1. Pré-Sal E MARCO REGULATÓRIO
DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS

3. SUMÁrIO
capítulo 1
aspeCtOs geOpOlítiCOs e eCOnÔmiCOs dO pré-sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
capítulo 2
nOvOs desafiOs e OpOrtunidades para O brasil e a petrObras . . . . . . . . . . . 8
capítulo 3
perguntas e respOstas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
ConTExTo E rEGulAção Do SETor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
ProJETo DE lEI: SISTEMA DE PArTIlHA (Pl-5.938/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
ProJETo DE lEI: PETro-SAl (Pl-5.939/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
ProJETo DE lEI: FunDo SoCIAl (Pl-5.940/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
ProJETo DE lEI: CESSão onEroSA (Pl-5.941/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
DÚvIDAS GErAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

4. 2
1
capítulo
impOrtânCia dO petróleO
e dO gás natural
Embora os combustíveis fósseis possivelmente per-
cam espaço, no futuro, para fontes energéticas reno-
váveis, com menores emissões de gás carbônico, pe-
tróleo e gás natural continuarão a ser majoritários
nos cenários energéticos. A Agência Internacional de
Energia estima que, de 2006 a 2030, haverá um cres-
aspeCtOs geOpOlítiCOs e
eCOnÔmiCOs dO pré-sal
cimento da demanda mundial de energia da ordem
de 45%. o petróleo perderá participação de 34% pa-
ra 30%, mas seu consumo crescerá de 80 milhões
para cerca de 106 milhões de barris por dia (bpd).
no brasil a situação será similar. o petróleo perderá
participação de 36% para 27%, mas o consumo in-
terno de petróleo evoluirá de 1,95 milhão (2008) para
cerca de 3,0 milhões (2030) de bpd.

5. 3
O desafio da oferta
mundial de petróleo
Em 2008, a produção mundial de petróleo foi de 85
milhões de bpd. Considerando-se apenas os campos
produtores existentes e seu declínio natural, a Agên-
cia Internacional de Energia projeta para 2030 uma
produção de 31 milhões de bpd. Como se estima uma
demanda mundial de 106 milhões de bpd,esse déficit
de 75 milhões de bpd deverá ser suprido tanto pela
melhoria do fator de recuperação dos campos exis-
tentes como, principalmente, pela incorporação de
novas descobertas de petróleo, com volumes capa-
zes de suprir a demanda prevista.
Dessa forma, observa-se que a descoberta do pe-
tróleo do Pré-Sal se torna relevante no cenário
não apenas nacional, mas também no mundial.
Prova disso é que apenas os volumes atuais esti-
mados das áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubarte, se
somados, constituem a segunda maior descoberta
petrolífera dos dez últimos anos, abaixo apenas de
Kashagan – campo gigante descoberto no Caza-
quistão em 2000.
“a nação que
possui petróleo
em seu subsolo e o
entrega a outro país
para explorar não zela
pelo seu futuro.”
WoodrowWilson,
presidente dos EUA, 1913
Necessidade
de aumento da
produção de
petróleo por
incorporação de
novas reservas
Declínio da produção dos campos existentes
Cenários de demanda global de óleo
Milhões de barris / dia
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
120
100
80
60
40
20
0
cenários da demanda global de líquidos
Fonte: IEA World Energy Outlook 2008 – EIA International Energy Outlook 2009
Obs.: Declínio natural (6,0% a.a.) / Declínio observado (4,5% a.a.) – WEO 2008
n . A produção das reservas apresenta declínio natural.
n . Nos últimos anos as novas descobertas não foram suficientes para repor a demanda de combustíveis fósseis.
n . .Em qualquer cenário de crescimento da economia mundial serão necessárias descobertas de
grandes volumes de óleo para suprir a demanda prevista.

6. 4
Controle e acesso às
reservas mundiais
O acesso às reservas de petróleo é uma das princi-
pais causas de crises, conflitos e guerras internacio-
nais, principalmente porque os países mais industria-
lizados e as grandes companhias petrolíferas priva-
das mundiais são fortemente dependentes da impor-
tação. Em 1977, entre o primeiro e o segundo choque
do petróleo, Henry Kissinger (professor da Universi-
dade de Harvard, diplomata e ex-secretário de Esta-
do norte-americano) já previa:
“Os países industrializados não poderão viver da ma-
neira como existiram até hoje, se não tiverem à sua
disposição os recursos naturais não renováveis no
planeta, a um preço próximo do custo de extração e
transporte e, se elevados, sem perda de relação de
troca pelo reajustamento correspondente nos seus
produtos de exportação. Para tanto, terão os países
industrializados que montar um sistema mais requin-
tado e eficiente de pressões e constrangimentos polí-
ticos, econômicos ou mesmo militares, garantidores
da consecução dos seus intentos.”(Folha de São Pau-
lo – 29/06/1977)
Nesse cenário de conflito de interesses, a garantia de
suprimento é questão de segurança nacional. De um
lado, países consumidores com pouca ou nenhuma
reserva, grandes mercados e base industrial, disponi-
bilidade de capitais e alta tecnologia exploratória. Do
outro, países produtores com enormes reservas,
mercado pequeno, reduzida base industrial, baixa
disponibilidade de capitais (exceto Arábia Saudita,
Kuwait, Emirados Árabes e Qatar), pouca tecnologia
petrolífera e muitos com instabilidade institucional.
Trata-se de países tipicamente exportadores de pe-
tróleo bruto. As reservas mundiais de petróleo estão
assim distribuídas:
n 75% das grandes reservas pertencem a países
da Opep. Seis países (Arábia Saudita, Irã, Iraque,
Kuwait, Emirados Árabes e Venezuela) contro-
lam 65% do volume de uma reserva provada de
1,26 trilhão de barris. Outros seis países que
compõem essa organização (Líbia, Nigéria,Argé-
lia, Angola, Qatar e Equador) possuem mais 10%
da reserva provada;
n Os países da antiga União Soviética (principal-
mente Rússia, Cazaquistão e Azerbaijão) têm cer-
ca de 10% da reserva provada;
n Países da OCDE (Estados Unidos, Canadá, Norue-
ga, Grã-Bretanha e outros) possuem em torno de
7% das reservas;
n O restante do mundo conta com 8% das reservas
de óleo (China, Brasil, México, Índia e demais paí-
ses asiáticos, africanos e sul-americanos)1
.
Nesse contexto, alguns casos merecem especial
atenção.
Os Estados Unidos – país com o maior consumo
mundial – têm reserva declinante, assim como
Canadá, Grã-Bretanha e Noruega. Mas, à diferen-
ça destes, não são autossuficientes em petróleo.
Mesmo com a crise econômica, o país importa ho-
je cerca de 13 milhões de bpd de petróleo e deriva-
dos, tendo um correspondente dispêndio de divi-
sas da ordem de 500 bilhões de dólares. No pico
de preços do petróleo ocorrido no primeiro se-
mestre de 2008, essa quantia se aproximou de 1,0
trilhão de dólares.
A China, embora tenha uma expressiva produção de
petróleo (da ordem de 3,8 milhões de bpd), devido a
um consumo superior a 8,3 milhões de bpd, importa
cerca de 4,5 milhões de bpd.
A Índia tem situação similar: consome cerca de 3,0
milhões de bpd, mas só produz 0,7 milhão de bpd,
sendo obrigada a importar aproximadamente 2,3 mi-
lhões de bpd.
Outros países altamente consumidores, como Japão
(4,8 milhões de bpd), Alemanha (2,5 milhões de bpd),
1
As reservas do Pré-Sal não
estão contabilizadas nesses
números, por se tratar de
reservas ainda não
totalmente quantificadas,
avaliadas e provadas.

