Projeto do pré-sal: PL-5938/2009

Atendendo a chamada do presidente Lula, fica nossa orientação para gestão do Fundo Social, tendo como premissa básica, ser gerido tendo Sustentabilidade como estratégia de gestão, começando por:

1 - Investir apenas em títulos do tesouro de nações soberanas que tenham ratificado o protocolo de kioto e futuros protocolos globais para a redução de emissões de GEE e comprometidos com a não intervenção/invasão militar de nações soberanas.
2 - Investir apenas em empresas certificadas por normas ambientais, que possuam inventário de emissões, projetos de redução de emissões implementados e operando sobre o regime de manufatura reversa.


Dispõe sobre a exploração e a produção de
petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos sob o regime de
partilha de produção, em áreas do pré-sal e
em áreas estratégicas, altera dispositivos da
Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997, e dá
outras providências.

O CONGRESSO NACIONAL decreta:
CAPÍTULO I
DAS DISPOSIÇÕES PRELIMINARES
Art. 1o Esta Lei dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas, e altera a
Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997.
CAPÍTULO II
DAS DEFINIÇÕES TÉCNICAS
Art. 2o Para os fins desta Lei, ficam estabelecidas as seguintes definições:
I - partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as
atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta
comercial, adquire o direito à restituição do custo em óleo, bem como a parcela do excedente em
óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato;
II - custo em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos, exigível unicamente em caso de descoberta comercial, correspondente
aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução das atividades de
exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações, sujeita a
limites, prazos e condições estabelecidos em contrato;
III - excedente em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de
outros hidrocarbonetos fluidos a ser repartida entre a União e o contratado, segundo critérios
definidos em contrato, resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas
relativas ao custo em óleo, aos royalties e, quando exigível, à participação de que trata o art. 43;
IV - área do pré-sal: região do subsolo formada por um prisma vertical de
profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de
seus vértices estabelecidas no Anexo desta Lei, bem como outras regiões que venham a ser
delimitadas, em ato do Poder Executivo, de acordo com a evolução do conhecimento geológico;
V - área estratégica: região de interesse para o desenvolvimento nacional,
delimitada em ato do Poder Executivo, caracterizada pelo baixo risco exploratório e elevado
potencial de produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos;
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VI - operador: a Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS, responsável pela
condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação,
desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção;
VII - contratado: a PETROBRAS ou, quando for o caso, o consórcio por ela
constituído com o vencedor da licitação para a exploração e produção de petróleo, de gás natural
e de outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção;
VIII - conteúdo local: proporção entre o valor dos bens produzidos e dos serviços
prestados no País para execução do contrato e o valor total dos bens utilizados e dos serviços
prestados para essa finalidade;
IX - individualização da produção: procedimento que visa à divisão do resultado
da produção e ao aproveitamento racional dos recursos naturais da União por meio da unificação
do desenvolvimento e da produção relativos à jazida que se estenda além de bloco concedido ou
contratado sob o regime de partilha de produção;
X - ponto de medição: local definido no plano de desenvolvimento de cada campo
onde é realizada a medição volumétrica do petróleo ou do gás natural produzido, conforme
regulação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP;
XI - ponto de partilha: local em que há divisão entre a União e o contratado do
petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos produzidos, nos termos do respectivo
contrato de partilha de produção;
XII - bônus de assinatura: valor fixo devido à União pelo contratado, a ser pago
no ato da celebração e nos termos do respectivo contrato de partilha de produção; e
XIII - royalties: compensação financeira devida aos Estados, ao Distrito Federal e
aos Municípios, bem como a órgãos da administração direta da União, em função da produção de
petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de
produção, nos termos do § 1o do art. 20 da Constituição.
CAPÍTULO III
DO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
Seção I
Das Disposições Gerais
Art. 3o A exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos na área do pré-sal e em áreas estratégicas serão contratadas pela União
no regime de partilha de produção, na forma desta Lei.
Art. 4o A PETROBRAS será a operadora de todos os blocos contratados sob o
regime de partilha de produção, sendo-lhe assegurada, a este título, participação mínima no
consórcio previsto no art. 20.
Art. 5o A União não assumirá os riscos das atividades de exploração, avaliação,
desenvolvimento e produção decorrentes dos contratos de partilha de produção.
Art. 6o Os custos e os investimentos necessários à execução do contrato de
partilha de produção serão integralmente suportados pelo contratado, cabendo-lhe, no caso de
descoberta comercial, a sua restituição nos termos do inciso II do art. 2o.
Parágrafo único. A União, por intermédio de fundo específico criado por lei,
poderá participar dos investimentos nas atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e
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produção na área do pré-sal e em áreas estratégicas, caso em que assumirá os riscos
correspondentes à sua participação, nos termos do respectivo contrato.
Art. 7o Previamente à contratação sob o regime de partilha de produção, o
Ministério de Minas e Energia, diretamente ou por meio da ANP, poderá promover a avaliação
do potencial das áreas do pré-sal e das áreas estratégicas.
Parágrafo único. A PETROBRAS poderá ser contratada diretamente para realizar
estudos exploratórios necessários à avaliação prevista no caput.
Art. 8o A União, por intermédio do Ministério de Minas e Energia, celebrará os
contratos de partilha de produção:
I - diretamente com a PETROBRAS, dispensada a licitação; ou
II - mediante licitação na modalidade leilão.
§ 1o A gestão dos contratos previstos no caput caberá a empresa pública a ser
criada com este propósito.
§ 2o A empresa pública de que trata o § 1o não assumirá os riscos e não
responderá pelos custos e investimentos referentes às atividades de exploração, avaliação,
desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção decorrentes
dos contratos de partilha de produção.
Seção II
Das Competências do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE
Art. 9o O Conselho Nacional de Política Energética - CNPE tem como
competências, entre outras definidas na legislação, propor ao Presidente da República:
I - o ritmo de contratação dos blocos sob o regime de partilha de produção,
observando-se a política energética, o desenvolvimento e a capacidade da indústria nacional para
o fornecimento de bens e serviços;
II - os blocos que serão destinados à contratação direta com a PETROBRAS sob o
regime de partilha de produção;
III - os blocos que serão objeto de leilão para contratação sob o regime de partilha
de produção;
IV - os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção;
V - a delimitação de outras regiões a serem classificadas como área do pré-sal e as
áreas a serem classificadas como estratégicas, conforme a evolução do conhecimento geológico;
VI - a política de comercialização do petróleo destinado à União nos contratos de
partilha de produção; e
VII - a política de comercialização do gás natural proveniente dos contratos de
partilha de produção, observada a prioridade de abastecimento do mercado nacional.
Seção III
Das Competências do Ministério de Minas e Energia
Art. 10. Caberá ao Ministério de Minas e Energia, entre outras competências:
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I - planejar o aproveitamento do petróleo e do gás natural;
II - propor ao CNPE, ouvida a ANP, a definição dos blocos que serão objeto de
concessão ou de partilha de produção;
III - propor ao CNPE os seguintes parâmetros técnicos e econômicos dos
contratos de partilha de produção:
a) os critérios para definição do excedente em óleo da União;
b) o percentual mínimo do excedente em óleo da União;
c) a participação mínima da PETROBRAS no consórcio previsto no art. 20, que
não poderá ser inferior a trinta por cento;
d) os critérios e os percentuais máximos da produção anual destinados ao
pagamento do custo em óleo;
e) o conteúdo local mínimo e outros critérios relacionados ao desenvolvimento da
indústria nacional; e
f) o valor do bônus de assinatura, bem como a parcela a ser destinada à empresa
pública de que trata o § 1o do art. 8o;
IV - estabelecer as diretrizes a serem observadas pela ANP para promoção da
licitação prevista no inciso II do art. 8o, bem como para a elaboração das minutas dos editais e
dos contratos de partilha de produção; e
V - aprovar as minutas dos editais de licitação e dos contratos de partilha de
produção elaborados pela ANP.
Seção IV
Das Competências da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP
Art. 11. Caberá à ANP, entre outras competências definidas em lei:
