INFORME INFRA-ESTRUTURA ÁREA DE PROJETOS DE INFRA-ESTRUTURA DEZEMBRO/98 N 29

INFORME INFRA-ESTRUTURA ÁREA DE PROJETOS DE INFRA-ESTRUTURA DEZEMBRO/98 N 29 O QUE MUDOU NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO O setor petrolífero brasileiro vem passando, nos últimos anos, por grandes mudanças em seu quadro institucional. Esse processo culminou em novembro de 1995 com a Emenda Constitucional Nº 9, que flexibilizou o monopólio do petróleo, permitindo que atividades sob o monopólio da União pudessem ser concedidas a outras empresas, além da Petrobrás. Esta flexibilização começou a ser regulamentada pela Lei Nº 9.478, de 06.08.97 (Lei do Petróleo). A partir de então, qualquer empresa, independentemente da origem de seu capital, pode realizar atividades de exploração, produção, transporte, refino, importação e exportação de petróleo. Essa mudança na política de execução do monopólio do petróleo no Brasil trouxe como conseqüência a necessidade de se dotar o Estado de órgãos especializados na formulação/execução da política setorial e na regulação/fiscalização das atividades do setor. Foram então editados, em 14.01.98, os Decretos Nº s 2.455 e 2.457 que implantaram, respectivamente, a ANP - Agência Nacional do Petróleo, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, e o CNPE - Conselho Nacional de Política Energética, órgão de assessoramento do Presidente da República. À ANP coube a responsabilidade pela regulamentação, contratação das concessões de exploração, desenvolvimento e produção e por toda a fiscalização das atividades econômicas da indústria. Na sua criação, absorveu as atribuições do extinto DNC -Departamento Nacional de Combustíveis. Dentre as atribuições da Agência podem ser ressaltadas as de: (1) delimitar os blocos para a concessão das atividades de exploração, desenvolvimento e produção; (2) elaborar editais e promover as licitações para as referidas concessões, celebrar os respectivos contratos e fiscalizar seu cumprimento; (3) expedir autorizações para as atividades de refino, processamento, transporte, importação e exportação; (4) estabelecer critérios para cálculo das tarifas de transporte por condutos, e instruir processos com vistas à declaração de utilidade pública para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa das áreas necessárias à exploração, construção de refinarias, de dutos e terminais; (5) fiscalizar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis. Ao CNPE coube a atribuição de formular políticas para o setor energético que visem: (1) promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país; (2) garantir o suprimento de energia às áreas remotas; (3) estabelecer diretrizes de importação/exportação para atender o abastecimento interno de petróleo, seus derivados e gás natural; (4) assegurar o fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional; (5) identificar as soluções mais adequadas para o suprimento de energia elétrica nas diversas regiões do País. A Lei do Petróleo estabeleceu, ainda, que a Petrobrás: (1) permanecerá sob controle acionário da União e vinculada ao Ministério das Minas e Energia; (2) poderá criar subsidiárias ou se associar com outras empresas nacionais e estrangeiras, majoritária ou minoritariamente, para exercer suas atividades dentro e fora do país; (3) deverá constituir subsidiária para operar e construir dutos, terminais marítimos e embarcações para transporte de petróleo, seus derivados e gás natural. Quanto às atividades da Petrobrás, a Lei do Petróleo fixou também o prazo até 06.11.97 para que a Empresa submetesse à ANP seu programa de exploração, desenvolvimento e produção. A Lei assegurou, contudo, seus direitos sobre todos os campos em produção na data de início de vigência da Lei. A ANP tinha o prazo até 07.08.98 para analisar o programa da Petrobrás e assinar os respectivos contratos de concessão. Em cumprimento a essas medidas de transição para um mercado concorrencial, a ANP, em 02.08.98, concedeu à Petrobrás o direito de exploração de 7,1% das bacias sedimentares brasileiras, totalizando uma área de 456.722,73 km 2. Os restantes 92,9% permaneceram com a Agência para serem objeto de licitações, a partir de 1999. Da área total concedida à Petrobrás, 3% referem-se a áreas já em produção/desenvolvimento e 97% são áreas que entrarão ainda na fase de exploração/pesquisa. A Petrobrás vem negociando parcerias para várias das áreas concedidas pela ANP, dentre as quais destacamos as que já estão com "project finance" em negociação: Posição em 26.10.98

