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Princípios da
 Engenharia do
 Petróleo
Henrique Santana – RA 74278   Trabalho Prático # 2   Set, 2010




O Marco
Regulatório do
Petróleo
no Brasil
Entenda como estão sendo
conduzidos os principais
impactos na governança
do ouro negro brasileiro
Marco Regulatório    Set, 2010




ÍNDICE

    Definição
    Histórico
    O novo marco
    Porque estamos mudando
    Como funciona no mundo
    Partilha
    Pré-Sal Petróleo S/A
    Fundo Social
    Cessão onerosa
    Referências




                            Princ. Engenharia de Petróleo   |   2
Marco Regulatório    Set, 2010




Definição

É um conjunto de normas, leis e diretrizes que regulam o funcionamento dos setores nos quais
agentes privados prestam serviços de utilidade pública. Parece complicado, mas não é. Um
exemplo clássico de setor que precisa de marco regulatório no Brasil é o de telefonia. Em 1998,
empresas privadas passaram a atuar no ramo e foi necessário o estabelecimento de critérios
rígidos para garantir a continuidade, a qualidade e a confiabilidade dos serviços prestados à
população. O mesmo aconteceu com a área de energia elétrica e a de administração de rodovias.
A regulação é sempre feita por um organismo independente com condições de defender os
interesses dos cidadãos, do governo e das empresas concessionárias que obtiveram o direito de
explorar o setor. O marco regulatório é responsável pela criação de um ambiente que concilie a
saúde econômico-financeira das empresas com as exigências e as expectativas do mercado
consumidor. No caso específico da telefonia, esse organismo é a Agência Nacional de
Telecomunicações (Anatel). Existem muitas outras agências reguladoras, como a Agência Nacional
de Energia Elétrica (Aneel) e a Agência Nacional de Petróleo (ANP). Além de estabelecer as regras
para o funcionamento do setor, o marco regulatório contempla a fiscalização do cumprimento das
normas, com auditorias técnicas, e o estabelecimento de indicadores de qualidade. A criação de
um marco regulatório claro e bem concebido é fundamental para estimular a confiança de
investidores e consumidores e para o bom andamento do setor. [1]




Histórico

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 exploratórios tinham alto risco, perspectiva de baixa
rentabilidade, e o País era grande importador de petróleo. O marco regulatório que adotou o
sistema de concessão foi criado, à época, para possibilitar retorno àqueles que assumiriam esse
alto risco. [2]

Em seguida a chamada “Rodada Zero” foi criada como um conjunto de negociações realizadas
após a promulgação da Lei 9.478/97 do Petróleo para definir a participação (abertura de mercado)
da Petrobras (Sociedade anônima de capital aberto e que atua em diversos segmentos da
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Marco Regulatório    Set, 2010


indústria de óleo, gás e energia) que até então era a única executora do monopólio que a União
exercia sobre as atividades de exploração e produção de petróleo. Consolidada em agosto de
1998, a Rodada Zero ratificou os direitos da Petrobras na forma de contratos de concessão,
conforme a Lei do Petróleo, sobre 282 campos em produção. Estas concessões foram celebradas
sem processo licitatório e cobriram área superior a 450.000 Km² em 115 blocos exploratórios. [3]




O Novo Marco

São as novas regras para
exploração e produção de
petróleo e gás natural na área
de ocorrência da camada Pré-
Sal e em áreas que venham a
ser consideradas estratégicas.
Estas regras foram enviadas
pelo governo para apreciação
do Poder Legislativo no dia 31
de agosto de 2009, na forma
de quatro projetos de lei (PL).



                                   Figura – 01 (modelagem do novo marco regulatório)

Os projetos de lei definem o sistema de partilha de produção para a exploração e a produção nas
áreas ainda não licitadas do Pré-Sal; a criação de uma nova estatal (Pré-Sal Petróleo S/A); 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 cinco bilhões de barris, além de uma capitalização da Companhia. Com a aprovação do
governo, o País passará a ter três sistemas para as atividades de E&P de petróleo e gás natural:
concessão, partilha de produção e cessão onerosa.

Na figura 01 temos a modelagem do novo marco regulatório com a responsabilidade de não
alterar os processos nas áreas já concedidas, inclusive no Pré-sal. [2]




                                                          Princ. Engenharia de Petróleo   |   4
Marco Regulatório    Set, 2010




Porque estamos mudando

O Brasil alcançou estabilidade econômica, atingiu a autossuficiência produtiva, os preços do
petróleo estão significativamente 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 reservas brasileiras. Pelos testes realizados, sabe-se que o risco exploratório é
baixo e a produtividade é alta nas descobertas localizadas na camada Pré-Sal.