I - promover estudos técnicos para subsidiar o Ministério de Minas e Energia na
delimitação dos blocos que serão objeto de contrato de partilha de produção;
II - elaborar e submeter à aprovação do Ministério de Minas e Energia as minutas
dos contratos de partilha de produção e dos editais, no caso de licitação;
III - promover as licitações previstas no inciso II do art. 8o;
IV - fazer cumprir as melhores práticas da indústria do petróleo;
V - analisar e aprovar, de acordo com o disposto no inciso IV, os planos de
exploração, de avaliação e de desenvolvimento da produção, bem como os programas anuais de
trabalho e de produção relativos aos contratos de partilha de produção; e
VI - regular e fiscalizar as atividades realizadas sob o regime de partilha de
produção, nos termos do inciso VII do art. 8o da Lei no 9.478, de 1997.
Seção V
Da Contratação Direta
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Art. 12. O CNPE proporá ao Presidente da República os casos em que, com vistas
à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética,
a PETROBRAS será contratada diretamente pela União para a exploração e produção de
petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção.
Parágrafo único. Os parâmetros da contratação prevista no caput serão propostos
pelo CNPE, nos termos do inciso IV do art. 9o e inciso III do art. 10, no que couber.
Seção VI
Da Licitação
Art. 13. A licitação para a contratação sob o regime de partilha de produção
obedecerá ao disposto nesta Lei, nas normas a serem expedidas pela ANP e no respectivo edital.
Art. 14. A PETROBRAS poderá participar da licitação prevista no inciso II do
art. 8o para ampliar a sua participação mínima definida nos termos da alínea “c” do inciso III do
art. 10.
Subseção I
Do Edital de Licitação
Art. 15. O edital de licitação será acompanhado da minuta básica do respectivo
contrato e indicará, obrigatoriamente:
I - o bloco objeto do contrato de partilha de produção;
II - o critério de julgamento da licitação, nos termos do art. 18;
III - o percentual mínimo do excedente em óleo da União;
IV - a formação do consórcio previsto no art. 20 e a respectiva participação
mínima da PETROBRAS;
V - os critérios e os percentuais máximos da produção anual destinados ao
pagamento do custo em óleo;
VI - os critérios para definição do excedente em óleo do contratado;
VII - o programa exploratório mínimo e os investimentos estimados
correspondentes;
VIII - o conteúdo local mínimo e outros critérios relacionados ao
desenvolvimento da indústria nacional;
IX - o valor do bônus de assinatura, bem como a parcela a ser destinada à empresa
pública de que trata o § 1o do art. 8o;
X - as regras e as fases da licitação;
XI - as regras aplicáveis à participação conjunta de empresas na licitação;
XII - a relação de documentos exigidos e os critérios de habilitação técnica,
jurídica, econômico-financeira e fiscal dos licitantes;
XIII - a garantia a ser apresentada pelo licitante para sua habilitação;
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XIV - o prazo, o local e o horário em que serão fornecidos, aos licitantes, os
dados, estudos e demais elementos e informações necessários à elaboração das propostas, bem
como o custo de sua aquisição; e
XV - o local, o horário e a forma para apresentação das propostas.
Art. 16. Quando permitida a participação conjunta de empresas na licitação, o
edital conterá, entre outras, as seguintes exigências:
I - comprovação de compromisso, público ou particular, de constituição do
consórcio previsto no art. 20, subscrito pelas proponentes;
II - indicação da empresa responsável no processo licitatório, sem prejuízo da
responsabilidade solidária das demais proponentes;
III - apresentação, por parte de cada uma das empresas proponentes, dos
documentos exigidos para efeito de avaliação da qualificação técnica e econômico-financeira do
consórcio a ser constituído; e
IV - proibição de participação de uma mesma empresa, conjunta ou isoladamente,
em mais de uma proposta na licitação de um mesmo bloco.
Art. 17. O edital conterá a exigência de que a empresa estrangeira que concorrer em
conjunto com outras empresas ou isoladamente deverá apresentar com sua proposta e em envelope
separado:
I - prova de capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e
fiscal;
II - inteiro teor dos atos constitutivos e prova de encontrar-se organizada e em
funcionamento regular, conforme a lei de seu país;
III - designação de um representante legal junto à ANP, com poderes especiais
para a prática de atos e assunção de responsabilidades relativamente à licitação e à proposta
apresentada; e
IV - compromisso de constituir empresa segundo as leis brasileiras, com sede e
administração no Brasil, caso seja vencedora da licitação.
Subseção II
Do Julgamento da Licitação
Art. 18. O julgamento da licitação identificará a proposta mais vantajosa segundo
o critério da oferta de maior excedente em óleo para a União, respeitado o percentual mínimo
definido nos termos da alínea “b” do inciso III do art. 10.
Seção VII
Do Consórcio
Art. 19. A PETROBRAS, quando contratada diretamente ou no caso de ser
vencedora isolada da licitação, deverá constituir consórcio com a empresa pública de que trata o
§ 1o do art. 8o, na forma do disposto no art. 279 da Lei no 6.404, de 15 de dezembro de 1976.
Art. 20. O licitante vencedor deverá constituir consórcio com a PETROBRAS e
com a empresa pública de que trata o § 1o do art. 8o, na forma do disposto no art. 279 da Lei no
6.404, de 1976.
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§ 1o A participação da PETROBRAS no consórcio implicará sua adesão às regras
do edital e à proposta vencedora.
§ 2o Os direitos e obrigações patrimoniais da PETROBRAS e demais contratados
serão proporcionais à sua participação no consórcio.
§ 3o O contrato de constituição de consórcio deverá indicar a PETROBRAS
como responsável pela execução do contrato, sem prejuízo da responsabilidade solidária das
consorciadas perante o contratante ou terceiros, observado o disposto no § 2o do art. 8o.
Art. 21. A empresa pública de que trata o § 1o do art. 8o integrará o consórcio
como representante dos interesses da União no contrato de partilha de produção.
Art. 22. A administração do consórcio caberá ao seu comitê operacional.
Art. 23. O comitê operacional será composto por representantes da empresa
pública de que trata o § 1o do art. 8o e dos demais consorciados.
Parágrafo único. A empresa pública de que trata o § 1o do art. 8o indicará a
metade dos integrantes do comitê operacional, inclusive o seu presidente, cabendo aos demais
consorciados a indicação dos outros integrantes.
Art. 24. Caberá ao comitê operacional:
I - definir os planos de exploração a serem submetidos à análise e aprovação da
ANP;
II - definir o plano de avaliação de descoberta de jazida de petróleo e de gás
natural a ser submetido à análise e aprovação da ANP;
III - declarar a comercialidade de cada jazida descoberta e definir o plano de
desenvolvimento da produção do campo, a ser submetido à análise e aprovação da ANP;
IV - definir os programas anuais de trabalho e de produção a serem submetidos à
análise e aprovação da ANP;
V - analisar e aprovar os orçamentos relacionados às atividades de exploração,
avaliação, desenvolvimento e produção previstas no contrato;
VI - supervisionar as operações e aprovar a contabilização dos custos realizados;
VII - definir os termos do acordo de individualização da produção a ser firmado
com o titular da área adjacente, observado o disposto no Capítulo IV desta Lei; e
VIII - outras atribuições definidas no contrato de partilha de produção.
Art. 25. O presidente do comitê operacional terá poder de veto e voto de
qualidade, conforme previsto no contrato de partilha de produção.
Art. 26. A assinatura do contrato de partilha de produção ficará condicionada à
comprovação do arquivamento do instrumento constitutivo do consórcio no Registro do
Comércio do lugar da sua sede.
Seção VIII
Do Contrato de Partilha de Produção
Art. 27. O contrato de partilha de produção preverá duas fases:
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I - a de exploração, que incluirá as atividades de avaliação de eventual descoberta
de petróleo ou gás natural, para determinação de sua comercialidade; e
II - a de produção, que incluirá as atividades de desenvolvimento.
Art. 28. O contrato de partilha de produção de petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos não se estende a nenhum outro recurso natural, ficando o operador
obrigado a informar a sua descoberta, nos termos do inciso I do art. 30.
Art. 29. São cláusulas essenciais do contrato de partilha de produção:
I - a definição do bloco objeto do contrato;
II - a obrigação de o contratado assumir os riscos das atividades de exploração,
avaliação, desenvolvimento e produção;
III - a indicação das garantias a serem prestadas pelo contratado;
IV - o direito do contratado ao recebimento do custo em óleo, exigível unicamente
em caso de descoberta comercial;
V - os limites, prazos, critérios e condições para o cálculo e o pagamento do custo
em óleo;
VI - os critérios para cálculo do valor do petróleo ou gás natural, em função dos
preços de mercado, da especificação do produto e da localização do campo;
VII - as regras e os prazos para a repartição do excedente em óleo, podendo incluir
critérios relacionados à eficiência econômica, à rentabilidade, ao volume de produção e à variação do
preço do petróleo e do gás natural, observado o percentual estabelecido segundo o disposto no art.
18;
VIII - as atribuições, a composição, o funcionamento, a forma de tomada de
decisões e de solução de controvérsias no âmbito do comitê operacional;
