
produção em consonância com o INMETRO. A idéia em voga era de realizar a fiscalização
periódica dessas atividades por meio de inspeções periódicas - para aferir a situação
presente dos campos - e auditorias - para avaliação dos processos ocorridos.
46. A proposta desse regulamento de medição transformou-se na Portaria Conjunta
ANP/INMETRO nº 001, de 19/06/2000, por meio da qual se aprovou o Regulamento Técnico
de Medição de Petróleo e Gás Natural, que estabelece as condições e requisitos mínimos
que os sistemas de medição de petróleo e gás natural devem observar, com vistas a garantir
resultados acurados e completos.
47. A Portaria concedeu o prazo máximo de 24 meses, a contar da data de sua publicação,
para que os sistemas de medição, já instalados e em utilização, fossem integralmente
adequados ao Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado pelo
ato.
48. As atividades dos concessionários são contro-ladas por meio dos seguintes documentos,
que permitem avaliar eventuais distorções e subsidiar a fiscalização: Plano de
Desenvolvimento, Programa Anual de Produção, Programa Anual de Trabalho/Orçamento e
Boletim Mensal de Produção(2).
(2) O conteúdo desses documentos é apresentado no capítulo IV do relatório da auditoria
realizada em 1999 (fls 34 e 35, vol. 1)
49. Segundo dados colhidos por meio de questionários enviados à Superintendência de
Desenvolvimento e Produção (fls. 43 a 58, vol. 3), sete técnicos - incluindo o
Superintendente - podem atuar efetivamente nas ações de fiscalização. Esse efetivo segue
planejamento anual, com previsão de metas para as ações a serem levadas a cabo.
50. Relatórios de visita, notificações de acidentes e acompanhamento dos resultados são os
instrumentos usados para o gerenciamento do cumprimento das metas estabelecidas no
planejamento. Contudo aqui também não há indicadores gerenciais para a avaliação da
atividade fiscalizatória.
51. Ainda segundo as respostas dadas ao questionário, até outubro do ano 2000, a
Superintendência realizou apenas seis ações fiscalizatórias - quatro verificações e duas
inspeções - com duração média inferior a um dia. O resultado de quase todas as ações de
verificação foi o arquivamento.
52. (...)
53. Assim como nas atividades de exploração, a fiscalização das atividades de produção
encontra-se em fase incipiente, não havendo rotinas sistemáticas nem parâmetros
objetivamente definidos. A resposta ao questionário elaborado pela equipe de auditoria dá
conta de que apenas sete pessoas, incluindo o Superintendente, estão diretamente
envolvidas na fiscalização das operações de desenvolvimento e produção.
54. Ainda segundo o que foi colhido pela equipe de auditoria, os dados obtidos por meio dos
relatórios, enviados pelos produtores à ANP, ainda não foram inseridos na Base de Dados
de Upstream , tão necessária para subsidiar as ações de acompanhamento do setor. Dessa
forma, tal como na auditoria anterior, constata-se nesta que a ANP ainda não dispõe de
informações em âmbito corporativo que possibi l i te uma ação integrada das
superintendências ligadas ao upstream no que diz respeito à fiscalização dos
concessionários.
55. A publicação da Portaria ANP nº 100, de 26/6/2000, que dispõe sobre as questões
relacionadas com o acompanhamento e fiscalização das atividades de produção, veio a
mitigar essa situação. Referido ato, já de acordo com o estabelecido na seção V, art. 43,
inciso VII, da Lei nº 9.478/1997, estabelece a obrigação de o concessionário entregar à
ANP, nos prazos estabelecidos contratualmente, o respectivo Programa Anual de Produção,
sujeitando-o, em caso de não cumprimento dessa obrigação, às penalidades previstas na
Lei nº 9.478/1997.
56. A citada Portaria pode ser o instrumento fundamental para definir indicadores de
desempenho a serem adotados para a aferição dos resultados da fiscalização das atividades
de desenvolvimento e produção.
57. A atividade de produção de petróleo no Brasil encontra-se em fase de excepcional
dinamismo, por isso, tendem a crescer exponencialmente as implicações ambientais e de
segurança industrial decorrentes dela. Hoje, a ANP conta com apenas sete técnicos,
incluindo nesse quantitativo o próprio Superintendente, para fiscalizar a gama de instalações
existentes para a produção de petróleo. Ao longo do ano de 2000, a Superintendência
realizou seis ações fiscalização em instalações produtoras de petróleo, diante da magnitude
da atividade, contudo, este número é modesto, provavelmente conseqüência do pequeno
efetivo de pessoal à disposição da Superintendência.
Recomendações (...)
A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E O MEIO AMBIENTE
62. É fundamental que tanto a regulamentação ambiental, em suas esferas federal e
estadual, quanto a regulamentação referente à indús-tria do petróleo, propriamente dita,
estejam perfeitamente sistematizadas e coerentes com a política energética e ambiental
traçadas pelo CNPE e CONAMA, respectivamente.
63. Todas as atividades devem ser licenciadas pelo IBAMA ou pelos órgãos estaduais de
meio ambiente (OEMAs), de acordo com a Resolução CONAMA nº 23, de 7/12/1994, que
institui critérios específicos para o licenciamento ambiental das atividades relacionadas à
perfuração e pro-dução de petróleo e gás natural.
64. Nas atividades relativas à produção de petróleo, a queima de gás natural por motivo de
contaminação e o descarte de resíduos sólidos são os dois maiores contribuintes para
agressões ao meio ambiente.
65. Para os campos já em produção, a Portaria ANP nº 100/2000, estipula que devem ser
apresentadas as previsões dos volumes de gás natural, com teores de contaminantes que
inviabilizem sua utilização, a serem queimados ou ventilados no meio ambiente, indicando,
ainda, as razões que levaram a este enquadramento, bem como as medidas tomadas para
minimizar o impacto ambiental e salvaguardar as condições de saúde ocupacional.
66. Quanto à previsão de produção e descarte de resíduos sólidos, o concessionário se
obriga, ainda segundo o estabelecido pela Portaria ANP nº 100/2000, a informar a previsão
de borras, incrustações materiais radioativos e metais, e mais as sucatas eventualmente
geradas no processo produtivo de petróleo e gás natural.
(...)
2.2 DOWNSTREAM
68. Outro aspecto crítico é a fiscalização do segmento de downstream, cuja principal
característica é o gigantesco número de agentes que atuam nas atividades de transporte,
comercialização (importação e exportação) e abastecimento do mercado de combustíveis
(atacado e varejo), onde há grande dificuldade de garantir a qualidade dos produtos, de
coibir práticas inidôneas, de mediar as relações entre os agentes econômicos do setor no
que diz respeito à defesa da concorrência, bem como de cuidar da defesa da consumidor.
Nesse setor inclui-se a atividade de refino que, além das questões anteriormente
mencionadas, também tem problemas significativos de segurança operacional e ambiental.
2.2.1 Refino (1)
(1) As atividades de refino de petróleo e processamento de gás natural estão descritas nos
itens 2.1 e 2.2 do capítulo II do relatório da auditoria realizado em 1999, fls. 8 e 9, vol. 1.
69. Cabe à ANP autorizar a prática das atividades de refinação de petróleo e processamento
de gás natural. Qualquer empresa ou consórcio de empresas constituída sob as leis
brasileiras, com sede e administração no País, poderá submeter à ANP proposta, acompa-
nhada do respectivo projeto, para a construção e operação de refinarias, bem como para a
ampliação de sua capacidade.
70. A ANP estabelecerá os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos a serem atendi-dos
pelos proponentes, incluindo as exigências de projeto quanto à proteção ambiental e à
segurança industrial e das populações. Atendidos esses requisitos, a ANP outorgará a
autorização, de-finindo seu objeto e sua titularidade.
71. A Portaria ANP nº 28, de 5/2/1999, que regulamenta o Art. 53 da Lei 9.478/1997,
estabelece os requisitos para outorga de autorizações de construção, de ampliação de capa-
cidade e de operação de refinarias. Essa Porta-ria, em seu Art. 1º, estabelece os casos que
serão objeto de outorga de autorização, a saber:
. ampliação de capacidade de processamento (1);
(1) Segundo a Portaria ANP nº 28/2/1999, ampliação de capacidade é a modificação de
instalação industrial que aumente a capacidade de processamento de petróleo e de gás
natural, altere o perfil de produção ou a qualidade final dos produtos ou represente impacto
ambiental ou altere as condições de higiene e segurança da instalação industrial.
. alteração da cesta de produtos ou da qualidade final dos produtos;
. modificação que demande licenciamento ambiental.
72. Os pedidos de autorização para construção, ampliação e operação de refinarias so-
mente podem ser apresentados após a emissão da Licença Prévia pelo órgão de licencia-
mento ambiental, nesse caso o órgão estadual de meio ambiente (OEMA).
73. Apesar de pertencer ao segmento downstream, o refino guarda grandes semelhanças
com as atividades do upstream, principalmente no tocante à quantidade de agentes
econômicos envolvidos na atividade, pois o segmento de refino ainda é praticamente um
monopólio da PETROBRÁS, que detém cerca de 98,5% da produção nacional de derivados
de petróleo. As refinarias privadas de Manguinhos (RJ) e Ipiranga (RS), ambas de pequeno
porte, respondem pelos 1,5% restantes (2).
(2) Fonte: Anuário Estatístico da Indústria do Petróleo 1999-19999, ANP, Rio de Janeiro,
2000.
74. Desde de a edição da Portaria ANP nº 56, de 21/3/2000, as centrais petroquímicas
ficaram autorizadas a produzir gasolina tipo A (comum e premium), ampliando
significativamente o número de agentes na produção de combustíveis. Coube, por decisão
da Diretoria da Agência, à Superintendência de Abastecimento a fiscalização desse setor.
Essa nova atribuição deverá sobrecarregar esta Superintendência, que já se obriga a lidar
com o mais complexo e diversificado segmento da cadeia da indústria do petróleo, os ramos
de atacado e varejo de derivados. Também parece prejudicial ao fluxo informativo interno da
Agência, que o controle do fábrico de gasolina esteja fora do âmbito da Superintendência de
Refino e Processamento de Gás Natural.
(...)
A FISCALIZAÇÃO DA ATIVIDADE DE REFINO
76. A operação de uma refinaria é uma atividade complexa, geradora de grandes riscos
ambientais e de segurança operacional. É fundamental, para que os riscos da atividade
permaneçam sob controle, que o pessoal de operação seja bem treinado e que as
instalações sejam operadas de acordo com estritas normas de segurança.
77. Segundo a ANP, mesmo o grande conhecimento desses riscos, bem como a
reconhecida experiência da PETROBRÁS tem sido insuficiente para evitar que acidentes
aconteçam nas instalações das refinarias, pelas mais diversas causas.
78. Diante desse quadro e tendo em vista o potencial de gravidade de acidentes, a ANP tem
atuado no sentido de estabelecer um perfil de risco das refinarias em operação no Brasil,
para poder atacar os problemas mais crônicos com a merecida atenção.
79. No final de 2000, a ANP firmou convênio com o INMETRO(3) para a implantação da
avaliação de conformidade na indústria do petróleo e gás natural, com o objetivo de
assegurar que as atividades no setor sejam exercidas observando-se padrões de segurança
industrial, proteção ambiental, e qualidade. Segundo o Convênio, respeitadas as
peculiaridades de cada segmento da indústria do petróleo e gás natural, serão formuladas
diretrizes próprias e específicas que terão caráter mandatório para a avaliação de
conformidade de seus processos produtivos, de gestão, de produto e de pessoal.
(3) Publicado no DOU de 28/11/2000.
80. No âmbito dessa convênio, está sendo elaborado o projeto de classificação de risco das
refinarias, que consiste em estabelecer padrões de conformidade aos quais as refinarias
estarão vinculadas. Nesses termos, caberá ao INMETRO o credenciamento de empresas
que poderão emitir atestados de comissionamento para as refinarias. Essa linha de atuação,
segundo a ANP, segue a tendência mundial de terceirização da fiscalização na atividade de
refino. Preocupa a equipe de auditoria, entretanto, como será monitorada a contratação,
pelas refinarias, dessas empresas credenciadas a fim de evitar uma relação de coerção
entre as partes. A PETROBRÁS, por exemplo, que praticamente detém o monopólio do
mercado de refino no país, poderá facilmente excluir de sua carteira de fornecedores de
serviços as empresas que não atestarem o comissionamento de suas refinarias.
81. Quando da realização desta auditoria, encontravam-se em elaboração questionários
informatizados que seriam encaminhados às unidades de refino em novembro de 2000 e,
quando respondidos, orientarão a fiscalização das refinarias, com base no que a Agência
define como Regulamento de Operação Segura. Outro objetivo a ser alcançado por este
questionário é uma medida do risco operacional de cada refinaria em operação no país. Os
resultados desta importante iniciativa da Agência devem ser encaminhados ao TCU, bem
como devem constar dos objetivos da próxima auditoria a ser realizada na ANP.
82. De acordo com as respostas dos questionários enviados à Superintendência de Refino e
Processamento de Gás Natural (fls. 91 a 108, vol. 3), são seis os técnicos envolvidos nas
ações de fiscalização relativas ao processo de refino e processamento de gás natural -
incluindo o superintendente. Não há, contudo, um planejamento anual de atividades de
fiscalização, com previsão de metas para ações a serem empreendidas (1). Por
conseguinte, também não há nem instrumentos formais que sejam utilizados no
gerenciamento do cumprimento de metas, nem indicadores gerenciais para a avaliação da
atividade fiscalizatória.