7. 5
CoreiadoSul(2,3milhõesdebpd),França(1,9milhãode
bpd)eItália(1,7milhãodebpd),nãotêmpetróleooupro-
duzem volumes inexpressivos,sendo totalmente depen-
dentes de importações.
A Rússia é exceção, uma vez que produz 9,8 milhões
de bpd e consome cerca de 2,8 milhões de bpd, ex-
portando em torno de 7,0 milhões de bpd. Suas reser-
vas estão em ligeiro declínio, mas há potencial para
novas descobertas. Uma dificuldade para o país são
problemas logísticos relacionados à possibilidade de
oferta ao mercado mundial.
Com relação às companhias petrolíferas, como indica o
gráfico acima, empresas estatais controladas pelos go-
vernos com acesso limitado dominam 77% da proprie-
dade das reservas mundiais. Situação similar ocorre em
relação às reservas de gás natural.
Quanto ao sistema de contratação, praticamente todos
os países da Opep – onde a probabilidade de descoberta
de grandes reservas de petróleo é relativamente alta –
adotam a partilha de produção, também utilizada por
China e Índia. Rússia e Cazaquistão adotam um sistema
misto,mas com predominância da partilha de produção.
Fonte: PFC Energy 2009
propriedade das reservas mundiais
“Liberdade
política
é simples palavra, caso
não se apoie
na independência
econômica, cujo nervo é o
petróleo, na paz
e na guerra.”
generalJúlio Caetano Horta
Barbosa, primeiro presidente
do Conselho Nacional do
Petróleo, 1948
n . .A propriedade das reservas de petróleo e gás natural é dominada por empresas estatais controladas pelos governos.
n . .O acesso às reservas é uma das principais questões geopolíticas e causa de eventuais crises internacionais.
Óleo Gás
51% Reservas das empresas estatais
(acesso limitado)
25% Reservas detidas por empresas russas
15% Reservas das empresas estatais
(acesso por meio de participação)
9% Acesso livre às empresas privadas
Total: 1,04 trilhão de barris
de óleo equivalente
77% Reservas das empresas estatais
(acesso limitado)
10% Reservas das empresas estatais
(acesso por meio de participação)
7% Acesso livre às empresas privadas
6% Reservas detidas por empresas russas
Total: 1,24 trilhão de barris
de óleo equivalente

8. 6
Importância do petróleo do
Pré-Sal para o País
Nesse contexto, o Brasil se encontra numa posição
altamente privilegiada. É um país com grande merca-
do consumidor, autossuficiente, tem forte e diversifi-
cada base industrial, alta tecnologia petrolífera, além
de estabilidade institucional, econômica e jurídica.
Graças às descobertas no Pré-Sal, o País continuará
autossuficiente por muitos anos e, futuramente, será
um importante ator no cenário petroleiro mundial,
como exportador de derivados e de petróleo bruto.
As reservas totais do Pré-Sal ainda são desconhe-
cidas, mas, apenas com os volumes potenciais
anunciados das áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubar-
te (ainda não totalmente quantificados), já se tem
um volume de óleo capaz de mais do que dobrar a
reserva brasileira. Esses campos poderão produ-
zir até 2020 mais do que 1,8 milhão de bpd (a pro-
dução atual é de 2,0 milhões de bpd). Nesse mes-
mo ano, a produção total do País deverá estar na
faixa de 4,0 milhões de bpd.
Para o Brasil, portanto, esse cenário aponta:
n Segurança energética, com a garantia da manu-
tenção da autossuficiência petrolífera, que contri-
buirá para a estabilidade econômica;
n Blindagem quanto a eventuais crises energéticas
mundiais, quer por flutuações de preços, quer por
crises no abastecimento;
n Geração de divisas com exportação, seja de exce-
dentes de petróleo bruto, seja por exportação de
produtos refinados, aumentando o superávit da
balança comercial;
n Melhoria da percepção de risco do País, atraindo
mais investimentos e captações financeiras a me-
nores juros;
n Maior desenvolvimento do parque industrial, com
aumento das encomendas de equipamentos e
serviços, atendendo à Política do Desenvolvimen-
to Produtivo (PDP);
n Diversificação da economia,com a criação de em-
pregos, crescimento da renda nacional e per capita
e melhor distribuição de renda, incluindo a aplica-
ção de maiores recursos em saúde, educação, ha-
bitação, pesquisa tecnológica e infraestrutura,
apenas com os rendimentos gerados pela renda
petrolífera governamental;

