O pré-sal e as mudanças nO marcO regulatóriO
dO petróleO
Talita Miranda Ribeiro
Mestre em Economia e técnica da Fundap
ApresentAção
Importantes mudanças ocorreram no setor petrolífero brasileiro em 2010. Nesse ano foi pro-mulgado um conjunto de leis que alteraram grande parte do marco regulatório e institucional que rege o setor. As alterações envolveram a modificação do regime contratual de exploração das reservas, a criação de uma estatal para gerir os novos contratos e o estabelecimento de um fundo a partir dos recursos provenientes das atividades de exploração, produção e comercialização de petróleo. Ade-mais, o papel da Petrobras também sofreu alterações, que resultaram no aumento da participação da estatal nas atividades de exploração de petróleo.
O texto busca fazer um breve balanço das medidas aprovadas e está dividido em outras quatro seções. A próxima seção faz um panorama geral da oferta e demanda do petróleo no mundo e do impacto das reservas do pré-sal recém-descobertas no Brasil. Em seguida, faz-se uma descrição do marco regulatório vigente anteriormente, enfatizando as características do modelo contratual de con-cessão na atividade de exploração do petróleo. A seção seguinte apresenta as principais mudanças a partir das leis aprovadas em 2010. Finalmente, a última seção faz considerações finais e identifica questões que ainda se encontram em aberto.
pAnorAmA mundiAl de ofertA e demAndA de petróleo e os impActos dAs novAs descobertAs
É importante traçar um panorama da demanda e oferta mundiais de petróleo para que se possa apreender o impacto das descobertas na camada pré-sal no Brasil, ocorridas a partir de 2007.
Segundo dados da IEA (International Energy Agency), a produção de petróleo, em 2010, atingiu 87,4 milhões de barris/dia, enquanto o consumo chegou a 87,9 milhões de barris/dia. De acordo com as projeções da Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo), esse déficit só tende a au-mentar. Levando em consideração a oferta de óleo cru, a organização estima um déficit de 6,3 bilhões de barris/dia em 2015, chegando a 9,3 bilhões de barris/ dia em 2030 (Gráfico 1).
Gráfico 1. ProjeçõesPara ofertae DemanDaDe Petróleo (emmilhõesDebarris/Dia)
0 20 40 60 80 100 120 2010 2015 2020 2025 2030 Demanda Oferta
Fonte: OPEP , World Oil Outlook, 2010. Elaboração: Grupo de Economia / Fundap.
O crescimento esperado da demanda nos próximos anos será bem superior ao da oferta, puxado principalmente pelo maior consumo dos países emergentes. Segundo as estimativas, entre 2009 e 2030 a demanda de petróleo nos países avançados deverá registrar um recuo de 5,3%, enquanto a demanda dos emergentes deverá avançar 60%, sendo que a demanda chinesa aumen-tará em 101,2% nesse mesmo período (OPEP, 2010). Do lado da oferta, o suprimento depende da produção principalmente dos países membros da Opep, que detêm em torno de 68,4% das reservas existentes.
Neste contexto, o Brasil se encontra em posição privilegiada. Atualmente, as reservas brasilei-ras confirmadas (sem a inclusão das reservas do pré-sal) colocam o país como a 17ª maior reserva do mundo (com um volume em torno de 14,0 bilhões de barris) e como o nono maior produtor de pe-tróleo (U.S. Energy Information Administration). Com a incorporação da área das novas descobertas, especialmente na Bacia de Santos e Espírito Santo, estima-se que as reservas nacionais dobrariam (Gráfico 2).
A área de ocorrência dos blocos descobertos pela Petrobras tem 800km de comprimento por 200km de largura, perfazendo uma extensão que vai do Estado de Santa Catarina a Espírito Santo (Figura 1). Com essa nova área, as reservas brasileiras poderiam chegar a 100,0 bilhões de barris, segundo as estimativas mais otimistas. No caso do gás natural, somente com o campo Tupi (rebati-zado de campo Lula), a produção nacional de gás natural poderá dobrar, o que deverá ser mais que suficiente para suprir o mercado interno.