(1) Apesar de, segundo resposta da aos questionários, não haver planejamento para as
atividades de fiscalização (fl. 92, vol.3), três das oito ações de fiscalização da SRP foram
indicadas como programadas. Essa aparente incoerência pode ter ocorrido pela imprecisão
nas respostas fornecidas ou por impropriedades na elaboração, por parte desta equipe de
auditoria, dos termos do questionário elaborado. Para efeitos de consolidação, as
fiscalizações indicadas no formulário como ordinárias serão consideradas como
efetivamente planejadas.
83. Ainda segundo as respostas dadas ao questionário, até outubro do ano 2000, foram
realizadas oito ações de fiscalização. Uma delas foi uma auditoria extraordinária por
recomendação da Direção da ANP após a ocorrência do acidente com o duto que
contaminou a baía de Guanabara. Outras sete ações foram de verificação de operação de
refinarias, principalmente com o intuito de verificar o estado da arte operacional de diversas
refinarias e subsidiar a construção de uma proposta futura de regulamentação das
atividades operacionais das refinarias, com foco na segurança industrial e meio ambiente.
Essas ações tiveram duração média de dois dias.
84. (...)
A ATIVIDADE DE REFINO E O MEIO AMBIENTE
87. O licenciamento ambiental da atividade de refino é, em regra, de responsabilidade dos
órgãos estaduais de meio ambiente (OEMA), que também devem regular e fiscalizar a
emissão de poluentes relacionada a essa atividade econômica que, na sua essência, é
ambientalmente agressiva. Por essa razão, ficam sujeitas a prévia e expressa autorização
da Agência a construção, ampliação de capacidade e operação de refinarias e de unidades
de processamento de gás natural, condicionada essa autorização à apresentação, pelo
interessado, de todo o licenciamento ambiental na adequada esfera administrativa.
Atualmente, a Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), situada em Cubatão - SP, e a
Refinaria Duque de Caxias (REDUC), situada em Duque de Caxias - RJ, operam sem
licença ambiental. Isso porque a PETROBRÁS está questionando, junto aos órgãos
ambientais, a necessidade do licenciamento para algumas unidades dessas refinarias que já
estavam em operação antes da edição da Lei nº 6.939, de 31/8/1981, que dispõe sobre a
política nacional de meio ambiente.
Segundo a ANP, no período de realização da presente auditoria, a RPBC e REDUC estavam
negociando com a Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental (CETESB), de São
Paulo, e com a Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente (FEEMA), do Rio de
Janeiro, respectivamente, um Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) visando regularizar
essa situação. Ainda segundo a ANP, o TAC referente à REDUC foi assinado em
29/11/2000, enquanto que o referente à RPBC permanece em fase de negociação. O
superintende de refino e processamento de gás natural também registra que as demais
refinarias do país encontram-se com situação plenamente regularizada no que se refere ao
licenciamento ambiental.
88. Além da poluição relacionada à operação de refino, os riscos de acidentes de grandes
proporções e severos impactos ambientais estão fortemente presentes nessa atividade. Por
isso as refinarias devem ter plano de emergência, e a defesa civil, em cada estado, deve ter
plano de contingência. A diferença entre eles é que enquanto neste a defesa civil tem
acesso a áreas públicas e privadas, naquele as equipes das refinarias só atuam dentro dos
limites de sua propriedade nas ações de combate aos efeitos do acidente. Atualmente a
realidade é que, na maioria dos casos, a PETROBRÁS é quem elabora os dois planos e não
raro os executa, já que a defesa civil, principalmente em localidades menores, é quase
inexistente.
(...)
2.2.2 COMERCIALIZAÇÃO E MOVIMENTAÇÃO DE PETRÓLEO E SEUS DERIVADOS (2)
(2) A movimentação de gás natural, petróleo e derivados está descrita no item 2 do capítulo
II do relatório da auditoria realizado em 1999, fls. 10 e 11, vol. 1.
90. A movimentação é o transporte de fluidos desde as instalações de produção até as
bases de distribuição. Há quatro principais modais de movimentação: aquaviário (navegação
de cabotagem, interior ou de longo curso), dutoviário, rodoviário e ferroviário.
91. Existe um sistema integrado para a movimentação de fluidos desde as áreas produtoras,
para o petróleo produzido no Brasil, ou dos terminais marítimos, no caso de importação, até
as refinarias. Depois de refinado, os derivados passam também pela rede de transporte em
direção aos centros consumidores ou aos terminais marítimos, no caso de exportação.
92. O modal mais utilizado na movimentação de fluidos combustíveis, hoje, é o dutoviário.
Os dutos são mais econômicos e podem ser construídos em terra ou em mar cobrindo
grandes distâncias. Outra característica importante é a segurança do transporte dutoviário
em relação aos demais modais. A versatilidade também é grande, pois, exceto os
gasodutos, dedicados exclusivamente ao transporte de gás natural, os polidutos permitem o
transporte de diferentes líquidos em bateladas.
93. Há duas superintendências na ANP dedicadas à movimentação de fluidos: a
Superintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo e seus Derivados (SCP)
e Superintendência de Comercialização e Movimentação de Gás Natural. Esta última, não
abrangida nesta auditoria, cuida das questões relacionadas aos gasodutos que, apesar de
uma rede com extensão muito próxima da dos polidutos, opera com menores riscos de
acidentes geradores de impacto ambiental, uma vez que o gás natural dilui-se rapidamente
na atmosfera, enquanto que os líquidos têm grande potencial de contaminação do solo e do
subsolo. Também deve-se registrar que o maior risco do transporte de gás natural
concentra-se nas redes de distribuição deste combustível, que é de competência estadual,
conforme o art. 25, § 2º da Constituição Federal.
94. Os serviços de movimentação de petróleo e derivados envolvem uma grande gama de
agentes, já que qualquer empresa ou consórcio de empresas constituída sob as leis
brasileiras, com sede e administração no País, pode ser autorizada pela ANP a construir
instala-ções e efetuar qualquer modalidade de transporte de petróleo, seus derivados e gás
natural, seja para suprimento interno ou para importação e exportação.
95. As distâncias, os diferentes modais e o grande número de agentes atuando no setor, faz
da movimentação uma das mais complexas e arriscadas atividades da cadeia do
downstream. A fiscalização é intrinsecamente difícil e os danos ambientais dos eventuais
acidentes tem sido, freqüentemente, de grandes proporções, como se verá adiante, na
descrição dos acidentes ocorridos nas refinarias REDUC (parágrafos 0 a 0) e REPAR
(parágrafos 0 a 0).
A FISCALIZAÇÃO DA MOVIMENTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
96. As atividades de construção, ampliação e operação de instalações (2) de transporte ou
de transferência de petróleo, seus derivados e gás natural, inclusive liqüefeito (GNL),
carecem de prévia e expressa autorização da Agência, nos termos da Portaria ANP nº 170,
de 26/11/1998. Segundo esta norma, as autorizações são concedidas em duas etapas:
Autorização de Construção (AC) e Autorização de Operação (AO).
(2)Dutos, terminais terrestres, marítimos, fluviais ou lacustres; e unidades de liquefação de
gás natural e regaseificação de GNL.
97. É da competência da SCP propor os requisitos técnicos e econômicos a serem
atendidos pelos proponentes interessados na construção ou ampliação de instalações
destinadas ao transporte de petróleo e seus derivados, bem como propor as exigências de
projeto quanto à proteção ambiental e à segurança industrial e das populações; analisar
propostas dos interessados na construção ou ampliação de instalações e propor a outorga
de autorização para os proponentes qualificados e, quando for o caso, analisar e propor a
transferência de titularidade dessa autorização.
98. As dificuldades inerentes ao transporte de petróleo e derivados levaram a ANP a
terceirizar o comissionamento das instalações, atividade essa delegada às chamadas
entidades técnicas especializadas, societariamente independentes da empresa solicitante,
que emitem Atestados de Comissionamento destinados a atestar a segurança e a
conformidade às normas técnicas das instalações de transporte, de acordo com o art. 9º, II
da Portaria ANP nº 170/1998.
99. Segundo a SCP, é intenção da Agência estabelecer critérios para o credenciamento das
entidades técnicas especializadas e que os atestados por elas emitidos sejam revalidados
periodicamente, pois, atualmente, o comissionamento não tem prazo de validade. Esses
critérios serão elaborados no âmbito do convênio para a implantação da avaliação de
conformidade na indústria do petróleo e gás natural, firmado com o INMETRO (3).
(3) Outras informações sobre esse instrumento estão no parágrafo 0 do presente relatório.
100. Como já manifestado na análise do refino (parágrafo 0), preocupa-nos a forma como a
ANP irá monitorar a contratação das entidades técnicas especializadas a fim de coibir o
abuso do poder econômico dos contratantes sobre as prestadoras desse tipo de serviço.
101. Para as instalações existentes antes da criação da ANP, foram emitidas autorizações
por força do art. 57 da Lei n° 9.478/1997. Essa mesma Lei estabeleceu a obrigatoriedade de
a PETROBRÁS segregar a atividade de movimentação de petróleo, seus derivados e gás
natural. Nessas condições, foi criada a TRANSPETRO. Essa nova empresa enviará os
Atestados de Comissionamento emitidos por empresas independentes das instalações antes
pertencentes à PETROBRÁS.
102. Finalmente, a SCP é quem estabelece os critérios relativos ao acesso de terceiros às
instalações de transporte de petróleo e derivados, bem como aqueles que regulam a
preferência a ser atribuída ao proprietário dessas instalações (1).
(1) Informações sobre Livre Acesso e Direito de Preferência constam do item 2.3 do capítulo
II do relatório da auditoria realizada em 1999, fl. 11, vol. 1.
103. Em resposta ao questionário formulado pela equipe de auditoria (fls. 5 a 34, vol. 3), a
Superintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo (SCP) informou que são
nove os técnicos que podem atuar nas ações de fiscalização empreendidas no âmbito desta
superintendência.
104. A despeito de existirem critérios que determinam as ações de fiscalização, a SCP
informa que essas ações não estão associadas a metas previamente estabelecidas. Não há,
por conseqüência, instrumentos utilizados para gerenciar o cumprimento de metas, bem
como verificar eventuais desvios de planejamento. O superintendente da área avalia cada
uma das ações fiscalizatórias pela leitura dos relatórios técnicos gerados.
105. Para a SCP, a previsão de metas torna-se difícil, pois as ações fiscalizatórias, tanto no
âmbito das atividades de comercialização (importação e exportação), como de
movimentação de petróleo e seus derivados, são primordialmente motivadas por informes de
incidentes, denúncias ou investigações de cunho preventivo de possíveis irregularidades
detectadas pela equipe técnica da Superintendência, no exercício de suas atividades.
106. Ora, se há, como afirma o superintendente, investigações de cunho preventivo, nada
impede que seja elaborado um planejamento contendo a programação de fiscalizações
periódicas com metas pré-estabelecidas. Mesmo no caso de fiscalizações motivadas por
denúncias ou informes de acidentes, é possível estabelecer estimativas a partir de
ocorrências históricas e incluí-las em planejamento prévio. Esse tipo de prática é que
permite realizar avaliações a partir das divergências entre o planejado e o executado e
promover projeções que irão subsidiar o dimensionamento de pessoal, recursos materiais e
logísticos para a atividade fiscalizatória, em exercícios subseqüentes.
107. (...)
A FISCALIZAÇÃO DA MOVIMENTAÇÃO DE GÁS NATURAL
108. A Superintendência de Comercialização e Movimentação de Gás Natural informou, por
meio do questionário (fls. 1 a 4, vol. 3), que conta com dois técnicos de nível superior para a
fiscalização que não segue um planejamento anual nem possui metas pré-estabelecidas.
Também não há indicadores gerenciais que permitam o monitoramento da atividade
fiscalizatória. Apenas uma ação de fiscalização foi realizada na área de movimentação de
gás natural desde a instalação da ANP, com duração de 2 dias.
109. Segundo o superintendente da área, a ANP atuará mais intensamente na fiscalização
das instalações de movimentação de gás natural a partir do segundo trimestre de 2001 e
esclarece que até o final de 2000 deverá ser elaborada uma previsão das vistorias a serem
realizadas no ano seguinte, as quais deverão resultar em relatórios de viagens e autos de
infração, quando couber. Ainda segundo o superintendente, nesta fase, por ele designada
de inicial, não há necessidade de indicadores gerenciais para a gestão da fiscalização, mas,
‘em uma fase mais avançada de fiscalização, em no máximo 18 meses, serão criados
alguns indicadores’. Essa fiscalização, de acordo com a Agência se dará com pessoal
próprio ou por meio de convênios com outros órgãos governamentais e universidades.
(...)
2.2.3 A FISCALIZAÇÃO DO ABASTECIMENTO (2)
(2) Informações sobre o mercado de derivados encontram-se no item 5 do capítulo IV do
relatório da auditoria realizada em 1999, fls. 44 a 52, vol. 1.
113. A Lei do Petróleo instituiu, em seu art. 7º, a ANP como órgão responsável pela
regulação, contratação e fiscalização das atividades econômicas da indústria do petróleo,
cabendo-lhe, entre outras atribuições:
. regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento nacional de
combustíveis, fiscalizando-as diretamente ou mediante convênios com outros órgãos da
União, Estados, Distrito Federal ou Municípios (grifamos);
. regular e fiscalizar as atividades de distribuição e revenda de derivados de petróleo e álcool
combustível;
. comunicar ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) as infrações à ordem
econômica, observadas no contexto da atuação da Agência, para que esse adote as
providências cabíveis, no âmbito da legislação pertinente (1).
(1) Redação dada ao art. 10 da Lei nº 9.478/1997 pela Lei nº 10.202, de 20/2/2001.