Com base neste cenário e o regime de partilha, o governo pretende obter maior controle da
exploração dessa riqueza e fazer com que os recursos obtidos sejam revertidos de maneira mais
equânime para a sociedade brasileira. Portanto, esse modelo é mais apropriado ao contexto atual
e ao desenvolvimento social, econômico e ambiental do País. [2]




Como funciona no mundo

                                              Cada país adota um diferente sistema ou sistemas
                                              que agregam características específicas, de acordo
                                              com as peculiaridades e necessidades de cada
                                              nação. Há três sistemas mais utilizados: concessão,
                                              partilha de produção e prestação de serviços.

                                              A principal 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
                                              produção, respeitada a regulação existente. Caso
                                              haja uma 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.

           Figura – 02 (ilustrativa)


                                                            Princ. Engenharia de Petróleo   |   5
Marco Regulatório    Set, 2010


O sistema de partilha costuma ser usado por países com reservas abundantes e baixo risco
exploratório. Nesses contratos, a companhia ou consórcio que executa as atividades assume o
risco exploratório. Em caso de sucesso, tem os seus investimentos e custos ressarcidos em óleo (o
chamado óleo-custo). O lucro da atividade resulta da dedução dos investimentos e custos de
produção da receita total. Convertido em óleo, esse valor é chamado de óleo-lucro, que passa a
ser repartido entre a companhia (ou consórcio) e o governo, em porcentagens variáveis.

No sistema de prestação de serviços, uma empresa é contratada para realizar as atividades de
exploração 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 países 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. [2]




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
ressarcidos apenas se
fizerem         descobertas
comerciais.             Esse
pagamento é feito com o
custo em óleo (chamado de
óleo-custo),    em     valor
suficiente para ressarcir as
despesas da(s) empresa(s)
contratada(s).

                                        Figura – 03 (sistema de partilha no Brasil)


                                                           Princ. Engenharia de Petróleo   |   6
Marco Regulatório    Set, 2010


O restante da produção (excedente em óleo, chamado de óleo-lucro) é dividido entre a União e
a(s) contratada(s).

Na figura 02 temos a demonstração do sistema de partilha proposto pelo novo marco regulatório,
com a representação dos papeis das empresas vencedoras da licitação e da união federal.

Segundo esse projeto de lei, a União poderá celebrar os contratos de duas formas: exclusivamente
com a Petrobras (100%) ou a partir de licitações, com livre participação das empresas, atribuindo-
se à Petrobras tanto a operação como um percentual mínimo de 30% em todos os consórcios.

Os contratos, até que seja publicada legislação específica, terão que pagar royalties, na forma da
Lei 9.478/97, e bônus de assinatura fixo, definido contrato a contrato, que não será critério 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. [2]




Pré-Sal Petróleo S/A

A Pré-Sal Petróleo foi criada em 07/07/2010 para monitorar as atividades sob o regime de partilha
do petróleo e gás do pré-sal, inclusive participando dos consórcios que se apresentarem (tendo
sempre a Petrobras como participante) para disputar a exploração de áreas do pré-sal. Entretanto,
ela não participará da venda do petróleo.

                                                     O Plenário do Senado aprovou o projeto do
                                                     governo sem modificações, mas recebeu uma
                                                     emenda de redação para mudança de nome.
                                                     Inicialmente, o nome da nova estatal seria
                                                     Petro-Sal, mas já existia uma empresa com
                                                     esse nome no Rio Grande do Norte. [4]

                                                  Observação: Todos os investimentos no pré-
                                                  sal serão feitos pela Petrobras e por eventuais
                                                  sócios. A Pré-Sal Petróleo S/A não será
                                                  responsável pela execução direta ou indireta
                                                  das       atividades       de       exploração,
desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo e gás natural e, por isso, não
concorrerá com a Petrobras nem compartilhará os recursos humanos ou financeiros. [2]

                                                            Princ. Engenharia de Petróleo   |   7
Marco Regulatório    Set, 2010




Fundo social

Nos termos previstos no projeto de lei, o Fundo Social será um fundo financeiro constituído por
recursos gerados pela partilha de produção, destinados às seguintes atividades prioritárias:
combate à pobreza, educação, cultura, ciência e tecnologia, e sustentabilidade ambiental.