Gráfico 2. reservas brasileirasDe Petróleoe Projeçõescom inclusãoDe áreasDo Pré-sal (embilhõesDebarris) 1,1 3,3 9,6 14,1 28,0 1970 1985 2000 2008 Projeção
Descobertas de reservas do Pré-sal : Tupi: 5 a 8 bilhões de barris; Iara: 3 a 4 bilhões de barris;
Parque das Baleias: 1,5 a 2 bilhões de barris
+14,0 bilhões de barris do pré-sal
Fonte: Ministério de Minas e Energia. Elaboração: Grupo de Economia / Fundap. fiGura 1 – áreaDeocorrênciaDoPré-sal
Poços Perfurados Reservatórios do Pré-sal Campos de Produção Blocos de Exploração Poços Recém-descobertos
1. O movimento ascendente foi interrompido somente por um breve período nos meses de auge da crise financeira interna-cional entre 2008 e 2009. Para uma análise do ciclo de preços das commodities ver Prates (2011).
O ganho de importância do setor para o Brasil está associado não apenas ao volume estimado das reservas recém descobertas, mas também à trajetória crescente do preço do petróleo nos últimos anos1. Dessa forma, a questão do petróleo tornou-se prioritária na agenda política nacional,
fomen-tando intensa discussão sobre o desenho do marco regulatório do setor, seja com relação à gestão das reservas, seja no que diz respeito à renda proveniente da atividade, seja, ainda, com referência à extensão e à forma de participação dos setores público e privado nas atividades de exploração, produção e comercialização.
o mArco regulAtório vigente Até 2010
O marco regulatório vigente até 2010 foi desenhado no início dos anos 1990, em um pro-cesso mais amplo de redução do papel do Estado na economia. Até 1997, a União, que possui o monopólio na exploração, produção, refino e transporte do petróleo, o delegava exclusivamente à Petrobras2.
A Emenda Constitucional n. 9, de 9/11/1995, foi o primeiro passo para a eliminação das bar-reiras legais à entrada de outras empresas na atividade petrolífera. A emenda alterou o artigo 177 da Constituição, incluindo a possibilidade de a União contratar empresas estatais e privadas para a execução das atividades de pesquisa, refino, comercialização e transporte de petróleo. A abertura do mercado à concorrência ocorreu especialmente na exploração, produção e comercialização, dado que foram mantidas elevadas barreiras à entrada de empresas para o transporte e a distribuição, que ficaram, portanto, a cargo da estatal.
Em seguida, foi promulgada a Lei n. 9.478 de 1997, conhecida como a “Lei do Petróleo”, dis-pondo sobre a política energética do país. Essa lei reiterou a liberalização das atividades petrolíferas, ao permitir seu exercício por empresas com sede e administração no país. Além disso, criou a Agência Nacional do Petróleo (ANP) e o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), reforçando seu papel como regulador e fiscalizador3.
A nova legislação estabeleceu ainda que os direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural permaneceriam como propriedade da União, cabendo à ANP a administração das áreas explo-radas por meio do sistema de concessão, mediante licitação em leilões abertos a empresas públicas e privadas. A propriedade das reservas manteve-se junto à União, mas, uma vez extraídos, os recursos tornam-se de propriedade da empresa concessionária.
A escolha do regime contratual de concessão levou em consideração as características das reservas brasileiras descobertas até então, as quais apresentavam baixo volume e custos de explora-ção e produexplora-ção muito altos4. O modelo, entretanto, sofreu diversas críticas, dado que a propriedade
do petróleo por parte do concessionário reduziria o controle da União sobre os recursos energéticos e a política comercial (GOMES, 2009).
Pelo regime aprovado, os contratos de concessão passaram a ser previamente aprovados pela ANP, devendo especificar a duração e o cronograma de execução. Os prazos de vigência englobam um período de exploração e outro de produção, em que as concessionárias têm exclusividade em relação às atividades e devem realizar todos os investimentos por sua conta e risco. Durante a concessão, sujeitam-se aos encargos governamentais (o chamado government take), que envolvem o pagamento (sob a forma de remuneração financeira e não em produto) pela retenção das áreas5, o bônus de
2. O monopólio legal da União sobre as atividades ligadas ao petróleo foi instituído pela Lei n. 2.004 de 3/10/1953, que também criou a Petrobras. A promulgação da lei correspon-deu ao desfecho de um intenso debate sobre como o país deve-ria organizar a atividade petrolí-fera, que incluía desde posições que advogavam a total estati-zação até os que defendiam a permissão da exploração por empresas estrangeiras.