9. 7
n Maior consumo interno, com aumento da arreca-
dação tributária e redução da dívida interna;
n Acúmulo de reservas, o que fortalecerá a moeda
e auxiliará a sustentabilidade do crescimento
econômico;
n Criação e desenvolvimento de tecnologia de ponta,
consolidando a liderança em exploração e produ-
ção offshore;
n Geração de volumes apreciáveis de gás natural,
que contribuirá para melhor equilíbrio da matriz
energética nacional;
n Possibilidade futura de exportação de gás natural
liquefeito (Gnl);
n o País como um dos dez maiores produtores
mundiais de petróleo (a produção pode ser supe-
rior a 5,0 milhões de bpd nos próximos 15 anos);
n Fortalecimento da Petrobras como importante
player no cenário petrolífero e energético mundial;
n Aumento da importância econômica e geopolítica
no cenário latino-americano e mundial.
prOduçãO tOtal da petrObras nO brasil e nO mundO
(MIl bArrIS DE ÓlEo EquIvAlEnTE Por DIA)
1.637
2001
5.729
20202002
1.812
2003
2.042
2004
2.027
2005
2.223
2006
2.305
2007
2.308
2008
2.400
2009
2.757
2013
3.655
5,6% a.a.
8,8% a.a.
7,5% a.a.
n A taxa de crescimento anual da Petrobras é de 5,6% para o período (2001 a 2008) –
uma das maiores da indústria mundial.
n Espera-se uma taxa de aumento de 7,5% ao ano, incluindo o Pré-Sal.
n Em 2020, a produção da Petrobras será mais do que o dobro com relação à de 2008.
FonTE: PETrobrAS

10. 8
2
capítulo
A descoberta de grandes acumulações de petróleo
leve e gás natural abaixo da extensa camada de sal
que acompanha boa parte da plataforma continental
brasileira recompensa mais de meio século de expe-
riências acumuladas e pesquisas promovidas pela
Petrobras em várias bacias sedimentares do País. os
investimentos em tecnologia e formação de geólo-
gos, geofísicos, engenheiros e outros profissionais,
que proporcionaram o domínio das operações em
águas profundas e ultraprofundas iniciadas nos anos
1980,foram vitais para que se chegasse às rochas en-
contradas no Pré-Sal das bacias de Santos, Campos
e Espírito Santo. Para viabilizar as atividades em larga
escala em profundidades que chegam a mais de 5 mil
metros abaixo do nível do mar, a Companhia continua
vencendo desafios tecnológicos, gerenciais e logísti-
cos, proporcionais à magnitude dos reservatórios lo-
calizados nessa nova fronteira exploratória.
As acumulações de hidrocarbonetos do Pré-Sal
elevam o brasil a um novo patamar no mercado
mundial de energia. Autossuficiente em petróleo
desde 2006 e com uma produção diária que ultra-
passa 2 milhões de barris de óleo equivalente (óleo
e gás), o brasil se prepara para se tornar um dos
poucos países exportadores de petróleo e deriva-
dos do mundo na próxima década, graças à desco-
berta histórica feita pela Petrobras, há três anos, na
bacia de Santos. Essa ascensão ao patamar de na-
ção exportadora de petróleo terá a contribuição
decisiva da Petrobras. Como parte de sua arrojada
estratégia de expansão, a Companhia e seus par-
ceiros planejam produzir, só nas áreas já concedi-
das do Pré-Sal, 1,4 milhão de barris diários em 2017
e chegar a mais de 1,8 milhão em 2020.
As rochas do Pré-Sal se estendem por aproximada-
mente 800 quilômetros ao longo da plataforma con-
tinental, entre o Espírito Santo e Santa Catarina, nu-
ma faixa de cerca de 200 quilômetros de largura. Dis-
tribuídas nas bacias de Santos, Campos e Espírito
Santo, essas rochas estão abaixo de uma camada de
sal que pode chegar a 2 mil metros de espessura, sob
lâmina d’água de até 3 mil metros. nos 149 mil quilô-
metros quadrados da chamada província do Pré-Sal,
os blocos exploratórios concedidos pela Agência na-
cional do Petróleo, Gás natural e biocombustíveis
(AnP) totalizam 41,8 mil quilômetros quadrados
(28%).A Petrobras tem participação em quase todos
os blocos, com 100% dos direitos ou associada a ou-
tras empresas, credenciada pelo saber tecnológico e
pela experiência, que a tornam um exemplo interna-
cional em operações offshore.
pesquisas na baCia de santOs
deram iníCiO às desCObertas
Esta nova fase na história das atividades de E&P no
brasil é o resultado do processo de acumulação do co-
nhecimento geológico adquirido em mais de duas dé-
cadas de exploração em águas profundas e ultrapro-
fundas em todo o País. Muitos esforços e investimen-
tos foram empreendidos até se compor o cenário de
conhecimento necessário para que a Petrobras pu-
desse avaliar, de forma consistente, a potencialidade
no Pré-Sal da bacia de Santos e ali realizar as ativida-
des exploratórias que resultaram nessas descobertas.
Após ter realizado um grande levantamento sísmico
3D, com mais de 17 mil km² – até então o maior pro-
nOvOs desafiOs e OpOrtunidades
para O brasil e a petrObras