IX - as regras de contabilização, bem como os procedimentos para
acompanhamento e controle das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e
produção;
X - as regras para a realização de atividades, por conta e risco do contratado, que
não implicarão qualquer obrigação para a União ou contabilização no valor do custo em óleo;
XI - o prazo de duração da fase de exploração e as condições para sua
prorrogação;
XII - o programa exploratório mínimo e as condições para sua revisão;
XIII - os critérios para formulação e revisão dos planos de exploração e de
desenvolvimento da produção, bem como respectivos planos de trabalhos, incluindo os pontos de
medição e de partilha do petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos produzidos;
XIV - a obrigatoriedade de o contratado fornecer à ANP e à empresa pública de
que trata o § 1o do art. 8o relatórios dados e informações relativos à execução do contrato;
XV - os critérios para devolução e desocupação de áreas pelo contratado,
inclusive para a retirada de equipamentos e instalações, e reversão de bens;
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XVI - as penalidades aplicáveis em caso de inadimplemento das obrigações
contratuais;
XVII - os procedimentos relacionados à cessão dos direitos e obrigações relativos
ao contrato, conforme o disposto no art. 31;
XVIII - as regras sobre solução de controvérsias, podendo prever conciliação e
arbitragem;
XIX - o prazo de vigência do contrato, limitado a trinta e cinco anos, e as
condições para a sua extinção; e
XX - o valor e a forma de pagamento do bônus de assinatura.
Art. 30. A PETROBRAS, na condição de operadora do contrato de partilha de
produção, deverá:
I - informar ao comitê operacional e à ANP, no prazo contratual, a descoberta de
qualquer jazida de petróleo, de gás natural, de outros hidrocarbonetos fluidos ou de quaisquer
minerais;
II - submeter à aprovação do comitê operacional o plano de avaliação de
descoberta de jazida de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, para
determinação de sua comercialidade;
III - realizar a avaliação da descoberta de jazida de petróleo e de gás natural nos
termos do plano de avaliação aprovado pela ANP, apresentando relatório de comercialidade ao
comitê operacional;
IV - submeter ao comitê operacional o plano de desenvolvimento da produção do
campo, bem como os planos de trabalho e de produção, contendo cronogramas e orçamentos;
V - adotar as melhores práticas da indústria do petróleo, obedecendo às normas e
procedimentos técnicos e científicos pertinentes, e utilizando técnicas apropriadas de
recuperação, objetivando a racionalização da produção e o controle do declínio das reservas; e
VI - encaminhar ao comitê operacional todos os dados e documentos relativos às
atividades realizadas.
Art. 31. A cessão dos direitos e obrigações relativos ao contrato de partilha de
produção somente poderá ocorrer mediante prévia e expressa autorização do Ministério de Minas
e Energia, ouvida a ANP, observadas as seguintes condições:
I - preservação do objeto contratual e de suas condições;
II - atendimento, por parte do cessionário, dos requisitos técnicos, econômicos e
jurídicos estabelecidos pelo Ministério de Minas e Energia; e
III - exercício do direito de preferência dos demais consorciados, na proporção de
suas participações no consórcio.
Parágrafo único. A PETROBRAS somente poderá ceder a participação nos
contratos de partilha de produção que obtiver como vencedora da licitação, nos termos do art. 14.
Art. 32. O contrato de partilha de produção extinguir-se-á:
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I - pelo vencimento do seu prazo;
II - por acordo entre as partes;
III - pelos motivos de resolução nele previstos;
IV - ao término da fase de exploração, sem que tenha sido feita qualquer
descoberta comercial, conforme definido no contrato;
V - pelo exercício do direito de desistência pelo contratado na fase de exploração,
desde que cumprido o programa exploratório mínimo ou pago o valor correspondente à parcela
não cumprida, conforme previsto no contrato; e
VI - pela recusa em firmar o acordo de individualização da produção, após
decisão da ANP.
§ 1o A devolução de áreas não implicará obrigação de qualquer natureza para a
União, nem conferirá ao contratado qualquer direito de indenização pelos serviços e bens.
§ 2o Extinto o contrato de partilha de produção, o contratado fará a remoção dos
equipamentos e bens que não sejam objeto de reversão, ficando obrigado a reparar ou indenizar
os danos decorrentes de suas atividades e praticar os atos de recuperação ambiental determinados
pelas autoridades competentes.
CAPÍTULO IV
DA INDIVIDUALIZAÇÃO DA PRODUÇÃO
Art. 33. O procedimento de individualização da produção de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos deverá ser instaurado quando se identificar que a
jazida se estende além do bloco concedido ou contratado sob o regime de partilha de produção.
§ 1o O concessionário ou o contratado sob o regime de partilha de produção
deverá informar à ANP que a jazida será objeto de acordo de individualização da produção.
§ 2o A ANP determinará o prazo para que os interessados celebrem o acordo de
individualização da produção, observadas as diretrizes do CNPE.
Art. 34. A ANP regulará os procedimentos e as diretrizes para elaboração do
acordo de individualização da produção, o qual estipulará:
I - a participação de cada uma das partes na jazida individualizada, bem como as
hipóteses e os critérios de sua revisão;
II - o plano de desenvolvimento da área objeto da individualização da produção; e
III - os mecanismos de solução de controvérsias.
Parágrafo único. A ANP acompanhará a negociação entre os interessados sobre
os termos do acordo de individualização da produção.
Art. 35. O acordo de individualização da produção indicará o operador da
respectiva jazida.
Art. 36. A União, representada pela empresa pública referida no § 1o do art. 8o e
com base nas avaliações realizadas pela ANP, celebrará com os interessados, nos casos em que
as jazidas da área do pré-sal e das áreas estratégicas se estendam por áreas não concedidas ou
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não partilhadas, acordo de individualização da produção, cujos termos e condições obrigarão o
futuro concessionário ou contratado sob regime de partilha de produção.
§ 1o A ANP deverá fornecer à empresa pública referida no § 1o do art. 8o todas as
informações necessárias para o acordo de individualização da produção.
§ 2o O regime de exploração e produção a ser adotado nas áreas de que trata o
caput independe do regime vigente nas áreas adjacentes.
Art. 37. A União, representada pela ANP, celebrará com os interessados, após as
devidas avaliações, nos casos em que a jazida não se localize na área do pré-sal ou em áreas
estratégicas e se estenda por áreas não concedidas, acordo de individualização da produção,
cujos termos e condições obrigarão o futuro concessionário.
Art. 38. A ANP poderá contratar diretamente a PETROBRAS para realizar as
atividades de avaliação das jazidas previstas nos arts. 36 e 37.
Art. 39. Os acordos de individualização da produção serão submetidos à prévia
aprovação da ANP.
Parágrafo único. A ANP deverá se manifestar em até sessenta dias, contados do
recebimento da proposta de acordo.
Art. 40. Transcorrido o prazo estabelecido no § 2o do art. 33 e não havendo
acordo entre as partes, caberá à ANP determinar, em até cento e vinte dias e com base em laudo
técnico, a forma como serão apropriados os direitos e obrigações sobre a jazida e notificar as
partes para que firmem o respectivo acordo de individualização da produção.
Parágrafo único. A recusa de uma das partes em firmar o acordo de
individualização da produção implicará resilição dos contratos de concessão ou de partilha de
produção.
Art. 41. O desenvolvimento e a produção da jazida ficarão suspensos enquanto
não aprovado o acordo de individualização da produção, exceto nos casos autorizados e sob as
condições definidas pela ANP.
CAPÍTULO V
DAS RECEITAS GOVERNAMENTAIS NO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
Art. 42. O regime de partilha de produção terá as seguintes receitas
governamentais:
I - royalties; e
II - bônus de assinatura.
§ 1o Os royalties correspondem à compensação financeira pela exploração de
petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o § 1o do art. 20 da
Constituição, vedada sua inclusão no cálculo do custo em óleo.
§ 2o O bônus de assinatura não integra o custo em óleo e corresponde a valor fixo
devido à União, pelo contratado, e será estabelecido pelo contrato de partilha de produção,
devendo ser pago no ato da sua assinatura.
Art. 43. O contrato de partilha de produção, quando o bloco se localizar em terra,
conterá cláusula determinando o pagamento, em moeda nacional, de participação equivalente a
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até um por cento do valor da produção de petróleo ou gás natural aos proprietários da terra onde
se localiza o bloco.
§ 1o A participação a que se refere o caput será distribuída na proporção da
produção realizada nas propriedades regularmente demarcadas na superfície do bloco, vedada
sua inclusão no cálculo do custo em óleo.
§ 2o O cálculo da participação de terceiro de que trata o caput será efetivado pela
ANP.
CAPÍTULO VI
DA COMERCIALIZAÇÃO DO PETRÓLEO, DO GÁS NATURAL E DE OUTROS
HIDROCARBONETOS FLUIDOS DA UNIÃO
Art. 44. O petróleo, o gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos destinados à
União serão comercializados de acordo com as normas do direito privado, dispensada a licitação,
segundo a política de comercialização referida nos incisos VI e VII do art. 9o.