PARCERIAS PROJECT FINANCE 1. Campos em Produção 1.1 - Contratado --- --- 1.2 - Em Negociação Caraúna, SES-107D, Voador, Marimbá, Albacora Leste Bijupirá, Salema, Marlim, Barracuda, Caratinga 2. Campos em Desenvolvimento da Produção 2.1 - Contratado --- --- 2.2 - Em Negociação Pescada, Arabaiana Espadarte, Roncador 3. Áreas para Exploração 3.1 - Contratado* BES-3, BCAM-2, BTUC-1 --- 3.2 - Em Negociação* BAC-1, BSOL-1, BSOL-2, --- BSOL-3, BFZ-1, BFZ-2, BCE-2, BPOT-2, BPOT-3, BSEAL-3, BSEAL-4, BCUM-1, BSF-1, BES-2, BC-2, BC-4, BC-5, BC-8, BC-9, BC-10, BS-1, BS-2, BS-3, BS-4, BP-1 * ver encarte A maior parte dos projetos em parceria na área de exploração e desenvolvimento da produção está sendo renegociada tendo em vista de que as participações governamentais ficaram acima das expectativas originais. Essas participações foram definidas pela Lei do Petróleo e regulamentadas, em 03.08.1998, pelo Decreto Presidencial Nº 2.705, e subdividem-se em: (i) bônus de assinatura: montante ofertado pela empresa vencedora da licitação para obtenção da concessão. O valor mínimo do bônus constará do edital de licitação. O pagamento desse bônus será realizado, em parcela única, no ato da assinatura do contrato de concessão. O valor do bônus do vencedor da licitação deverá refletir o grau de atratividade econômica do bloco licitado. No que diz respeito às áreas já concedidas à Petrobrás não haverá cobrança do bônus, uma vez que não foram objeto de licitação; (ii) royalties: compensação financeira devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural correspondente a um percentual entre 10% e 5% sobre o valor da produção de cada campo, a ser pago mensalmente pela empresa exploradora ao Governo. Com relação ao petróleo, no cálculo dos royalties, será adotada, como preço de referência, a média ponderada dos preços de venda (sem tributos) praticados pela empresa no respectivo mês ou um preço mínimo estabelecido pela ANP, aplicando-se o que for maior. No caso do gás natural, o preço de referência será igual à média ponderada dos preços de venda (sem tributos) acordados nos contratos de fornecimento entre concessionário e compradores, deduzidas as tarifas relativas ao transporte do gás até os pontos de entrega. O percentual dos royalties será fixado a critério da ANP, consideradas variáveis de risco geológico, de produtividade esperada e outras. Esses limites constarão do edital de licitação e do contrato de concessão. Os royalties significam uma apropriação por parte da sociedade de parcela da renda oriunda da exploração de um recurso natural não renovável e escasso (petróleo e gás natural); (iii) participação especial: compensação financeira extraordinária, devida pelos concessionários, cobrada somente nas hipóteses de grande volume de produção ou de grande rentabilidade do campo. Os conceitos de grande volume e de grande rentabilidade estão previstos do Decreto Nº 2.705/98 e variam de acordo com o número de anos de produção, a localização da área de exploração e o volume de produção. Para efeito de apuração da participação especial serão aplicadas alíquotas progressivas sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, variando de 0% a 40%, com as deduções previstas na Lei do Petróleo. A participação especial tem como princípio a transferência para a sociedade de qualquer renda acima daquela considerada aceitável no setor petrolífero. (iv) pagamento pela ocupação ou retenção de área: valor a ser pago anualmente pelos concessionários, a partir da data de assinatura do contrato de concessão, disposto no edital de licitação e no contrato de concessão. As faixas de valores por quilômetro quadrado e por fase do processo de exploração e produção, adotadas para fins de cálculo desta participação, estão definidas no Decreto Nº 2.705/98. Para fixação desses valores, dentro de cada faixa, a ANP levará em conta as características geológicas, a localização da bacia sedimentar em que o bloco objeto da concessão se situar, bem como outros fatores pertinentes. Além dessas participações devidas ao Governo, a Lei do Petróleo estabeleceu, no seu artigo 52, a obrigatoriedade do pagamento de participação aos proprietários de terras onde se realizar a produção.

