Foi no exterior, por meio da Braspetro, que a Petrobras travou seus primeiros contatos com Contratos Internacionais de Petróleo. Para viabilizar a atuação da subsidiária recém-criada, foi necessário flexibilizar restrições à participação de capital em subsidiárias da estatal e autorizar associações da Braspetro a International Oil Companies (IOCs). Revogou-se, ainda, a exigência de submissão de todos os contratos da Petrobras ao Presidente da República. Com autonomia para firmar joint ventures no exterior, a Braspetro assinou Production Sharing Agreements (PSAs), Contratos de Concessão, Risk Services Contracts e integrou Joint Operating Agreements (JOAs) e Joint Study and Bidding Agreements (JSBAs) em países como Colômbia, Madagascar, Iraque, Egito, Líbia, Argélia, Irã e Filipinas. Essa experiência internacional abriu espaço, nos anos 1970, para o debate interno sobre Contratos de Risco, inicialmente rejeitados por razões políticas.
No final dos anos 1960 e início da década de 1970, a Petrobras priorizou atividades mais rentáveis, como refino, deixando em segundo plano o arriscado segmento de E&P. O primeiro choque do petróleo, em 1973, alterou esse cenário: a dependência do Brasil em relação ao óleo importado expôs a fragilidade do modelo. Embora o governo buscasse sustentar o crescimento, a escassez de capital estatal impedia que a Petrobras expandisse operações simultaneamente no país e no exterior. Inspirado na experiência da Braspetro, o governo Geisel criou um modelo híbrido, autorizando a celebração de Contratos de Risco com IOCs, flexibilizando pela primeira vez o monopólio da estatal no upstream.
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As rodadas anuais, entre 1976 e 1978, porém, foram frustrantes. O legislador brasileiro, mais preocupado em adequar contratos às limitações constitucionais do que em atender interesses comerciais das IOCs, não conseguiu atrair grandes investimentos. Os blocos ofertados eram pequenos, os custos de levantamento geológico elevados, e o petróleo produzido permanecia integralmente com a Petrobras. As IOCs eram remuneradas apenas em dinheiro, sem acesso ao óleo-lucro, e a decisão de declarar a comercialidade cabia exclusivamente à estatal. Assim, o modelo não despertou o apetite internacional. Os Contratos de Risco permaneceram até 1988, quando a nova Constituição os declarou inconstitucionais. Ainda assim, companhias como BP, Shell e ELF, além de empresas nacionais privadas, chegaram a firmar alguns contratos.
O choque de 1973 também impulsionou a exploração offshore. Entre 1973 e 1976, os investimentos em pesquisa cresceram significativamente, estabilizando-se até 1979. A Bacia de Campos, antes vista como pouco promissora, revelou-se estratégica: em 1977, já acumulava mais de um bilhão de barris, embora ainda insuficientes para eliminar a dependência externa. Ao mesmo tempo, a Braspetro intensificava atividades no exterior, ampliando a experiência brasileira em contratos, ainda que sem resultados expressivos em produção. Quando ocorreu o segundo choque do petróleo, em 1979, a produção crescente em Campos foi crucial para amortecer os impactos da crise internacional na economia brasileira.
Na década de 1980, a produção interna alcançou 500 mil barris por dia. Esse marco, somado à queda do preço do petróleo, adiou por uma década a discussão sobre flexibilizar o monopólio. Porém, a capacidade de investimento da Petrobras foi duramente afetada pelo contexto político e econômico. A redemocratização, marcada pela eleição indireta de Tancredo Neves em 1985 (substituído por José Sarney após seu falecimento), trouxe instabilidade fiscal e perda de influência política para a estatal. O debate entre “nacionalistas” e “entreguistas” reacendeu em torno da continuidade ou extinção dos Contratos de Risco, que foram definitivamente vetados pela Constituição de 1988. Esta consolidou o papel do Estado como agente normativo e regulador da economia, incumbido de funções de fiscalização, incentivo e planejamento.
Entre 1988 e 1994, os investimentos em E&P sofreram retração. Contudo, em 1994, após aportes bilionários, 84% das reservas de 6,25 bilhões de barris da Petrobras estavam localizadas no mar, reduzindo os custos com importação. Em 1995, a Braspetro produzia apenas 35 mil barris por dia, mas sua importância residiu em outro aspecto: foi laboratório de aprendizado empresarial e técnico. Graças a ela, profissionais da Petrobras adquiriram experiência com instrumentos contratuais internacionais, como Concessões Modernas, PSAs, JOAs e outros mecanismos típicos da indústria.