Parágrafo único. A empresa pública de que trata o § 1o do art. 8o, representando a
União, poderá contratar diretamente a PETROBRAS, dispensada a licitação, como agente
comercializador do petróleo, do gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos referidos no
caput.
Art. 45. A receita advinda da comercialização referida no art. 44 será destinada a
fundo de natureza contábil e financeira, criado por lei específica com a finalidade de constituir
fonte regular de recursos para a realização de projetos e programas nas áreas de combate à
pobreza e desenvolvimento da educação, da cultura, da ciência e tecnologia e da sustentabilidade
ambiental.
CAPÍTULO VII
DAS DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS
Art. 46. Aplicam-se às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e
produção de que trata esta Lei, os regimes aduaneiros especiais e os incentivos fiscais aplicáveis
à industria de petróleo no Brasil.
Art. 47. A Lei no 9.478, de 1997, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 2o .....................................................................................................................
..............................................................................................................................................
VIII - definir os blocos a serem objeto de concessão ou partilha de produção;
IX - definir a estratégia e a política de desenvolvimento econômico e tecnológico
da indústria de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como de
sua cadeia de suprimento;
X - induzir o incremento dos índices mínimos de conteúdo local de bens e
serviços, a serem observados em licitações e contratos de concessão e de partilha de
produção, observado o disposto no inciso IX.
.................................................................................................................................. ” (NR)
“Art. 5o As atividades econômicas de que trata o art. 4o desta Lei serão reguladas
e fiscalizadas pela União e poderão ser exercidas, mediante concessão, autorização ou
contratação sob o regime de partilha de produção, por empresas constituídas sob as leis
brasileiras, com sede e administração no País.” (NR)
13
“Art. 8o .....................................................................................................................
..............................................................................................................................................
II - promover estudos visando à delimitação de blocos, para efeito de concessão
ou contratação sob o regime de partilha de produção das atividades de exploração,
desenvolvimento e produção;
.................................................................................................................................. ” (NR)
“Art. 21. Todos os direitos de exploração e produção de petróleo, de gás natural e
de outros hidrocarbonetos fluidos em território nacional, nele compreendidos a parte
terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva,
pertencem à União, cabendo sua administração à ANP, ressalvadas as competências de
outros órgãos e entidades expressamente estabelecidas em lei.” (NR)
“Art. 22. ...................................................................................................................
..............................................................................................................................................
§ 3o O Ministério de Minas e Energia terá acesso irrestrito e gratuito ao acervo a
que se refere o caput deste artigo, com o objetivo de realizar estudos e planejamento
setorial, mantido o sigilo a que esteja submetido, quando for o caso.” (NR)
“Art. 23. As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e
de gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação,
na forma estabelecida nesta Lei, ou sob o regime de partilha de produção nas áreas do
pré-sal e nas áreas estratégicas, conforme legislação específica.
..................................................................................................................................” (NR)
Art. 48. Enquanto não for criada a empresa pública de que trata o § 1o do art. 8o,
suas competências serão exercidas pela União, por intermédio da ANP, podendo ainda ser
delegadas por meio de ato do Poder Executivo.
Art. 49. Enquanto não for aprovada lei sobre a participação prevista no § 1o do
artigo 20 da Constituição, aplicar-se-á o art. 50 da Lei no 9.478, de agosto de 1997, com a
redação dada pelas Leis nos 10.261, de 2001 e 10.848, de 2004, ao modelo previsto nesta Lei,
cuja participação do referido art. 50 será calculada sobre o excedente em óleo referido no inciso
III, do art. 2o e será deduzida e paga da parcela da produção atribuível à União referida no art.
45.
Parágrafo único. A distribuição dessa participação será a disciplinada pelo § 2o, do
art. 50, da referida Lei no 9.478, de 1997.
Art. 50. Até que seja publicada legislação específica para o regime de partilha de
produção, o pagamento dos royalties devidos pelo contratado sob o regime de partilha de
produção observará o disposto nas Leis nos 7.990, de 28 de dezembro de 1989, e 9.478, de1997.
Art. 51. O Poder Executivo regulamentará o disposto nesta Lei.
Art. 52. Esta Lei entra em vigor na data de sua publicação.
Art. 53. Ficam revogados o § 1o do art. 23 e o art. 27 da Lei no 9.478, de 6 de
agosto de 1997.
Brasília,
14
A N E X O
POLÍGONO PRÉ-SAL
COORDENADAS POLICÔNICA/SAD69/MC54
Longitude (W) Latitude (S) VÉRTICES
5828309.85 7131717.65 1
5929556.50 7221864.57 2
6051237.54 7283090.25 3
6267090.28 7318567.19 4
6435210.56 7528148.23 5
6424907.47 7588826.11 6
6474447.16 7641777.76 7
6549160.52 7502144.27 8
6502632.19 7429577.67 9
6152150.71 7019438.85 10
5836128.16 6995039.24 11
5828309.85 7131717.65 1
15
E.M.I. nº 00038 - MME/MF/MDIC/MP/CCIVIL
Brasília, 31 de agosto de 2009
Excelentíssimo Senhor Presidente da República,
Temos a honra de submeter à elevada consideração de Vossa Excelência
proposta de Projeto de Lei que dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção em áreas do
Pré-Sal e em áreas estratégicas, e altera dispositivos da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997.
2. O anúncio da descoberta de grandes quantidades de petróleo e gás em nova
província petrolífera, denominada Pré-Sal, na Bacia de Santos, no ano de 2007, levou o
Conselho Nacional de Política Energética - CNPE a emitir a Resolução no 6, de 8 novembro de
2007, que, então, determinou a exclusão da 9a Rodada de Licitações da Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP de quarenta e um blocos situados nas Bacias do
Espírito Santo, de Campos e de Santos.
3. Tal exclusão decorreu do fato de os blocos estarem dentro da nova província,
apresentando grande potencial para novas descobertas, o que levou o Governo a avaliar a
necessidade de mudanças, no atual marco legal, destinadas a contemplar este novo paradigma na
exploração e produção de petróleo e gás natural, de modo a aumentar o controle e a participação
da União nos futuros empreendimentos e, ao mesmo tempo, respeitar os contratos de concessão
vigentes.
4. Portanto, considerando o novo contexto, mostrou-se evidente que o atual marco
regulatório firmado pela Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997 – Lei do Petróleo – não é
suficiente para permitir, em vários sentidos, o adequado aproveitamento das reservas descobertas
na nova província petrolífera do Pré-Sal. O marco regulatório vigente, que dispõe sobre a
política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo e institui o
Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo, foi fundamentado
nas premissas que levaram à promulgação da Emenda Constitucional no 9, de 1995. Assim,
disciplinou-se a possibilidade de a União contratar as atividades de pesquisa e lavra das jazidas
de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, existentes no território nacional, por
meio de concessão, a serem desenvolvidas por empresas constituídas sob as leis brasileiras e com
sede e administração no País.
5. O referido marco legal foi concebido de modo a contemplar as condições
vigentes àquela época, quando o País tinha produção relativamente pequena, o barril de petróleo
era cotado em torno de dezenove dólares e o risco exploratório era considerado elevado.
16
6. Ocorre que a legislação atualmente vigente não prevê outras possibilidades de
contratação das atividades de pesquisa e lavra de hidrocarbonetos de forma diversa do modelo de
concessão. De acordo com este modelo, o concessionário exerce, por sua conta e risco, as atividades
de exploração e produção de petróleo e gás natural, adquirindo, após a extração, a propriedade de
todos os hidrocarbonetos produzidos. Em compensação, paga ao poder concedente bônus de
assinatura, royalties e participações especiais, cujos valores, nos dois últimos casos, dependem, em
regra, do volume de produção do petróleo e do gás natural extraídos.
7. Esse modelo, em que cabe ao concessionário a totalidade do risco e dos
rendimentos obtidos com a exploração, mostra-se incompatível com a natureza da área do Pré-
Sal. De fato, os dados geológicos atuais indicam a ocorrência de reservatórios do tipo carbonato
microbial abaixo de uma extensa camada de sal que vão do litoral do Espírito Santo até o litoral
de Santa Catarina. A área estimada é de 149 mil km², com aproximadamente 800 km de extensão
e, em algumas áreas, 200 km de largura, sob lâmina d'água de 800 a 3000 metros de
profundidade e soterramento de 3 a 4 mil metros. Testes indicaram a existência de grandes
volumes de óleo leve de alto valor comercial (30 graus API), com grande quantidade de gás
