Desafios do Instituto da Unitização no Brasil à luz de seu novo marco regulatório

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Resumo

O presente artigo versa sobre o instituto da Unitização, com destaque para algumas de suas implicações práticas. Inicialmente, contextualizamos a origem da Unitização e a modelagem conferida ao instituto pela Indústria do Petróleo, com destaques para pontos críticos e soluções dadas no direito comparado. Em um segundo momento, analisamos o tratamento conferido à Unitização no cenário brasileiro: primeiramente pela Lei nº 9.478/97 e, mais recentemente, sua regulação pela Resolução ANP nº 25/2013. Junto ao panorama normativo, tecemos considerações sobre pontos que podem gerar dúvidas quando de sua efetivação. Por fim, elegemos como ponto crítico que merece maior atenção o tratamento conferido pela regulação à extensão da jazida por áreas não licitadas, bem como possíveis alternativas a serem adotadas pelo Regulador, com base no ordenamento jurídico pátrio e no direito comparado, bem como nas melhores práticas da Indústria do Petróleo, condizentes com o propósito do instituto de se figurar como uma solução mais eficiente para a extração de hidrocarbonetos de forma compartilhada, com vistas a aumentar a vida produtiva do reservatório. Com isso, buscamos contribuir, de alguma forma, ao debate deste instituto visando a um possível aprimoramento da regulação existente.

Abstract

This article discusses the institute of Unitization and highlights some of its practical implications. Initially, we describe the origin of Unitization and its legal framework, emphasizing some critical points and solutions given by Comparative Law. Secondly, we have analyzed the treatment given specifically by the Brazilian Law to Unitization, stressing, subsequently, some points of the new regulation that generate doubts. We emphasized some critical aspects related to the Unization envolving area which was not offered by ANP to the Industry on its Bids and we proposed some alternatives to the Regulator, based on Brazilian Law, on Comparative Law, as well as the Best Practices of Oil and Gas Industry, aiming the most efficient solution for the production of oil and gas extending the reservoir productive life. We aimed to contribute somehow to the debate of Unitization institute with an improvement of the existent regulation.

1. Introdução

O petróleo é caracterizado como uma substância fluida, de fácil mobilidade, que se acumula em um espaço denominado reservatório, que consiste em uma rocha porosa de superfície impermeável. Por meio da perfuração de um orifício na rocha, cria-se um poço que constitui uma região de baixa pressão, para aonde se deslocam naturalmente os fluidos. Normalmente, podem ser localizados no reservatório petróleo, gás e água. Esta, por ser mais densa que o óleo, se concentra na parte inferior, enquanto o gás, mais leve, é localizado na parte superior do reservatório.3

Da quantidade de petróleo existente nos reservatórios, apenas uma pequena fração consegue, na prática, ser retirada, o que faz com que a maior parte do óleo encontrado permaneça no interior do reservatório. Uma conjugação de fatores pode explicar esta ocorrência, como as características próprias do reservatório e do petróleo, os mecanismos de produção  prevalecentes,  o  arcabouço  estrutural  e  a  eficiência  dos  métodos  de  recuperação  empregados  (estes desenvolvidos para se obter uma maior produção quando comparado com aquela que se obteria se fosse utilizada apenas a energia natural do sistema).

A produção de petróleo ocorre, inicialmente, de forma espontânea, quando o petróleo é expulso do reservatório devido à pressão interna impelida pelos gases e pela força da água. No entanto, este método, chamado de recuperação primária, permite apenas que aproximadamente 25% (vinte e cinco por cento) do petróleo existente na jazida seja extraído, volume este que pode ser aumentado por meio da utilização das técnicas especiais denominadas recuperação secundária e recuperação terciária.4

Com efeito, a perfuração desordenada de poços pode fazer com que a energia natural do reservatório se perca sem que dela se possa tirar o maior proveito na produção de hidrocarbonetos. Do mesmo modo, programas de recuperação artificial mal planejados podem não prover os efeitos necessários ao aproveitamento do óleo in situ.

A falta de planejamento para a explotação de petróleo foi uma constante nos primórdios da Indústria do Petróleo, quando ainda prevalecia a regra da captura. Assim é que surge o instituto da unitização como a técnica de obtenção da maior recuperação possível de petróleo em uma jazida que se estenda para além dos limites de determinada concessão ou licença.

Nesse contexto, discorreremos, no presente artigo, sobre as peculiaridades do instituto da Unitização, com ênfase no cenário brasileiro, e os desafios remanescentes no novo marco regulatório, em especial, no caso de Unitização com áreas não licitadas. Primeiramente, conceituaremos o instituto da individualização da produção e traçaremos um breve relato de seu tratamento no direito comparado. Em um segundo momento, trataremos da evolução da regulação da Unitização no Brasil e algumas das principais controvérsias relacionadas a tal instituto. Em seguida, dissertaremos sobre o novo marco regulatório criado à individualização da produção e do procedimento instituído pela Resolução ANP 25/2013. Por fim, destacaremos alguns pontos críticos remanescentes que preocupam concessionários do setor. Com isso, buscamos contribuir, de alguma forma, ao debate deste instituto visando a um possível aprimoramento  da regulação existente.

2. Linhas Gerais sobre o instituto

Registra-se que até a década de 1920, a geologia petrolífera limitava-se à geologia de superfície, que identifica e mapeia os sinais visíveis existentes na paisagem, os quais podem indicar a presença de reservatórios petrolíferos em uma determinada região, sem que se analise, eficientemente, as camadas interiores do subsolo. O desconhecimento da estrutura dos poços e dos danos que a explotação irracional de petróleo poderiam vir a gerar contribuiu, nos primórdios do desenvolvimento da Indústria Petrolífera, para uma produção descontrolada, ocasionando diversos prejuízos aos reservatórios, além de um menor aproveitamento do óleo localizado na jazida.5

Surge, nos Estados Unidos, a doutrina da Rule of Capture (traduzida como Regra da Captura), segundo a qual é conferida a propriedade do petróleo extraído de um poço situado na área em que o particular detenha o direito de produção, ainda que a projeção em superfície do reservatório do qual se originou o petróleo estenda-se além dos limites dessa área.6 De acordo com a referida regra, o proprietário do terreno vizinho ao qual se estendeu a produção não podia exigir que lhe fosse entregue parte do petróleo drenado de reserva localizada sob sua propriedade, tampouco poderia exigir compensação financeira por danos causados ao seu reservatório em decorrência da atividade alheia, o que levou a uma corrida desenfreada pela perfuração de reservatórios por meio de poços particulares, com o intuito de evitar a drenagem de petróleo por poços vizinhos. Tal conduta foi inclusive chancelada pelo Judiciário norte-americano, como  se evidencia do leading case Westmoreland Natural Gas Co. v. De Witt.