114. A regulação e a autorização das atividades relacionadas com o abastecimento nacional
de combustíveis estão previstas no art. 8º, XV, da Lei nº 9.478/1997 e compreendem o
monitoramento de distribuidoras de combustíveis, distribuidoras de gás liquefeito de petróleo
(GLP), transportadores retalhistas (TRRs) e postos revendedores. Para o exercício dessas
atividades os agentes devem obter registro fornecido pela ANP após a verificação do
cumprimento das normas.
115. As distribuidoras de combustíveis e de GLP devem ter bases para armazenagem de
combustível ou envasilhamento de GLP (botijões). A ANP fornece duas autorizações: uma
para a construção da base e outra para sua operação, concedida após uma vistoria das
instalações.
116. Para ter maior controle sobre o mercado de derivados, a ANP vem estabelecendo cotas
para o volume de combustível que o distribuidor está autorizado a retirar numa refinaria. As
cotas representam um meca-nismo de atendimento isonômico a todos os distribuidores.
117. Além da outorga de autorizações para as operações típicas do mercado de deriva-dos,
a ANP atua sobre esse segmento no sentido de garantir a qualidade dos produtos, de coibir
práticas inidôneas, de mediar as relações entra os agentes econômicos do setor no que diz
respeito à defesa da concorrência, bem como de cuidar da defesa do consumidor.
118. Interessa à ANP combater a cartelização, que impede a cobrança de preços justos aos
consumidores, aumentando extraordinariamente as margens de lucro de poucos grupos
econômicos. Também é do interesse da Agência garantir a qualidade dos produtos, que,
adulterados com adição de solventes, além da óbvia lesão aos direitos dos consumidores,
acarretam prejuízos fiscais ao Governo Federal em virtude do não pagamento da Parcela de
Preço Específica (2)-(PPE) pelos volumes de solventes misturados aos combustíveis.
(2) Detalhes sobre a PPE constam do item 5.3 do capítulo IV do relatório da auditoria
realizada em 1999, fls.46 a 48, vol. 1.
119. A área de fiscalização do mercado de derivados começou a se estruturar a partir de
julho de 1998 atuando basicamente com pessoal cedido de outros órgãos e com o pessoal
do extinto Departamento Nacional de Combustíveis (DNC). A atual estrutura está
desconcentrada em diversos estados utilizando-se da estrutura física do Departamento
Nacional de Produção Mineral (DNPM) (via convênio). A ANP, além da sede em Brasília e
do Escritório Central no Rio de Janeiro, tem postos de fiscalização em São Paulo, Espírito
Santo, Bahia, Ceará, Mato Grosso, Pernambuco, Paraná e Santa Catarina.
120. Com o objetivo de reestruturar o setor de distribuição e revenda de derivados de
petróleo e de modelar a área de fiscalização, ainda antes da realização da primeira auditoria
na ANP, foi contratada uma consultoria que apresentou relatório contendo a estrutura e a
metodologia associadas ao processo de fiscalização.
121. Quando da realização da auditoria de 1999, a estratégia de atuação da ANP estava
baseada em convênios, principalmente com órgãos estaduais tipo PROCON e IPEM
(instituto estaduais de pesos e medidas), para fiscalização de varejo e atuação direta da
Agência para os distribuidores, a fim de verificar, em ambas, a qualidade e o abastecimento.
122. Na presente auditoria, verificou-se que a antiga Coordenadoria de Fiscalização, que
tratava do mercado de derivados, transformou-se na Assessoria Especial de Fiscalização
(AEF), estruturada da seguinte forma: um escritório central, localizado no Rio de Janeiro e
de quatro escritórios regionais que pretendem uma cobertura de todo o território nacional.
Há também, na estrutura da AEF, como havia na extinta Coordenadoria, um Núcleo de
Planejamento e Gestão e um Setor de Análise Técnica (SAT). Este último funciona em
Brasília e tem como principal finalidade analisar e julgar, em primeira instância, os processos
administrativos instaurados no âmbito da fiscalização.
123. O que preocupa é que, tal como em 1999, o SAT permanece sem a devida
formalização na estrutura da ANP e que fracassaram as tentativas de estabelecer
cooperações com os IPEMs. Na auditoria de 2000, a Agência informou que estava se
voltando para firmar parcerias com os Corpos de Bombeiros, principalmente para atuar junto
aos revendedores de GLP, mas, novamente, em fase incipiente.
124. Em 1999, ano da auditoria anterior, a ANP havia efetuado 10.022 ações de fiscalização,
que resultaram em 514 interdições e 2.385 autuações. No ano de 2000, a meta da ANP era
realizar 12.000 fiscalizações, das quais estimava em outubro de 2000 que poderia chegar a
11.767, com 492 interdições e 3.567 autuações. Apesar de eloqüentes, os números de
fiscalização são da ordem de 25% maiores do que aqueles efetuados em 1995, cinco anos
antes (fls. 60, vol. 2).
125. A fiscalização da ANP também pretende efetivar o Plano Integrado de Fiscalização, que
consiste em sistematizar o fluxo de informações, aumentar o número de convênios com as
universidades, além de implementar fiscalizações conjuntas, ainda com universidades, com
o uso de analisadores portáteis para verificação da qualidade do combustível.
126. Para dezembro de 2000, estava prevista a definitiva estruturação dos escritórios
regionais interligados on line com a sede da Agência, o que agilizaria a troca de informações
relativas às operações de fiscalização. Segundo a ANP, essa infra-estrutura possibilitará as
operações de fiscalização e servirá como suporte técnico e operacional para a Agência.
127. Ainda sobre informatização da operações de fiscalização de campo, a AEF imagina que
sua implementação possa fazer com que o controle da documentação da fiscalização torne-
se automático e centralizado, desde sua emissão até o julgamento do processo
administrativo, e que haja maior confiabilidade no enquadramento das irregularidades.
128. A AEF entende que o perfil do profissional de fiscalização de campo da ANP ainda não
está suficientemente delineado. Por isso, não deve haver contratação de fiscais quando da
efetivação dos primeiros concursos que a ANP vier a promover para provimento de seus
cargos.
129. O que se constata é que a ANP, após três anos de sua implantação, ainda não
conseguiu implementar uma sistemática de fiscalização ostensiva com pessoal próprio, por
restrições legais(1), nem por meio de convênios, como explicitamente prevê a Lei
9.478/1997, no abastecimento de combustíveis. Registre-se que este setor sempre esteve
aberto à iniciativa privada e, apesar de ter sofrido influência da flexibilização do monopólio
do petróleo, o impacto da abertura não se deu na mesma intensidade dos segmentos de
refino e do upstream.
(1) As dificuldades para contratação de pessoal próprio estão associadas à edição do plano
de carreira das agências reguladoras e estão mais detalhadamente descritas no tópico 3.1.
PERSPECTIVAS ORGANIZACIONAIS PARA A ANP (parágrafos 0 e 0).
130. A experiência histórica do controle governamental sobre o abastecimento de derivados
no Brasil data da década de 30, quando foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP),
sucedido pelo Departamento Nacional de Combustíveis (DNC), em 1990, e pela ANP, em
1998. Não é razoável, portanto, que não esteja nos planos da Agência a contratação de
pessoal dedicado à fiscalização do abastecimento pela alegação de que não há ainda um
‘perfil delineado’ para os profissionais que atuarão nessa área.
131. Na prática, o avanço mais significativo notado foi a implementação do CRC, que
possibilitou a recepção mais ágil e racional das demandas dos consumidores e dos agentes
econômicos, melhorando o desempenho da comunicação da Agência com o público externo,
que praticamente inexistiu até julho de 2000. Ressalte-se, entretanto, que dentre as
agências reguladoras do setor de infra-estrutura, a ANP foi a última a implantar esse tipo de
serviço.
(2) Maiores detalhes sobre o CRC estão no tópico 3.3 A DEFESA DO CONSUMIDOR
(parágrafos 0 e 0).
(3) Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Agência Nacional de Telecomunicações
(ANATEL) e ANP.
Recomendações (...)
A ANP E O COMÉRCIO ILEGAL
134. Como principal economia da América do Sul, o Brasil sempre foi um mercado atrativo
para as empresas de distribuição de gás e derivados de petróleo, que investiram
maciçamente no país nas últimas décadas. Estes investimentos contribuíram para o
crescimento da indústria em geral e para o desenvolvimento do setor de combustíveis
líquidos (gasolina, óleo, diesel e álcool) em particular.
135. Segundo dados do Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis
(SINDICOM), este setor transaciona mais de R$ 60 bilhões por ano, com uma arrecadação
de impostos da ordem de R$ 21 bilhões. Dentro da indústria de distribuição de combustíveis,
contudo, há a previsão de uma redução no ritmo de crescimento em virtude de práticas
irregulares de companhias inescrupulosas, que incluem a adulteração de combustível,
fraude e evasão de impostos. Essas práticas criam falsas vantagens competitivas a
determinados agentes e prejudicam a concorrência no mercado de derivados.
136. Com a desregulamentação do mercado, além da competitividade maior no âmbito da
indústria, passaram a existir também práticas irregulares negativas, muito em função das
incipientes medidas normativas e de fiscalização.
137. Alguns distribuidores independentes, por exemplo, acharam caminhos para fornecer
combustível mais barato a seus postos de serviço, fugindo ao pagamento de impostos
federais e estaduais. Tais práticas permitiram uma conquista substancial de fatias do
mercado.
138. A fraude fiscal ocorre principalmente pela obtenção de liminares que questionam
aspectos como o pagamento antecipado de impostos à PETROBRÁS, bem como a
incostitucionalidade da incidência PIS, CONFINS e ICMS. Apesar da fragilidade das
argumentações, a concessão de liminares tem sido freqüente e numericamente expressiva.
Ao contrário, a derrubada das liminares tem sido lenta e pouco eficiente permitindo que se
estabeleçam no mercado competidores que deterioram a concorrência, agridem os direitos
dos consumidores e sonegam tributos em todas as esferas governamentais prejudicando
toda a coletividade.
139. As irregularidades fiscais também ocorrem na venda do álcool, pois algumas usinas de
cana-de-açúcar negociam diretamente com os varejistas, evitando, assim, o pagamento do
ICMS pelo distribuidor e tornando possível a evasão de impostos.
140. A fraude fiscal, entretanto, não é o único problema que a indústria enfrenta. A
adulteração, feita por distribuidoras, de combustíveis e outros produtos ligados ao petróleo,
também tornou-se bastante freqüente e disseminada por todo o país. A gasolina, por
exemplo, é misturada a solventes químicos ou ao álcool numa proporção maior que a
permitida. Essa prática é lesiva aos consumidores e chega, segundo a área responsável da
ANP, a quadruplicar a margem de lucro daqueles distribuidores.
141. Tais práticas inescrupulosas têm tido grande efeito negativo sobre o mercado de
distribuição. A situação já afetou o volume de negócios dos distribuidores e varejistas que
trabalham dentro da lei. Só em 1998, as companhias filiadas ao SINDICOM (Sindicato
Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis) perderam 35% de sua fatia no
mercado de São Paulo, o Estado com a maior demanda do Brasil. Em conseqüência, várias
dessas companhias foram obrigadas a fechar postos de serviços em todo o país.
142. Preocupado com a evasão de impostos, o governo tem tomado medidas para resolver
o problema. A MP nº 1.807 (1) de 28/1/1999, concentrou nas refinarias a coleta do PIS e da
COFINS sobre a gasolina e o óleo diesel. Assim, distribuidores desonestos ficarão
impossibilitados de recorrer à Justiça para obter a isenção destes impostos.
(1) Atualmente sob o número 2.113 de 26/4/2001.
143. À época da auditoria, a ANP havia recém aprovado regulamentação, determinando que
os postos de gasolina que exibem uma marca identificadora comprassem seus produtos do
próprio distribuidor da marca. Em princípio, isto vai permitir aos consumidores certificar-se
de que estão comprando o produto com a qualidade da marca que os varejistas anunciam
em seus postos.
144. Essas medidas são boas notícias para os consumidores e para o mercado. Mas só a
sua continuidade vai mostrar se são efetivas. A diminuição das margens de lucro até então
devidas às liminares fará, segundo a Superintendência de Abastecimento da ANP com que
haja, pelo menos num primeiro momento, uma tendência de crescimento da atividade de
adulteração de combustíveis.
145. Nessas condições, o saneamento de longo alcance do mercado de distribuição requer
uma fiscalização mais rigorosa em todo o país das atividades praticadas pelas distribuidoras
e postos de combustíveis, para garantir à própria indústria condições para investir e ampliar
os negócios, e aos consumidores a qualidade dos produtos que lhes são oferecidos.
(...)
2.2.4 QUALIDADE DOS PRODUTOS
147. A ANP possui em sua estrutura uma Superintendência dedicada à qualidade do
produto. Entre outras atribuições, cabe a esta Superintendência:
.assessoramento à Diretoria junto ao CNPE na formulação de políticas de qualidade de
produtos;
.proposição à Diretoria das especificações de derivados de petróleo e álcool combustível;
.plano de controle da qualidade de produtos;
.monitoramento da qualidade dos combustíveis em todo o País.
148. Inicialmente a própria refinaria certifica os derivados produzidos por força de re-
gulamento da ANP. No âmbito das distribuidoras, que adicionam álcool à gasolina, está
prevista nova regulamentação exigindo um processo de recertificação. Também está pre-
vista a obrigatoriedade para os postos de revenda no sentido de reter uma amostra lacrada
da distribuidora.
149. Para a tarefa de monitoramento, a ANP vem contratando universidades e centros de
pesquisa, que devem alcançar metas em termos de números de testes realiza-dos
diariamente. Por exemplo, para o ano de 2000, estavam previstos mais 100 mil amostras,
realizadas em cerca de 22 mil postos de revenda de combustíveis, ou seja, 76,7% dos
postos do mercado, conforme se pôde apurar do documento intitulado Monitoramento da
Qualidade de Combustíveis, (fl. 168, vol. 2).