natural associado. Trata-se de áreas nas quais são estimados riscos exploratórios extremamente
baixos e grandes rentabilidades, o que determina a necessidade de marco regulatório coerente
com a preservação do interesse nacional, mediante maior participação nos resultados e maior
controle da riqueza potencial pela União e em benefício da sociedade.
8. A confirmação das reservas potenciais relativas às descobertas no Pré-Sal pode
colocar o País entre os maiores produtores do mundo. Trata-se de nova fronteira de produção de
petróleo e gás natural cuja descoberta resulta de esforços de longos anos da ANP e da Petróleo
Brasileiro S. A. - PETROBRAS. Cabe ressaltar que, em face de sua comprovada capacidade técnica,
a PETROBRAS é a principal operadora na área e responsável pelo descobrimento da nova província.
9. Evidenciando o enorme potencial do Pré-Sal, em novembro de 2007, a
PETROBRAS anunciou que apenas a área de Tupi, no Bloco BMS-11, localizada em águas de
cerca de 2.200 m de lâmina d'água, com camadas de sal de 2.000 m de espessura, apresenta
perspectiva de volume recuperável de até 8 bilhões de barris de petróleo equivalente. Trata-se de
uma das maiores descobertas ocorridas no mundo nos últimos trinta anos. No prospecto Iara, no
mesmo Bloco, as estimativas da PETROBRAS indicam volume recuperável de 3 a 4 bilhões de
barris de petróleo equivalente. Analogamente, o prospecto Guará, no bloco BMS-9, pode ter
considerável volume recuperável. À medida que as pesquisas avancem, novas reservas deverão
surgir nessas áreas promissoras.
10. Destaque-se que o cenário mundial sofreu mudanças significativas desde a
promulgação da Lei do Petróleo. Em 2008, em situação de grande desenvolvimento econômico
mundial, quando o barril de petróleo chegou a estar cotado a US$ 147.00, o mundo contabilizava
diversas disputas entre países desencadeadas pela necessidade de fornecimento regular de energia.
Tal cenário, associado às descobertas mencionadas, mostra-se extremamente favorável ao Brasil que,
devido à sua estabilidade política e robustez de sua economia, pode se transformar, no médio prazo,
em confiável fornecedor mundial de petróleo, gás natural e seus derivados.
11. Contudo, as premissas adotadas pela Lei do Petróleo são inadequadas a esse
novo cenário, ao grau de risco e às perspectivas de rentabilidade presentes no Pré-Sal. Arranjos
pontuais como o aumento das participações governamentais previstas na Lei do Petróleo também
não atendem à complexidade desse novo paradigma e às responsabilidades da União.
17
12. A Resolução no 6, de 2007, do CNPE, determinou, também, ao Ministério de
Minas e Energia que avaliasse, no mais curto prazo possível, as mudanças necessárias no marco
legal que contemplassem o novo paradigma de exploração e produção de petróleo e gás natural,
fruto da descoberta da nova província petrolífera, respeitando os contratos em vigor. Desde
então, portanto, foram realizados estudos e discussões técnicas com esta finalidade.
13. Ainda por determinação de Vossa Excelência, em 17 de julho de 2008, foi
constituída Comissão Interministerial com a finalidade de estudar e propor as alterações
necessárias na legislação, no que se refere à exploração e à produção de petróleo e gás natural
nas novas províncias petrolíferas. A Comissão foi integrada pelos Ministros de Estado de Minas
e Energia, Chefe da Casa Civil da Presidência da República, do Desenvolvimento, Indústria e
Comércio Exterior, da Fazenda e do Planejamento, Orçamento e Gestão, e pelos Presidentes do
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, da Agência Nacional de
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, e da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS.
14. Os trabalhos da Comissão Interministerial foram conduzidos no sentido de
atender às seguintes premissas:
- permitir o exercício do monopólio da União de forma apropriada, tendo em
vista o elevado potencial petrolífero do Pré-Sal;
- introduzir nova concepção de gestão dos recursos petrolíferos pelo Estado;
- otimizar o ritmo de exploração dos recursos do Pré-Sal;
- aumentar a apropriação da renda petrolífera pela sociedade;
- manter atrativa a atividade de exploração e produção no País;
- contribuir para o fortalecimento da posição internacional do País;
- contribuir para a ampliação da base econômica e industrial brasileira;
- garantir o fornecimento de petróleo e gás natural no País; e
- evitar distorções macroeconômicas resultantes da entrada de elevados
volumes de recursos relacionados à exportação dos hidrocarbonetos produzidos no Pré-Sal.
15. Dos trabalhos da Comissão Interministerial, levados a cabo com o apoio de
especialistas das equipes técnicas e jurídicas das respectivas pastas e instituições envolvidas nos
debates, resulta a presente proposição. Seus objetivos primordiais são a adequação do marco
legal à nova realidade que se configurou com a descoberta de expressivas reservas de petróleo e
gás na camada do Pré-Sal, de modo a instituir o regime de partilha de produção como forma de
contratação, pela União, da exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos na área do Pré-Sal e em outras áreas estratégicas. Registre-se que, no
âmbito dos trabalhos dessa Comissão, foram analisadas as diversas experiências internacionais
nesse campo, bem como consideradas as peculiaridades do contexto brasileiro, resultando na
proposta ora encaminhada a Vossa Excelência.
16. Em suma, propõe-se que seja introduzida no ordenamento jurídico pátrio a
possibilidade da exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos
fluidos mediante a realização de contratos de partilha de produção. Trata-se de modalidade de
contratação praticada em cerca de quarenta países, nos quais o Estado mantém a propriedade do
petróleo e do gás produzidos, assegurando-se ao contratado, para a realização das atividades,
parcela dessa produção, deduzidos os custos das atividades realizadas.
18
17. O novo desenho contratual faz-se necessário em um contexto de baixo risco
geológico, no qual são gerados excedentes de rendas significativos que devem ser maximizados
pelo Estado e revertidos para a sociedade sob a forma de ações de combate à pobreza e de
desenvolvimento da educação, da cultura, da ciência e tecnologia e da sustentabilidade
ambiental.
18. A inexistência, no plano legal, de regramento para o uso de outras modalidades
de contratação além da concessão já prevista na Lei do Petróleo limita, portanto, as opções à
disposição da União para melhor atendimento ao interesse público e o direcionamento dessas
riquezas para os objetivos do desenvolvimento nacional. Assim sendo, a introdução do regime de
contratação via partilha de produção traz como vantagem principal maior controle do processo
de gestão, desde a exploração até a comercialização, das reservas de petróleo e gás.
19. No regime ora proposto, o contratado exerce, por sua conta e risco, as
atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção, sendo que, em caso de
descoberta comercial, será ressarcido em seus custos, fazendo jus, ainda, ao recebimento de
parcela do excedente em óleo, conforme estabelecido no contrato. Desta sorte, será elemento
fundamental para a preservação do interesse público que a União obtenha a maior participação
possível na produção resultante do contrato de partilha, sendo este o critério essencial para a
definição da proposta mais vantajosa quando tal contratação for resultante de licitação pública,
sempre sob a forma de leilão.
20. Assim, será considerada vencedora a proposta que oferecer o maior excedente
em óleo para a União, observado o percentual mínimo estabelecido por proposta do CNPE. Por
seu lado, a União deterá maior capacidade de dispor do excedente de petróleo e do gás extraídos
que permanecerão sob sua propriedade, disciplinando assim, integralmente, sua política de
comercialização de forma a assegurar melhores condições para desenvolvimento da indústria de
refino e petroquímica no País.
21. A partir dessa constatação, o presente projeto de Lei ancora-se nos seguintes
pilares: aumentar a participação da sociedade nos resultados da exploração de petróleo, de gás e
de outros hidrocarbonetos fluidos nas áreas do Pré-Sal e estratégicas; destinar os recursos
advindos de tal atividade a setores estruturalmente fundamentais para o desenvolvimento social e
econômico; e fortalecer o complexo produtivo da indústria do petróleo e gás do País,
preservando os interesses estratégicos nacionais.
22. A partir de proposições do CNPE, atos do Poder Executivo estabelecerão o
ritmo de contratação dos blocos sob o regime de partilha de produção, a política de
comercialização do petróleo e gás natural destinados à União, e as regiões a serem classificadas
como área do Pré-Sal e também como áreas estratégicas, conforme a evolução do conhecimento
geológico. Caberá, igualmente, ao CNPE propor ao Presidente da República os blocos que, pela
sua natureza e características, deverão ser destinados à contratação direta da PETROBRAS e os
que deverão ser submetidos à licitação para contratação com as empresas nacionais e
estrangeiras atuantes no setor de petróleo e gás natural.
23. Não obstante, todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção
terão como empresa operadora a PETROBRAS, à qual deverá ser assegurada participação
mínima, conforme definido a partir de proposta do CNPE em cada caso, em consórcio a ser
19
formado pelo licitante vencedor, e sujeito às regras estabelecidas na Lei no 6.404, de 1976 - Lei
das Sociedades por Ações. Essa participação não poderá ser inferior, porém, a trinta por cento,
em virtude das responsabilidades e encargos a serem assumidos pela PETROBRAS na condição