Tornou-se logo notável, contudo, que a prática da regra da captura implica, na maior parte dos casos, a produção predatória de petróleo e o esgotamento precoce da jazida. Por conseguinte, emergiram novas teorias, como a teoria dos direitos correlatos, segundo a qual proprietários que compartilham um reservatório detêm os direitos correlatos de participarem proporcionalmente dos lucros gerados com a explotação e o ônus de não desperdiçar o petróleo, sendo responsáveis pelos danos que viessem a causar.

O instituto da Unitização surge como uma solução mais eficiente para a extração de hidrocarbonetos, de forma compartilhada, que busca aumentar a vida produtiva do reservatório, por meio da divisão equânime dos gastos e dos riscos com o desenvolvimento da jazida. Em regra, a celebração de acordos de Unitização é indicada quando uma jazida estende-se por uma área que ultrapassa os limites de um bloco concedido ou contratado.

Assim, os hidrocarbonetos inicialmente situados num bloco fluirão e serão produzidos através de um poço perfurado num bloco contíguo, mediante esforços integrados para a obtenção de uma recuperação máxima do petróleo nele contido e uma divisão equânime do produto explotado, de acordo com a fatia ideal pertencente a cada concessionário.7

Há quem a conceitue como um procedimento jurídico-regulatório que consiste na exploração e/ou produção conjunta de um mesmo reservatório petrolífero por dois ou mais concessionários ou diferentes países. Isto ocorre em virtude da dimensão e localização deste reservatório se estender por áreas pertencentes ou sob concessão de dois ou  mais agentes.8

Marilda Rosado define o instituto como sendo um “gerenciamento coordenado de todas ou algumas partes de um reservatório de petróleo e gás pelos proprietários das áreas ou blocos situados nos reservatórios9. Jacqueline Weaver, por sua vez, conceitua a unitização como o processo de combinação de todo ou de parte significativa de um campo em uma unidade, podendo envolver a operação conjunta de diversos blocos sob controle ou propriedade diversa10.

Busca-se, assim, a máxima recuperação de um campo petrolífero através de operações eficiente e de baixo custo, tendo por objetivo impedir, dentro do razoável, a drenagem evitável do petróleo e do gás natural11.

A Unitização, tal como concebida, pode ser voluntária ou compulsória, e abarcar a totalidade ou a parcialidade da jazida. Esta modalidade encontra resistência em determinadas jurisdições, como é o caso do estado de Montana, nos Estados Unidos, que apenas admite a unitização parcial mediante a comprovação do interessado de que esta não gerará nenhum efeito adverso na parcela não unitizada e de que há motivos razoáveis que justifiquem a exclusão de parcela da jazida12.

Com relação a sua obrigatoriedade, entende-se por voluntária a unitização que deriva de acordos não forçados, celebrado entre as partes, ainda na fase exploratória, que podem ser sugeridos por geólogos, engenheiros, ou qualquer pessoa ligada àqueles que detêm os direitos sobre parte do reservatório. A autonomia da vontade das partes, na constituição dessa modalidade de acordo, pode ser limitada pelo interesse de ordem pública. Nesse sentido, não poderá ser realizado o acordo se existir alguma regra ou lei no país hospedeiro que impeça sua celebração. Pode-se afirmar que, na maior parte das vezes, as agências reguladoras do setor estimulam as partes a, voluntariamente, celebrar acordos de unitização.

A unitização compulsória, por sua vez, é presente na legislação da maioria dos Estados produtores de petróleo e gás. Nela são determinadas as circunstâncias em que tais acordos devem ser celebrados, seus principais requisitos, bem como a previsão de que um órgão estatal efetuará uma série de verificações anteriores ao registro da ordem, tais como a equidade do plano de unitização apresentado e a exequibilidade das operações propostas. O legislador  brasileiro, assim como a Noruega e o Reino Unido, optou pela unitização compulsória, conforme o disposto no já revogado art. 27 da Lei 9.478/97, como veremos adiante.

Afirma-se na doutrina que a Unitização pode estar presente nas Fases de Exploração, de Desenvolvimento ou de Produção. A primeira não é muito frequente, ocorrendo mais nos casos de Unitização internacional, em que os Estados comungam esforços para a exploração de reservatórios em áreas interestatais13.

A unitização de desenvolvimento é aquela que ocorre no início da vida do reservatório, cujo escopo é o de aproveitar o máximo possível de hidrocarbonetos localizados in situ, evitando-se, desde o princípio, a perfuração de poços desnecessários. Maximiza-se, nesse estágio, a utilização da energia natural do reservatório, apesar de sua extensão e as próprias características da jazida ser ainda desconhecidas.14 Em razão do pouco conhecimento da área, acirram-se  os problemas normalmente existentes nessas unitizações. Com vistas a solucioná-los, surge a doutrina do Benton Plan, segundo a qual a região incluída no acordo é a mais ampla possível, e todos os envolvidos, inclusive aqueles em cuja área ainda não se realizaram perfurações, dividem, desde o início, os custos e os benefícios advindos da área comum. À medida que novas informações sobre a área unificada são obtidas, as participações de cada parte podem ser modificadas através de ajustes de participação, as denominadas “redeterminações”, podendo ser incluídos novos fatores.15

A Unitização de produção, por sua vez, mais comumente utilizada, é realizada para permitir a aplicação de medidas de conservação, ocorrendo no fim da recuperação primária, quando o reservatório já teve sua energia natural dissipada e necessita de mecanismos artificiais para que continue produzindo. Logo, esta Unitização se beneficia de alto grau de conhecimento da área, mas também está sujeita a incertezas em relação ao impacto que tais mecanismos podem causar.

A Unitização é viabilizada por meio da celebração de um contrato de unitização (unitization agrément) entre os distintos concessionários. Nele são previstas as regras fundamentais, de caráter técnico, econômico e financeiro, desse empreendimento conjunto, que, em última instância, objetiva a máxima recuperação de petróleo. A fase do pré-acordo tem como marco inicial a descoberta da extensão da jazida para além do bloco até a efetiva celebração do acordo. Nesse ínterim, as partes iniciam a negociação e estabelecem um comitê técnico para estudar e desenvolver as informações geológicas e técnicas sobre as quais se basearão os termos do acordo.

Discute-se, preliminarmente, sobre a configuração do reservatório, a quantidade de hidrocarbonetos nele contidas, suas características minerais e mecânicas, bem como os direitos de participação, a forma pela qual devem ser feitas as possíveis redeterminações e a escolha de um operador para a produção, além de se estabelecer um Comitê de Operações Unificadas.16 A divisão dos gastos na proporção estabelecida na unitização não é feita antes da celebração do acordo. Nesse sentido, o concessionário que detiver a parcela do reservatório, ainda que sobre o mesmo não se tenham feito os devidos estudos, arca, normalmente, com as despesas decorrentes de pesquisas adicionais.

As questões discutidas nessa fase são extremamente polêmicas, a começar pela escolha do Operador, que normalmente recai sobre o parceiro que possui maior parcela de participação. Ou, ainda, pela escolha da infraestrutura a ser utilizada, também de difícil concordância.