A destinação das participações governamentais foi regulamentada, em diversos instrumentos legais - Lei Nº 7.990, de 28.12.89, Lei Nº 9.478/97 e Decreto Nº 2.705/98 - da seguinte forma: ANP Min. Minas e Energia Min. Meio Ambiente Min. Ciência e M.Marinha Estados Municípios Fundo Tecnologia Bônus de Assinatura parcela consignada no n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. orçamento aprovado Royalties (parcela que representar 5% da produção) - - - - - 70,0% 30,0% - Royalties (parcela que exceder 5% da produção) - - - - 25,0% - 52,5% 22,5% - produção na terra Royalties (parcela que exceder 5% da produção) - - - - 25,0% 15,0% 22,5% 30,0% 7,5% produção no mar Participação Especial - 40,0% 10,0% - - 40,0% 10,0% - Pagamento pela Ocupação ou Retenção de Área 100% - - - - - - - n.d.- não definido Os royalties e o pagamento pela ocupação ou retenção de área são participações obrigatórias enquanto as demais ficarão a critério da ANP. Para 1999, a ANP estima que serão arrecadados somente nas participações governamentais obrigatórias R$ 720 milhões - R$ 70 milhões por conta de pagamento pela ocupação ou retenção de área e R$ 650 milhões a título de royalties. Especial REFINO Na área de refino de petróleo e processamento de gás natural, a Lei Nº 9.478 estabeleceu que qualquer empresa (ou consórcio de empresas), constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no País, poderá submeter à ANP, para outorga de autorização, proposta, acompanhada do respectivo projeto, para a construção e operação de refinarias e de unidades de processamento e de estocagem de gás natural, bem como para a ampliação de sua capacidade. Quanto às refinarias e unidades de processamento de gás natural existentes, a ANP, em 02.02.98, expediu as seguintes autorizações, ratificando sua titularidade e seus direitos: Nº 1 - Refinaria de Manguinhos; Nº 2 - Refinaria Ipiranga; e Nº 3 - Refinarias e UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural) da Petrobrás. O Brasil tem, hoje, uma capacidade instalada de refino de 1.718,3 mil barris diários, distribuída em treze refinarias, das quais onze pertencem à Petrobrás (1.691,7 mil) e duas ao setor privado - a de Manguinhos (14,0 mil), do Grupo Peixoto de Castro/YPF, no Rio de Janeiro, e a da Ipiranga (12,6 mil), no Rio Grande do Sul, que já existiam antes da instituição do monopólio em 1954 1. Tanto a Petrobrás como os dois grupos privados estão ampliando e/ou modernizando suas refinarias. A Petrobrás, que já adaptou suas unidades para o processamento de óleos mais pesados, pretende ampliar sua capacidade de refino para 1.804 mil barris diários até o final de 1999. Estão sendo ampliadas/modernizadas as seguintes refinarias: Refap (Canoas/RS), Repar (Araucária/PR), Replan (Paulínia/SP), Revap (São José dos Campos/SP), Reduc (RJ), Regap (Betim/MG), Rlam (Mataripe/BA), Lubnor/ex-Asfor (Fortaleza/CE) e Reman (Manaus/AM). A modernização das unidades além de elevar a produção de derivados leves, de maior consumo e valor no mercado, como o GLP, a gasolina e o diesel, aumentará a rentabilidade das atividades do segmento de refino. Em novembro deste ano, a ANP autorizou a empresa alemã Thyssen Rheinstahl Technik a construir e explorar uma refinaria com capacidade instalada de até 200 mil barris diários, no município cearense de São Gonçalo do Amarante, junto ao porto de Pecém. Será a primeira refinaria de controle privado depois da Lei do Petróleo. 1 Em 1997, o consumo nacional médio de derivados de petróleo foi de 1.680 mil barris diários. Nesse mesmo ano, o Brasil exportou, em média, 72 mil barris diários. Do total de derivados consumidos e exportados, 80% (1.395 mil barris/dia) foram produzidos internamente.