11. 9
O Brasil
se preparaparaser
um dos poucos países
exportadores de petróleo e
derivados do mundo, graças à
descoberta da Petrobras
grama sísmico 3D realizado no mundo –, na área de
águas ultraprofundas da Bacia de Santos, a Petro-
bras definiu com maior clareza todo o contexto geo-
lógico. A partir de então, empreendeu todos os esfor-
ços para adaptar, de forma extremamente rápida, as
suas tecnologias de perfuração para atingir os reser-
vatórios do Pré-Sal. Iniciou-se, assim, uma nova fase
na história da exploração de petróleo no Brasil.
A primeira descoberta no Pré-Sal na Bacia de Santos
ocorreu no bloco BM-S-10 em julho de 2005 (área de-
nominada como Parati), abrindo grandes perspecti-
vas para as demais oportunidades dos outros blocos
de águas ultraprofundas nessa bacia.
Em julho do ano seguinte, ocorreu a importante desco-
berta de Tupi no bloco BM-S-11. Ainda no final de 2007,
foram anunciadas mais duas descobertas: Carioca (BM-
S-9)eCaramba(BM-S-21).Aolongode2008,quatrono-
vas descobertas foram realizadas: Júpiter (BM-S-24),
Bem-Te-Vi (BM-S-8),Guará (BM-S-9) e Iara (BM-S-11).
Em 2007, a Petrobras lançou o Programa Tecnológico
da Produção dos Reservatórios Pré-Sal (Prosal), que
centraliza projetos em engenharia de poço, de reser-
vatório e escoamento. Em 2008, para implementar o
Plano Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo
Pré-Sal da Bacia de Santos (Plansal), uma gerência
específica foi criada na área de Exploração e Produ-
ção. De 2009 a 2013, os investimentos no Pré-Sal so-
marão US$ 28,9 bilhões, dos quais US$ 18,6 bilhões
na Bacia de Santos. O volume de recursos a ser apli-
cado no Pré-Sal chega a 16,6% dos US$ 174,4 bilhões
que serão investidos pela Petrobras no período.
No Pré-Sal, a Companhia já produz na área de Tupi
(Bacia de Santos) e em Jubarte (Bacia do Espírito
Santo), em regime de teste. Com 15 meses de dura-
ção, o teste de Tupi é o grande marco para a aquisição
de informações a respeito do comportamento dos re-
servatórios sob a camada de sal. Nessa área, desde 1°
de maio de 2009, 14 mil barris de óleo leve, de alta
qualidade e valor comercial, estão sendo produzidos
via navio-plataforma FPSO BW Cidade de São Vicen-
te. No fim de 2010, com seus poços ligados ao primei-
ro sistema piloto de produção, Tupi produzirá diaria-
mente até 100 mil barris de óleo e 4 milhões de me-
tros cúbicos de gás natural.
O compromisso com a participação crescente do con­
teúdo nacional nas encomendas é imperativo para a Pe-
trobras. A demanda por sondas, plataformas, navios e
outrosequipamentosvaiimpulsionaraindústriadebase,
a engenharia brasileira e a construção naval.Ao mesmo
tempo,abrirá novas oportunidades de parcerias das uni-
versidades e dos institutos de pesquisa com as compa-
nhias de óleo e gás.Na prática,o desenvolvimento dessa
cadeia industrial e tecnológica resultará na criação de
empregos,na geração de renda,no estímulo à formação
profissional dos trabalhadores e no aumento da receita
tributária da União,dos estados e dos municípios.
A produção em larga escala no Pré-Sal, a partir da próxi-
madécada,serárevertidatambémemrecursosaserem
aplicados no desenvolvimento social e econômico do
Brasil. Como o risco exploratório no Pré-Sal é baixo e a
produtividadealta,ogovernoeoCongressoNacionaltra-
balham na instituição de novas regras para o setor, a se-
rem aplicadas às áreas que ainda não foram concedidas.
Essas novas regras comporão o novo marco regulatório,
quepermitiráqueseexerçadeformasoberanaesusten-
távelocontroledasatividadesprodutivasnoscamposdo
Pré-Sal,para que os brasileiros sejam os grandes benefi-
ciários da riqueza descoberta pela Petrobras.

12. 10
COnteXtO e
regulaçãO dO setOr
1.
o quE É o MArCo
rEGulATÓrIo Do
PETrÓlEo?
É o conjunto de leis, normas e diretrizes que regula
todas as atividades relacionadas ao setor e que
cria organismos e processos de fiscalização e con-
trole dessas atividades.
2.
CoMo FunCIonAM oS
DIFErEnTES SISTEMAS
no MunDo?
Cada país adota um diferente sistema ou sistemas
que agregam características específicas,de acordo
com as peculiaridades e necessidades de cada na-
ção. Há três sistemas mais utilizados: concessão,
partilha de produção e prestação de serviços.
Aprincipal característica do sistema de concessão é
que as atividades são realizadas por conta e risco do
concessionário, sem interferência ou maior controle
dos governos nos projetos de exploração e produ-
ção,respeitadaaregulaçãoexistente.Casohajauma
descoberta e ela seja desenvolvida, o petróleo e gás
natural, uma vez extraídos, passam a pertencer aos
concessionários após o pagamento de royalties e
outras participações governamentais.
o sistema de partilha costuma ser usado por paí-
ses com reservas abundantes e baixo risco explo-
ratório.nesses contratos,a companhia ou consór-
cio que executa as atividades assume o risco ex-
ploratório.Em caso de sucesso,tem os seus inves-
timentos e custos ressarcidos em óleo (o chama-
do óleo-custo). o lucro da atividade resulta da de-
dução dos investimentos e custos de produção da
receita total. Convertido em óleo, esse valor é cha-
mado de óleo-lucro, que passa a ser repartido en-
tre a companhia (ou consórcio) e o governo, em
porcentagens variáveis.
no sistema de prestação de serviços, uma empre-
sa é contratada para realizar as atividades de ex-
ploração e produção e tem seus serviços pagos
segundo metodologias contratuais predefinidas.
nesse modelo, toda a produção normalmente é
de propriedade do Estado.
Cerca de 80% das reservas mundiais estão em paí-
ses que adotam o modelo de partilha ou sistemas
mistos, que misturam características de mais de um
modelo, mas com maior controle do Estado sobre as
atividades de exploração e produção.
3
capítulo
perguntas e respOstas