Outro ponto controvertido da negociação é a escolha da fórmula que determinará a participação de cada envolvido. Nesse caso, ainda que aplicado o princípio da quota justa, segundo o qual as empresas contratantes devem receber quantidade de óleo e gás equivalente à recuperável no bloco sob seu controle, cria-se tamanha dificuldade na caracterização do que venha a ser justo ao caso. Procura-se utilizar de dados como o volume do reservatório, a permeabilidade da rocha, a viscosidade dos fluidos, a localização de cada área e sua participação na pressão do reservatório, a parcela da produção já obtida e o capital já investido. Mesmo assim, tem-se dificuldade em alcançar a proporção perfeita, pois nem todas as condições são previamente conhecidas.

Ainda assim, quanto maior complexidade do critério adotado, maior a probabilidade de que cada parte receberá o percentual da produção a que faz jus. Por outro lado, maior a dificuldade de se chegar a um acordo e maiores os  custos de eventuais redeterminações (revisão das participações), em função do número de variáveis a serem definidas.17 Em regra, os efeitos da redeterminação retroagem à data da celebração do acordo para a individualização da produção. Contudo, o contrato deverá prever os mecanismos e os cronogramas para a realocação de custos e receitas, na hipótese de as participações de cada concessionário serem alteradas em razão desse processo.18

Em razão das inúmeras dificuldades enfrentadas para a celebração de um acordo, as partes envolvidas, quando não chegam a consenso, optam, muitas vezes, por contratar um especialista independente para intermediar e finalizar a negociação. Na Noruega, por exemplo, o terceiro interveniente pode vir na figura de um órgão governamental, no caso, o Norwegian Petroleum Directorate (NPD), que determina as bases do acordo a ser firmado pelas partes. Tendo-se chegado a um acordo, o Comitê de Operações Unificadas (Unit Operating Commitee) irá preparar um rascunho do Unitization Agreement e do Unit Operating Agreement, e as empresas contratantes passam a ser parceiras de um único bloco.

3.  O tratamento conferido à Unitização na Lei nº 9.478/97

O instituto em referência foi inicialmente previsto no art. 27 da Lei 9.478/1997, que impunha a celebração de um acordo de individualização da produção no caso de campos que se estendam por blocos vizinhos, de distintos concessionários. Previa-se a possibilidade de a ANP determinar a apropriação equitativa dos direitos e obrigações sobre os blocos em caso de discordância entre distintos concessionários. Confira-se a redação desse já revogado dispositivo, por relevante:

Art. 27. Quando se tratar de campos que se estendam por blocos vizinhos, onde atuem concessionários distintos, deverão eles celebrar acordo para a individualização da produção.

Parágrafo único. Não chegando as partes a acordo, em prazo máximo fixado pela ANP, caberá a esta determinar, com base em laudo arbitral, como serão eqüitativamente apropriados os direitos e obrigações sobre os blocos, com base nos princípios gerais de Direito aplicáveis. (grifos nossos)

Da leitura do dispositivo retro evidencia-se, de início, a opção do legislador brasileiro pela adoção da Unitização obrigatória nas hipóteses de extensão de um determinado bloco a outro vizinho concedido à diferente concessionário. Enxurge, portanto, a individualização da produção como uma medida necessária em tais casos, sendo que recusa pelo concessionário na celebração do contrato implica na rescisão do contrato de concessão.

Logo, ficam os concessionários compelidos a celebrarem acordo de unitização sempre que preenchidas determinadas circunstâncias, e em prol do interesse público subjacente, para a condução das atividades de desenvolvimento e produção da jazida comum. A atuação do ente estatal é subsidiária, na medida em que apenas substituirá a vontade de uma das partes na hipótese de frustração do acordo. Pode-se dizer que há, nesse caso, reduzida autonomia de negociação, vez que as partes são, de certa forma, compelidas a celebrá-lo ainda que contra sua vontade.

O acordo de unitização é também previsto no art. 13 do Decreto nº 2.705/98, ao tratar da definição da participação de cada concessionário no pagamento dos royalties, a seguir:

Art 13. No caso de campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão, onde atuem concessionários distintos, o acordo celebrado entre os concessionários para a individualização da produção, de que trata o art. 27 da Lei nº 9.478, de 1997, definirá a participação de cada um com respeito ao pagamento dos royalties.

Igualmente é o acordo contemplado no art. 23 do referido decreto, dispondo, desta vez, sobre as participações especiais devidas por cada concessionário, como segue transcrito:

Art 23. Parágrafo único. No caso de campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão, onde atuem concessionários distintos, o acordo celebrado entre os concessionários para a individualização da produção, de que trata o art. 27 da Lei nº 9.478, de 1997, definirá a participação de cada um com respeito ao pagamento da participação especial.

Os Contratos de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural de todas as Rodadas de Licitação, à luz do prescrito no art. 27 da Lei do Petróleo, dispõem, igualmente, sobre a unitização. Ao longo das diferentes Rodadas já conduzidas pela ANP o instituto sofreu pequenas alterações nas respectivas cláusulas.

Em razão da redação do art. 27, restrita a concessionários distintos, defendeu-se a utilização de instituto diverso, a anexação, para jazidas que se estendiam por áreas detidas por um mesmo concessionário, sejam elas originárias do mesmo contrato ou de contratos distintos. O procedimento de anexação, em que pese já adotada a prática pela ANP desde 2000, foi objeto de regulação pela Agência, com vistas a trazer maior transparência e segurança  jurídica a tal procedimento. Até a finalização deste paper, encontra-se aberta a consulta pública à regulação proposta pela ANP.

4.  Novo marco regulatório da Unitização: Resolução ANP 25/2013

O art. 27 da Lei nº 9.478/97 foi revogado pela Lei nº 12.351/2010, a qual trata, em seu Capítulo IV (arts. 33 a 41), da individualização da produção, e institui um procedimento a ser atendido pelos interessados. Esta Lei não mais restringe a Unitização a blocos envolvendo concessionários distintos e, com relação a jazidas que se estendem por áreas não concedidas, inovou com a previsão de negociação entre os interessados e a União, ora representada pela PPSA (em caso de áreas estratégias e/ou localizadas no pré-sal), ora representada pela ANP.

O instituto foi regulamentado pela Resolução ANP nº 25/2013, que, apesar de seu louvável detalhamento, ainda dá margem a questionamentos que surgem de sua aplicação.

Inicialmente, vale destacar o disposto no art. 1º, que busca estabelecer o objeto da Resolução, esclarecendo que o objetivo desta é regular o Procedimento de Individualização da Produção de Petróleo e Gás Natural, o qual deve que deve ser adotado quando se identificar que uma Jazida de Petróleo, Gás Natural ou outros hidrocarbonetos fluidos se estende além de um Bloco concedido, cedido onerosamente ou contratado. Como se verá adiante, parece-nos que em razão das definições trazidas pela Resolução, é possível que surjam incertezas quanto à extensão do objeto da norma.