A receita do Fundo Social será proveniente da comercialização 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. [2]




Cessão onerosa

A cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá ceder à Petrobras o direito de exercer
atividades de E&P, em determinadas áreas do Pré-Sal, sem licitação, no limite de até 5 bilhões de
barris de petróleo e gás natural. A companhia arcará com todos os custos e assumirá os riscos de
produção. O valor desta cessão onerosa será avaliado segundo 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 governo 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 melhores
                                            práticas da indústria do petróleo. Caberá à ANP e à
                                            Petrobras obter os citados laudos técnicos. [2]

          Figura – 04 (ilustrativa)

Com a apresentação dos laudos técnicos e diversas negociações entre a união Federal e a
Petrobras, o governo definiu quais foram as áreas de exploração (seis) - Franco, Iara, Florim, Tupi
Nordeste, Guará Leste e Tupi Sul. Juntas, elas fornecerão 4.999.569 barris de óleo equivalente.
                                                            Princ. Engenharia de Petróleo   |   8
Marco Regulatório    Set, 2010


O preço do barril variou de um poço para outro, oscilando de US$ 5,82 (Iara) a US$ 9,04 (Franco)
por barril de óleo equivalente. O preço médio da cessão onerosa foi calculado em US$ 8,51 por
barril de óleo equivalente. Desta forma, a cessão onerosa totalizou US$ 42,533 bilhões.

Franco será a principal área de exploração, respondendo por 3,058 bilhões dos cinco bilhões de
barris de óleo equivalente da cessão onerosa. [5]




Referências

[1] (IPEA)                                             Observação geral: Algumas citações em
                                                       referência    foram      resumidas   e
http://desafios2.ipea.gov.br/desafios/edi
                                                       interpretadas de acordo com o critério
coes/19/artigo14917-1.php
                                                       estabelecido pelo autor do material.
[2] (Petrobras)

http://www.petrobras.com.br/minisite/p
resal/pt/perguntas-respostas/default.asp

[3] (ANP – Agência Nacional de Petróleo)

http://www.anp.gov.br/?pg=19444&m=&
t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=
1282755430889

[4] (Valor online)

http://www.valoronline.com.br/online/p
etro-sal/39741/300267/senado-aprova-
criacao-da-petro-sal-mas-muda-nome

[5] (Valor online)

http://www.valoronline.com.br/online/e
mpresas/44/304509/barril-de-cessao-
onerosa-tera-preco-medio-de-us-851




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Trabalho prático #2 (marco regulatório - henrique santana 74278)