de operadora de todos os contratos de partilha de produção, observando-se, assim, o mesmo
critério atualmente adotado pela ANP nas licitações para a outorga de concessões regidas pela
Lei no 9.478, de 1997.
24. O Projeto de Lei define, ainda, as competências relativas à exploração de
petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção
conferidas ao Ministério de Minas e Energia, ao qual caberá, em nome da União, a celebração
dos respectivos contratos de partilha de produção e, ouvida a ANP, a proposição ao CNPE dos
blocos a serem objeto de concessão ou partilha de produção. Deverá, ainda, propor ao CNPE os
parâmetros técnicos e econômicos desses contratos, tais como os relativos à definição do
excedente em óleo da União e à fixação do seu percentual mínimo, a participação mínima da
PETROBRAS no consórcio a ser constituído em cada caso, o valor do bônus de assinatura, o
conteúdo local mínimo, definido como a proporção entre o valor dos bens produzidos e dos
serviços prestados no País para execução do contrato e o valor total dos bens utilizados e dos
serviços prestados para esta finalidade. Também caberá ao Ministério de Minas e Energia
estabelecer as diretrizes a serem observadas pela ANP para a promoção das licitações, bem como
para a elaboração das minutas dos editais e contratos de partilha de produção.
25. Às atuais competências da ANP são acrescentadas as funções de regulação e
fiscalização das atividades a serem realizadas sob o regime de partilha de produção, cabendo-lhe,
entre outras, a elaboração dos editais de licitação e a promoção dos leilões, segundo as diretrizes
do Ministério de Minas e Energia, a promoção de estudos visando à delimitação de blocos, para
efeito de concessão ou contratação sob o regime de partilha de produção, e a aprovação dos
planos de exploração, de avaliação e de desenvolvimento da produção, zelando pela observância
das melhores práticas da indústria do petróleo. A ANP também regulará os procedimentos e
diretrizes para a elaboração dos acordos de individualização da produção, cabendo-lhe, ainda,
arbitrar a forma como serão apropriados os direitos e obrigações sobre a jazida nos casos em que
não houver acordo entre as partes.
26. Os acordos de individualização da produção serão submetidos à prévia
aprovação da ANP, que deverá se manifestar em até sessenta dias contados do recebimento da
proposta de acordo. O desenvolvimento e a produção da jazida ficarão suspensos enquanto não
aprovado o referido acordo, exceto nos casos autorizados e sob as condições definidas pela ANP.
27. Nos casos em que a jazida não se localize na área do pré-sal ou em áreas
estratégicas e se estenda por áreas não concedidas, caberá à ANP celebrar com os interessados os
respectivos acordos de individualização da produção, após as devidas avaliações. Nos casos em
que as jazidas da área do pré-sal e das áreas estratégicas se estendam por áreas não concedidas
ou não partilhadas, a União, representada pela nova empresa pública denominada Empresa
Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – PETRO-SAL, e com base nas
avaliações realizadas pela ANP, celebrará com os interessados o acordo de individualização da
produção, cujos termos e condições obrigarão o futuro concessionário ou contratado sob regime
de partilha de produção.
28. A PETRO-SAL, que fará a gestão dos contratos de partilha de produção, será
indispensável para a construção do novo marco institucional para a exploração e a produção de
20
petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob esse regime. À PETRO-SAL
caberá, ainda, celebrar, representando a União, contratos com os agentes comercializadores da
parcela do excedente em óleo.
29. No que concerne aos contratos de partilha de produção objeto da gestão da
PETRO-SAL, convém destacar que, em seu bojo, deverá ser constituído comitê operacional,
cujas competências são: definir os planos de exploração e de avaliação de descoberta de jazida
de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos; declarar a comercialidade de cada
jazida descoberta e definir o plano de desenvolvimento da produção do campo; definir os
programas anuais de trabalho e de produção, atividades que serão submetidas à análise e
aprovação da ANP; analisar e aprovar os orçamentos relacionados às atividades de exploração,
desenvolvimento e produção previstas no contrato; e supervisionar as operações e aprovar a
contabilização dos custos realizados, entre outras. O comitê operacional terá metade de seus
integrantes indicados pela PETRO-SAL, inclusive o seu presidente, cabendo aos consorciados a
indicação dos outros integrantes. O presidente do comitê operacional, por sua vez, terá poder de
veto e voto de qualidade, conforme previsto no contrato de partilha de produção.
30. Caberá à PETROBRAS, na condição de empresa operadora do contrato de
partilha de produção, informar ao comitê operacional e à ANP, no prazo contratual, a descoberta
de qualquer jazida de petróleo, gás natural, de outros hidrocarbonetos fluidos ou de quaisquer
minerais, submeter à sua aprovação o plano de avaliação de descoberta, para determinação de
sua comercialidade, realizar a avaliação da descoberta de jazida de petróleo e de gás natural nos
termos do plano de avaliação aprovado pela ANP, apresentando relatório de comercialidade e
propondo ao comitê operacional o desenvolvimento do campo, quando couber, e submeter-lhe o
plano de desenvolvimento da produção, bem como os planos de trabalho e de produção,
contendo cronogramas e orçamentos. Deverá, ainda, adotar as melhores práticas da indústria do
petróleo, obedecendo às normas e procedimentos técnicos e científicos pertinentes, e utilizando
técnicas apropriadas de recuperação, visando à racionalização da produção e o controle do
declínio das reservas, e encaminhar ao comitê operacional todos os dados e documentos relativos
às atividades realizadas.
31. A União poderá, ainda, por meio da PETRO-SAL, contratar diretamente a
PETROBRAS como agente comercializador da sua parcela do excedente em óleo. Essa
comercialização deverá observar a política aprovada pelo Presidente da República, mediante
proposta do CNPE. A receita advinda da comercialização do óleo e gás de propriedade da União
será destinada a fundo de natureza contábil e financeira denominado Fundo Social - FS,
destinado a prover recursos para o financiamento de programas e projetos nas áreas de combate à
fome e desenvolvimento da educação, da cultura, da ciência e tecnologia, e da sustentabilidade
ambiental, em conformidade com o Plano Plurianual e a Lei de Diretrizes Orçamentárias.
32. Propõe-se, ainda, que os contratos de partilha de produção tenham prazo
máximo de vigência limitado a trinta e cinco anos, guardando, assim, semelhança com as regras
atualmente empregadas para os contratos de concessão, onde a fase de produção, somada ao
prazo máximo de duração da fase de exploração, também pode chegar a trinta e cinco anos.
Trata-se de prazo suficiente para que as atividades de exploração e produção gerem a riqueza e
os benefícios desejados, permitindo-se, ademais, que, caso haja interesse da União e viabilidade
econômica, novo contrato seja firmado para exploração do mesmo bloco, observadas as regras
ora propostas para tanto. Superado o prazo de duração contratual, o contrato extinguir-se-á,
cabendo ao contratado a remoção dos bens e equipamentos que não sejam objeto de reversão,
21
reparar ou indenizar os danos decorrrentes de suas atividades e praticar os atos de recuperação
ambiental determinados pelas autoridades competentes.
33. O estabelecimento desse novo marco institucional, com a definição das
competências dos diferentes órgãos e entidades da administração pública federal envolvidos na
formulação e implementação das políticas públicas do setor energético, objetiva assegurar o
caráter estratégico e harmônico das decisões relativas à produção de petróleo e gás nas áreas do
Pré-Sal e em áreas estratégicas consideradas de interesse para o desenvolvimento nacional e a
efetiva e coordenada atuação governamental na implementação, normatização, regulação e
fiscalização das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural sob o regime de
partilha de produção. Ademais, preserva o marco normativo do modelo de concessão,
estabelecendo novo regramento, específico para o regime de partilha de produção, mas
consistente com aquele e com os contratos de concessão já estabelecidos, preservando a
integralidade das funções regulatórias da ANP.
34. A compensação financeira devida aos Estados, ao Distrito Federal e aos
Municípios e a órgãos da administração direta, prevista no art. 20, § 1o, da Constituição
brasileira, deverá ser abordada oportunamente, por meio de proposição legislativa específica, que
considerará os diferentes aspectos envolvidos, entre eles a perspectiva futura de receitas oriundas
da produção do petróleo e gás natural sob o novo regime, o pacto federativo e os interesses do
conjunto da sociedade brasileira, bem como os dos Estados e Municípios confrontantes. No
entanto, até que sejam estabelecidas novas regras pertinentes à matéria, propõe-se a aplicação da
atual distribuição dos royalties e da participação especial estabelecida na Lei no 9.478, de 1997,
aos novos contratos sob o regime de partilha.
35. São essas as inovações normativas requeridas para a instituição da nova forma
de contratação das atividades de exploração e produção na área do Pré-Sal e em áreas
estratégicas, denominada partilha de produção.
36. Essas são, Senhor Presidente, as razões a respeito da proposta de Projeto de
Lei, que ora levamos à superior deliberação de Vossa Excelência.
Respeitosamente,