3. A ANP – órgão regulador da indústria do petróleo, gás natu-ral e seus derivados – é respon-sável por contratar empresas para atuarem na produção e exploração por meio dos contra-tos de concessão. Já o CNPE é o órgão encarregado de definir a política energética do país. 4. Países com baixos volumes de reservas e altos custos de exploração tendem a optar pelo modelo de concessão (como, por exemplo, Estados Unidos e Canadá), enquanto países com maiores reservas e custos mé-dios normalmente optam pelos contratos de partilha (casos da Nigéria e da China). Existe ainda um terceiro sistema de contra-tos, chamado de contratos de risco, em países com baixo cus-to de exploração e produção e reservas. Países como a Rússia, por exemplo, adotam regimes mistos, onde existe mais de uma forma contratual (ANP, 2007). 5. Valor pago pelo contratado na fase de exploração ou produção por quilômetro quadrado em ra-zão dos direitos oferecidos pelo contrato de concessão.
assinatura6, royalties7 e participações especiais8. É importante notar que a participação especial está
baseada no volume de petróleo produzido e não no valor do barril, o que impede o governo de se apropriar de benefícios associados ao aumento do preço do petróleo.
Uma das especificidades dos contratos de concessão no Brasil é a exigência de conteúdo local mínimo, que é o compromisso em adquirir bens e serviços de fornecedores nacionais. O contrato padrão exige 37% de conteúdo nacional mínimo, porém os percentuais têm sido estabelecidos de acordo com cada bloco leiloado, sua localização (águas profundas, águas rasas ou terra) e fase do contrato (exploração ou desenvolvimento), chegando a 85% em alguns casos.
Para o julgamento das ofertas dos leilões, a ANP estabeleceu peso de 20% para a proposta de conteúdo local, 40% para o Programa Exploratório Mínimo9 e 40% para o bônus de assinatura.
Entre 1999 e 2005, a ANP realizou sete rodadas de licitação. Após uma problemática oitava roda-da, que foi cancelada por medida judicial, a nona rodada foi realizada em novembro de 2007, com arrecadação recorde de bônus de assinatura (R$ 2,1 bilhões). Contudo, às vésperas do leilão, 41 blocos da região denominada pré-sal foram retirados do edital, devido a descobertas de reservas na Bacia de Santos. A descoberta dessas novas áreas de exploração, com grande potencial produtivo e petróleo de qualidade superior, levou a uma série de discussões no governo a respeito da per-manência do modelo de concessão, culminando na adoção do modelo de partilha para os blocos situados no pré-sal.
As mudAnçAs do mArco regulAtório
O sistema de partilha para a exploração e produção de petróleo, adotado por meio da Lei n. 12.351 de 2010, foi estabelecido em um contexto de preços internacionais elevados e a partir da constatação de que as reservas do pré-sal apresentavam condições distintas das até então desco-bertas em termos de volume e rentabilidade. O modelo escolhido teve como objetivo assegurar maior parcela dos recursos para a União e maior controle sobre a atividade petrolífera e os recursos ener-géticos estratégicos.
De acordo com o modelo de partilha, não apenas a propriedade das reservas de petróleo e gás natural é exclusiva da União, mas também todo o produto extraído, diferentemente do contrato de concessão. Da mesma forma que no sistema de concessão, o contratante arca com todos os riscos e custos de exploração e desenvolvimento, sem direito a indenizações caso não haja recursos comer-cializáveis no bloco licitado.
À empresa contratada faz jus a dois tipos de remuneração, o custo óleo e parte do excedente em óleo. O custo óleo refere-se à parcela da produção (in natura) a que a empresa tem direito para cobrir custos e investimentos realizados na exploração e desenvolvimento das atividades e é esta-belecido no edital de licitação. A diferença entre o volume total da produção e o custo óleo deve ser repartida entre a empresa contratada e a União, após deduzidos os royalties. Ao Estado cabe, além de parte do excedente em óleo (in natura), o bônus de assinatura e os royalties (ambos em forma de remuneração financeira).