  • 1. Princípios da Engenharia do Petróleo Henrique Santana – RA 74278 Trabalho Prático # 2 Set, 2010 O Marco Regulatório do Petróleo no Brasil Entenda como estão sendo conduzidos os principais impactos na governança do ouro negro brasileiro
  • 2. Marco Regulatório Set, 2010 ÍNDICE  Definição  Histórico  O novo marco  Porque estamos mudando  Como funciona no mundo  Partilha  Pré-Sal Petróleo S/A  Fundo Social  Cessão onerosa  Referências Princ. Engenharia de Petróleo | 2
  • 3. Marco Regulatório Set, 2010 Definição É um conjunto de normas, leis e diretrizes que regulam o funcionamento dos setores nos quais agentes privados prestam serviços de utilidade pública. Parece complicado, mas não é. Um exemplo clássico de setor que precisa de marco regulatório no Brasil é o de telefonia. Em 1998, empresas privadas passaram a atuar no ramo e foi necessário o estabelecimento de critérios rígidos para garantir a continuidade, a qualidade e a confiabilidade dos serviços prestados à população. O mesmo aconteceu com a área de energia elétrica e a de administração de rodovias. A regulação é sempre feita por um organismo independente com condições de defender os interesses dos cidadãos, do governo e das empresas concessionárias que obtiveram o direito de explorar o setor. O marco regulatório é responsável pela criação de um ambiente que concilie a saúde econômico-financeira das empresas com as exigências e as expectativas do mercado consumidor. No caso específico da telefonia, esse organismo é a Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel). Existem muitas outras agências reguladoras, como a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e a Agência Nacional de Petróleo (ANP). Além de estabelecer as regras para o funcionamento do setor, o marco regulatório contempla a fiscalização do cumprimento das normas, com auditorias técnicas, e o estabelecimento de indicadores de qualidade. A criação de um marco regulatório claro e bem concebido é fundamental para estimular a confiança de investidores e consumidores e para o bom andamento do setor. [1] Histórico 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 exploratórios tinham alto risco, perspectiva de baixa rentabilidade, e o País era grande importador de petróleo. O marco regulatório que adotou o sistema de concessão foi criado, à época, para possibilitar retorno àqueles que assumiriam esse alto risco. [2] Em seguida a chamada “Rodada Zero” foi criada como um conjunto de negociações realizadas após a promulgação da Lei 9.478/97 do Petróleo para definir a participação (abertura de mercado) da Petrobras (Sociedade anônima de capital aberto e que atua em diversos segmentos da Princ. Engenharia de Petróleo | 3
  • 4. Marco Regulatório Set, 2010 indústria de óleo, gás e energia) que até então era a única executora do monopólio que a União exercia sobre as atividades de exploração e produção de petróleo. Consolidada em agosto de 1998, a Rodada Zero ratificou os direitos da Petrobras na forma de contratos de concessão, conforme a Lei do Petróleo, sobre 282 campos em produção. Estas concessões foram celebradas sem processo licitatório e cobriram área superior a 450.000 Km² em 115 blocos exploratórios. [3] O Novo Marco São as novas regras para exploração e produção de petróleo e gás natural na área de ocorrência da camada Pré- Sal e em áreas que venham a ser consideradas estratégicas. Estas regras foram enviadas pelo governo para apreciação do Poder Legislativo no dia 31 de agosto de 2009, na forma de quatro projetos de lei (PL). Figura – 01 (modelagem do novo marco regulatório) Os projetos de lei definem o sistema de partilha de produção para a exploração e a produção nas áreas ainda não licitadas do Pré-Sal; a criação de uma nova estatal (Pré-Sal Petróleo S/A); 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 cinco bilhões de barris, além de uma capitalização da Companhia. Com a aprovação do governo, o País passará a ter três sistemas para as atividades de E&P de petróleo e gás natural: concessão, partilha de produção e cessão onerosa. Na figura 01 temos a modelagem do novo marco regulatório com a responsabilidade de não alterar os processos nas áreas já concedidas, inclusive no Pré-sal. [2] Princ. Engenharia de Petróleo | 4
  • 5. Marco Regulatório Set, 2010 Porque estamos mudando O Brasil alcançou estabilidade econômica, atingiu a autossuficiência produtiva, os preços do petróleo estão significativamente 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 reservas brasileiras. Pelos testes realizados, sabe-se que o risco exploratório é baixo e a produtividade é alta nas descobertas localizadas na camada Pré-Sal. Com base neste cenário e o regime de partilha, o governo pretende obter maior controle da exploração dessa riqueza e fazer com que os recursos obtidos sejam revertidos de maneira mais equânime para a sociedade brasileira. Portanto, esse modelo é mais apropriado ao contexto atual e ao desenvolvimento social, econômico e ambiental do País. [2] Como funciona no mundo Cada país adota um diferente sistema ou sistemas que agregam características específicas, de acordo com as peculiaridades e necessidades de cada nação. Há três sistemas mais utilizados: concessão, partilha de produção e prestação de serviços. A principal 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 produção, respeitada a regulação existente. Caso haja uma 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. Figura – 02 (ilustrativa) Princ. Engenharia de Petróleo | 5
