O presente trabalho traz uma análise sobre os resultados econômico-financeiros que podem ser esperados com a produção de petróleo em reservas localizadas na área do pré-sal no Brasil. Para isso, desenvolve um modelo de simulação da produção e análise econômico-financeira denominado modelo CAMPOS. Inicialmente, o modelo simula a produção que pode ser esperada em cada um dos campos analisados e, a partir desse resultado, calcula as receitas que podem ser esperadas pelos diferentes stakeholders (empresas e poder público) sob distintos cenários de preços do barril de petróleo, de investimentos e de regimes regulatórios. Com relação aos regimes regulatórios, as receitas são simuladas tanto para aqueles vigentes hoje no país (concessões, partilha de produção, cessão onerosa e cessão onerosa com partilha de produção para volumes excedentes), como para outras formas regulatórias, como o regime de serviços. Um dos resultados dos cenários econômico-financeiros são os preços de equilíbrio para cada um dos campos e em cada regime regulatório, indicando o valor mínimo do barril de petróleo que torna a produção no campo viável da perspectiva financeira. Também, são apresentadas todas as receitas governamentais que podem ser esperadas, além de uma estimativa de recursos que devem ir para as áreas da saúde e da educação em decorrência da cobrança de royalties. De modo geral, tem-se que o regime de partilha de produção não foi o que demonstrou trazer mais receitas ao poder público, considerando as premissas com as quais foi simulado neste trabalho, ou seja, com base nas regras e dinâmica de definição da participação da União no óleo produzido conforme o resultado do leilão para o campo de Libra. Isso parece contraditório, já que o regime de partilha de produção foi instaurado no país em 2010 em um contexto de debate nacional acerca das possibilidades de aumentar a parcela governamental sobre a produção em áreas do pré-sal. O regime que mostrou trazer maior receita ao poder público é o regime de serviços, pelo qual a União é investidora e detentora das reservas e dos resultados da produção. No entanto, esse regime não é aplicado no país. Por isso, medidas que aproximem o regime de partilha de produção vigente hoje às regras do regime de serviços concebido, considerando as possibilidades existentes na legislação, tendem a aumentar o valor das receitas governamentais. Após o regime de serviços, aquele que apresenta maior parcela governamental é o regime de concessões, já que a soma das participações especiais e dos royalties normalmente ultrapassa a soma da porcentagem da União sobre o excedente em óleo e royalties no regime de partilha de produção, considerando as premissas de simulação adotadas. Apenas em campos com grandes reservas e quando o preço do barril de petróleo é mais elevado, as receitas governamentais no regime de partilha ultrapassam as do regime de concessões. Assim, conclui-se que para que o regime de partilha de produção traga mais receitas ao poder público, deve haver mecanismos que garantam que a definição da porcentagem da União sobre o excedente em óleo seja mais elevada do que aquela que se verificou no caso do leilão para o campo de Libra, por exemplo.

This research brings an analysis of the economic and financial results that can be expected with the oil production in the pre-salt area in Brazil. The analysis is based in a simulation model called CAMPOS developed within the research framework. Initially, the model simulates the oil production that can be expected in each of the oil fields and from this calculates the revenues that can be expected by different stakeholders (companies and public authorities) under different scenarios for oil prices, investments and regulatory regimes. With respect to regulatory regimes, revenues are simulated both for those currently in force in the country (concession, production sharing and onerous transfer of rights), and for other regulatory forms such as the service regimes. One of the outcomes is the break-even prices for each oil field and for each regulatory regime, indicating the minimum oil price that makes the production viable from the financial perspective. This research also brings all the government takes that can be expected, as well as an estimate of financial resources that may go to health and education sectors as a result of the collection of royalties. In general, the production sharing regime hasnt proved to be the one bringing more revenues to the government, considering the premisses with which it was simulated in this work, that is, based on the rules defined for the Libra field. This seems contradictory, since the production sharing regime was introduced in the country in 2010 in a context of national debate about the possibilities of increasing the government takes coming from oil production in pre-salt areas. The regime that has shown to bring more revenues to the government is the service regime, by which the State is an investor and holds the reserves and oil properties. However, this regime does not apply in the country considering the current legislation in force. Therefore, measures that approximate the production sharing regime currently in force to the rules of the designed service regime, considering the possibilities of the legislation, tend to increase the value of government takes. Considering the premises adopted in the simulations, following the service regime the one showing the largest government take is the concessions scheme. In this case the amount collected in the form of special participations and royalties usually exceeds the amount collected in the production sharing regime in the form of government share in the oil production and royalties. Only in fields with large reserves and when the oil price is high, government takes in the production sharing regime exceeds those of the concessions regime. It follows that in order for the production sharing regime to bring more revenues to the public interest, there must be mechanisms to ensure that the government share in the oil produced is higher than that stablished in the case of the Libra field.