Seguindo o disposto na Resolução, quando for constatada a existência de uma Jazida Compartilhada, o Operador deverá comunicar formalmente tal fato à ANP, no prazo de dez dias úteis, conforme disposto no art. 3º da Resolução. A ANP, por seu turno, notificará as partes envolvidas quando identificar a possibilidade de existência de uma Jazida Compartilhada, que deverão confirmar ou rejeitar tal possibilidade, dentro do prazo de cento e oitenta dias, a contar da data de recebimento da notificação. Parece relevante notar, neste ponto, que a Resolução não confere tratamento expresso para os casos em que algum dos envolvidos rejeite a possibilidade de extensão da jazida.

A Resolução prossegue estabelecendo que, em se tratando de Jazida Compartilhada por Áreas sob Contrato com direitos detidos por titulares distintos, estes deverão celebrar um Acordo de Individualização da Produção (AIP), sendo que este acordo deverá ser celebrado com a União, representada ora pela PPSA (quando a Jazida Compartilhada se localizar em Área do Pré-Sal ou em Áreas Estratégicas), ora pela ANP (quando a Jazida Compartilhada não se localizar na Área do Pré-Sal ou Áreas Estratégicas), conforme previsto nos artigos 4º e 5º e respectivos parágrafos da Resolução.

Não será hipótese de celebração de AIP quando for o caso de Jazida Compartilhada por Áreas sob Contrato com direitos de Exploração e Produção detidos pela mesma empresa ou consórcio de idêntica composição e mesmos percentuais de participação. Nestes casos, o documento a ser celebrado será um Compromisso de Individualização da Produção (CIP). A proposta de CIP deverá ser submetida à avaliação e à aprovação da ANP no prazo de 180 (cento e oitenta) dias, contados a partir da apresentação da Declaração de Comercialidade da Jazida Compartilhada, ou, quando houver, do início da produção antecipada, autorizada pela ANP.

O artigo 7º da Resolução estabelece que Partes deverão realizar atividades de Avaliação previstas em um único Plano de Avaliação de Descoberta de Petróleo ou de Gás Natural (PAD) e poderão celebrar um Pré-acordo de Individualização da Produção (Pré-AIP), na ausência de dados e informações suficientes para avaliar a extensão da Jazida Compartilhada e definir as Participações. Uma cópia do Pré-AIP, caso existente, deverá ser enviada à ANP, juntamente com o correspondente PAD, submetido à aprovação da ANP.

Quanto à celebração de um Pré-AIP, a Resolução indica sua celebração somente quando não há informações suficientes para definir a extensão da Jazida Compartilhada e não quando houver incerteza. Assim, parece não haver clareza sobre o tratamento a ser conferido nas hipóteses de incerteza quanto à existência do compartilhamento da Jazida.

O art. 8º estabelece que a ANP determinará o prazo para que as Partes celebrem o AIP, observadas as diretrizes do CNPE. Neste ponto, é válido destacar que, até a edição do presente artigo, o CNPE não editou diretrizes sobre a Unitização, o que traz ainda mais questionamentos acerca de, dentre outros, o prazo para a celebração do AIP. De todo modo, este artigo impõe às Partes o dever de informar trimestralmente a evolução das negociações para a celebração do AIP, apresentando conjuntamente o cronograma de atividades, a divisão de direitos e obrigações das Partes, que envolverem ou impactarem a União e o interesse público, além de estudos realizados.

Nos termos do art. 10 da Resolução, quando qualquer das Partes declarar a comercialidade de uma Jazida Compartilhada, o prazo para apresentação do Plano de Desenvolvimento (PD) da área objeto de Individualização da Produção será o prazo definido para apresentação do AIP. Nota-se, portanto, que a sequencia de atos a ser observada leva em conta o prazo a ser definido nas Diretrizes a serem elaboradas pelo CNPE.

A Resolução, em seu art. 9º, estabelece como regra que o Desenvolvimento e a Produção da Jazida Compartilhada ficarão suspensos enquanto não for aprovado o Acordo de Individualização da Produção, salvo quando expressamente autorizado pela ANP. O parágrafo único segue indicando que a autorização para não suspensão das atividades até que seja celebrado o AIP deverá ser justificada e solicitada formalmente por pelo menos uma das Partes ou expedida de ofício pela ANP. Assim, pela leitura do parágrafo único combinado com o art. 9º da Resolução, parece que a regra no sentido de que as atividades ficam suspensas até a celebração do AIP se relativiza sempre que houver justificativa, considerando que pode ser concedida autorização de ofício pela ANP.

O art. 13 elenca o conteúdo mínimo do contrato, o qual deverá informar a identificação da Jazida Compartilhada, a definição da Área Individualizada com a delimitação dos polígonos, a definição do Operador da Área Individualizada, a divisão de direitos e obrigações das Partes, que envolverem ou impactarem a União e o interesse público, as Participações na Jazida Compartilhada, a possibilidade de ocorrência de Redeterminações, com seus critérios, condições, prazos, limites e quantidade, os percentuais e regras de conteúdo local, as obrigações de cada Parte relativas ao pagamento das Participações e Receitas Governamentais e de Terceiros, a vigência do Acordo de Individualização da Produção, os mecanismos de solução de controvérsias, além do Plano de Desenvolvimento da Jazida Compartilhada objeto de Individualização da Produção.

A Resolução já estabelece que poderá ser incluída no AIP mais de uma Jazida Compartilhada pelas Partes, discriminadas as Participações em cada uma delas, ou seja, havendo mais de um reservatório que se estenda para além da área do contrato, é permitida a celebração de um único AIP, desde que haja discriminação das Participações de cada uma das partes em cada uma das Jazidas Compartilhadas.

O parágrafo 2º do artigo 13 de antemão estabelece que para a definição das Participações, será utilizada, preferencialmente, a proporção do Volume Original de Óleo Equivalente (VOE) da Jazida Compartilhada em cada Área sob Contrato. No entanto, é permitido às Partes submeter outros critérios à avaliação e aprovação da ANP. Neste ponto, parece válido mencionar que a possibilidade de adoção outro critério que não o VOE pode se mostrar mais atrativo para o concessionário, já que, diante de eventual incerteza sobre a área a ser unitizada, as partes poderiam optar por definir as Participações com base no volume de óleo recuperável, por exemplo.

Como não poderia ser diferente, o parágrafo 4º do artigo 13 dispõe que a vigência do AIP deverá ser adequada à vigência dos contratos que outorgaram às Partes os direitos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural nas Áreas sob Contrato. No entanto, dispõe que, caso sejam diferentes os prazos das Fases de Exploração ou Produção das áreas para as quais a Jazida se estende, a ANP, a seu exclusivo critério, poderá estender a vigência destas Fases, respeitadas as disposições legais. Neste ponto, parece que a Resolução poderia ter deixado a cargo das Partes encontrar a solução que melhor conviesse, ainda que sujeita à aprovação da ANP.