  • 6. Marco Regulatório Set, 2010 O sistema de partilha costuma ser usado por países com reservas abundantes e baixo risco exploratório. Nesses contratos, a companhia ou consórcio que executa as atividades assume o risco exploratório. Em caso de sucesso, tem os seus investimentos e custos ressarcidos em óleo (o chamado óleo-custo). O lucro da atividade resulta da dedução dos investimentos e custos de produção da receita total. Convertido em óleo, esse valor é chamado de óleo-lucro, que passa a ser repartido entre a companhia (ou consórcio) e o governo, em porcentagens variáveis. No sistema de prestação de serviços, uma empresa é contratada para realizar as atividades de exploração 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 países 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. [2] 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 ressarcidos apenas se fizerem descobertas comerciais. Esse pagamento é feito com o custo em óleo (chamado de óleo-custo), em valor suficiente para ressarcir as despesas da(s) empresa(s) contratada(s). Figura – 03 (sistema de partilha no Brasil) Princ. Engenharia de Petróleo | 6
  • 7. Marco Regulatório Set, 2010 O restante da produção (excedente em óleo, chamado de óleo-lucro) é dividido entre a União e a(s) contratada(s). Na figura 02 temos a demonstração do sistema de partilha proposto pelo novo marco regulatório, com a representação dos papeis das empresas vencedoras da licitação e da união federal. Segundo esse projeto de lei, a União poderá celebrar os contratos de duas formas: exclusivamente com a Petrobras (100%) ou a partir de licitações, com livre participação das empresas, atribuindo- se à Petrobras tanto a operação como um percentual mínimo de 30% em todos os consórcios. Os contratos, até que seja publicada legislação específica, terão que pagar royalties, na forma da Lei 9.478/97, e bônus de assinatura fixo, definido contrato a contrato, que não será critério 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. [2] Pré-Sal Petróleo S/A A Pré-Sal Petróleo foi criada em 07/07/2010 para monitorar as atividades sob o regime de partilha do petróleo e gás do pré-sal, inclusive participando dos consórcios que se apresentarem (tendo sempre a Petrobras como participante) para disputar a exploração de áreas do pré-sal. Entretanto, ela não participará da venda do petróleo. O Plenário do Senado aprovou o projeto do governo sem modificações, mas recebeu uma emenda de redação para mudança de nome. Inicialmente, o nome da nova estatal seria Petro-Sal, mas já existia uma empresa com esse nome no Rio Grande do Norte. [4] Observação: Todos os investimentos no pré- sal serão feitos pela Petrobras e por eventuais sócios. A Pré-Sal Petróleo S/A não será responsável pela execução direta ou indireta das atividades de exploração, desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo e gás natural e, por isso, não concorrerá com a Petrobras nem compartilhará os recursos humanos ou financeiros. [2] Princ. Engenharia de Petróleo | 7
  • 8. Marco Regulatório Set, 2010 Fundo social Nos termos previstos no projeto de lei, o Fundo Social será um fundo financeiro constituído por recursos gerados pela partilha de produção, destinados às seguintes atividades prioritárias: combate à pobreza, educação, cultura, ciência e tecnologia, e sustentabilidade ambiental. A receita do Fundo Social será proveniente da comercialização 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. [2] Cessão onerosa A cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá ceder à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P, em determinadas áreas do Pré-Sal, sem licitação, no limite de até 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural. A companhia arcará com todos os custos e assumirá os riscos de produção. O valor desta cessão onerosa será avaliado segundo 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 governo 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 melhores práticas da indústria do petróleo. Caberá à ANP e à Petrobras obter os citados laudos técnicos. [2] Figura – 04 (ilustrativa) Com a apresentação dos laudos técnicos e diversas negociações entre a união Federal e a Petrobras, o governo definiu quais foram as áreas de exploração (seis) - Franco, Iara, Florim, Tupi Nordeste, Guará Leste e Tupi Sul. Juntas, elas fornecerão 4.999.569 barris de óleo equivalente. Princ. Engenharia de Petróleo | 8
  • 9. Marco Regulatório Set, 2010 O preço do barril variou de um poço para outro, oscilando de US$ 5,82 (Iara) a US$ 9,04 (Franco) por barril de óleo equivalente. O preço médio da cessão onerosa foi calculado em US$ 8,51 por barril de óleo equivalente. Desta forma, a cessão onerosa totalizou US$ 42,533 bilhões. Franco será a principal área de exploração, respondendo por 3,058 bilhões dos cinco bilhões de barris de óleo equivalente da cessão onerosa. [5] Referências [1] (IPEA) Observação geral: Algumas citações em referência foram resumidas e http://desafios2.ipea.gov.br/desafios/edi interpretadas de acordo com o critério coes/19/artigo14917-1.php estabelecido pelo autor do material. [2] (Petrobras) http://www.petrobras.com.br/minisite/p resal/pt/perguntas-respostas/default.asp [3] (ANP – Agência Nacional de Petróleo) http://www.anp.gov.br/?pg=19444&m=& t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust= 1282755430889 [4] (Valor online) http://www.valoronline.com.br/online/p etro-sal/39741/300267/senado-aprova- criacao-da-petro-sal-mas-muda-nome [5] (Valor online) http://www.valoronline.com.br/online/e mpresas/44/304509/barril-de-cessao- onerosa-tera-preco-medio-de-us-851 Princ. Engenharia de Petróleo | 9