Dando prosseguimento à flexibilização do monopólio do petróleo, a ANP aprovou, em 01.10.98, a Portaria Nº 147 que estabelece as normas para a importação de petróleo, permitindo que qualquer agente, mediante autorização da Agência, venha a ser um importador de óleo e gás natural. TRANSPORTE No segmento de transporte, à semelhança do de refino, a Lei do Petróleo estabeleceu que qualquer empresa (ou consórcio de empresas), constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no País, poderá receber autorização da ANP para construir instalações e efetuar qualquer modalidade de transporte de petróleo, seus derivados e gás natural, seja para suprimento interno ou para importação e exportação. A Petrobrás já recebeu da ANP as respectivas autorizações para continuar operando, ratificando sua titularidade e seus direitos referentes às instalações de transporte marítimo e dutoviário (Autorizações Nº 4, de 04.02.98, e Nº 7, de 06.03.98). Neste ano, em cumprimento a artigo específico da Lei do Petróleo, a Petrobrás criou duas novas subsidiárias: a Petrobrás Transportes S.A. (Transpetro) e a Petrobrás Dutos S.A. (Transdutos). As atividades previstas para essas subsidiárias incluem o transporte e armazenagem de granéis, petróleo, derivados e de gás por meio de dutos, terminais ou embarcações próprias ou de terceiros; o transporte de sinais, dados, voz e imagem associados às suas atividades fim; e a construção e operação de novos dutos, terminais ou embarcações. A divisão dessas atividades entre as duas subsidiárias ainda está sendo discutida. Vale ressaltar que para a construção e operação do gasoduto Bolívia-Brasil, a Petrobrás criou a subsidiária Petrobrás Gás S.A. (Gaspetro). Essa subsidiária controla o capital da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), responsável pela construção e operação da parte brasileira do gasoduto. A Gaspetro tem ainda participação minoritária na Gás Transboliviano (GTB), responsável pela parte boliviana do gasoduto. Em 15.04.98, a ANP, por intermédio da Portaria Nº 44, regulou as atividades de construção e operação de instalações de transporte de gás natural 2. Essa portaria foi ampliada pela Portaria Nº 170, de 26.11.98, que estendeu sua abrangência para construção, ampliação e operação de instalações de transporte ou de transferência de petróleo, seus derivados e gás natural, inclusive Gás Natural Liquefeito - GNL. Nessa mesma data, através da Portaria Nº 169, a ANP aprovou as regras de acesso para que terceiros utilizem os dutos e as instalações de transporte atualmente em operação ou a serem construídas, definindo também os princípios gerais pelos quais vão ser determinadas as tarifas de transporte do gás. GÁS NATURAL No segmento de gás natural, a chegada do gás boliviano e a regulamentação para importação de gás (Portaria ANP Nº 43, de 15.04.98) e a construção de novos gasodutos são passos importantes em direção à meta governamental de ampliar a sua participação na matriz energética brasileira para 10% no ano 2010. Atualmente, as atividades relativas ao gás natural obedecem a seguinte ordenação institucional: Atividades Competência Executor Exploração/Produção Monopólio da União Concessionário de E&P Importação Monopólio da União Autorizados p/ ANP Transporte Monopólio da União Autorizados p/ ANP Processamento Monopólio da União Autorizados p/ ANP Distribuição de Gás Canalizado Concessão dos Estados Concessionárias de Distribuição (1) Distribuição GLP Monopólio da União Distrib. Autorizadas p/anp (1) Constituição Federal/88, Art. 25 e Emenda Constitucional nº5/95 A construção de termelétricas e a implantação de projetos de cogeração serão importantes alavancadores da expansão do uso de gás natural no País. Em vista do tamanho do mercado industrial brasileiro, da possibilidade de crescimento na geração termelétrica e da disponibilidade de reservas de gás nos países limítrofes, diversas empresas já pediram e receberam autorização da ANP para importação. Posição em 26.10.98 Empresa Volume Máximo (m 3 /dia) Início da Importação Origem da Importação ENRON 2,8 milhões Ago/1999 Argentina SULGÁS (1) 15 milhões Jul/2000 Argentina Pan American 15 milhões Jul/2000 Argentina GASPETRO (2) 12 milhões Dez/2000 Argentina AES 12 milhões Jan/2001 Argentina TOTAL 56,8 milhões - - 2 Dutos, terminais terrestres, lacustres, fluviais e marítimos, embarcações, estações e outros modais.