13. 11
Regimes Jurídicos Aplicáveis às Atividades de E&P – atributos-chave
REGIME TIPO DE ACORDO
GESTÃO DE
EMPREENDIMENTO
PROPRIEDADE DO PETRÓLEO E
DO GÁS NATURAL PRODUZIDO
PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
Monopólio Serviço puro Empresa estatal Empresa estatal Proporcional aos volumes produzidos
Monopólio
Serviço com
cláusula de risco
Exploração:
empresa contratada
Empresa estatal
Após o ressarcimento dos
investimentos da contratada
Produção: compartilhada
Aberto Participação Compartilhada Compartilhada Proporcional aos volumes produzidos
Aberto Partilha de produção Empresa contratada
Óleo-custo: empresa contratada
Após o ressarcimento dos
investimentos da contratada
Óleo-lucro: compartilhada
Aberto Concessão Empresa concessionária Empresa concessionária Proporcional aos volumes produzidos
3.
Qual é o sistema
adotado no Brasil?
Atualmente, as atividades de exploração e produção
depetróleoegásnaturalsãoregidaspelaLei9.478/97,
emsubstituiçãoàLei2.004/53,queadotouomodelo
de concessão no Brasil e permitiu que outras empre-
sas atuassem no setor. A mesma lei instituiu o Con-
selho Nacional de Política Energética (CNPE) – órgão
que assessora o presidente da República para for-
mular políticas e diretrizes de energia – e a Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP) – autarquia vinculada ao Ministério de Minas e
Energia (MME) e criada para regular, contratar e fis-
calizar as atividades dessa indústria.
Para as atividades de exploração e produção, a
ANP passou a promover leilões públicos (chama-
dos de rodadas de licitação), abertos a empresas
públicas e privadas, visando à assinatura de con-
cercade
80% DAS RESERVAS
MUNDIAIS
estão em países que adotam
o modelo de partilha
ou sistemas mistos
tratos de concessão. No sistema atualmente ado-
tado pela ANP, vence a empresa ou consórcio que
obtiver a maior pontuação em três fatores: o bô-
nus de assinatura (valor em dinheiro ofertado à
União pelo direito de assinar um contrato de con-
cessão); o índice de nacionalização das compras
de equipamentos e serviços para as atividades de
exploração e desenvolvimento; e, finalmente, um
programa de trabalho mínimo a realizar.
Nesse sistema,as atividades são realizadas por con-
ta e risco dos concessionários, sem interferência da
União no ritmo dos projetos.Assim, as reservas per-
tencem à União até serem levadas à superfície,
quando se tornam propriedade de quem as extraiu.
Desde 1999, foram concedidos em rodadas de lici-
tações mais de 500 blocos exploratórios, localiza-
dos em diferentes bacias sedimentares brasileiras,
para grupos de controle nacional e estrangeiro.
Fonte: pETROBRAS

14. 12
4.
Como é feita a
distribuição da renda
gerada no sistema de
concessão brasileiro?
São quatro as participações governamentais pre-
vistas no modelo de concessão: bônus de assina-
tura; royalties (incidem sobre a renda bruta da
produção e podem variar de 5% a 10%); participa-
ções especiais (alíquotas que variam de 10% a
40%,aplicáveis nos casos de grandes produções);
pagamento pela ocupação ou retenção de área (o
que a concessionária paga por área concedida).
Além das participações governamentais, o pro-
prietário da terra onde se realize atividade de pro-
dução tem direito a 1% da receita bruta da produ-
ção de petróleo e gás natural.
A distribuição das participações governamentais
ocorre entre a União, os estados e municípios, em
percentuais variáveis, conforme definidos na lei e
no decreto específicos.
Fonte: Relatório da BP World Energy Review 2008
n concessão
n partilha ou serviços
n sistema misto
concessão partilha ou serviços sistema misto
Brasil
Canadá
Estados Unidos
Noruega
Reino Unido
Angola
Arábia Saudita
Argélia
Azerbaijão
China
Emirados Árabes Unidos
Indonésia
Irã
Iraque
Kuwait
Líbia
México
Nigéria
Qatar
Venezuela
Cazaquistão
Rússia
Países responsáveis por mais de 1% da produção mundial de petróleo

15. 13
5.
Por que o Marco
Regulatório está
sendo modificado?
Quando a atual legislação que regula o setor de
petróleo foi criada, em 1997, o Brasil e a Petrobras
estavam inseridos num contexto de instabilidade
econômica, e o preço do petróleo estava em baixa
(US$ 19 o barril). Além disso, os blocos explorató-
rios tinham alto risco, perspectiva de baixa renta-
bilidade, e o País era grande importador de petró-
leo. O marco regulatório que adotou o sistema de
concessão foi criado, à época, para possibilitar re-
torno àqueles que assumiriam esse alto risco.
Hoje, o contexto é outro. O Brasil alcançou esta-
bilidade econômica, foi atingida a autossuficiên-
cia, os preços do petróleo estão significativa-
mente mais elevados, e as descobertas no Pré-
Sal, uma das maiores províncias petrolíferas do
mundo, poderão, apenas com as áreas de Tupi,
Iara, Guará e Jubarte, dobrar o volume de reser-
vas brasileiras. Pelos testes realizados, sabe-se
que o risco exploratório é baixo e a produtivida-
de é alta nas descobertas localizadas na cama-
da Pré-Sal.
Com o regime de partilha, o governo pretende ob-
ter maior controle da exploração dessa riqueza e
fazer com que os recursos obtidos sejam reverti-
dos de maneira mais equânime para a sociedade
brasileira. Portanto, esse modelo é mais apropria-
do ao contexto atual e ao desenvolvimento social,
econômico e ambiental do País.
Fundo Especial: dividido entre estados e municípios
Bônus de assinatura: valor pago pelo direito de explorar a área
Retenção de área: arrecadada de acordo com a área concedida
Pagamento aos proprietários da terra: previsto no art. 52
da Lei 9.478/97
Fundo EspecialMunicípios
Estados Governo Federal
Proprietário do imóvel
onde ocorre a lavra
Distribuição da renda gerada pelo sistema de concessão
Royalties *
Participações
Especiais
Bônus de
assinatura
Retenção da área
Participação do
proprietário
da terra
40%10% 50%
100%
100%
100%
30%26%35%9%
Fonte: pETROBRAS
* Foi considerada, neste caso, a distribuição para a alíquota de 10%.