Assinado por: Edson Lobão, Guido Mantega, Miguel Jorge, Paulo Bernardo Silva, Dilma Rousseff

I Prêmio Febraban de Economia Bancária - 2009

Trainsppotting2009








Tema 1 - Regulação do Sistema Financeiro Internacional

São Paulo 2009
























SUSTENTABILIDADE SÓCIO-AMBIENTAL COMO ESTRATÉGIA E CONTRA-PARTIDA PARA AQUISIÇÃO DE TÍTULOS DE GOVERNOS POR BANCOS CENTRAIS AUTÔNOMOS























1. Sumário

Era pela maneira como enfrentavam o problema da violência que as sociedades moldavam a interação humana e definem as formas de sua organização política e econômica.
Em 2008 ocorre o ponto de inflexão quando, erroneamente, o viés corrente alimenta o controle do fluxo financeiro e combate aos paraísos fiscais pela cúpula do G20 em abril de 2009, quando na verdade, a adoção de Sustentabilidade sócio-ambiental como estratégia público/privado através de simples regulamentação da adoção de contra-partida sócio-ambientais para efetuar aquisição de TREASURY SECURITIES de países por bancos centrais autônomos é o suficiente.

2. Introdução

Nesta breve introdução vamos definir o cenário eco-geo-político que sustenta o objetivo deste paper.


Problema 1: Déficit energético
A produção de petróleo dos EUA foi de 9,0 milhões de barris/dia em 1965 e de 6,7 milhões de barris/dia em 2008, enquanto que o consumo no mesmo período foram de 11,5 milhões de barris/dia e 19,4 milhões de barris/dia, respectivamente, configurando um déficit energético de 12,7 milhões de barris dia, ou US$ 26.6 bi/mês, contribuindo para o déficit federal americano de US$180,7 bilhões em julho último, que somados à projeções orçamentarias, mostram um déficit cumulativo de US$ 9 trilhões ao longo dos próximos 10 anos, refletido no encolhimento de 6,3% do PIB no último trimestre de 2008 (taxa anualizada), a maior contração do Produto Interno Bruto (PIB) em 26 anos.

Problema 2: Déficit econômico provocado por economia não lucrativa/sustentável.

Em Junho último os EUA tinham US$3.38 trilhões em TREASURY SECURITIES nas mãos de estrangeiros, ficando os Oil Exporters (Equador, Venezuela, Indonésia, Bahrain, Irã, Iraq, Kuwait, Oman, Qatar, Saudi Arabia, the United Arab Emirates, Algeria, Gabon, Libya, e Nigéria) com US$191.0 bi na terceira posição, o Brasil em sexto lugar com US$139.8 bi e a China em primeiro lugar com US$776.4 bi.



Problema 3: Déficit tecnológico

O Irã tem déficit diário de 20 milhões de litros de gasolina, embora auto-suficiente em petróleo, no entanto, diferenças ideológicas impedem que os EUA juntem a fome com a vontade de comer. Ao contrário, os EUA estão liderando esforços da comunidade internacional para isolarem o Irã e impedi-los de usarem energia nuclear para fins pacíficos, mesmo depois que a Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA) da ONU atestou como pacífico o programa nuclear do Irã.

Solução 3:
Juntando a fome com a vontade de comer

20 000 000 litros de gasolina/75 litros (um barril de petróleo) = 267 mil barris de petróleo processado por dia.

O Brasil implanta uma nova refinaria com usina de CCS (captura e armazenamento de carbono) ao investimento de:

(US$ 50 000 por barril x 267 mil barris/dia) x 1.2 (margem de segurança de 20%) = investimento de US$ 16 bilhões + US$5 bilhões em usina de CCS, totalizando investimentos de US$21 bilhões com a refinaria e usina sendo entregues em 2012 com a assinatura do contrato ainda em 2009.

A nova refinaria do Irã vai gerar 2 milhões de ton de CO2/ano para uma cotação de 16 a 40 euros/ton, teremos receitas extras de 32 a 80 milhões/ano para acelerar o retorno dos investimentos nas refinaria e usina de CCS.


Isso será viabilizado com a assinatura do Protocolo de Kioto pelo Irã em 2009, que, de imediato vai esvaziar todas as sanções, integra Irã à comunidade internacional e pavimenta a auto-estrada da "terceira revolução industrial - a economia pós-carbono", nas palavras do El Hassan Bin Talal, príncipe jordaniano e membro da Comissão Defensora de Direitos Legais para os Pobres e presidente do Fórum Ásia Ocidental-África Setentrional que já enchergou a nova economia dos derivativos sustentáveis.



Solução 2:
Nova economia de derivativos sustentáveis.

EUA e mundo seguem Irã e assinam PK em 2009.

As reservas de 115 bi de barris de petróleo do Iraque valem US$8 tri contra uma guerra que nos custou US$3 tri, gerando um pequeno saldo, mesmo quando somado aos dividendos de uma provável invasão do Irã.
Os valores sociais já foram depreciados pelos sinismo global, uma vez que o planeta financiou a invasão do Iraque através da compra de títulos dos EUA e aliados.

A UE estabeleceu metas de redução de emissões de CO2 de 20% até 2020 e serão necessários US$45 tri no período.
Por enquanto este capital seria proveniente de uma economia real/social que atualmente gera um PIB de US$60 tri.
Certamente uma economia gerida por mentes fósseis não proverão tais recursos com base no balanço de 31 ton de CO2 emitidas em 2008, frente a meta de emissões de 20 ton de CO2 para 2012, fim do PK, um excedente de 11 bi de toneladas a serem reduzidas nos próximos 4 anos.

Ano passado havia US$$167 tri em ativos (riqueza acumulada) que geraram mais de US$650 tri em derivativos descolados da economia social/real exatamente pelo fato desta ser incapaz de remunerar tal montante à contento ou de forma sustentável.

Como atrair este montante para a economia real/social de forma sustentável?
Em 2003 o Unibanco investiu R$60 mi em biotermelétrica Bandeirantes que gerou R$150 em leilão de créditos de carbono realizados em 2007/2008 na BM&F pela prefeitura de São Paulo,dividido em partes iguais com a Bioenergia. Enquanto isso o Unibanco usufrui de fonte de energia limpa com tarifas menores e vende o excedente ao mercado aberto.
Considere este cenário se repetindo para os três participantes e refletindo na economia real:
Esta configurado um modelo sócio-econômico sustentável e replicável em outras usinas, uma vez que não se esgota o lixo orgânico e sobre esta alavancagem teremos outra que alimentará os derivativos sustentáveis que por sua vez atrairá os ativos mencionados de US$167 tri para financiar o mercado de baixo carbono, uma vez que a economia real não tem capacidade ou motivação para financiar a economia de baixo carbono, muito menos a de derivativos sustentáveis.

Mas, sendo o Unibanco uma empresa da economia tradicional, porque investiu neste projeto?
O Unibanco, a exemplo do Banco Mundial, é uma empresa que tem Sustentabilidade com estratégia, exigindo contra-partida sócio-ambiental para conceder empréstimo, portanto, o Unibanco opera na economia real/social, porém é uma organização parcialmente sustentada por derivativos sustentáveis, proveniente da economia do baixo carbono pela inexpressiva quantidade destes projetos.

O que limita a expansão deste mercado?

1. Definir Sustentabilidade como estratégia de gestão de Bancos Centrais.
1. Condicionar compra de títulos do tesouro dos EUA e de outros países à contra-partida sócio-ambiental.
1. Não intervenção militar em nações soberanas.
2. Assinatura do protocolo de Kioto.


Solução 1:
Tem pra todo mundo

Brasil define percentual de mistura de bioenergéticos em combustíveis dos EUA e efetuam troca cruzada de ações de produtores de etanol nos dois países de forma a anular o lobby cruzado de soma zero, reduzindo emissões dos EUA ao mesmo tempo que reduz dependência de fontes não renováveis, recupera seu mercado de bioenergia estagnado e acelera o mercado de baixo carbono na forma de créditos de carbono e ampliando o mercado de derivativos sustentáveis pela atração do excesso de liquidez para a economia real/social.
Paralelamente continuam esforços para novas descobertas de hidrocarbonetos em parceria com Petrobrás e venda de excedente do pré-sal mantendo nossa matriz limpa.

3. Teste acelerado

A indústria bélica é importante e dinâmica e seus resultados financeiros já foram diluídos no ítem 2, portanto, o que teremos é sua transformação acelerada e reorientação para sedimentar a presença e habitação segura da humanidade fora do planeta terra, começando pelo sucesso da cooperação global para construção e implantação da estação espacial internacional.



Referencias:

BP p.l.c. Statical Review of World:
http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/STAGING/local_assets/2009_downloads/statistical_review_of_world_energy_full_report_2009.xls

Department of the Treasury/Federal Reserve Board August 17, 2009
http://www.treas.gov/tic/mfh.txt

World Bank/DDP Quick Query: CO2 emissions and Population growth (annual %)
http://ddp-ext.worldbank.org/ext/DDPQQ/member.do?method=getMembers&userid=1&queryId=135

McKinsey Global Institute (2008), Mapping Global Capital Markets: Fourth Annual Report, January.
http://www.mckinsey.com/mgi/publications/Mapping_global/executive_summary.asp

A modernização das economias
http://74.125.93.132/search?q=cache:VAJ3Z6bnjUcJ:www.mre.gov.br/portugues/noticiario/nacional/selecao_detalhe3.asp%3FID_RESENHA%3D612203+principe+jordaniano+mre&cd=1&hl=pt-BR&ct=clnk&gl=br





Regulação do Sistema Financeiro Internacional - São Paulo 2009

Metas de baixo carbono

Estamos todos - sociedade civil, empresarial, ONGs e governo na busca de melhor proposição em Copenhagen e acreditamos que o Brasil, líder natural em energias renováveis, agronegócio e commodities, dará importante contribuição, uma vez que UE, G8 e EUA/China já definiram planos/metas de redução nas emissões de gases de efeito estufa, embora este pressuposto não seja o mais importante, pois a credibilidade dos nossos esforços futuros estão sobre o balanço dos resultados obtidos após a Eco92 e o Protocolo de Kioto.