O Capítulo V da Resolução trata da Individualização da Produção em Áreas Não Contratadas. Inicialmente, o art. 14, o qual dispõe que caso a Jazida Compartilhada se estenda por Área não Contratada, o Concessionário, a Cessionária, ou o Contratado deverão submeter à ANP uma proposta preliminar para avaliação da extensão, baseada nos dados e informações disponíveis, e a ANP comunicará à outra Parte, em até 180 dias do recebimento da proposta, como será avaliada a extensão da Jazida Compartilhada para Área não Contratada. Informa o parágrafo 2º que a União, representada pela ANP, poderá realizar atividades conjuntas de avaliação da Jazida Compartilhada com a outra Parte, assim como, com base no parágrafo 3º, a ANP poderá contratar diretamente a Petrobras para realizar as atividades de Avaliação da Jazida Compartilhada a que se refere o caput. Da leitura do artigo 14, portanto, extrai-se o entendimento no sentido de que a Resolução deixa a cargo da União o dever de realizar a avaliação da Jazida Compartilhada, deixando apenas, como opção, a avaliação conjunta. Parece de grande relevância que assim seja, ou seja, que o dever de realizar a avaliação recaia sobre a União, especialmente em se considerando os custos para realização da atividade.

O art. 15 informa que o regime de Exploração e Produção a ser adotado para a Área não Contratada independerá do regime vigente nas áreas adjacentes. No entanto, o parágrafo único esclarece que, para o atendimento dos incisos III e VII do art. 13 da Resolução, enquanto não houver licitação, deverão ser adotados para a Área não Contratada, sempre que possível, e até a outorga dos direitos de Exploração e Produção sobre ela, os  mesmos parâmetros adotados para a Área sob Contrato, independentemente do regime de Exploração e Produção a que ela esteja submetida. Desse artigo, então, é possível extrair que o regime a ser adotado, enquanto a área adjacente for área não contratada, será aquele seguido pelo contrato da área contratada. Será outro, assim, quando a área não contratada for licitada, ocasião em que o regime será estabelecido pelo edital respectivo.

O art. 16 informa que o AIP celebrado com a União obrigará o futuro Concessionário ou Contratado a assumir os termos e condições nele definidos, esclarecendo, no parágrafo único que, após a outorga dos direitos de Exploração e Produção ao futuro Concessionário ou Contratado, as Partes, conjuntamente, poderão submeter à análise e aprovação da ANP eventuais adequações no AIP. Uma primeira leitura desse artigo pode sugerir que serão necessárias adequações, especialmente o regime da área a ser licitada for de Partilha de Produção, onde a PPSA, ao que parece, permanecerá no contrato, mas exercendo papel distinto.

Nos termos do art. 17, a partir do início da Fase de Produção, desde que celebrado o AIP, a União, com base na proporção de sua Participação na Jazida Compartilhada, rateará os custos de produção e os investimentos concernentes à Etapa de Desenvolvimento da Produção com a outra Parte, deixando claro o parágrafo 1º que não serão incluídas despesas incorridas pelo Concessionário, Cessionário ou Contratado na realização de atividades exploratórias, exceto as decorrentes da Avaliação de uma Descoberta, que serão rateadas na forma estabelecida no caput, desde que a União tenha sido previamente notificada, nos termos do art. 3º, e um Pré-AIP tenha sido firmado, na forma do art. 7º desta Resolução. O parágrafo 2º informa, ainda, que a participação da União nos custos e investimentos a que se referem o caput e o parágrafo 1º será proporcional à razão entre o volume de hidrocarbonetos produzidos no período em que a União for Parte e a recuperação total prevista. De acordo com o parágrafo 3º, a União não fará qualquer desembolso para arcar com sua participação no rateio a que se refere o caput, devendo sua parcela nos custos de Produção e nos investimentos concernentes à Etapa de Desenvolvimento ser descontada do quinhão que lhe couber da Produção da Jazida Compartilhada, sendo certo que tal desconto, nos termos do parágrafo 4º, não ultrapassará o valor correspondente ao percentual de 20% da Produção mensal da Jazida Compartilhada. Em razão de o artigo 17 e seus parágrafos trazerem os dispositivos passíveis de maior discussão, deixaremos para discuti-los mais adiante, em item separado.

O art. 18 estabelece que, caso a Produção da Jazida Compartilhada seja iniciada sem a devida autorização da ANP, a União não reembolsará qualquer custo ou investimento realizado, sem prejuízo do direito ao ressarcimento da sua parcela do volume produzido.

Já o art. 19 dispõe que a substituição da União pelo futuro Concessionário ou Contratado deverá ser formalizada por meio de um termo aditivo ao AIP, o que pode sugerir ao novo entrante que este terá direito de renegociar os termos do AIP. Cabe destacar neste ponto, contudo, que o art. 16 dispõe que o novo cessionário ou contratado terá que aderir aos termos do AIP já negociado. Outro ponto que parece que trará repercussão é o disposto  no parágrafo único do artigo 19, que determina que os custos referidos no caput e no § 1º do art. 17 que ainda não tenham sido reembolsados pela União deverão ser relacionados no Termo Aditivo ao AIP.

O Capítulo VI trata do CIP, instrumento a ser celebrado quando, como mencionado anteriormente neste trabalho, for identificada a extensão da jazida para além da área contratada entre contratos titularizados pelas mesmas partes. O art. 20 destaca os elementos essenciais do CIP, informando que este deve conter a identificação da Jazida Compartilhada, a Participação correspondente a cada Área sob Contrato na Jazida Compartilhada, os percentuais e regras de conteúdo local, nos termos do Capítulo X da Resolução e as obrigações de pagamento das Participações Governamentais e de terceiros devidas por cada Contrato, nos termos do Capítulo IX da Resolução.

Dispõe o parágrafo 1º que o CIP deverá ser apresentado à ANP acompanhado dos estudos e das conclusões que levaram à determinação das Participações, esclarecendo, no parágrafo seguinte, que o Concessionário ou Contratado poderá incluir outras Jazidas Compartilhadas nas áreas envolvidas. O parágrafo 3º estabelece que para a definição das Participações, se utilizará, preferencialmente, a proporção do Volume Original de Óleo Equivalente da Jazida Compartilhada presente em cada Área sob Contrato. Já o parágrafo 4º dispõe que para a definição das Participações e Receitas Governamentais e de Terceiros e da repartição do Excedente em Óleo, deverão ser observadas as determinações dos contratos que regem as Áreas sob Contrato que contém a Jazida Compartilhada.