Ao estabelecer o pagamento devido à União como produto in natura e não sob a forma de re-muneração financeira, o Estado brasileiro também assume um papel mais ativo com relação ao setor petrolífero, visto que garante para si decisões em relação à comercialização do produto.
6. Montante ofertado pela em-presa contratada no momento do leilão, não podendo ser in-ferior ao valor inicialmente pre-visto no edital da ANP. Deve ser pago no ato da assinatura do contrato de concessão. 7. Compensação financeira devi-da pelo concessionário à União, que varia de 5% a 10% da receita bruta do campo explorado. São recolhidos mensalmente pela Secretaria do Tesouro Nacional e repassados aos estados, muni-cípios, Comando da Marinha, Mi-nistério da Ciência e Tecnologia e fundo especial administrado pelo Ministério da Fazenda. 8. A participação especial é uma compensação financeira cobra-da sobre volumes de produção de petróleo e gás especialmente elevados. Incide trimestralmente sobre a receita líquida do cam-po, deduzidos os royalties, inves-timentos de exploração, custos operacionais, depreciação e tri-butos, e varia entre 10% e 40%. 9. O Programa Exploratório Mí-nimo refere-se ao período em que as empresas devem ad-quirir dados, realizar estudos geológicos e avaliar se existem recursos comercializáveis no bloco leiloado.
Para o propósito de coordenar a comercialização da parcela do petróleo de propriedade da União, criou-se a estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), por meio da Lei n. 12.304, de agosto de 2010. A PPSA tem, entretanto, outras atribuições igualmente importantes. Além de ser responsável por gerir todos os contratos de partilha celebrados entre a União e as empresas contratadas, deverá participar de todos os consórcios vencedores (como representante dos direitos da União) e terá como função monitorar e auditar a execução dos projetos de exploração e os custos e investimentos relacionados aos contratos de partilha. A empresa também deverá participar ativamente de todas as decisões do setor, pois, de acordo com o novo marco regulatório, todas as deliberações deverão passar por comi-tês operacionais, dos quais a PPSA indica metade dos integrantes, inclusive o presidente, que possui poder de veto.
Dentre as vantagens do modelo de partilha está o fato de que o Estado passa a deter maior controle de todas as etapas do processo, da exploração ao desenvolvimento e à comercialização. O Quadro 1 relaciona algumas das principais diferenças entre os dois regimes contratuais. É importante lembrar que a adoção do modelo de partilha se dará na licitação dos blocos do pré-sal. Os contratos já assinados em regime de concessão não sofrerão alterações e as licitações das outras áreas que não a do pré-sal poderão ser feitas sob esse regime.
QuaDro 1. comParativoentreo sistemaDe concessãoe Partilha
Sistemas Contratuais Concessão Partilha
Propriedade do Petróleo e Gás Natural
O petróleo e gás natural extraídos são de propriedade da empresa concessionária
O petróleo e o gás natural extraídos são de propriedade da União Parcela do Governo Bônus de assinatura, royalties, participação especial, pagamento
por ocupação da área
Profit Oil - Parcela da Empresa (em
produto) + Bônus de Assinatura +
Royalties
Parcela da Empresa Receita bruta - Parcela do governo Cost Oil + Profit Oil - Parcela do Governo
Propriedade das Instalações Empresa União
Fonte: ANP, 2007.
Outra importante alteração do marco regulatório foi a criação do Fundo Social10, constituído
a partir dos recursos provenientes das atividades relacionadas ao petróleo. Vários países possuem fundos de riqueza soberanos criados com base nas rendas associadas à exploração de recursos na-turais11. Tais fundos possuem diversos objetivos, dentre eles evitar os efeitos adversos da flutuação
dos preços internacionais dos recursos naturais sobre a economia doméstica e garantir a chamada “equidade intergeracional”, ou seja, assegurar que as gerações futuras possam usufruir da renda proveniente de sua exploração mesmo após seu esgotamento.