150. Em relação auditoria anterior, a Superintendência de Qualidade de Produtos afirma que
a assinatura de novos convênios com universidades trará a cobertura completa de todo o
território nacional.
151. Além da infra-estrutura das instituições contratadas, a ANP conta com o laboratório do
Centro de Pesquisas e Análises Tecnológicas (CEPAT), admi-nistrado pela UFRJ, que
divulga periodicamente um Relatório Executivo com resultados das campanhas de
monitoramento de combustíveis, abrangendo postos de serviços e bases de distribuição.
152. A gasolina é o combustível mais adulterado no mercado brasileiro. Solventes diversos e
álcool anidro em excesso são as substâncias mais comumente utilizadas pelos fraudadores.
153. O álcool anidro está no caso dos componentes já normalmente encontrados na
gasolina e a atual legislação estabelece que o percentual não pode ser inferior a 19% nem
superior a 21%. Entretanto, como o preço do álcool anidro é bastante inferior ao da gasolina
antes da mistura, os fraudadores utilizam percentuais superiores aos determinados pela
legislação.
154. No caso de adulteração de álcool, atribui-se o aumento dos casos de álcool hidratado
fora da especificação às bem sucedidas tentativas dos adulteradores de obter o produto a
partir do álcool anidro, ao qual é adicionada água. Como o álcool anidro é bem mais barato
que o hidratado, o processo é bastante lucrativo.
155. A desregulagem do motor dos veículos e o aumento do consumo são as primeiras
conseqüências da adulteração da gasolina por excesso de álcool anidro. Com o tempo, a
corrosão das partes metálicas do carro que entram em contato com o combustível vai se
acentuando, podendo chegar até a inutilização desses equipamentos.
156. Outra grande desvantagem para o consumidor no caso de gasolina adulterada com
excesso de álcool é o aumento do consumo do veículo resultando em abastecimentos mais
freqüentes. Como o poder de liberação de energia do álcool é inferior ao da gasolina, cada
vez que se coloca álcool no tanque, em lugar da gasolina pura, coloca-se menos energia.
Nesse caso, para rodar a mesma distância, o veículo terá que consumir mais combustível.
157. Uma das maneiras que o consumidor dispõe para se defender da fraude na gasolina
por excesso de álcool é exigir do posto o teste com utilização de uma proveta, de acordo
com o previsto na Portaria ANP nº 248, de 31 de outubro de 2000.
158. A adição à gasolina de solventes tem crescido consideravelmente nos últimos anos. Ao
contrário do álcool anidro, não existe um teste simples capaz de apontar este tipo de fraude
para o consumidor antes do abastecimento. A verificação do excesso só é possível com a
utilização de sofisticada aparelhagem, existente no País em número muito reduzido, ou em
alguns poucos laboratórios especializados.
159. Paradoxalmente, a adulteração dos combustíveis vem aumentando consideravelmente
a partir de vigência da Lei nº 9.990, de 21 de julho de 2000, que praticamente eliminou a
possibilidade de sonegação do PIS e da COFINS incidentes sobre a gasolina e o óleo diesel,
via liminares obtidas na Justiça contra o pagamento desses impostos.
160. Segundo a ANP, uma das maneiras que o consumidor tem para se prevenir de
eventuais adulterações é ficar atento aos postos de venda de combustível que oferecem
seus produtos a preços notavelmente mais baixos do que os da concorrência.
161. Além disso, a Agência estabeleceu que cada posto deveria possuir, em local visível, os
telefones de contato com a Agência Nacional do Petróleo que deve ser acionada em casos
de irregularidades.
162. A ANP entende que a principal ação na luta contra o comércio irregular de combustíveis
deve ser o acompanhamento da produção e do destino dos solventes fabricados pelas
indústrias petroquímicas. Para fazer isso, a Agência conseguiu selecionar uma substância
capaz de ser utilizada como marcador dos solventes, sem afetar o uso normal do produto.
Trata-se de um isótopo de hidrogênio, praticamente impossível de ser reproduzido, retirado
ou neutralizado e que, misturado aos solventes em quantidades ínfimas, permite rastreá-lo
sempre que for indevidamente adicionado à gasolina. Segundo o que apurou a equipe de
auditoria em entrevista com o Superintendente de Qualidade de Produtos, o teste piloto do
uso desses marcadores de solvente deverá ser realizado no Estado de São Paulo.
163. A Superintendência de Qualidade de Produtos, a de Abastecimento e a Assessoria
Especial de Fiscalização são da opinião de que a própria publicidade que se estará fazendo
da utilização desse método constitui um fator de inibição da compra de solventes para
adição à gasolina. Mas, caso alguém resolva insistir na prática, a gasolina cuja especificação
tiver sido alterada pela adição de solventes será facilmente identificada, no posto ou na
distribuidora que tiver vendido o produto.
164. Até agora, a ANP tem tentado monitorar a qualidade dos combustíveis por meio de
amostras colhidas nas revendas e analisadas em centros de pesquisa. A Agência, contudo,
só consegue ter acesso a cerca de 77% dos postos para fazer as devidas análises. Em
números absolutos, portanto, 23% dos postos não têm, em hipótese alguma, seus
combustíveis analisados.
165. A Agência informa também que deverá, ao longo do ano de 2000, analisar cerca de
100.000 amostras. Como a ANP analisa os combustíveis de cerca de 22.000 postos, sua
média é de, praticamente, 5 análises por posto por ano. Caso se pretenda oferecer garantia
de qualidade ao consumidor, esta média aparenta ser bem reduzida, já que a grande maioria
dos postos gira seu estoque em menos de uma semana, isto é, na pior das hipóteses, cada
posto recebe 52 cargas de combustível por ano.
166. O mercado de distribuição, mormente as grandes marcas, contudo, já parece ir na
direção de oferecer ao consumidor, inclusive como estratégia mercadológica, a garantia de
qualidade de seus produtos. A Esso, por exemplo, à época da auditoria, lançou o programa
Gasolina Garantida, no qual a distribuidora afirma garantir ao consumidor a qualidade da
gasolina vendida em seus postos (1).
(1) A gasolina da Esso tem cor diferenciada, visível ao consumidor através de filtros
transparentes colocados nos bicos das bombas. A gasolina comum é vermelha e a aditivada
mantém sua cor verde.
167. Já implantado nas principais cidades do País, o programa da distribuidora norte
americana é, pelo que se pode ver em visita à página da empresa na internet, resultado de
pesquisa feita pelo Instituto Datafolha em 20 cidades brasileiras na qual apurou-se o temor
dos consumidores quanto à qualidade do combustível vendido nos postos e sua
necessidade de encontrar postos confiáveis.
168. Marcadores exclusivos (tracers ou os chamados DNA) contidos na gasolina vendida
pela distribuidora asseguram a verificação da sua origem, segundo publicidade amplamente
difundida pela multinacional. Além disso, o programa possui certificação ISO 9003, fornecida
pelo INMETRO.
169. Em resumo, o que o distribuidora norte-americana garante é que o combustível
comercializado nos postos que aderirem à campanha Gasolina Garantida provieram da
Distribuidora Esso, nos termos da Portaria ANP n° 116, de 5 de julho de 2000, que
regulamentou o mercado varejista de combustíveis. A gasolina, contudo, ainda pode vir a ser
objeto de fraude. A fim de diminuir essa possibilidade, a Distribuidora garante a fiscalização
de seu combustível nos postos participantes de seu programa por meio de unidades móveis,
dotadas de equipamentos apropriados para testes de conformação de qualidade de
combustíveis. Não se pode confundir, portanto, a iniciativa da multinacional com a garantia
automática de qualidade de combustível.
(...)
2.3 INFORMAÇÕES CONSOLIDADAS DA FISCALIZAÇÃO
172. Para efeito desta consolidação serão considerados estritamente as informações
prestadas pelas superintendências de Exploração, Desenvolvimento e Produção,
Comercialização e Movimentação de Gás Natural, Comercialização e Movimentação de
Petróleo e seus Derivados e Refino e Processamento de Gás Natural...
173. Para as superintendências acima mencionadas, que representam uma porção crítica e
significativa da cadeia produtiva da indústria do petróleo, fica patente a necessidade de a
ANP adotar medidas urgentes que possibilitem uma presença ostensiva do poder regulador
sobre os agentes econômicos do setor, o que não se observou até o momento (...)
2.4 OS ACIDENTES E O PAPEL DA ANP
174. Dois acidentes ocorridos em instalações de movimentação de derivados de petróleo
tiveram graves repercussões: o da baía de Guanabara e o de Araucária, no Paraná. Além
deles, um acidente na Refinaria Landulfo Alves, a RLAM, redundou na morte de um
operador. Esses eventos serão tratados com detalhes, ainda nesta seção, em estudos de
caso que tentam reproduzir as condições dos acidentes, suas conseqüências e a atuação da
ANP nos episódios. Como subsídio para esses estudos de caso, a equipe de auditoria usou,
principalmente, os relatórios técnicos confeccionados pela Agência para a instrução dos
respectivos processos.
175. O acidente ocorrido na baía de Guanabara precipitou a edição da Portaria ANP nº 14,
de 1/2/2000, que estabeleceu os procedimentos para comunicação de acidentes de natureza
operacional e liberação acidental de poluentes, a serem adotados pelos concessionários e
empresas autorizadas a exercer atividades pertinentes à exploração e produção de petróleo
e gás natural, bem como pelas empresas autorizadas a exercer as atividades de
armazenamento e transporte de petróleo, seus derivados e gás natural.
176. Nas condições da Portaria ANP nº 14, a Agência passou a ter papel preponderante, na
eventualidade de ocorrência de acidentes:
‘Art. 2º O concessionário ou empresa autorizada notificará e relatará à ANP e às demais
autoridades competentes, no prazo máximo de 12 (doze) horas da constatação de todo e
qualquer acidente que resulte em interrupção das operações por mais de 24 (vinte e quatro)
horas, prejuízos de monta ao patrimônio ou impacto ambiental, em especial nos casos
abaixo discriminados:
Vazamento de gases;
Erupção de petróleo e gás natural em poços;
Incêndios;
Explosões;
Falhas de equipamentos relacionados direta ou indiretamente às atividades e operações do
próprio Concessionário ou Autorizado.’
177. Ainda na mesma Portaria, ficou estabelecido, dessa vez no art. 3º, que o
concessionário ou a empresa autorizada notificará e relatará à ANP e às demais autoridades
competentes, no prazo máximo de doze horas, da constatação de derramamento de
substância poluente proveniente de suas próprias instalações ou de instalações de outros
concessionários ou de empresas autorizadas que atinjam sua área de concessão, ou ainda,
derramamento de origem desconhecida.
178. Finalmente, o art. 5º estatui que, no prazo máximo de quarenta e oito horas, a contar da
ocorrência do evento de que trata o art. 2º da Portaria, o concessionário ou a empresa
autorizada apresentará à ANP o Relatório de Ocorrência de Acidentes Operacionais,
contendo, dentre outros aspectos julgados relevantes, o seguinte:
I - Descrição física do evento;
II - Data, hora e localização da instalação do concessionário ou da empresa autorizada onde
iniciou ou ocorreu o evento;
III - Identificação da pessoa responsável pela redação do relatório, incluindo cargo na
companhia;
IV - Descrição dos equipamentos ou parte destes, estruturas, tubulações, ferramentas,
aparelhos de carga, dispositivos, sistemas, compartimentos, materiais, áreas, unidades de
carga, dentre outros, envolvidos direta ou indiretamente no evento e que, de alguma forma,
contribuíram para sua ocorrência;
V - Descrição dos fatores externos que, por ventura, contribuíram para a ocorrência do
evento, como condições meteorológicas, falhas de sistemas, defeitos de equipamentos,
interação de elementos terceiros, porém não se limitando somente a estes relacionados;
VI - Descrição das prováveis causas do evento, sejam imediatas, cumulativas ou
circunstanciais;
VII - Avaliação das conseqüências do evento no que diz respeito à continuidade operacional,
a danos ao patrimônio, à proteção ambiental e à saúde humana; e
VIII - Descrição das medidas mitigadoras tomadas.
2.4.1 ESTUDO DE CASO I (ACIDENTE NA RLAM)
179. No dia 21/6/ 2000, um grave acidente ocorrido na Refinaria Landulfo Alves, em
Mataripe-BA (RLAM), redundou na morte de um funcionário da Refinaria e provocou
queimaduras em outros três.
180. O acidente ocorreu na unidade de desasfaltação a propano, às 22:45 horas de 21 de
junho, por conta de uma grande liberação de propano no sistema de drenagem do vaso
acumulador desse solvente. A ocorrência durou cerca de cinqüenta minutos.
181. Segundo o relatório, o operador iniciou o procedimento de drenagem do vaso, mas
afastou-se do local de manobra, o que permitiu um vazamento descontrolado de gás. A
nuvem logo espalhou-se por toda a área e, quando encontrou uma fonte de ignição,
inflamou-se, provocando grande incêndio.
182. A comissão da refinaria que apurou o caso atribuiu total responsabilidade pelo acidente
ao operador falecido. No caso, o operador contrariou as regras de segurança tanto ao
efetuar a drenagem do vaso, quanto ao comportar-se durante a emergência, já que não
portava rádio e teve que comunicar pessoalmente o acidente ao superior, perdendo tempo
precioso no combate ao acidente. Saliente-se que, segundo o que confirmou a ANP, o
operador fôra suficientemente treinado nos procedimentos operacionais.