16. 14
6.
O que é o novo
marco regulatório?
São as novas regras para exploração e produção de
petróleo e gás natural na área de ocorrência da ca-
mada Pré-Sal e em áreas que venham a ser consi-
deradas estratégicas, enviadas pelo governo para
apreciação do Poder Legislativo no dia 31 de agosto
de 2009, na forma de quatro projetos de lei (PL).
Os projetos de lei definem o sistema de partilha de
produção para a exploração e a produção nas áre-
as ainda não licitadas do Pré-Sal; a criação de uma
nova estatal (Petro-Sal); a formação de um Fundo
Social; e a cessão onerosa à Petrobras do direito
de exercer atividades de exploração e produção
(E&P) de petróleo e gás natural em determinadas
áreas do Pré-Sal, até o limite de 5 bilhões de bar-
ris,além de uma capitalização da Companhia.Se a
proposta do governo for aprovada, o País passará a
ter três sistemas para as atividades de E&P de pe-
tróleo e gás natural: concessão, partilha de produ-
ção e cessão onerosa.
Projeto de Lei:
sistema de Partilha
(PL-5.938/2009)
7.
Como funcionará
o sistema de partilha?
O sistema de partilha de produção será vigente nas
áreas ainda não licitadas do Pré-Sal e naquelas que
venham a ser definidas como estratégicas pelo
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).
Na partilha de produção, os riscos das atividades
são assumidos pelos contratados, que serão res-
sarcidos apenas se fizerem descobertas comer-
ciais. Esse pagamento é feito com o custo em óleo
(chamado de óleo-custo),em valor suficiente para
ressarcir as despesas da(s) empresa(s) con­tra­
tada(s). O restante da produção (excedente em
óleo, chamado de óleo-lucro) é dividido entre a
União e a(s) contratada(s).
Fonte: pETROBRAS
Pré-Sal e Áreas
Estratégicas
Outras Áreas
Partilha
de Produção
Cessão
Onerosa
Concessão
Petrobras 100% (sem licitação)
Petrobras: operadora ou não-operadora, atuando
isoladamente ou em parcerias, por licitação
Terceiros: operadoras ou em parcerias (não
necessariamente com a Petrobras), por licitação
Petrobras 100% (direito limitado à produção de
5 bilhões de barris equivalentes)
Petrobras operadora (mín. 30%)
Licitação: Terceiros (sócios não-operadores) ou
Petrobras (participação adicional à mínima)
papel da petrobras nos três sistemas

17. 15
Segundo esse projeto de lei, a União poderá cele-
brar os contratos de duas formas: exclusivamen-
te com a Petrobras (100%) ou a partir de licita-
ções, com livre participação das empresas, atri-
buindo-se à Petrobras tanto a operação como
um percentual mínimo de 30% em todos os con-
sórcios. Os contratos, até que seja publicada le-
gislação específica, terão que pagar royalties, na
forma da Lei 9.478/97, e bônus de assinatura fixo,
definido contrato a contrato, que não será crité-
rio de licitação. O projeto prevê ainda que, até a
edição de regulamento específico, será devida a
participação especial, na forma da Lei 9.478/97, a
ser paga a partir da receita obtida pela venda da
produção que couber à União.
8.
Quais são as vantagens
do sistema de partilha
para as áreas do Pré-Sal?
As vantagens da adoção de um sistema de partilha
não são necessariamente apenas econômicas, mas
também estratégicas. No modelo de partilha pro-
posto ao Congresso Nacional,a União participará di-
retamente das decisões de cada projeto de E&P por
meio da Petro-Sal e,dessa forma,terá maior contro-
le sobre o setor,além da propriedade de parte do pe-
tróleo e do gás produzidos.A definição da Petrobras
como operadora única dos contratos de partilha de
produção também é uma vantagem deste modelo
porque será acentuado o papel que a Companhia já
desempenha com relação aos fornecedores nacio-
nais, priorizando suas compras no mercado local.
Tudoissoestimularáocrescimentoeofortalecimen-
to da indústria nacional,que poderá se tornar expor-
tadora de bens e serviços na área de petróleo e gás
para o mercado mundial.
Outra consequência positiva é que o fortalecimen-
to da cadeia de fornecedores da Petrobras deverá
se estender a outros segmentos industriais indire-
tamente ligados ao setor, conferindo à indústria
nacional como um todo excelentes perspectivas.
9.
Quando a exploração
do bloco for oferecida
exclusivamente à Petrobras,
como será definido o
percentual de óleo-lucro
que caberá à União?
Nesse caso, o Conselho Nacional de Política Ener-
gética (CNPE) definirá o percentual mínimo do ex-
cedente em óleo que caberá à União, a partir dos
critérios propostos pelo Ministério de Minas e Ener-
gia (MME).
10.
Quando houver licitação,
como será a participação
da Petrobras?
A Petrobras terá assegurada uma participação
mínima de 30%. Além disso, poderá entrar em
licitações e, assim, ampliar essa participação
mínima.
11.
Nas áreas licitadas,
o que faz uma empresa
venceraconcorrência?
Vence a empresa que oferecer o maior percen-
tual do excedente em óleo (óleo-lucro) para a
União. Neste caso, a Petrobras deverá acom-
panhar o percentual ofertado à União pela lici-
tante vencedora.
12.
Como será determinado
o bônus de assinatura?
No sistema de partilha, o bônus de assinatura não é
critério de julgamento na licitação e será definido
pelo CNPE caso a caso.

18. 16
13.
As áreas do Pré-Saljá
licitadas também serão
regidas pelo novo sistema?
Não. Nas áreas já concedidas, mesmo que inclu-
am o Pré-Sal, os contratos anteriormente firma-
dos serão respeitados, permanecendo o regime
de contrato de concessão.
A província do Pré-Sal tem 149 mil km². Destes,
41.772 km² (28% do total) já foram concedidos. A
novalegislaçãovalerá,portanto,paraos107.228km²
(72%) ainda não licitados, descontadas as áreas
que vierem a ser objeto da cessão onerosa para a
Petrobras.
14.
O que faz uma operadora?
Por que o projeto de lei
propõe que a Petrobras
seja a operadora
exclusiva dos blocos
licitados no Pré-Sal?
A operadora conduz as atividades de E&P, provi-
denciando os recursos humanos e materiais para
a execução das atividades. Além de ter acesso a
informação estratégica, a operadora tem controle
sobre a produção e os custos e promove o desen-
volvimento de tecnologia.
Segundo a proposta, a Petrobras será designada
para operar todos os blocos sob o novo sistema
porque, com 56 anos de experiência acumulada,
foi a responsável pela descoberta do petróleo na
camada Pré-Sal no Brasil. Trata-se da maior ope-
radora em águas profundas do mundo, com a
maior frota de sistemas flutuantes de produção.
Além disso, a Petrobras detém informações fun-
damentais sobre as bacias sedimentares brasilei-
ras, fruto de seus investimentos no País ao longo
de mais de cinco décadas.
Mais ainda, é interessante que as informações es-
tratégicas permaneçam com a Petrobras porque,
como a União é acionista majoritária da Com­pa­
nhia, esse fortalecimento oferece vantagens com-
petitivas para a atuação nacional e internacional
da Companhia, privilegiando o desenvolvimento
do País.
Deve-se ressaltar ainda que, como a Petrobras
será a operadora exclusiva e a responsável por
providenciar os recursos para a execução das
atividades do consórcio,será potencializada a pre-
ferência que a Companhia sempre concede aos
fornecedores nacionais nas suas contratações de
bens e serviços. Com isso, a cadeia de fornecedo-
res desse segmento crescerá e será fortalecida,
repercutindo seus efeitos em toda a indústria na-
cional, que poderá ocupar espaço relevante no
mercado internacional de bens e serviços para a
indústria de petróleo e gás.
15.
A participação mínima de
30% da Petrobras nos
blocos exploratórios não
é excessiva?
Não. Hoje, no sistema de concessão, a ANP exige
um mínimo de 30% para que uma empresa atue
como operadora. Nas águas profundas do Golfo
do México (EUA), por exemplo, 97% dos operado-
res têm participação acima de 30%. E em 46 paí-
ses da África, 85% dos operadores têm mais de
30%. Esse valor oferece materialidade ao opera-
dor e confiança aos parceiros porque representa o
comprometimento da operadora com as ativida-
des de E&P.