Reengenharia ambiental.

Poucos sabem que o CO2, ou R744 além de usado em cerveja, refrigerantes, estufas e extintores de incêndio, também é um gás refrigerante que pode ser utilizado em ar condicionado ou sistemas de refrigeração de grande porte, principamente em câmaras frigoríficas, túneis de congelamento e fábricas de gelo utilizado principalmente no agronegócio.
O R744 tem um apelo positivo frente à amônia(um gás natural como o CO2) pois a segunda esta proibida no perímetro urbano, uma vez que é impossivel para um ser humano permanecer onde ela vase mas, onde seja permitido, o R744 pode funcionar de forma hibrida ou substituir a amônia.

O Brasil já produz e exporta compressores para R744 aplicados à refrigeração e sistemas de ar condicionado residencial comercial e industrial. Um simples mudança na legislação pode ampliar o uso do R744 pois temos o konow how necessario.
O fornecimento do R744 virá da captura tradicional, diretamente da atmosfera por liquefação de fases, como fazem empresas como a Withe Martins ou Air Liquide.
O reforço virá de tecnologias comprovadas como a captura e armazenamento (CSS), aposta da Europa/EUA para zerar às emissões de termelétricas à carvão e da indústria movida à matriz energética fóssil.

Também podemos substituir nitrogênio líquido em aplicações de criogenia (congelamento à baixas temperaturas), conservação de alimentos por atmosfera interte em estufas ou camaras frigoríficas.

Redução de demanda enérgica e racionalização do uso.

Outros esforços simple e lucrativos que reduz as emissões são a melhoria no isolamento térmico em contrução, câmaras frigorificas e transporte, complementado pelo uso de bioenergia em aterros sanitários em tres etapas:

1. produção de energia para a planta do aterro durante toda a vida útil.
2. substituir sistemas de emergência `a diesel por rede tradicional.
3. usar caminhões de coleta seletiva por biogas.
4. vender excedente para o mercado aberto.

Os brasileiros já resolveram o antigo problema da fome e trabalham fortemente para gerar bioenergia de fezes humanas como com o mesmo sucesso dos mais 5000 biogeradores movidos à gás de fezes de suinos à la Mad Max.
A ficção virou realidade.

Bioenergia tem um potencial enorme considerando que 50% dos domicilios brasileiros não possuem coleta e tratamento de esgoto, os resposáveis por aumento nas emissões de nos esgotos á céu aberto Pinheiros e Tietê mas que em breve ressucitaram.

Retrofit

Em 11 de dezembro a Petrobrás inicia testes de conversão de terméletrica para álcool ou biodiesel ampliando a matriz energética renovável do país.

Uma vez com excedente de matriz fóssil, podemos exportar para países que fortemente dependentes de carvão e petróleo pelos próximos 70 anos e que farão uso de captura e redução na emissões de CO2 como ja´ acontece Schwarze Pumpe - Alemanha²

Indústria automobilística

A exemplo do vestuário, temos roupas para cada ocasião, mas a indústria automobilística brasileira produz apenas carros para cinco pessoas, gerando enormes congestionamentos, poluindo por cinco e zerando os esforços de controle de emissões da frota.
Considerando que a indústria continuará crescendo 2 dígitos nos próximos anos, o governo deve exigir de seus designers carros de quatro rodas, segurança, conforto para irem `a faculdade, trabalho e etc, sempre que o objetivo for transportar apenas uma pessoa, do contrário faremo uso dos carros para cinco pessoas.

E, isto não significa oferecer carros com menor lucratividade, como demonstrou o governo ao reduzir o IPI.

A GM vai, bem obrigado, no Brasil enquanto que se recuperou de concordata nos EUA por que faz um carro elétrico para uma matriz energética à carvão, enquanto que fazemos carros flex com aplicação no Brasil, EUA e mundo.

O mercado natural para os carros elétricos e híbridos é o Brasil!

Matriz energética global 2008:

As reservas fósseis:

* 1,3 trilhões toneladas de petróleo
* 185,02 trilhões de m³ de gás natural (165,5 bilhoes de ton equivalente de petróleo)
* 826,00 bilhões de toneladas de carvão mineral

Para uma produção de:

* 3,928 bilhões de toneladas/ano de petróleo
* 2,767 bilhões de toneladas/ano de gás natural (equivalente de petróleo)
* 3,324 bilhões de toneladas/ano de carvão (equivalente de petróleo)

Seguido de consumo de:

* 3,927 bilhões de toneladas de petróleo/ano
* 2,726 bilhões de toneladas/ano de gás natural (equivalente de petróleo)
* 3,303 bilhões de toneladas/ano carvão (equivalente de petróleo)

Geração de energia nuclear:

* 2,74 PW/h ou 619,68 milhões de toneladas (equivalente de petróleo)

Geração de energia Hidráulica:

* 3,2 PW/h ou 717,50 de milhões de toneladas (equivalete de petróleo)

Geração de energias renováveis:

* 280 TW/h


³Emissões de Dióxido de Carbono (Co2):

* 31,6 bilhões de toneladas


Emissões Globais de CO2 em 1990 ano base PK = 21,7 GTon
Emissões Globais de CO2 previsto pelo Protocolo de Kioto em 2012 = 20,6 GTon (base emissões globais de 1990 - 5,2%)
Meta de redução para os próximos 4 anos = 11 Gton de CO2
Metas de redução nas emissões de CO2 entre 2008/2012 base Protocolo de Kioto: 11 GTon
Emissões de CO2 Federação Russa 1990 = 2,4 GTon
Emissões de CO2 Federação Russa 2006 = 1,7 GTon
Emissões de CO2 Federação Russa previsto no Protocolo de Kioto em 2012 = 2,2 GTon

A Federação Russa atingiu as metas de redução de emissões de CO2 antes do prazo por conta da crise financeira e constante redução de sua população!

Fator Crise da Moratória Rússia sobre redução das emissões é de -77.3%


Mercado

Com base no elencado, o mundo definiu uma meta de curto prazo com base no PK:

* eliminar 11 GTon de CO2 por anto até 2012, ou seja, ~44 GTon a R$37,059, um mercado de R$ 1,63 Trilhões.
* Antes da crise financeira global haviam ativos no valor de R$1,2 quadrilhões que derivaram de ativos acumulados de R$ 221,64 trilhões, frente a um PIB de R$111,93 trilhões, portanto, para economia tradicional baseada em recursos finitos é impossível remunerar `a contento a riqueza acumulado do mundo, daí às constantes reclamações de governos e dirigentes empresariais da economia fóssil, finita por natureza.
Tamanha liquidez pode provocar falta de recursos à economia fósssil caso esta não abraçe a sustentabilidade como estratégia de governo e visão/missão empresaria.

Você investiria numa empresa que destrói o planeta?
A 50 anos atrás, talvez.

* O Fator CMFR (Crise Moratória Financeira da Rússia) de 1998 (-77% nas emissões de CO2) terá pouco efeito sobre a economia global uma vez que os 11 países geradores da crise financeira já injetaram R$ 12,93 tri em suas economias, embora o montante principal tenha sido destinado à economia virtual a exemplo dos R$ 5,17 tri para liquidar ativos tóxicos.
* Consideramos que o mercado continua com elevada liquidez desvinculada da economia fóssil, porque o Brasil não sofreu os mesmos impactos da crise asíatica ou russa de anos atrás? É a estratégia da sustentabilidade blindando o país.
* Os brasileiros ainda não tem metas definidas porque estão concentrados na meta de reduzir as emissões nos próximos anos vendendo créditos de carbono, o prêmio acertado por produzir bioenergia do gás de lixo, forte atuação em ethanos e que se tornou recentemente sua principal matriz energética.
* Não podemos pensar muito `a frente pois uma breve análise da taxa de crescimento populacional aponta 2066 com taxa de crescimento zero e as emissões seguirão estas tendências pois continuaremos com mostrando ao mundo resultados e não metas.
* Somos líderes e que nos sigam por nossos resultados e não por marketing sem fundo de verdade.
* O futuro é agora!
* E, Deus é brasileiro!


¹ Fontes: Statistical Review of World Energy 2009/http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=7044622
¹ http://www.eia.doe.gov/iea/carbon.html

² http://maps.google.com.br/maps?f=q&source=s_q&hl=pt-BR&geocode=&ie=UTF8&t=h&layer=x&g=Schwarze+Pumpe&ll=51.536246,14.354796&spn=0.01268,0.04