A ATUAÇÃO DA ANP
183. Em 27/6/2000, o Superintendente e um técnico da Superintendência de Refino e
Processamento de Gás Natural foram à RLAM e, por meio do documento nº 100.984, de
27/6/2000, procederam a interdição da unidade até que as causas fossem identificadas e
saneadas, bem como notificaram a Empresa a apresentar à ANP toda a documentação que
comprovasse a identificação das causas e as medidas adotadas para se evitar que
acidentes semelhantes tornassem a ocorrer.
184. Depois de analisar o relatório elaborado pela comissão encarregada de apurar o
acidente, a ANP enviou à RLAM o Ofício nº 007/SRP/2000, de 25/7/2000, visando verificar
qual era o procedimento operacional e o grau de treinamento dos operadores. No Ofício, a
ANP também determinou à RLAM que elaborasse procedimento detalhado para a drenagem
do vaso, bem como que promovesse e documentasse o treinamento nesse procedimento a
todos os operadores envolvidos na operação da unidade. O atendimento a essa orientação
dada pela ANP seria requisito para a desinterdição da refinaria.
185. Durante nova visita que os técnicos da ANP empreenderam à RLAM, dessa vez para
analisar o atendimento ao Ofício nº 007/SRP/2000, foram-lhes apresentados dois
procedimentos. Um para a operação normal da unidade, isto é, a operação rotineira, feita no
início de cada turno, e outro para situações de distúrbios operacionais. Os dois
procedimentos foram considerados adequados pelos representantes da Agência.
186. A RLAM também comprovou, por meio de documentação, haver treinado todos os
operadores da unidade. Os técnicos da ANP, por amostragem, entrevistaram três
operadores, com o intuito de verificar a eficácia do treinamento.
187. Como conseqüência de sua visita, bem como do atendimento, por parte da RLAM, das
determinações emanadas pela ANP, os técnicos da Agência houveram por bem recomendar
a desinterdição da unidade de desasfaltação a propano daquela refinaria.
188. Apesar de recomendar a desinterdição da refinaria, foi determinado à PETROBRÁS
que apresentasse à ANP projeto alterando o sistema atual de drenagem, encontrando uma
solução que passasse a enviar o produto drenado para local seguro, vaso ou tubulação, ao
invés de enviá-lo para a atmosfera; também foi pedido um cronograma de implantação do
referido projeto.
189. Por causa do acidente ocorrido na RLAM, a ANP também pediu à PETROBRÁS
relatório descrevendo os sistemas e procedimentos operacionais de drenagem dos vasos de
propano das demais unidades de desasfaltação das refinarias da empresa.
190. Finalmente, a ANP também determinou que a PETROBRÁS lhe enviasse, num prazo
de sessenta dias, relatório contendo estudo sobre o estado da arte de drenagem operacional
de vasos que armazenem gases liqüefeitos inflamáveis de petróleo. Este relatório deveria
trazer pesquisa dessas atividades em outras companhias e em outros países, bem como o
normalização técnica internacional atualizada sobre o assunto.
Conclusões
191. Da atuação da ANP por ocasião do acidente ocorrido na RLAM, pelo menos três fatos
devem ser destacados.
192. O primeiro deles diz respeito ao papel institucional da Agência, na eventualidade de
ocorrência de acidentes. Ao contrário do que aconteceu quando do acidente da baía de
Guanabara, no caso da RLAM a ANP foi acionada de pronto. A Agência respondeu à
convocação, interditando de ofício a área e já cobrando providências dos técnicos da
refinaria, enquanto seus próprios técnicos deslocavam-se até a Bahia.
193. Também merece destaque a atuação técnica, strictu sensu, da Agência, que teve uma
linha de conduta de extrema coerência: examinou o projeto de drenagem operacional de
vasos, sugeriu modificações nesse projeto, indicando que o produto drenado fosse enviado
para local seguro, pediu relatório sobre as condições das outras refinarias da PETROBRÁS
e, finalmente, pediu relatório sobre o estado da arte da operação de drenagem de vasos em
outros países e em outras empresas.
194. Finalmente, espera-se que, do infortúnio do acidente, a ANP tire subsídios para
questionar os diversos procedimentos operacionais das refinarias em operação no Brasil,
exigindo o cumprimento das diversas normas de segurança que instituir.
2.4.2 ESTUDO DE CASO II (O ACIDENTE DA BAÍA DE GUANABARA)
195. Em 18/1/2000, ocorreu grande vazamento de óleo combustível do duto de produtos
escuros de 16” de diâmetro, pertencente à PETROBRÁS, que interliga a Refinaria de Duque
de caxias - REDUC às instalações da Ilha D’Água. Segundo a PETROBRÁS, o volume total
aproximado despejado na baía de Guanabara foi de 1,3 mil m³.
196. Em 1997 já havia ocorrido acidente semelhante, até com um maior derramamento.
Naquela ocasião, contudo, o regime das marés acabou por mitigar os efeitos do acidente.
Não houve a mesma sorte nesse acidente do ano 2000; aqui, o regime das marés manteve
a mancha de óleo em região de importância ecológica e econômica.
DESCRIÇÃO DO ACIDENTE
197. Conforme relatório da PETROBRÁS, o duto sofreu ruptura parcial em um ponto
localizado a aproximadamente 2.600 metros do lançador da REDUC, em forma de fenda
transversal em relação ao comprimento da tubulação, abrangendo cerca de meia
circunferência do duto.
198. Segundo a PETROBRÁS, a operação de transferência de óleo da REDUC foi efetuada
inicialmente para o petroleiro NT Rebouças e em seguida para um tanque no terminal da Ilha
D’Àgua. Mas às 5:25 horas, o grupo de operação confirmou a diferença entre os volumes
bombeados e constatou a existência de vazamento. Conforme relatórios da PETROBRÁS,
às 09:45 horas, ainda no mesmo dia, foi identificado o ponto de vazamento e as diversas
áreas da empresa envolvidas com a questão foram comunicadas.
199. De acordo com o relatório feito pela PETROBRÁS a respeito da ocorrência, o grupo
responsável pela operação de bombeamento realizou a primeira medição de volumes à
01:00 hora de 18 de janeiro. Já na medição feita às 03:00 horas, foram lançados os valores
referentes a volumes expedidos e recebidos. Contudo, e a própria PETROBRÁS admite
isso, há fortes indícios de que essa medição não tenha sido feita tal como previsto nos
procedimentos operacionais relativos à verificação de diferenças entre a recepção e
expedição de volumes. Àquela altura, a diferença de volumes, isto é, o volume vazado, já
era de 650 m³.
200. O sistema de informações usado pela PETROBRÁS, o Realflex, possibilitou o resgate
dos registros das vazões diferentes nas duas extremidades do duto acidentado, que refletem
fielmente a operação.
AS CONCLUSÕES DA PETROBRÁS
201. A PETROBRÁS concluiu, ainda segundo o seu relatório de ocorrência, que o
rompimento do duto, e o conseqüente vazamento de produto, deu-se por fratura de fadiga,
ocasionada por seguidas expansões e contrações térmicas às quais o duto estava
submetido.
202. A PETROBRÁS concluiu seu relatório afirmando que a ação operacional não causou
falha no duto, admitindo, contudo, que a detecção da anormalidade não foi feita com a
necessária velocidade, o que acarretou em ampliação do volume derramado na baía de
Guanabara.
As Conclusões da COPPETEC
203. A Coordenação dos Programas de Pós Graduação em Engenharia da Universidade
Federal do Rio de Janeiro - COPPE/UFRJ possui um braço tecnológico que presta
consultoria e realiza diversos projetos em áreas tecnológicas de ponta, a COPPETEC. Foi
esta entidade que a PETROBRÁS chamou para fazer a avaliação final das causas do
acidente na baía de Guanabara.
204. As conclusões da COPPETEC, expostas em seu relatório de 30/3/2000, jogam por terra
a hipótese levantada pela PETROBRÁS de fratura por fadiga. Segundo este relatório, a
ruptura do duto ocorreu por um processo de fratura inelástica, que caracteriza-se pela
encurvadura do tubo, chegando, ao fim do processo, a atingir níveis de deformação
permanente.
205. O relatório da COPPETEC também conclui que houve erro de projeto, uma vez que as
delicadas condições do solo na região já de conhecimento da PETROBRÁS, em virtude de
acidente anterior, ocorrido em 1997. Essas condições do solo, segundo a COPPETEC, não
foram levadas em consideração, tornando excessivamente arriscada a operação do duto.
206. Além disso, a própria manutenção do duto, também levada a efeito pela PETROBRÁS,
contribuiu para a ocorrência do acidente. O duto em questão estava parcialmente enterrado.
Estruturas parcialmente enterradas, segundo o que afirma o relatório da COPPETEC,
apresentam comportamentos diferenciados. Essa circunstância aumenta a possibilidade de
ocorrência de recalques diferenciais. Se a manutenção do duto for imperfeita, a presença
desses recalques pode levar à ruptura da estrutura.
207. Finalmente, a COPPETEC também critica a operação do duto, mencionando que, por
ocasião do acidente anterior, de 1997, a PETROBRÁS já havia sido alertada sobre a
deficiência de seus sistemas de detecção de vazamentos. As várias horas necessárias para
a detecção do vazamento, que acabaram por aumentar o volume de óleo derramado,
atestam a fragilidade do sistema da PETROBRÁS.
A ATUAÇÃO DA ANP
207. Por ocasião do acidente, as relações da ANP com os diversos agentes interessados
não estavam suficientemente institucionalizadas, de vez que a Portaria nº 14, de 1/2/2000,
foi editada depois do acidente. O improviso foi a marca da atuação dos agentes. A
consciência de que as relações entre os agentes deveriam estar estabelecidas de antemão
foi a principal causa da edição da referida Portaria, que estabeleceu os procedimentos para
comunicação de acidentes de natureza operacional e liberação acidental de poluentes, a
serem adotados pelos concessionários e empresas autorizadas a exercer atividades
pertinentes à exploração e produção de petróleo e gás natural, bem como pelas empresas
autorizadas a exercer as atividades de armazenamento e transporte de petróleo, seus
derivados e gás natural.
208. A ANP autuou a PETROBRÁS em 26/01/2000, por considerar que a empresa não
observou os requisitos de proteção ambiental e segurança de tráfego, nos termos da Lei nº
9.847/97. No mesmo dia, a Agência instaurou o Processo Administrativo nº
48610.000530/2000-98. A PETROBRÁS ficou impedida de utilizar o duto até que se
restabelecessem as condições de segurança operacionais e de meio ambiente, em
conformidade com os incisos I, II e III do art. 9º da Portaria ANP nº 170, de 26/11/98.
209. A ANP também analisou as causas do acidente e, como conseqüência, elaborou o
Relatório Técnico de Avaliação, de 7/6/2000, que serviu como subsídio para o Processo
Administrativo nº 48610.000530/2000-98. A Agência também concluiu que as difíceis
condições de operação do duto já eram de conhecimento da empresa desde a época do
acidente anterior, ocorrido em 1997.
210. O Processo Administrativo nº 48610.000530/2000-98 acabou redundando em sanção
pecuniária contra a empresa, de R$ 2 milhões, aplicada em Decisão de Primeira Instância
pela ANP em 8/8/2000, pena máxima prevista para o tipo de infração cometida, no caso,
operar as instalações do oleoduto em desacordo com a legislação relativa aos requisitos
operacionais de proteção ambiental e segurança na transferência de combustível, nos
termos do art. 56 da Lei n.º 9.478/97 combinado com o inciso IX do art. 3º da Lei n.º
9.847/97. À época desta auditoria operacional, a ANP apreciava recurso interposto pela
PETROBRÁS contra a multa recebida, seguindo o rito proposto nos termos do Decreto nº
2.953, de 28/1/99. Em 19/12/2000, a Diretoria da ANP, em Segunda Instância, ratificou o
valor da multa aplicada à PETROBRÁS.
211. Segundo a ANP, o duto acidentado na Baía de Guanabara o PE-II, à época da
auditoria, ainda não havia sido desinterditado pela PETROBRÁS, em virtude de não terem
sido atendidas as exigências contidas no Auto de infração.
2.4.3 ESTUDO DE CASO III (O ACIDENTE DE ARAUCÁRIA)
212. Em 16/7/2000, ocorreu grave vazamento de petróleo na área da Refinaria Presidente
Getúlio Vargas (REPAR), durante a operação de bombeamento feita pelo oleoduto OSPAR
da PETROBRÁS. Segundo a empresa, o volume derramado nos rios Barigüi e Iguaçu foi de
3,9 mil m³.
DESCRIÇÃO DO ACIDENTE
213. No dia 16/7/2000, às 13:20 horas, o Terminal de São Francisco do Sul iniciou o
bombeamento de petróleo destinado ao tanqueTQ-4108 da REPAR, que tinha sido dado
pela equipe de operação da refinaria como ‘alinhado’ e pronto para receber, isto é, o tanque
havia sido medido e encontrava-se com a válvula de recebimento aberta. Entretanto, apesar
da confirmação, o alinhamento não ocorreu e a válvula de recebimento do tanque
encontrava-se bloqueada.
214. Às 15:15 horas, o pessoal da operação do painel da REPAR observou que, apesar do
bombeamento, não havia elevação no nível do tanque TQ-4108. Ao fazer contato com o
terminal, o pessoal de operação do painel recebeu a sugestão de interromper o
bombeamento, mas preferiu verificar o alinhamento. Um operador foi ao local e constatou
que a válvula estava fechada e a abriu, às 15:24 horas.