O capitulo VII trata do acesso aos dados e informações, trazendo, no artigo 22, a obrigação de as partes garantirem acesso mútuo aos dados e informações disponíveis e necessários à definição das Participações, para a celebração do AIP. O parágrafo único ressalva, no entanto, que a obrigatória disponibilização de dados e informações, nos termos do caput, não interferirá nos demais direitos garantidos às Partes pela Resolução ANP nº 11/2011 (ou pela legislação que a suceder) ou pelos contratos de Exploração e Produção relativos às respectivas Áreas sob Contrato. Em relação aos dados de Área não contratada, o art. 23 informa que estes receberão tratamento de dados públicos, como definido na legislação aplicável.

A Resolução trouxe no Capítulo VIII o tratamento a ser conferido às redeterminações, dispondo, no art. 24, que estas, as redeterminações, se efetivarão pela assinatura de Termo Aditivo ao AIP ou ao CIP, desde que tecnicamente justificadas e previamente aprovadas pela ANP. Destaca, ainda, que a ANP poderá requerer a realização de Redeterminações, quando tecnicamente justificável. Vale notar, por oportuno, que art. 13 indica como elemento a constar do AIP a possibilidade de ocorrência de Redeterminações, com seus critérios, condições, prazos, limites e quantidade. Assim, pela leitura combinada deste art. 25 com o art. 13, parece que ainda que as Partes não identifiquem a possibilidade de ocorrência de redeterminações, ainda assim, caso a ANP julgue tecnicamente justificável, esta pode solicitar que as Partes realizem uma.

O Capítulo IX, que trata das Participações Governamentais, dispõe, no art. 26, que o AIP deverá tratar das obrigações das Partes quanto às Participações e Receitas Governamentais e de Terceiros devidas, obedecendo ao estabelecido nos contratos que regem as Áreas sob Contrato que contêm a Jazida Compartilhada. O parágrafo único esclarece que as obrigações referentes ao pagamento das Participações e Receitas Governamentais e de Terceiros referidas no caput entrarão em vigor a partir da data da aprovação da respectiva Redeterminação pela ANP, não produzindo efeitos retroativos em relação aos pagamentos efetuados. Quanto às Participações Governamentais correspondentes à Área não Contratada, o art. 27 estabelece que estas serão pagas pelo Operador da Área Individualizada ou pelo consórcio, conforme o caso, descontadas da parcela de óleo devida à União, utilizando-se o preço de referência do petróleo e do gás natural, conforme Resolução específica da ANP, nos termos do seu parágrafo único.

O art. 28 determina que os compromissos de Conteúdo Local no AIP e no CIP deverão seguir os seguintes critérios: na Fase de Exploração, as Partes deverão cumprir os compromissos de Conteúdo Local obedecendo ao estabelecido nos contratos que regem as Áreas sob Contrato que contêm a Jazida Compartilhada, sujeitas a fiscalizações individualizadas; na Etapa de Desenvolvimento da Fase de Produção, o compromisso de conteúdo local obedecerá uma proporcionalidade, calculada com base na ponderação entre (i) os Volumes Originais de Óleo Equivalente (VOE) das áreas objeto de Individualização e (ii) os respectivos compromissos de Conteúdo Local estabelecidos nos contratos que regem as Áreas sob Contrato que contêm a Jazida Compartilhada. O parágrafo único, por seu turno, informa que para definição dos novos percentuais de Conteúdo Local e de regras de comprovação e apuração, será observada a regulamentação específica da ANP. Neste ponto, releva destacar que a ANP não trouxe até o momento regulamentação específica, tão somente a Nota Técnica ANP CCL nº 12/2011, que não atende aos requisitos estabelecidos na Lei nº 9.478/97, em especial, o seu art. 19, o que traz incertezas aos concessionários e contratados.

O Capítulo XI trata do Laudo Técnico, estabelecendo que, quando as Partes não celebrarem voluntariamente o AIP no prazo determinado pela ANP, caberá a esta determinar, com base e de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, a forma como serão apropriados os direitos e as obrigações sobre a Jazida Compartilhada, nos termos do art. 29. De toda sorte, caberá às Partes, conforme artigo 30, encaminhar petição à ANP, com descrição clara e detalhada dos que impediram a pactuação do AIP, além de indicação propositiva da solução que melhor satisfaça a cada Parte, dentro de 60 (sessenta) dias após o fim do prazo estipulado pela ANP para a elaboração do AIP.

Nos termos do parágrafo 1º, caberão às Partes submeter, junto à petição, todos os dados, informações e interpretações necessários para avaliação e elaboração do Laudo Técnico, podendo a ANP, com base no parágrafo 2º, solicitar outros dados que julgar necessários para a avaliação e elaboração do Laudo Técnico, devendo as Partes entregá-los no prazo de 30 (trinta) dias, contados da solicitação da ANP. O parágrafo 3º estabelece que a ANP, a seu exclusivo critério, poderá aceitar que o Laudo Técnico a que se refere o art. 29, seja elaborado por terceiro e custeado pelo Concessionário, Contratado ou Cessionária. Após a aprovação do Laudo Técnico pela Diretoria Colegiada, a ANP terá o prazo de até 120 (cento e vinte) dias, contados a partir do protocolo da petição de que trata o art. 30 desta Resolução, para determinar a forma como serão apropriados os direitos e as obrigações sobre a Jazida Compartilhada.

O Capítulo XII, que trata das Disposições Transitórias e Gerais, traz, no art. 34, que após realizados os procedimentos previstos nos artigos 29 a 33 da Resolução, a recusa de uma das Partes em firmar o AIP como determinado pela ANP implicará resolução dos Contratos de Concessão ou de Partilha de Produção da Parte que se recusou a assinar o Acordo de Individualização de Produção.

O art. 35 estabelece que enquanto não for criada a empresa pública de que trata o § 1º do art. 8º da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, suas competências serão exercidas pela União, por intermédio da ANP, ou por quem delegado for por ato do Poder Executivo, nos termos do art. 63 da Lei nº 12.351/2010. Parece que este art. 35 foi esvaziado pelo Decreto 8.063 de agosto de 2013, que criou a Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

Por fim, o art. 38 estabelece que quaisquer ações realizadas pelas Partes em desacordo com a Resolução as sujeitará às penalidades previstas na legislação vigente.

5. Pontos críticos de destaque na Resolução ANP 25/2013

5.1   Definições

Algumas definições trazidas pela Resolução ANP 25/2013 deixam margem a dúvida e a interpretações por vezes incompatíveis com a legislação anterior.

A título de ilustração, destacamos a definição dada pela Resolução para o termo Acordo de Individualização da Produção, que consiste no “acordo celebrado entre as partes, após a Declaração de Comercialidade, para Desenvolvimento e Produção unificados de Jazida Compartilhada, com conteúdo mínimo indicado no art. 13 desta Resolução e contendo o Plano de Desenvolvimento individualizado”.

Com base nessa definição, pode-se extrair a interpretação de que o Regulador pretendeu indicar que os Acordos de Individualização da Produção (AIPs) só fossem celebrados após as partes terem declarado a comercialidade de suas áreas.