(1) Concessionária de Distribuição do R. G. do Sul (2) Subsidiária da Petrobrás Esses pedidos estão associados a projetos de construção e operação de gasodutos. Os principais gasodutos ligados a essas importações são os da: i) Gaspetro: gasoduto ligando Uruguaiana a Porto Alegre; ii) ENRON: gasoduto ligando o gasoduto Bolívia-Brasil a Cuiabá; iii) Pan American: gasoduto ligando Montevidéu a Porto Alegre. PREÇOS DE DERIVADOS As liberações das importações e dos preços dos derivados de petróleo e gás natural, que estão sendo feitas gradualmente, constituem-se as principais medidas de transição do setor na direção de um mercado competitivo. Até início dos anos 90, os preços dos derivados e as margens de comercialização estavam tabelados e equalizados em todo o território nacional. Nos últimos anos vem se processando a gradativa liberação dos preços e margens, bem como sua desequalização (redução paulatina dos subsídios aos fretes). O estágio atual dessa política encontra-se resumido no quadro a seguir. Derivado Preço cobrado pelas Refinarias ao Distribuidores Preço cobrado pelos Distribuidores aos Postos Revendedores Posição em 04.12.98 Preço cobrado pelos Postos Revendedores aos Consumidores Diesel Tabelado Liberado Tabelado Gasolina/Álcool Tabelado Liberado Liberado (1) GLP Tabelado Liberado Tabelado (2) Óleo Combustível Tabelado Tabelado Tabelado Querosene de Aviação (3) Fórmula Paramétrica Liberado Tabelado Nafta (4) Fórmula Paramétrica - - (1) Exceto em alguns municípios do interior da Amazônia (2) Os preços ao consumidor final estão livres no Sul e no Sudeste (3) Fórmula Paramétrica tendo como referência preços internacionais (4) Derivado vendido diretamente aos consumidores industriais A Lei do Petróleo fixou um período máximo de transição de três anos (até agosto de 2000) para que todos os derivados básicos de petróleo e gás natural tenham seus preços livres, do produtor ao consumidor. A partir de então, qualquer subsídio sobre esses preços deverá ser proposto pelo CNPE e submetido à aprovação do Congresso Nacional. Da mesma forma que para o óleo cru e o gás natural, a ANP vem, progressivamente, liberando a importação de derivados. Em 20.05.98, através da Portaria ANP Nº 73, regulamentou a importação de solventes, parafinas e lubrificantes. Em dezembro/98, como parte das medidas do Ajuste Fiscal, o Governo liberou a importação do GLP e do querosene de aviação. Equipe Responsável Edna Maria B. Gama Coutinho - Gerente (GESET 1/AI) Antonio Claret Silva Gomes - Engenheiro Elíada A.S. Teixeira Faria - Economista Heloísa Helena de Oliveira Fernandes - Contadora