Na metade da década de 1990, o monopólio estatal, instituído pela Lei nº 2.004/1953, passou a sofrer pressões externas e internas. Internamente, o Brasil enfrentava crise fiscal e inércia econômica. Externamente, reformas liberais em setores estratégicos, como eletricidade e petróleo, indicavam um movimento global de abertura. Nesse contexto, a flexibilização do monopólio tornou-se bandeira central da campanha presidencial de Fernando Henrique Cardoso em 1994.
Os desdobramentos desse processo, no entanto, não se limitaram à década de 1990. A abertura inaugurada pela EC nº 9/1995 impactou profundamente a configuração contemporânea do setor, influenciando debates atuais sobre competitividade, transição energética e o papel da Petrobras em um mercado cada vez mais plural.
Eleito, FHC promoveu a aprovação da Emenda Constitucional nº 9/1995, que alterou os §§ 1º e 2º do art. 177 da Constituição de 1988. A emenda não extinguiu o monopólio da União, mas encerrou a exclusividade da Petrobras em sua execução. A União passou a poder contratar empresas estatais ou privadas para realizar atividades de pesquisa, lavra, refino, transporte, importação e exportação de petróleo e gás. Criou-se, assim, um modelo misto: o Estado continuou controlador da Petrobras, mas assumiu também papel regulador, que culminaria na criação da Agência Nacional do Petróleo (ANP).
Após a EC nº 9/1995, vários projetos de lei buscaram regulamentação. Após intenso debate parlamentar, foi promulgada, em 6 de agosto de 1997, a Lei nº 9.478, conhecida como Lei do Petróleo. Essa lei transformou estruturalmente a indústria e o mercado de petróleo e gás natural no Brasil. O Estado passou a atuar como regulador do setor, remunerando-se por meio das participações governamentais exigíveis dos concessionários. Ao mesmo tempo, abriu-se o mercado à participação de investidores privados, nacionais e estrangeiros, marcando a transição para um novo modelo regulatório e econômico. A abertura mercadológica promovida pela Emenda Constitucional e pela Lei do Petróleo redefiniu o papel do Estado no setor energético, substituindo o seu monopólio operacional pela mera regulação concorrencial. A criação da ANP consolidou a separação entre a exploração da atividade econômica e o papel de regulação, conferindo maior previsibilidade e segurança jurídica às relações contratuais. A experiência acumulada pela Braspetro, desde a década de 1970, foi determinante para a inserção técnica da Petrobras no novo ambiente competitivo. Já o posterior regime de partilha de produção, que passou a estar efetivo em 2013 e só é adotado nas operações realizadas dentro do Polígono do Pré-Sal e em áreas estratégicas, conforme a Lei nº 12.351/2010, reafirmou o protagonismo estatal sem prejudicar o livre mercado, demonstrando que a legislação brasileira evoluiu para equilibrar soberania nacional, eficiência econômica e estabilidade institucional.
Nas décadas seguintes, os efeitos dessa abertura tornaram-se visíveis na estrutura do mercado e na política energética brasileira. A presença consolidada de IOCs no Brasil ampliou a competição nas rodadas de concessão, elevando a arrecadação do Governo Federal e acelerando a difusão de tecnologias offshore de alto desempenho, especialmente no desenvolvimento do pré-sal, além da troca e transferência de tecnologia e conhecimento entre estrangeiros e brasileiros. A experiência acumulada desde a Braspetro e reforçada pelo ambiente competitivo pós-1997 tornou o Brasil um dos polos mais relevantes de exploração em águas profundas, segundo a ANP. A evolução legislativa que flexibilizou o monopólio e estruturou o novo marco regulatório não apenas remodelou a indústria à época, mas também estabeleceu os alicerces do mercado atual. A recente retomada das Rodadas de Partilha, as discussões sobre o papel do Estado na política de preços, a redefinição das fronteiras de atuação da Petrobras e a busca por investimentos em infraestrutura de escoamento e refino evidenciam que o debate iniciado nos anos 1970 permanece atual: o equilíbrio entre soberania energética, eficiência de mercado e estabilidade institucional continua sendo o eixo estruturante da política petrolífera brasileira.
Guilherme Schmidt é sócio de energia e recursos naturais do Campos Mello Advogados
Theo de Miranda é associado de energia e recursos naturais do Campos Mello Advogados
Bernardo Abreu é associado de energia e recursos naturais do Campos Mello Advogados