A exemplo dos fundos existentes em outros países, o Fundo Social tem múltiplos objetivos. O primeiro é ser fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, tendo sido eleitas as áreas de educação, cultura, esporte, saúde pública, ciência e tecnologia, meio ambiente e mitiga-ção das mudanças climáticas. O segundo é constituir poupança pública de longo prazo, de forma a contemplar o objetivo de equidade intergeracional. Finalmente, permitir que o governo brasileiro
10. Instituído pela Lei n. 12.351, de 22/12/2010.
11. Para uma discussão mais detalhada da literatura a respei-to desses fundos, ver Cagnin e Cintra (2008).
disponha de recursos para atuar de forma anticlíclica diante da variação dos preços internacionais do petróleo.
Os recursos do fundo serão constituídos pela parcela da União relativa ao bônus de assinatu-ra, pelos royalties dos contratos de partilha de produção, pelos royalties e participação especial dos contratos de concessão, pela receita advinda da comercialização de parcela do excedente óleo e pelo resultado de aplicações financeiras do próprio fundo. Tais aplicações deverão ser feitas preferencial-mente em ativos no exterior, a fim de evitar a volatilidade de renda e preços, bem como o fenômeno da “doença holandesa” ou “maldição dos recursos naturais”12. Os recursos destinados às áreas
prio-ritárias deverão ser aplicados a partir do retorno sobre o capital investido. o novo pApel dA petrobrAs
A ampliação da influência da Petrobras no setor petrolífero foi outra importante alteração ocor-rida após a nova legislação. Conforme mencionado, a União passou a poder contratar diretamente a estatal, sem necessidade de licitação prévia. Ademais, à Petrobras caberá o papel de operadora única dos blocos, o que significa que a empresa será o ente responsável pelas atividades de exploração, de-senvolvimento e produção das áreas em sistema de partilha. Tais atividades poderão ser executadas em conjunto com outras empresas, que, para tanto, deverão se consorciar com a Petrobras e a Pré-Sal S.A. A formação desses consórcios, nos quais a legislação assegura à Petrobras uma participação mínima de 30%, resultará de leilões nos quais sairão vencedoras as propostas que oferecerem os maiores excedentes em óleo para a União.
Em consonância com esse novo papel que se desenhou para a Petrobras, foi realizada uma opera-ção de capitalizaopera-ção da empresa que permitiu, simultaneamente, o levantamento de recursos para a reali-zação de novos investimentos na área do pré-sal e um aumento considerável da participação da União no seu capital. A capitalização totalizou R$ 120,25 bilhões e contou com a massiva participação do governo, que entrou com R$ 79,8 bilhões entre aquisições do Tesouro Nacional, do BNDES e do Fundo Soberano13.
Em paralelo à capitalização, a União transferiu à Petrobras direitos de exploração de até 5,0 bilhões de barris de petróleo da região do pré-sal, sob a forma de cessão onerosa (aprovada pela Lei n. 12.276, de junho de 2010). Por tais direitos, a Petrobras pagou R$ 74,8 bilhões à União, referentes ao montante de petróleo cedido, cotado a US$ 8,51 o barril (na média dos blocos sob cessão).
Na prática, portanto, considerando-se simultaneamente o aporte de recursos da União à Petro-bras pela compra das ações e o pagamento realizado pela empresa à União pelos direitos de explora-ção de petróleo que lhe foram cedidos, houve um aporte líquido de recursos da União à Petrobras de apenas R$ 5,0 bilhões. No entanto, a contrapartida em termos de aumento da participação da União na empresa foi proporcional ao aporte de R$ 79,8 bilhões (Figura 2).
Com a operação, a participação do governo federal no capital social total da Petrobras (ações preferenciais + ordinárias) saltou de 39,8% para 48,3% (31,1% da União, 13,3% do BNDES e 3,9% do Fundo Soberano)14. Além disso, a Previ (Fundo de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil)
passou a deter 2,9% do capital social total da empresa e a Petros (Fundo de Previdência dos funcio-nários da Petrobras), 0,8%. Mais importante, porém, é o fato de a operação ter permitido que a União passasse a responder por 64,0% das ações ordinárias da empresa, que dão direito a voto, ante os 57,5% detidos anteriormente.
12. A definição de “doença ho-landesa” está associada aos fenômenos de apreciação da taxa de câmbio real e de de-sindustrialização, geralmente mensurado com base na redu-ção da participaredu-ção da indústria de transformação no Produto In-terno Bruto.