215. Finalmente, às 15:35 horas, após constatar que o nível do tanque estava em redução, a
operação da REPAR pediu ao Terminal de São Francisco que suspendesse o
bombeamento. Os operadores de campo confirmaram que as válvulas dos outros tanque
estavam fechadas e que a redução de volume no tanque TQ 4108 só poderia ser decorrente
de vazamento. Essa suspeita confirmou-se quando a equipe de campo confirmou que havia
um vazamento pela junta de expansão que havia sido flangeada para a retirada da válvula
de controle no dia 7/6/2000.
216. Às 15:48 horas, a válvula de recebimento do tanque foi fechada. Segundo o relatório de
ocorrência feito pela comissão constituída pela PETROBRÁS para esse fim, o rompimento
ocorreu aproximadamente 30 minutos após o início do bombeamento, isto é, por volta das
13:50 horas.
ANÁLISE DO ACIDENTE
217. Como mencionado, no dia 7/6/2000 foi retirada a válvula de controle para
aprimoramento do sistema de automação. Em substituição, foi colocado um flange cego na
extremidade da junta de expansão. Por isso, a junta de expansão ficou sujeita a esforços
adicionais, já que nenhum sistema de travamento foi instalado, função esta que era exercida
pela válvula retirada. Conforme relatório elaborado por técnicos da ANP, essa situação criou
um ponto fraco no sistema.
218. A ANP também observou que antes da retirada da válvula de controle, não foi feita uma
avaliação técnica relativa às possíveis conseqüências de se deixar a junta de expansão sem
o devido travamento.
219. Os técnicos da Agência concluíram que entre 7 de junho e 16 de julho, o dia do
acidente, o duto foi operado sem segurança em relação a uma eventual sobrepressão. Mas
o aumento da pressão, causado pela falta de abertura da válvula de recebimento do tanque
TQ-4108, provocou o rompimento da junta e o conseqüente vazamento.
220. A ANP também concluiu que o tempo decorrido entre o início da operação e o primeiro
alarme, uma hora e cinqüenta e cinco minutos, indicou que o controle da operação não foi
efetuado de acordo com os procedimentos operacionais que foram entregues à Agência em
atendimento ao auto de interdição.
221. Além da falha de manutenção, a ANP também detectou que a própria ação de abertura
da válvula de recebimento do tanque TQ-4108, efetuada pela equipe de operação da
REPAR quando da detecção da anormalidade, acarretou um aumento do volume vazado,
pois, além do petróleo expedido pelo Terminal de São Francisco, houve o escoamento do
petróleo contido no próprio tanque. Este volume foi calculado pela Comissão de Sindicância
da PETROBRÁS em cerca de 0,5 mil m³.
A ATUAÇÃO DA ANP
222. Por ocasião do acidente na REPAR, as relações da ANP com os diversos agentes
interessados, nos casos que envolvessem acidentes, já estavam institucionalizadas pela
Portaria ANP nº 14, de 1/2/2000. Nessas condições, a atuação da ANP foi bem mais efetiva
do que aquela da Baía de Guanabara.
223. A ANP concluiu, com base na descrição e na análise da ocorrência, que o acidente foi
produzido por falha operacional, caracterizada pela falta de abertura da válvula de
recebimento do tanque TQ-4108, conjugado com falha de manutenção por ocasião da
remoção da válvula de controle. Além disso, a magnitude do vazamento foi agravada por
falha de controle operacional por parte das equipes de operação do Terminal de São
Francisco do Sul e da REPAR, que não observaram os procedimentos operacionais vigentes
referentes ao controle de operação, expedição e recebimento de petróleo.
224. Devido à gravidade do acidente, representada pelo excessivo volume derramado, bem
como pelas falhas que a PETROBRÁS apresentou, a ANP houve por bem estipular, em seu
grau máximo, R$ 2.000.000,00 (dois milhões de reais), a multa prevista no art. 3º, inciso IX
da Lei nº 9.847/99.
3. QUESTÕES VERIFICADAS NA AUDITORIA DE 1999
225. Dos aspectos verificados na auditoria realizada em 1999, além da evolução da
fiscalização, quatro outros merecem destaque: a perspectiva de remodelagem
organizacional Agência a fim de permitir a contratação de pessoal em número e perfil
adequado à regulação da indústria do petróleo, a implementação de um sistema de
informações corporativas, os mecanismos institucionais de defesa do consumidor e a
atuação da ANP na defesa da concorrência.
3.1. PERSPECTIVAS ORGANIZACIONAIS PARA A ANP
226. Um dos aspectos críticos enfrentados pela ANP, desde sua criação, é a formação de
um quadro próprio de pessoal que permita estabilidade, continuidade administrativa e,
principalmente, investimento em capacitação e amadurecimento de um conjunto de
profissionais dedicados à Agência com uma perspectiva de longo prazo.
227. A contratação de pessoal temporário, facultada nos termos da Lei nº 9.478/1997,
regulamentada pelo Decreto nº 2.455/1998, foi discutida no TC-001.171/1998-4 e também
na Auditoria realizada em 1999 (fl. 20, vol. 1). A Agência argumentava que estava
impossibilitada de realizar concurso público por ausência de lei que definisse o plano de
cargos das agências reguladoras que, naquela ocasião, encontrava-se em fase de estudo e
ainda não havia sido enviado ao Congresso Nacional.
228.Esse problema deixou, em parte, de existir, pois, em 18/7/2000, foi publicada a Lei nº
9.986/2000 que dispôs sobre gestão de recursos humanos da agências reguladoras. Ocorre
que, em virtude de ação direta de inconstitucionalidade, impetrada pelo Partido dos
Trabalhadores, deferida liminarmente (ad referendum) por decisão monocrática do Ministro
Marco Aurélio de Melo, os efeitos de parte da norma encontram-se com eficácia suspensa
até que haja decisão do Pleno do Supremo Tribunal Federal sobre o mérito da questão
suscitada.
229.Também como etapa preparatória para a contratação de pessoal, mas não só para isso,
foi realizado um estudo intitulado Análise e Proposições sobre a Estrutura Organizacional e
Modelo de Funcionamento da Agência Nacional do Petróleo, que prevê a realização de
concurso público em 2001 (fl. 71, vol. 4). Na verdade, segundo o cronograma indicativo (fls.
13 e 14), o concurso público estava inicialmente programado para março de 2001, meta já
frustrada.
230. Esse trabalho constata que a ANP encontra-se estruturada de acordo com a cadeia
produtiva da indústria do petróleo, mas reconhece que ‘a missão de regular prevê um vetor
de expansão das atividades da Agência que pode não ser o da cadeia em si, mas sim o que
aponte para atividades que dêem conta de regulamentar, promover e fiscalizar as atividades
da indústria’ (fl. 8 vol. 4).
231. Diagnóstico semelhante já havia sido feito, em parte, pela equipe que elaborou a
auditoria de 1999, que registrou no relatório (fl. 58, vol. 1):
‘257. Após a análise que sucedeu a realização dos trabalhos de campo, a equipe de au-
ditoria considerou que a ANP está estruturada para desempenhar as atividades de
regulação e fiscalização do setor petrolífero nacional, no que diz respeito à adequação de
sua estru-tura organizacional aos macroprocessos associados à indústria do petróleo.
258. Entretanto é necessário ampliar as ações de fiscalização nos segmentos de upstream e
downstream, bem como ter uma atuação mais ostensiva nos setores de defesa da
concorrência e defesa do consumidor. Em ambos os casos é necessário redimensionar o
efetivo de pessoal próprio e concursado da Agência, bem como rever a estrutura organiza-
cional a fim de acomodar com mais autonomia essas áreas.’
232. O cerne da questão, agora mais claro, é que a total aderência da estrutura
organizacional ao modelo da cadeia produtiva ofuscou os macroprocessos associados à
atuação da agência como órgão de estado detentor dos papéis essenciais de regular,
contratar e fiscalizar a indústria do petróleo, como deixa claro o texto do art. 8º da Lei nº
9.478/1997. O termo contratar, se interpretado strictu sensu, restringe-se à contratação das
atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, mediante concessão,
precedida de licitação pública, de acordo com o art. 23 da Lei nº 9.478/1997. Numa
interpretação mais elástica, pode-se entender o termo contratar como a titularidade da
prerrogativa de outorgar concessão ou emitir autorização, as diversas atividades
desempenhadas pelos agentes econômicos no âmbito da indústria do petróleo. Aí pode-se
considerar desde atividades como a importação de uma pequena quantidade de derivado de
petróleo até a perfuração de um poço em águas ultraprofundas.
233. No estudo elaborado pela ANP, três funções básicas são identif icadas:
regulamentação, promoção, monitoramento e fiscalização. Essas funções perpassam as
áreas finalísticas da Agência (informações e dados técnicos, promoção de licitações,
exploração, desenvolvimento e produção, refino, comercialização e movimentação,
abastecimento, qualidade de produtos e controle das participações governamentais).
Segundo consta das conclusões do estudo realizado, ‘o realinhamento organizacional da
ANP consiste em revisar a própria concepção original da Agência, em termos de seus
princípios e lógica estrutural’.
234. Apesar disso, o estudo assume uma tônica meramente indicativa, sem elucidar como
as funções típicas da agência serão operacionalizadas pelas áreas finalísticas - associadas
aos macroprocessos da indústria do petróleo - seja pela reformulação da estrutura
organizacional, seja pela segregação ou agrupamento de processos similares. Fica
registrado, contudo, a preocupação com a redundância de esforços levados a cabo em cada
área e a estanqueidade dos fluxos informativos, principalmente pela inexistência, até o
momento, de ferramentas de tecnologia de informação em âmbito corporativo, como fica
patente no diagnóstico:
‘A maior complexidade e rápido crescimento do volume de atividades da Agência e de seus
quadros funcionais impôs a necessidade de ampliar o aparato tecnológico e de recursos de
informática. O gerenciamento desta categoria de recursos parece ressentir-se neste
momento de tratamento estratégico e de visão planejada, de longo prazo, sob pena de
transformar-se em ponto crítico para a ANP. (fl. 6, vol. 4)’
‘Ações relacionadas à geração, tratamento e distribuição da informação e à geração de
conhecimento estão em curso na Agência, porém muitas de maneira pontualizada, refletindo
a própria dinâmica organizacional baseada nas atividades da cadeia, suas especificidades e
num esforço inicial de implantação. (fl. 7, vol. 4)’
235. Questões semelhante haviam sido levantadas quando da realização da auditoria de
1999, quando a equipe apontou o seguinte problema:
‘151. (…) a ANP ainda não dispõe de informações em âmbito corporativo que possibilite uma
ação integrada das superintendências ligadas ao upstream no que diz respeito à fiscalização
dos concessionários’
‘152. Quando da realização da auditoria, a equipe de auditoria observou que cada
superintendência mantém controle próprio de suas informações, a partir de bases de dados
locais não compartilhadas’
236. Também se observa que a estrutura de cargos proposta (fls. 57 a 60, vol. 4) tem muito
mais o intuito de adaptar a atual estrutura da Agência à Lei nº 9.986/2000 do que de
promover uma adequação às funções essenciais de regular, contratar e fiscalizar. Em outras
palavras, a estrutura da Agência continua aderente à cadeia produtiva, deixando-se num
plano auxiliar os mecanismos de atuação em áreas para as quais efetivamente a ANP foi
criada.
237. Com exceção da licitação de blocos, em que superintendências distintas atuam nas
fases de contratação (Definição de Blocos e Promoção de Licitações), regulação e
fiscalização (Exploração e Desenvolvimento e Produção), nas demais áreas da ANP não há
segregação dessas funções, pois as superintendências promovem a regulação - mesmo que
em caráter de assessoramento à instância deliberativa -, a outorga e a fiscalização, o que
parece inadequado do ponto de vista da efetividade da atuação da ANP.
238. Para ilustrar melhor, a solução de modelo organizacional adotado pela Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), apresentado na Figura 1, é bem mais apropriada à
atuação de uma agência reguladora, mesmo considerando as peculiaridades de cada setor.
VIDE TABELA NO DOCUMENTO ORIGINAL
239. Não se pretende aqui impingir à ANP o modelo organizacional da ANEEL, mas trazer à
luz uma arquitetura que enfatiza as funções típicas da agência reguladora (regulação,
outorga e fiscalização), o que absolutamente não fica explícito na estrutura organizacional
da ANP proposta no documento Análise e Proposições sobre a Estrutura Organizacional e
Modelo de Funcionamento da Agência Nacional do Petróleo (vol. 4).
240. Pela razões expostas, entende a equipe de auditoria que se deva recomendar à
Diretoria da ANP que não se restrinja a adotar uma arquitetura organizacional cuja maior
finalidade seja a adequação à nomenclatura e aos quantitativos de cargos referenciados na
Lei nº 9.986/2000, mas que se preocupe, principalmente, em enfatizar e segregar as funções
essenciais da Agência nas diversas etapas do segmento econômico que a Lei nº 9.478/1997
lhe atribuiu regular, contratar e fiscalizar, qual seja: a indústria do petróleo.
3.2 OS SISTEMAS DE INFORMAÇÃO DA ANP
241. Constatou-se, em 1999, durante a realização da primeira auditoria na ANP, que cada
superintendência mantinha controle próprio de suas informações, a partir de bases de dados
locais não compartilhadas. Questionada sobre o assunto, a Coordenadoria de Informática
(atualmente Assessoria Especial de Informática - AEI) informou que estava em curso um
projeto denominado Base de Dados Integrada de Upstream (BDIU), que deveria ter sido
concluído em janeiro de 2001, cujo objetivo era estabelecer um modelo de dados para
atender às necessidades e requisitos de informações das superintendências do bloco
upstream, controlando blocos, campos, poços e pagamento de royalties.