19. 17
16.
Outras empresas poderão se
associar à Petrobras para a
exploração no Pré-Sal?
Sim. O projeto de lei prevê que a Petrobras terá par-
ticipação de pelo menos 30% nos consórcios inves-
tidores. Outras empresas, inclusive a Petrobras, po-
derão concorrer ao percentual restante em cada ca-
so.Avencedoraseráaempresaqueofereceramaior
parcela de excedente em óleo para a União, e a Pe-
trobras estará obrigada a repassar para o governo o
mesmo percentual da oferta vencedora na licitação.
Projeto de Lei:
Petro-Sal (PL-5.939/2009)
17.
O que é a Petro-Sal?
APetro-Salseráumanovaestatal,comcapital100%
da União, criada para representar os interesses da
União nos contratos de partilha de produção. Essa
empresanãoteráparticipaçãocomoinvestidoranos
projetos de E&P, mas estará presente nos comitês
operacionaisquedefinirãoasatividadesdosconsór-
cios,com direito a voto de qualidade e poder de veto
nasdecisões.Entresuasprincipaisatribuiçõesestão
arepresentaçãodosinteressesdaUniãonoscontra-
tos de partilha de produção, o monitoramento e a
auditagem dos custos e investimentos nos contra-
tos de partilha e a gestão dos contratos para a co-
mercialização do petróleo e gás natural da União.
18.
APetro-Salfaráinvestimentos?
Poderá ser sócia ou competir
com a Petrobras?
Não. Todos os investimentos serão feitos pela Pe-
trobras e por eventuais sócios.A Petro-Sal não se-
rá responsável pela execução direta ou indireta
das atividades de exploração, desenvolvimento,
produção e comercialização de petróleo e gás na-
tural e, por isso, não concorrerá com a Petrobras
nem compartilhará com a Companhia recursos
humanos ou financeiros.
19.
De onde virão
os recursos para
a Petro-Sal?
O projeto de lei prevê que os recursos da Petro-
Sal serão provenientes da taxa de administra-
ção dos contratos de partilha de produção (in-
cluindo uma parcela do bônus de assinatura) e
dos contratos de comercialização; acordos e
convênios; aplicações financeiras; alienação de
bens patrimoniais; doações, legados, subven-
ções e outros.
20.
Como será
a contratação
para a Petro-Sal?
A Petro-Sal terá sua equipe técnica contratada
por concurso público, segundo o previsto no pro-
jeto de lei.
21.
A Petro-Salabarca
as funções da ANP?
Não.Além de manter as atribuições de reguladora
e fiscalizadora do setor, a ANP realizará os leilões
na área do Pré-Sal, preparando o edital e os con-
tratos. Já a Petro-Sal atuará como representante
da União, defendendo os interesses desta nos
contratos de partilha assinados, principalmente
por meio da fiscalização do custo em óleo.
apetrobras detém
informações
fundamentais sobre
as bacias
sedimentares,
fruto de seus investimentos
no País ao longo de mais de
cinco décadas

20. 18
Projeto de Lei:
Fundo Social
(PL-5.940/2009)
22.
O que é o Fundo Social?
Nos termos previstos no projeto de lei, o Fundo
Social será um fundo financeiro constituído por
recursos gerados pela partilha de produção, desti-
nados às seguintes atividades prioritárias: com-
bate à pobreza,educação,cultura,ciência e tecno-
logia, e sustentabilidade ambiental.
A receita do Fundo Social será proveniente da co-
mercialização da parcela do excedente em óleo da
União proveniente dos contratos de partilha, do
bônus de assinatura e dos royalties que forem
destinados à União.
23.
O Fundo Social poderá
realizar investimentos?
Sim. O projeto de lei prevê que o Fundo Social
poderá realizar investimentos no Brasil e no ex-
terior com o objetivo de assegurar a sustentabi-
lidade financeira para o cumprimento de suas fi-
nalidades.
Projeto de Lei:
Cessão Onerosa
(PL-5.941/2009)
24.
Como funciona
o sistema de cessão
onerosa de direitos?
A cessão onerosa de direitos prevê que a União
poderá ceder à Petrobras o direito de exercer ativi-
dades de E&P, por sua conta e risco, em determi-
nadas áreas do Pré-Sal, sem licitação, no limite de
até 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural.
O valor desta cessão onerosa será avaliado segun-
do as melhores práticas da indústria do petróleo,e
a Petrobras pagará à União este valor. Segundo o
projeto de lei, o pagamento da Petrobras ao gover-
no poderá ser feito por meio de títulos da dívida
pública mobiliária federal, cujo preço será fixado
segundo o valor de mercado.
Quanto aos critérios para definir o valor dos direitos
de produção da cessão onerosa,serão estabelecidos
por meio de negociações entre a União e a Petrobras,
a partir de laudos técnicos elaborados por entidades
certificadoras internacionais, observadas as melho-
res práticas da indústria do petróleo. Caberá à ANP e
à Petrobras obter os citados laudos técnicos.