13. O Fundo Soberano foi cria-do em dezembro de 2008 pela Lei n. 11.887 e regulamentado pelo Decreto n. 7.055. Confor-me explicitado no sítio do Tesou-ro Nacional na internet, é com-posto por recursos oriundos de superávits primários do governo federal e seu objetivo é formar poupança pública para aplicar em projetos de investimento e ações que atenuem o efeito dos ciclos econômicos.
fiGura 2.– esQuemaDas oPeraçõesDe caPitalizaçãoDa Petrobrase cessão onerosa Cessão onerosa União Direitos de Exploração de até 5,0 bilhões de barris de petróleo R$ 74,8 bilhões Capitalização Petrobras Moeda ou Títulos Públicos R$ 120,25 bilhões Ações BNDES (R$ 24,8 bi) Fundo Soberano (R$ 12,1 bi) Tesouro (R$ 42,9 bi) Mercado
(R$ 42,0 bi) Aporte líquido da União
(Tesouro, BNDES e Fundo Soberano) à Petrobras: R$ 5,0 bilhões
R$ 79,8 bilhões
Fonte: Fundo Soberano (2011), Souza (2011) e BNDES (2010). Elaboração: Grupo de Economia / Fundap.
Um dos maiores objetos de crítica desse processo foi o valor atribuído aos barris de petróleo, cujos direitos de exploração foram cedidos à Petrobras (conforme mencionado, US$ 8,51 em média). De um lado, o governo pressionou pela definição de um valor mais elevado (US$ 10,0/barril), de modo a auferir maior renda na operação. De outro, os demais acionistas da estatal e agentes do mercado financeiro pressionaram por um valor inferior, de US$ 5,0 a US$ 6,0 o barril, pois temiam justamente o aumento do controle da União na empresa e a consequente diluição dos acionistas minoritários.
Com a capitalização, a Petrobras tornou-se a terceira maior empresa do setor energético no mundo, com um valor de mercado de US$ 228,9 bilhões, atrás somente da ExxonMobil, com valor de mercado equivalente a US$ 368,7 bilhões, e da PetroChina, cujo valor de mercado é de US$ 303,3 bilhões (PFC Energy 50, 2010).
Com o aumento de capital, a Petrobras planeja elevar seus investimentos, que devem chegar a US$ 224,0 bilhões entre 2011 e 2014, segundo seu Plano de Investimento, sendo US$ 118,8 bilhões (53,0%) em exploração e produção. Espera-se, com isso, que a produção de petróleo e gás natural, que hoje é de 2,7 bilhões barris/dia, atinja 3,9 bilhões de barris diários em 2014 e dobre até 2020.
considerAções finAis
As recentes mudanças no marco regulatório da atividade petrolífera no Brasil – especialmente a escolha do modelo contratual de partilha –, juntamente com a operação de capitalização da Pe-trobras, mostram a clara intenção do governo de aumentar o controle estatal sobre o setor, em um contexto de descoberta de reservas abundantes de um recurso energético essencial, que tem impli-cações sobre diferentes dimensões da economia do país.
Entretanto, pelo menos duas questões permanecem em aberto. A primeira é referente à divi-são dos royalties. Segundo a legislação em vigor, a maior parte da renda dos royalties é destinada a estados e municípios produtores e limítrofes dos campos de produção. Dado o volume de recursos
esperado e o fato de a riqueza pertencer a toda a nação, tem sido objeto de crítica a manutenção dessa regra.
Outro tema em aberto é a política de aplicação de recursos do Fundo Social. Apesar de terem sido escolhidas áreas prioritárias, não foi definida a porcentagem dos recursos direcionada a cada uma e tampouco foi detalhado o tipo de ação que poderá ser financiada. No projeto de lei inicialmente aprovado pela Câmara dos Deputados e Senado Federal, 50,0% dos recursos ficaram garantidos para a educação, o que acabou sendo vetado pelo então presidente Lula, sob a consideração de que não era adequado fixar previamente os percentuais destinados a cada área, visto que o volume de recur-sos ainda é desconhecido.
Ao lado da definição dessas questões, os próximos anos deverão mostrar os impactos que o novo marco regulatório irá trazer para o setor, para a economia e para a sociedade brasileira.
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