ÁREAS DE CONCESSÃO DA PETROBRÁS Bacia Área Total Áreas Concedidas Áreas para Exploração Áreas para Desenvolvimento Áreas em Produção da Bacia à Petrobrás Nº de Blocos Área Nº de Blocos Área Nº de Blocos Área km 2 km 2 % km 2 km 2 km 2 Acre 106.350 8.035,53 7,6 1 8.035,53 - - - - Amazonas 610.600 59.303,02 9,7 4 59.303,02 - - - - Solimões 943.600 59.070,10 6,3 7 58.267,10 7 427,00 2 376,00 Foz do Amazonas 261.170 29.415,32 11,3 2 29.415,32 - - - - Pará/Maranhão 95.875 13.844,43 14,4 1 13.844,43 - - - - Parnaíba 679.400 - - - - - - - - Ceará 61.180 1.876,67 3,1 7 1.720,67 1 8,00 4 148,00 Potiguar 119.925 21.734,90 18,1 11 19.419,90 11 232,00 55 2.083,00 Pernambuco/Paraíba 38.990 - - - - - - - - Sergipe/Alagoas 45.960 20.122,25 43,8 11 19.144,25 5 34,00 28 944,00 Tucano 28.200 7.492,10 26,6 4 7.415,10 5 57,00 1 20,00 Recôncavo 10.200 3.826,90 37,5 12 2.715,90 9 31,00 66 1.080,00 Camamu 16.500 4.888,66 29,6 5 4.870,66 1 18,00 - - Almada 6.400 1.305,79 20,4 1 1.305,79 - - - - Jequitinhonha 23.045 3.492,75 15,2 3 3.492,75 - - - - Cumuruxatiba 39.055 8.650,66 22,1 4 8.620,66 2 30,00 - - São Francisco 354.800 35.305,51 10,0 1 35.305,51 - - - - Mucuri 33.925 581,15 1,7 1 579,15 - - 1 2,00 Espírito Santo 89.210 15.675,10 17,6 8 15.372,10 3 99,00 36 204,00 Campos 115.800 60.071,26 51,9 27 53.095,26 4 1.612,00 35 5.364,00 Santos 352.260 47.618,26 13,5 6 47.265,26 3 109,00 2 244,00 Paraná 1.122.400 6.533,34 0,6 1 6.519,34 - - 1 14,00 Pelotas 264.700 47.879,03 18,1 2 47.879,03 - - - - Outras Bacias 1.016.455 - - - - - - - - Total Brasil 6.436.000 456.722,73 7,10 119 443.586,73 51 2.657,00 231 10.479,00

Item Bacia Bloco Item Bacia Bloco Item Bacia Bloco 1 Acre BAC-1** 41 SE/AL BSEAL-100 81 Espírito Santo BFRD 2 Solimões BSOL-1** 42 BSEAL-200 82 BRE G 3 BSOL-2** 43 BSEAL-300 83 BCED 4 BSOL-3** 44 BSEAL-400 84 Campos BC-2** 5 BSOL-4 45 Tucano BTUC-1 * 85 BC-3 6 BSOL-6 46 BTUC-3 86 BC-5 7 BSOL-7 47 BTUC-4 87 BC-6 8 BSOL-65 48 BTUC-5 88 BC-4** 9 Amazonas BA-1 49 Recôncavo BREC-2 89 BC-7** 10 BA-2 50 BREC-3 90 BC-8** 11 BA-3 51 BREC-4 91 BC-9** 12 BA-4 52 BREC-5 92 BC-10** 13 Foz do Amazonas BFZ-1** 53 BREC-7 93 BC-13 14 BFZ-2** 54 BREC-8 94 BC-14 15 Pará/Maranhão BPM-1 55 BREC-9 95 BC-15 16 Ceará BCE-1 56 BREC-10 96 BC-20 17 BCE-2** 57 BREC-11 97 BC-30 18 BCE-4 58 BREC-11A 98 BC-40 19 BCE-5 59 BREC-11B 99 BC-50 20 BCE-6 60 BREC-13 100 BC-50B 21 BCE-8 61 Camamu BCAM-1 101 BC-60 22 BCE-9 62 BCAM-2 * 102 BC-70 23 Potiguar BPOT-1 63 BCAM-40 103 BC-100 24 BPOT-2** 64 BCAM-50 104 BC-200 25 BPOT-3** 65 BCAM-100 105 BC-200A 26 BPOT-4 66 Almada BALM-200 106 BC-300 27 BPOT-5 67 Jequitinhonha BJ-1/2 107 BC-400 28 BPOT-6B 68 BJ-30 108 BC-500 29 BPOT-6C 69 BJ-100 109 BC-600 30 BPOT-7 70 Cumuruxatiba BCUM-1** 110 BC-700 31 BPOT-8 71 BCUM-20 111 Santos BS-1** 32 BPOT-10 72 BCUM-50 112 BS-2** 33 BPOT-100 73 BCUM-100 113 BS-3** 34 SE/AL BSEAL-1 74 São Francisco BSF-1** 114 BS-4** 35 BSEAL-2 75 Mucuri BMUC 115 BS-400 36 BSEAL-3** 76 Espírito Santo BES-2** 116 BS-500 37 BSEAL-4** 77 BES-3 * 117 Paraná BPAR-10 38 BSEAL-10 78 BES-100 118 Pelotas BP-1** 39 BSEAL-20 79 BES-200 119 BP-100 40 BSEAL-30 80 BE-49 * parcerias com o setor privado já assinadas ** parcerias em negociação ou com Minutes of Meeting assinados BES-3: YPF (operadora); Santa Fé; Norbay; Wiser; Petroserv; Sotep; Petrobrás. BCAM-2: Coastal (operadora); Unocal; Ipiranga; Petrobrás. BTUC-1: Perez Companc (operadora); Keer McGee; Petrobrás. ÁREAS DE CONCESSÃO DA PETROBRÁS - ÁREAS PARA EXPLORAÇÃO