No entanto, ao definir Jazida Compartilhada, o legislador trouxe, aparentemente, a possibilidade de se ter um AIP em área cuja comercialidade não tenha sido declarada. Isso porque, nos termos do inc. X do art. 2º da Resolução ANP 25/2013, Jazida Compartilhada é o “Reservatório ou Jazida que se estende além de uma determinada Área sob Contrato”. Nos termos da Lei nº 9.478/97, cujas definições se aplicam à Resolução ANP 25/2013, “Reservatório ou Depósito” é definido como “configuração geológica dotada de propriedades específicas, armazenadora de petróleo ou gás, associados ou não”, enquanto Jazida é “o reservatório ou depósito já identificado e possível de ser posto em produção”.

Percebe-se, assim, que ao incluir na definição de Jazida Compartilhada o termo Reservatório, o legislador trouxe a possibilidade de que uma Jazida Compartilhada fosse uma área cuja comercialidade não tenha sido declarada, possibilitando, assim, ao menos em tese, que sejam celebrados AIPs em áreas em Fase de Exploração.

É certo também, por outro lado, que a Lei nº 12.351, ao tratar do Acordo de Individualização da Produção, em seu art. 33, estabelece que “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”, não se referindo a reservatórios.

É preciso, portanto, uma uniformização para que a regulação não incorra em eventual ilegalidade.

5.2   Atividades de Avaliação

O art. 7º e o seu parágrafo único estabelecem às Partes o dever de realizar atividades de Avaliação em um  único Plano de Avaliação de Descoberta (PAD), podendo ser celebrado um Pré-acordo de Individualização da Produção, na ausência de dados e informações suficientes para avaliar a extensão da Jazida Compartilhada e definir as Participações.

Conforme mencionado anteriormente neste trabalho, parece-nos razoável o entendimento no sentido de que eventual Pré-acordo de Individualização da Produção serviria apenas para os casos em que não houvesse informações suficientes a respeito da extensão da Jazida Compartilhada e não quanto à própria extensão da jazida para além da área contratada.

Outro ponto passível de questionamento à luz da legislação de petróleo e gás em vigor é a obrigação de as Partes celebrarem em conjunto um PAD. Parece-nos que seria mais compatível à legislação a Resolução deixar a cargo das Partes, por mútuo acordo, a decisão por realizar ou não um PAD em conjunto, dado que, em regra, a avaliação quanto à necessidade ou conveniência de realizar atividades de avaliação cabe ao Concessionário.

Ademais, em um cenário em que é possível que a União seja parte de um Pré-acordo de Individualização da Produção, é razoável que fique a cargo das partes definir a melhor estratégia quanto às atividades avaliação, considerando, especialmente as despesas a serem incorridas e a forma de rateio.

5.3   Unitização em área não contratada

5.3.1 Anexação como alternativa

A Unitização envolvendo área não contratada já é assunto controvertido de longa data. A Lei nº 9.478/97 nada dispunha sobre o procedimento a ser tomado pela ANP nos casos em que a jazida de um concessionário se estenda por área adjacente não concedida, ainda sob o domínio do Estado. Referida hipótese foi contemplada nos diversos modelos de contratos de concessão editados e celebrados pela ANP, no exercício de sua capacidade normativa, conforme cláusulas abaixo transcritas:

Rodada Zero:

12.1.2 Caso não haja um concessionário com direitos a tal área adjacente, mas a ANP, a seu exclusivo critério, entender que foi realizada uma Avaliação da Jazida ou Jazidas em questão, de modo a permitir que ela tome uma decisão com relação à individualização, a própria ANP poderá agir como  se fosse o concessionário de tal área, para efeito da negociação e celebração do acordo para individualização da Produção previsto no parágrafo 12.1. Contudo, a qualquer momento, antes, durante ou depois dessa negociação e celebração do acordo, a ANP poderá licitar os referidos Bloco ou Blocos, caso em que, uma vez selecionado o concessionário ou concessionários respectivos, estes assumirão as responsabilidades que lhes cabem nos termos desta Cláusula Décima-Segunda e estarão obrigados a cumprir o acordo de individualização assinado pela ANP.”

Primeira a Quinta Rodadas:

12.1.2 Caso não haja um concessionário com direitos a tal área adjacente, mas a ANP, a seu exclusivo critério, entender que foi realizada uma Avaliação da Jazida ou Jazidas em questão, de modo a permitir que ela tome uma decisão com relação à individualização, a própria ANP poderá agir como  se fosse o concessionário de tal área, para efeito da negociação e celebração do acordo para individualização da Produção previsto no parágrafo 12.1. Contudo, a qualquer momento, antes, durante ou depois dessa negociação e celebração do acordo, a ANP poderá licitar os referidos Bloco ou Blocos, caso em que, uma vez selecionado o concessionário ou concessionários respectivos, estes assumirão as responsabilidades que lhes cabem nos termos desta Cláusula Décima-Segunda e estarão obrigados a cumprir o acordo de individualização assinado pela ANP. (…) 12.1.5 Caso não haja um concessionário para a área adjacente e/ou a Avaliação da Jazida seja insuficiente para permitir discussões significativas a respeito da individualização, o Concessionário poderá proceder a Declaração de Comercialidade, conforme previsto neste Contrato. Se o Concessionário entender que  o Desenvolvimento daquelas partes da Jazida, dentro da Área de Concessão, pode ser realizado de acordo com a legislação aplicável e as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, poderá submeter um Plano de Desenvolvimento, conforme disposto na Cláusula Nove.”

Sexta Rodada:

Áreas Adjacentes sem Concessão

12.2 Caso não haja um Concessionário com direitos à área adjacente, e desde que a ANP entenda, a seu exclusivo critério, que foi realizada uma Avaliação da Jazida ou Jazidas em questão que permita uma decisão com relação à unificação, poderá agir no sentido de garantir a continuidade das Operações. 12.2.1 A aplicação do disposto no parágrafo 12.2, não impedirá que as áreas em questão que não estiverem sob concessão sejam incluídas em licitação.”

Oitava a Décima Rodadas: Áreas Adjacentes sem Concessão

12.8 Caso a área adjacente não esteja sob concessão e a ANP, a seu exclusivo critério, entender que  foi realizada uma Avaliação da(s) Jazida(s) em questão, de modo a permitir que seja tomada uma decisão sobre a Individualização da Produção, a ANP deverá negociar o Acordo previsto no parágrafo

12.1 com a finalidade exclusiva de definir e constituir as bases contratuais do Acordo para Individualização da Produção. 12.9 A ANP poderá, a qualquer momento, licitar o(s) bloco(s) correspondente(s) à(s) área(s) adjacente(s), sendo que o futuro Concessionário de tal(is) área(s) assumirá as obrigações previstas nesta Cláusula Décima-Segunda e cumprirá o Acordo para Individualização da Produção assinado pela ANP, caso já tenha sido firmado.