242. Segundo a AEI, em junho de 2000 estariam implantados os módulos de Definição de
Blocos, Promoção de Licitações, Exploração, mas o que se verificou é que apenas estava
em funcionamento a automação dos cálculos de participações governamentais feitos pela
Superintendência de Participações Governamentais, a partir das informações de produção
de petróleo e gás natural consolidadas dos boletins de produção pela Superintendência de
Desenvolvimento e Produção. Os demais módulos do BDIU ainda não estavam
implementados.
243. Mais recentemente foi dado início ao projeto da Base de Dados Integrado de
Downstream (BDID) para atender as Superintendências de Estudos Estratégicos,
Abastecimento, Comercialização e Movimentação de Petróleo e seus Derivados,
Comercialização e Movimentação de Gás Natural, Qualidade de Produtos, Refino de
Petróleo e Processamento de Gás Natural e a Assessoria Especial de Fiscalização.
244. O BDID, devido sua abrangência, foi dividido em quatro módulos: cadastramento de
agentes, medições (volumes), comercialização (contratos, cotas…) e fiscalização e defesa
econômica. Quando da realização desta auditoria, a AEI estava trabalhando no segundo
módulo de medições, já tendo sido concluído o módulo de cadastro que possui informações
sobre os agentes, instalações e estabelecimentos, localização e produtos.
245. Uma questão ainda crítica é a estanqueidade dos fluxos de informações entre o BDIU e
o BDID, uma vez que a ANP atua sobre toda a cadeia produtiva (do poço ao posto). Esse
problema pode ser melhor compreendido ao se pensar, por exemplo, na regulação do livre
acesso a gasodutos na movimentação de gás natural (downstream) sem as informações de
produção dos campos de gás (upstream). Outro exemplo em que se observa com clareza a
necessidade dessa integração entre os bancos de dados é na elaboração do balanço de
massa do setor, que permitirá o controle dos volumes de petróleo produzido (upstream),
refinado e comercializado (downstream) de tal sorte a identificar os destinos dos derivados e
controlar a utilização de solventes coibindo aplicações fraudulentas desses produtos.
246. A equipe considera incipiente o estágio de desenvolvimento dos sistemas BDIU e
BDID, principalmente pelo fato de que a gestão eficiente e intensiva da informação é uma
forma de atenuar o gravíssimo problema de falta de pessoal dedicado às atividades de
fiscalização, como já foi amplamente abordado no presente relatório. Por essa razão, sugere
que seja requerido da ANP um cronograma atualizado do desenvolvimento dos sistemas
BDIU e BDID, bem como a indicação dos módulos já implantados (em fase de produção) e
as perspectivas de integração das informações entre as diferentes bases.
3.3 A DEFESA DO CONSUMIDOR
247. Na área da defesa do consumidor a ANP implementou duas importantes ferramentas
destinadas à proteção dos interesses do consumidor: o Centro de Relações com o
Consumidor (CRC) e a divulgação, com maior freqüência e escala, do levantamento de
preços da gasolina e de álcool etílico hidratado combustível.
3.3.1 O CENTRO DE RELAÇÕES COM O CONSUMIDOR
248. O CRC, gerido pela Superintendência de Gestão Interna, tem como objetivo geral atuar,
internamente, como promotor da perspectiva dos consumidores e, externamente, como
canal de comunicação direta com o público em geral. O CRC tem três núcleos:
. Núcleo de Atendimento (Call Center);
. Núcleo de Informações e Pesquisas;
. Núcleo de Orientação ao Consumidor.
249. Em 1999, estimava-se que o Núcleo de Atendimento entraria em operação maio de
2000 e receberia cerca de dois mil contatos por dia em dez ou quinze pontos de aten-
dimento a um custo anual de operação de R$ 1 milhão. O início da operação do Núcleo de
Atendimento ocorreu efetivamente em julho de 2000 a um custo anual estimado de R$ 1,09
milhão (cláusula sexta do contrato) com 15 pontos de atendimentos (podendo ser ampliados
para até 18 pontos). As características e os quantitativos das ligações recebidas pelo Núcleo
de Atendimento constam do relatório elaborado pelo Núcleo de Atendimento ao Consumidor
(vol. 5).
250. Apesar do atraso de dois meses na implementação do CRC, pode-se dizer que este
desvio entre o planejamento e a execução é discreto considerando a monta do projeto.
Entretanto, não se pode deixar de registrar que a ANP foi a última das agências reguladoras
do setor de infra-estrutura a implantar este de serviço(1).
(1) O sistema de atendimento ao usuário da ANATEL foi implantado em 5/11/1998 e o da
ANEEL em 29/3/2000.
251. O Núcleo de Atendimento é, sem dúvida, um dos principais avanços da Agência em
relação à situação verificada um ano antes. Essa ferramenta de comunicação amplia a
interface da ANP com os consumidores ao mesmo tempo que sistematiza o direcionamento
das demandas que subsidiam o planejamento e execução das atividades da Assessoria
Especial de Fiscalização. Vale lembrar que, em 1999, as denúncias formuladas pelos
consumidores eram repassadas para o Escritório Central da ANP e processadas
diretamente pela Coordenadoria de Fiscalização, sem que houvesse um pré-processamento
das informações recebidas nem um canal adequadamente estruturado para receber as
manifestações dos consumidores.
3.3.2 O LEVANTAMENTO DE PREÇOS
252. Um estudo contendo a formação de preços da gasolina C foi divulgado pela ANP em
setembro de 1999. Por revelar as margens médias dos postos revendedores, houve
manifestações negativas dos agentes econômicos e a ANP optou por cancelar a divulgação
do estudo. No relatório de auditoria de 1999, a unidade técnica recomendou que o estudo
voltasse a ser publicado, nos seguintes termos:
‘que a ANP divulgue periodicamente e amplie a abrangência geográfica do estudo sobre o
preço de referência dos derivados a fim de municiar os consumidores com informações que
lhes permitam a tomada de decisões em relações aos preços ofertados’.
253. A ANP, entretanto, desde de 29/8/2000 vem monitorando e publicando preços e
margens de comercialização de gasolina e de álcool etílico hidratado combustível em 4.010
postos revendedores localizados em 60 cidades, distribuídas em todas as Unidades da
Federação cobrindo, numa primeira etapa, 8.776 postos revendedores mensalmente.
254. Por essa razão, em 24/10/2000, foi noticiado ao ministro-relator da auditoria de 1999
que não incluísse a recomendação na proposta de mérito do dispositivo levado ao plenário
do TCU:
‘(…) a ANP vêm mantendo em sua página na Internet pesquisa de preços em 60 cidades
brasileiras realizada semanalmente por empresa contratada especialmente para esse fim. A
contratação dessa empresa foi, inclusive, objeto de análise por parte da 9ª SECEX.
Atualmente, a ANP está elaborando um termo de referência para a contratação de um
serviço que alcance maior número de cidades’
255. Registre-se que essa iniciativa deve ser considerada como uma boa prática de gestão
adotada pela ANP que contribui positivamente para a democratização do acesso a
informações essenciais para os consumidores de derivados de petróleo no Brasil.
3.4 A DEFESA DA CONCORRÊNCIA
256. A defesa da concorrência tem como objetivo principal promover e preservar os
mecanismos de competição entre os agentes econômicos, com o intuito de aumentar a
eficiência dos mercados.
257. A Lei nº 9.478/97 prevê em seu art. 10:
‘Art. 10 Quando, no exercício de suas atribuições, a ANP tomar conhecimento de fato que
configure ou possa configurar infração da ordem econômica deverá comunicá-lo ao
Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE para que este adote as providências
cabíveis no âmbito da legislação pertinente.’
258. Nesse sentido, foi firmado convênio com o Conselho Administrativo de Defesa
Econômica - CADE e com a Secretaria de Direito Econômico - SDE no qual a ANP terá
como atribuição a análise técnica e o levantamento dos dados, ao SDE caberá a instrução e
a investigação dos processos (art. 14, LEI n? 8.884/1994) e ao CADE (art. 7? da Lei n?
8.884/1994) o julgamento deles. Este convênio tem prazo inicial de vi-gência de 24 meses e
para a sua operacionalização a ANP implantou uma Coordena-ção de Defesa da
Concorrência.
259. Outro exemplo de trabalho conjunto entre ANP e CADE, a Medida Provisória nº 2.056,
de 11/08/2000, alterou as Leis nºs 9.478/97 e 9847/99 e estabeleceu que o CADE, quando
julgar procedente infração contra a ordem econômica cometida nas atividades de
abastecimento nacional de combustíveis, notificará a ANP para a revogação da autorização
do exercício da atividade do agente infrator por até cinco anos.
260. A Comissão de Defesa da Concorrência da ANP foi criada pela Portaria ANP nº 60, de
5/4/2000, e, além de dar cumprimento às obrigações assumidas pela ANP no acordo com o
CADE e a SDE, também tem como atribuições elaborar propostas necessárias à
implementação das normas legais e das políticas adotadas no campo da defesa da
concorrência e cooperar com as Superintendências e demais unidades da ANP no que se
refere às atividades que tenham relação com a defesa da concorrência.
261. Finalmente, em setembro de 2000 houve a criação do Núcleo de Defesa da
Concorrência e do Abastecimento, que colocou a questão da defesa da concorrência no
âmbito do próprio organograma da ANP.
262. Depois de sua criação, o Núcleo de Defesa da Concorrência já atuou na apuração de
indícios de cartelização na revenda de combustíveis em diversas capitais, no exame do ato
de concentração de mercado, que foi a aquisição das operações brasileiras da British
Borneo Oil & Gas pela Agip Liquigas.
263. À época da auditoria, o Núcleo de Defesa da Concorrência estava empenhado no
estudo das conseqüências da aquisição de seis bases de distribuição da Shell do Brasil
também pela Agip Liquigas.
264. Os documentos, incluindo esquemas explicativos, que tratam do acordo firmado entre a
ANP, CADE e SDE, quanto a atuação da ANP na análise de atos e contratos de
concentração ou desconcentração que tenham impacto sobre a indústria do petróleo,
constam das fls. 236 a 250 do vol. 2.
(...)
271. Ante todo o exposto, encaminhamos os autos à consideração superior propondo:
A. recomendar a ANP, em relação à fiscalização da indústria do petróleo e do gás natural:
A.1 de um modo geral:
A.1.1 que utilize intensivamente a tecnologia da informação, bem como e implemente
procedimentos de planejamento e programação, evitando a imprevisão na gestão da
fiscalização;
A.1.2 que estabeleça metas e indicadores que permitam a mensuração da eficiência, da
economicidade e da eficácia das ações fiscalizatórias, bem como os eventuais desvios
ocorridos no planejamento inicial...;
A.1.3 que intensifique as fiscalizações físicas de modo a reduzir a dependência de
informações declaratórias prestadas por concessionários e autorizatários, sem prejuízo da
análise documental já efetuada pela Agência, mediante o estabelecimento de prioridades
baseadas na materialidade, criticidade e interesse social do objeto da fiscalização...;
A.1.4 que adote mecanismos de cooperação/terceirização com entidades públicas e
privadas de forma a garantir uma ação fiscalizatória ostensiva, compensando, assim, o baixo
contingente de pessoal próprio da Agência...;
A.1.5 que defina, com a maior urgência possível, os requisitos necessários ao pessoal de
fiscalização a fim de que seja possível contratar, já no primeiro concurso que a ANP vier a
realizar, pessoal dedicado à fiscalização e a à análise do contencioso administrativo...;
A.2 em relação à atividade exploratória:
A.2.1 que implemente programas de fiscalização sistemáticos e conjuntos com o IBAMA,
suportados por instrumentos formais de cooperação (parágrafo 0);
A.2.2 que estipule prazo para que a PETROBRÁS, antiga monopolista na exploração e
produção de petróleo, execute corretamente os procedimentos de abandono de poços nos
quais não mais opere...;
A.3 em relação às atividades de desenvolvimento e produção:
A.3.1 que considere, no regulamento que será elaborado para o comissionamento das
instalações de produção, mecanismos que mitiguem a possibilidade de abuso do poder
econômico na contratação das empresas independentes credenciadas...;
A.3.2 que implemente, de modo similar ao sugerido para as atividades de exploração,
programas de fiscalização sistemáticos e conjuntos com o IBAMA...;
A.4 em relação ao refino:
A.4.1 que promova estudos no sentido de verificar a conveniência e a oportunidade de
manter na centralizado, na Superintendência de Refino, o monitoramento e a fiscalização da
obtenção de derivados de petróleo em refinarias e petroquímicas...;
A.4.2 que considere, no regulamento que será elaborado para o comissionamento das
instalações de refino, mecanismos que mitiguem a possibilidade de abuso do poder
econômico na contratação das empresas independentes credenciadas...;
A.4.3 que exija dos concessionários do refino de petróleo planos de emergência para serem
executados em casos de acidentes...;
A.4.4 que proceda a um levantamento, junto à defesa civil das localidades onde existem
refinarias, dos planos de contingência existentes...;
A.5 em relação à movimentação de petróleo e seus derivados:
A.5.1que estabeleça norma na qual sejam explicitadas a definição, as atribuições, as
responsabilidades e as penalidades a que estarão sujeitas as entidades técnicas
especializadas, responsáveis pelo comissionamento das instalações de movimentação, sem
prejuízo da responsabilização civil e penal intrínsecas às suas atividades...;
A.5.2 que estabeleça a necessidade de prévio credenciamento das entidades técnicas
especializadas a fim de que se tornem aptas a emitirem atestados de comissionamento para
as instalações da indústria do petróleo e gás natural...;
A.5.3 que considere, no regulamento que será elaborado para o comissionamento das
instalações de transporte de petróleo e seus derivados, mecanismos que mitiguem a
possibilidade de abuso do poder econômico na contratação das empresas independentes
credenciadas...;
A.6 em relação ao abastecimento:
A.6.1 que estabeleça instrumentos de cooperação com os órgãos responsáveis pela
arrecadação de tributos que permitam a identificação dos agentes que recorrem à evasão
fiscal como forma de aumentar sua competitividade...;
A.7 em relação ao controle da qualidade do produto:
A.7.1 que implemente o programa de marcação de solventes, inclusive estabelecendo
cronograma para extensão da medida ao restante do território nacional, na eventualidade de
serem bem sucedidos os testes piloto...;
A.7.2 que divulgue os postos revendedores onde estão sendo encontradas amostras de
combustíveis adulterados, bem como as distribuidoras nas quais ficar caracterizada a
adoção de práticas i l ícitas que implique na desconformidade dos derivados
comercial izados...;
B. recomendar à ANP, em relação às perspectivas organizacionais, que busque um modelo
organizacional que enfatize e segregue as funções essenciais atribuídas à ANP pela Lei nº
9.478/1997: regular, contratar e fiscalizar ...;
C. determinar à ANP que:
C.1 encaminhe ao TCU, no prazo de quinze dias, um cronograma atualizado do
desenvolvimento dos sistemas Base de Dados Integrada de Upstream e Base de Dados
Integrada de Downstream, bem como a indicação dos módulos já implantados (em fase de
produção) e as perspectivas de integração das informações entre as diferentes bases
(parágrafo 0);
C.2 encaminhe ao TCU, assim que dispuser das informações, os resultados do projeto de
classificação de risco das refinarias, bem como as medidas que serão adotadas, no âmbito
da Agência, a partir das informações obtidas...;
C.3 encaminhe ao TCU, no prazo de quinze dias, um relato das ações empreendidas no
sentido de implementar as recomendações contidas nos itens 8.2.1 e 8.2.2 da Decisão TCU
nº 981/2000 - Plenário, ou as razões detalhadas pelas quais não pretende implementar as
referidas recomendações;
C.4 encaminhe ao TCU, no prazo de quinze dias, um relatório indicando quais das
recomendações descritas nos itens 0 e 0 estão em fase de implementação pela Agência
(incluindo descrição do atual estágio de desenvolvimento e prazo para sua eventual
implementação) e quais não são consideradas oportunas ou convenientes (incluindo as
razões detalhadas para que não sejam implementadas);
D recomendar ao Tribunal que, quando da análise desta proposta de mérito, inclua no Plano
de Auditoria do TCU, fiscalizações específicas na ANP e no IBAMA com o objetivo de aferir
a atuação desses órgãos no processo de licenciamento ambiental e também na fiscalização
das atividades desenvolvidas na indústria do petróleo...;”
3. O Secretário de Controle Externo Substituto da Secretaria de Fiscalização de
Desestatização - SEFIP manifestou-se de acordo com a proposta formulada pela equipe de
auditoria, acrescentando proposição no sentido de:
a) determinar à Secretaria Federal de Controle Interno que faça o acompanhamento do
cumprimento da decisão proferida e informe ao Tribunal as providências adotadas;
b) ser encaminhada cópia do relatório e voto que embasarem a decisão que vier a ser
proferida para as Comissões de Minas e Energia, da Câmara dos Deputados, e Serviços de
Infra-estrutura, do Senado Federal, bem como ao Sr. Ministro de Estado de Minas e Energia
e ao Diretor-Geral da Agência Nacional do Petróleo;
c) arquivar o presente processo.