21. 19
25.
O que é a capitalização
da Petrobras?
Trata-se de uma operação típica do mercado de
capitais, que significa aumentar o capital social da
Companhia por meio da emissão de novas ações.
Seu objetivo será ampliar a capacidade de investi-
mentos da Petrobras. O projeto de lei da cessão
onerosa também autoriza a União a subscrever
ações do capital social da Companhia e integrali-
zá-las com títulos da dívida pública mobiliária fe-
deral, cujo preço seguirá o valor de mercado.
26.
de que forma
a capitalização
afeta os acionistas
minoritários?
Quando a Petrobras tiver seu capital aumentado,
os acionistas minoritários poderão exercer o di-
reito previsto na lei das Sociedades Anônimas de
manter a proporção da participação que já pos-
suem na empresa por meio da compra de novas
ações. O governo e outros acionistas que exerce-
rem o seu direito de subscrição no aumento de
capital poderão comprar as ações que não forem
adquiridas pelos acionistas minoritários (que não
exercerem seus direitos). No final da operação, é
possível que a União aumente sua participação
na Petrobras.
dúvidas gerais
27.
Quem serão os atores
importantes nesse cenário
e como será mantida a
transparência com essas
novas propostas?
Além da Petrobras, que, segundo se propõe, será
operadora de todos os blocos a serem contratados
sob o regime de partilha no Pré-Sal, terão papel
fundamental nas operações o Ministério de Minas e
Energia (MME), o Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE),aAgência Nacional do Petróleo,
Gás e Biocombustíveis (ANP) e a Petro-Sal.
O Ministério de Minas e Energia irá propor ao
CNPE: as diretrizes gerais, planejando o aprovei-
tamento do petróleo e gás natural; quais serão os
blocos para partilha; e os parâmetros técnicos e
econômicos dos contratos (critérios para o óleo-
lucro, participação mínima da Petrobras, bônus
de assinatura, entre outros).Também estabelece-
rá para a ANP diretrizes relativas à licitação; e
aprovará as minutas de editais e de contratos.
O Conselho Nacional de Política Energética irá de-
terminar o ritmo de contratação dos blocos; quais
blocos terão contratação exclusiva da Petrobras e
quais serão abertos para licitação; os parâmetros
técnicos e econômicos dos contratos; as altera-
ções (para mais) na definição da área chamada
Pré-Sal; as áreas classificadas como estratégicas;
e a política de comercialização do petróleo e gás
natural da União.
AAgência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustí-
veis subsidiará o Ministério de Minas e Energia na
delimitação dos blocos para partilha; elaborará mi-
nutasdeeditaisedoscontratos;promoveráaslicita-
ções;analisará eaprovará osplanosdetrabalhoede
produção; regulará e fiscalizará as atividades das
O objetivo
da capitalização
da Petrobras é ampliar a
sua capacidade de
investimento

22. 20
empresas, a partir das melhores práticas da indús-
tria do petróleo; e compatibilizará as normas aplicá-
veis sob diferentes regimes.AANPtambém regulará
e fiscalizará as atividades de E&P nas áreas onde
houver cessão onerosa de direitos à Petrobras.
APetro-Sal será representante da União nos consór-
cios e comitês operacionais. A nova estatal terá co-
mo funções gerir os contratos de partilha de produ-
ção e os contratos para a comercialização de petró-
leo e gás natural da União. Indicará metade dos par-
ticipantes do Comitê Operacional, incluindo o presi-
dente,queterádireitoavotodequalidadeepoderde
veto nas decisões.
Em cada um dos blocos sob sistema de partilha,
será formado um Comitê Operacional para ad-
ministrar o consórcio formado entre a Petro-
bras, a Petro-Sal e, quando houver licitação, a(s)
vencedora(s). Esse Comitê Operacional definirá
os planos de exploração a serem submetidos à
ANP e os planos de avaliação das descobertas;
fará a declaração de comercialidade de jazidas;
definirá programas de trabalho e produção; ana-
lisará e aprovará orçamentos; supervisionará as
operações; aprovará a contabilização dos cus-
tos; e definirá os termos de unitização. O Comitê
Operacional será constituído por representan-
tes da Petro-Sal (que irá indicar a metade dos
integrantes e o presidente do Comitê) e das
contratadas.
28.
Como ficarão os royalties
e as participações
especiais?
O projeto de lei prevê a manutenção do sistema
atual das participações governamentais enquanto
não forem aprovadas novas regras para os royalties
no sistema de partilha.
Na proposta de cessão onerosa de direitos, não há
previsão de pagamento de participações especiais
sobre os volumes produzidos nas áreas objeto do
contrato de cessão onerosa, mas o pagamento dos
royalties será mantido segundo os padrões atual-
mente aplicados nas concessões.
29.
quais sistemas de
contratação estarão em
vigor se os projetos de lei
forem aprovados?
Se os projetos de lei forem aprovados pelo Legisla-
tivo, o Brasil passará a ter um marco regulatório
que adotará três sistemas de contratação de ativi-
dades de E&P. O de concessões continua valendo
para as áreas já concedidas e para as áreas fora do
Pré-Sal que não sejam consideradas estratégicas.
O de partilha de produção passará a vigorar para o
Pré-Sal e para áreas estratégicas.O sistema de ces-
são onerosa de direitos permitirá à União repassar
à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P
em determinadas áreas do Pré-Sal até o limite de
5 bilhões de barris de petróleo e gás natural.
30.
A intensa atuação
da Petrobras afetará
a cadeia de fornecedores?
Para os fornecedores brasileiros, as novas propos-
tas oferecem uma imensa oportunidade de cresci-
mento porque ocorrerá uma grande ampliação na
base de projetos da Petrobras, já bastante signifi-
cativa. A Petrobras, como operadora, tem se ca-
racterizado por dar preferência aos fornecedores
nacionais de bens e serviços,superando em muito
o conteúdo local exigido pelos atuais contratos de
concessão.
paraos
fornecedores,
as novas propostas
oferecem uma imensa
oportunidade de
crescimento

23. Fotos
Banco de Imagens Petrobras e
Agência Petrobras de Notícias
projeto gráfico
Inventum Design
Este folheto foi impresso em papel couché
matte produzido pela Suzano Papel e Celulose,
a partir de florestas renováveis.

24. www.petrobras.com.br/presal
outubro2009