Voto do Ministro Relator:
Conforme destacado no início do relatório, esta auditoria buscou especialmente aferir o
desempenho da Agência no exercício de seu papel de fiscalizadora das atividades
integrantes da indústria do petróleo, nos termos previstos no art. 8º, VII, da Lei nº 9.478/97.
2.Desde a realização da última auditoria, em 1999, a ANP implementou ações que
resultaram numa melhoria do desempenho da Agência em setores específicos, destacando-
se a automação do cálculo de participações governamentais a partir da Base de Dados de
Upstream; a operacionalização do Núcleo de Atendimento e do Centro de Relações do
Consumidor; a criação da Comissão de Defesa da Concorrência; e a divulgação do
levantamento de preços e margens de comercialização da gasolina e de álcool etílico
hidratado combustível.
3.No entanto, muitos aspectos verificados continuam sendo motivo de grande preocupação,
refletindo, em alguns casos, uma estagnação da Agência em questões críticas, como a
fiscalização da indústria do petróleo e gás natural em toda a sua escala produtiva, tendo sido
destacados os seguintes pontos: a fragilidade de infra-estrutura própria de fiscalização para
atuar nos segmentos de upstream e downstream; a escassez de parcerias com órgãos ou
entidades públicas (de todas as esferas administrativas) e privadas para suprir a carência de
pessoal próprio na área de fiscalização; a inadequação da estrutura organizacional para o
cumprimento das funções de fiscalizar, contratar e regular; e a morosidade no
desenvolvimento e implantação dos sistemas de informação da Agência (Base de Dados de
Upstream e Base de Dados de Downstream).
4.Conforme lembrado pela equipe de auditoria, muitas dessas questões já foram discutidas
na auditoria anterior e algumas delas foram objeto de determinação constantes da Decisão
nº 981/2000-Plenário, em especial aquelas relativas à estrutura de fiscalização da Agência
tanto no segmento de upstream e de downstream.
5.No entanto, confirma-se com este trabalho que a estrutura de fiscalização da ANP
permanece subdimensionada, não se verificando providências efetivas no sentido de se
firmar parcerias que permitam a descentralização de tais atividades, objetivando suprir as
deficiências da entidade, conforme previsto na Lei nº 9.478/97 .
Ante o exposto e acolhendo as propostas da equipe de auditoria com os acréscimos do
Secretário em Substituição da SEFID, VOTO no sentido de que o Tribunal adote a
deliberação que ora submeto ao Colegiado.
T.C.U., Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 27 de setembro de
2001.
UBIRATAN AGUIAR
Interessados:
Responsável: David Zylbersztajn (Diretor-Geral)
Decisão:
A Segunda Câmara, diante das razões expostas pelo Relator, DECIDE:
8.1 recomendar a ANP, em relação à fiscalização da indústria do petróleo e do gás natural:
8.1.1 de um modo geral:
a) que utilize intensivamente a tecnologia da informação, bem como e implemente
procedimentos de planejamento e programação, evitando a imprevisão na gestão da
fiscalização;
b) que estabeleça metas e indicadores que permitam a mensuração da eficiência, da
economicidade e da eficácia das ações fiscalizatórias, bem como os eventuais desvios
ocorridos no planejamento inicial;
c) que intensifique as fiscalizações físicas de modo a reduzir a dependência de informações
declaratórias prestadas por concessionários e autorizatários, sem prejuízo da análise
documental já efetuada pela Agência, mediante o estabelecimento de prioridades baseadas
na materialidade, criticidade e interesse social do objeto da fiscalização;
d) que adote mecanismos de cooperação/terceirização com entidades públicas e privadas
de forma a garantir uma ação fiscalizatória ostensiva, compensando, assim, o baixo
contingente de pessoal próprio da Agência ;
e) que defina, com a maior urgência possível, os requisitos necessários ao pessoal de
fiscalização a fim de que seja possível contratar, já no primeiro concurso que a ANP vier a
realizar, pessoal dedicado à fiscalização e a à análise do contencioso administrativo;
8.1.2 em relação à atividade exploratória:
a) que implemente programas de fiscalização sistemáticos e conjuntos com o IBAMA,
suportados por instrumentos formais de cooperação;
b) que estipule prazo para que a PETROBRÁS, antiga monopolista na exploração e
produção de petróleo, execute corretamente os procedimentos de abandono de poços nos
quais não mais opere;
8.1.3 em relação às atividades de desenvolvimento e produção:
a) que considere, no regulamento que será elaborado para o comissionamento das
instalações de produção, mecanismos que mitiguem a possibilidade de abuso do poder
econômico na contratação das empresas independentes credenciadas;
b) que implemente, de modo similar ao sugerido para as atividades de exploração,
programas de fiscalização sistemáticos e conjuntos com o IBAMA;
8.1.4 em relação ao refino:
a) que promova estudos no sentido de verificar a conveniência e a oportunidade de manter
centralizado, na Superintendência de Refino, o monitoramento e a fiscalização da obtenção
de derivados de petróleo em refinarias e petroquímicas;
b) que considere, no regulamento que será elaborado para o comissionamento das
instalações de refino, mecanismos que mitiguem a possibilidade de abuso do poder
econômico na contratação das empresas independentes credenciadas;
c) que exija dos concessionários do refino de petróleo planos de emergência para serem
executados em casos de acidentes,
d) que proceda a um levantamento, junto à defesa civil das localidades onde existem
refinarias, dos planos de contingência existentes;
8.1.5 em relação à movimentação de petróleo e seus derivados:
a)que estabeleça norma na qual sejam explicitadas a definição, as atribuições, as
responsabilidades e as penalidades a que estarão sujeitas as entidades técnicas
especializadas, responsáveis pelo comissionamento das instalações de movimentação, sem
prejuízo da responsabilização civil e penal intrínsecas às suas atividades;
b) que estabeleça a necessidade de prévio credenciamento das entidades técnicas
especializadas a fim de que se tornem aptas a emitirem atestados de comissionamento para
as instalações da indústria do petróleo e gás natural;
c) que considere, no regulamento que será elaborado para o comissionamento das
instalações de transporte de petróleo e seus derivados, mecanismos que mitiguem a
possibilidade de abuso do poder econômico na contratação das empresas independentes
credenciadas);
8.1.6) em relação ao abastecimento: que estabeleça instrumentos de cooperação com os
órgãos responsáveis pela arrecadação de tributos que permitam a identificação dos agentes
que recorrem à evasão fiscal como forma de aumentar sua competitividade;
8.1.7 em relação ao controle da qualidade do produto:
a) que implemente o programa de marcação de solventes, inclusive estabelecendo
cronograma para extensão da medida ao restante do território nacional, na eventualidade de
serem bem sucedidos os testes piloto;
b) que divulgue os postos revendedores onde estão sendo encontradas amostras de
combustíveis adulterados, bem como as distribuidoras nas quais ficar caracterizada a
adoção de práticas ilícitas que implique na desconformidade dos derivados comercializados;
8.2 recomendar à ANP, em relação às perspectivas organizacionais, que busque um modelo
organizacional que enfatize e segregue as funções essenciais atribuídas à ANP pela Lei nº
9.478/1997: regular, contratar e fiscalizar;
8.3 determinar à ANP que encaminhe ao Tribunal:
a) no prazo de quinze dias, um cronograma atualizado do desenvolvimento dos sistemas
Base de Dados Integrada de Upstream e Base de Dados Integrada de Downstream, bem
como a indicação dos módulos já implantados (em fase de produção) e as perspectivas de
integração das informações entre as diferentes bases;
b) assim que dispuser das informações, os resultados do projeto de classificação de risco
das refinarias, bem como as medidas que serão adotadas, no âmbito da Agência, a partir
das informações obtidas;
c) no prazo de quinze dias, um relato das ações empreendidas no sentido de implementar as
recomendações contidas nos itens 8.2.1 e 8.2.2 da Decisão TCU nº 981/2000 - Plenário, ou
as razões detalhadas pelas quais não pretende implementar as referidas recomendações;
d) no prazo de quinze dias, um relatório indicando quais das recomendações descritas nos
subitens 8.1 e 8.2 estão em fase de implementação pela Agência (incluindo descrição do
atual estágio de desenvolvimento e prazo para sua eventual implementação) e quais não
são consideradas oportunas ou convenientes (incluindo as razões detalhadas para que não
sejam implementadas);
8.4 determinar à Secretaria Adjunta de Fiscalização - ADFIS que inclua em próximo Plano
de Auditoria fiscalização específica na ANP e no IBAMA, com o objetivo de aferir a atuação
desses órgãos no processo de licenciamento ambiental e também na fiscalização das
atividades desenvolvidas na indústria do petróleo.
8.5 determinar à Secretaria Federal de Controle Interno que faça o acompanhamento do
cumprimento da decisão proferida e informe ao Tribunal as providências adotadas;
8.6 encaminhar cópia desta decisão, bem como do relatório e voto que a fundamentam, para
as Comissões de Minas e Energia, da Câmara dos Deputados, e Serviços de Infra-estrutura,
do Senado Federal, bem como ao Sr. Ministro de Estado de Minas e Energia e ao Diretor-
Geral da Agência Nacional do Petróleo;
Grupo:
Grupo I
Indexação:
Auditoria; Fiscalização; Pessoal; Estrutura Organizacional; Informação; Informática;
Data da Aprovação:
04/10/2001
Unidade Técnica:
SEFID - Sec. de Fiscalização de Desestatização;
Quorum:
Ministros presentes: Valmir Campelo (Presidente), Adylson Motta, Ubiratan Aguiar (Relator)
e Benjamin Zymler.
Ementa:
Auditoria. Agência Nacional de Petróleo - ANP. Área de fiscalização das atividades na
indústria do petróleo. Fragilidade de infra-estrutura própria de fiscalização. Escassez de
parcerias com órgãos ou entidades públicas e privadas para suprir a carência de pessoal
próprio na área de fiscalização. Inadequação da estrutura organizacional para o
cumprimento das funções de fiscalizar, contratar e regular. Morosidade no desenvolvimento
e implantação dos sistemas de informação. Recomendação. Determinação. Arquivamento.
Data DOU:
09/10/2001
Número da Ata:
35/2001
Entidade:
Agência Nacional de Petróleo - ANP
Processo:
002.379/2001-4
Ministro Relator:
UBIRATAN AGUIAR;