Tais cláusulas, tal como concebidas, dão margem a alguns questionamentos teóricos e práticos. A título de ilustração, até a Sexta Rodada, a cláusula em comento prevê a atuação da ANP ‘como se concessionário fosse’ para fins de celebrar um acordo de unitização ou para delimitar as bases contratuais de uma unitização, quando a área adjacente ainda não tiver sido objeto de concessão. Atenta-se para o curioso papel a ser assumido pela ANP em tal hipótese, ao conjugar suas funções regulatórias e fiscalizatórias do mercado com o papel de ‘agente econômico’, o que nos parece incompatível.

Além disso, o futuro concessionário terá de aderir às condições previamente acertadas entre o Regulador e o Concessionário originário, o que poderá tornar eventual procedimento licitatório menos atrativo ou, a depender das condições impostas, gerar questionamentos relacionados à isonomia e à concorrência.

Interessante observar, ainda, que, pela redação dessas cláusulas, é possível extrair entendimento no sentido da não obrigatoriedade da Unitização para casos de extensão de jazida para área não licitada, a critério da ANP e dependendo das circunstâncias do caso concreto. Isso porque, tanto no contrato de concessão da Rodada Zero, quanto nos Contratos da Oitava, Nona e Décima Rodadas de Licitações, o Regulador optou pelo emprego do verbo “poderá” ao se referir à licitação do bloco correspondente à área adjacente, o que denota uma faculdade da Agência. No mesmo sentido, os Contratos de Concessão da Primeira Rodada a Sexta Rodada zelam pela continuidade das Operações e contemplam a possiblidade de o Concessionário prosseguir com o Desenvolvimento da área, pautado nas Melhores Práticas da Indústria do Petróleo e desde que aprovado o correspondente Plano de Desenvolvimento pela ANP, caso não haja interessado na aquisição da área adjacente e/ou a avaliação da jazida seja insuficiente para permitir discussões significativas a respeito da Unitização.

Em vista de tal redação, ponderando-se com o comando constitucional e legal da obrigatoriedade de licitação prévia à concessão de áreas para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, defendemos a adoção pela ANP de procedimentos alternativos nos casos em que reduzidas as dimensões da jazida na área adjacente, a inviabilizar futura licitação, ou que demasiadamente complexa a celebração de um acordo de Unitização entre Concessionário e ANP, a ponto de acarretar a estagnação da produção pelo impasse negocial.

Com efeito, a Resolução ANP 25/2013, como visto acima, regulou a unitização em áreas não contratadas, deixando margem, contudo, a pontos controvertidos que, muitas vezes, criam impasses que inviabilizam a própria produção que se busca otimizar.

Dessa forma, faz-se necessária a revisão do dispositivo, para que impasses não inviabilizem o aproveitamento máximo da jazida, bem como retarde ou impeça a continuidade da produção e, por conseguinte, ao abastecimento nacional, quando se estiver diante de uma parcela sem grandes dimensões. Exemplo de alternativa que poderia ser adotada pela ANP, e prevista no novo marco regulatório da Unitização, seria a anexação pelo concessionário da parcela da jazida que se estende por área não licitada, nas hipóteses em que inviável a licitação. Tal alternativa, inclusive, é empregada em países como Azerbaijão, Canadá, Noruega e Portugal.

Em países como Angola, Iraque, Somália e Timor Leste, a legislação local confere uma maior liberdade ao órgão regulador local para decidir a melhor solução, no caso concreto, para a hipótese de extensão da jazida para área aberta. Dentre as alternativas, destacam-se: i) a realização de licitação para conferir direitos de exploração e produção da área adjacente, e posterior celebração de um contrato de unitização para unificar as operações; ii) a negociação entre concessionário e regulador do licenciamento dos direitos exploratórios sobre a área adjacente; ou iii) a ampliação do objeto do contrato já existente para englobar (anexar) a área adjacente, em conformidade com o interesse público aplicável ao caso específico.

Essa última alternativa é igualmente positivada em países como Azerbaijão e Portugal. A Lei do Petróleo vigente no Azerbaijão prevê que a estatal petrolífera (SOCAR), pode conceder uma área adicional (adjacente) à empresa contratada para a exploração de petróleo quando a jazida de seu Bloco se estender para além dos limites da área contratada, a qual passa a integrar o Contrato. O Contratado, portanto, faz jus a uma extensão de seus direitos que, à luz do artigo 5.4 da Lei do Petróleo, tem por objetivo prevenir desperdício dos recursos naturais do país. Ademais, evita as controvérsias advindas de uma possível unitização sobre a área. Similar previsão é contida no modelo de Contrato de Concessão adotado no Egito19.

Também Portugal, na linha do estabelecido pela Diretiva 94/22/CE do Parlamento Europeu e do Conselho da União Europeia, disciplinou, expressamente, o instituto da anexação no Decreto-Lei nº 109/94 (art. 8º20), o qual dispõe sobre o regime jurídico das atividades de pesquisa, prospecção, produção e desenvolvimento de petróleo no território português, exercidas por meio da celebração de contratos de concessão. Na exposição de motivos do Decreto-lei restou clara a preocupação do Governo em criar um regime jurídico incentivador, adequado à captação de investimentos ao setor, facilitando, para tanto, o acesso às atividades da Indústria. Nesse contexto, a referida norma permite a anexação de área contígua a de uma concessão em vigor, por meio da negociação direta, sempre que se justificar por razões de ordem técnica ou econômica, a serem identificadas pelo ente regulador ou pelo ente representativo da Administração Pública21.

Não se está a ignorar, frise-se, o princípio licitatório, de imperioso cumprimento aos entes da Administração Pública Direta e Indireta. Contudo, de se reconhecer que o referido princípio, como os demais princípios constitucionais, não é absoluto, sendo que a própria lei geral de licitações (Lei nº 8.666/93) contempla exceções à regra, isto é, hipóteses de dispensa e de inexigibilidade de licitação, sendo a primeira prevista em rol taxativo de situações (art. 24) e a segunda em rol exemplificativo (art. 25, que se utiliza da expressão “em especial”).

Entendemos enquadrável na hipótese de inexigibilidade, por exemplo, a permitir a alternativa da anexação, caso em que o detentor de direitos exploratórios sobre um Bloco constatar que a jazida nele compreendida se estende por área adjacente não licitada, e ele se apresentar como o único agente capaz de atender às políticas nacionais inerentes ao setor petrolífero e o interesse público (primário e secundário), com a continuação e maximização da produção da jazida; nesse caso, estar-se-ia diante de justificada inexigibilidade de licitação pela ausência de pluralidade de alternativas. Ou, ainda, na hipótese em que a parcela excedente aos limites do Bloco licitado for irrelevante para despertar o interesse de terceiros em participar do certame, na medida em que o investimento necessário ao empreendimento, acrescido do valor das participações governamentais devidas, supera o possível retorno financeiro advindo da extração de hidrocarbonetos. Em especial, a considerar o caso de jazidas localizadas em águas profundas, que demandam prévio planejamento, em um cenário de escassez de equipamentos, serviços e mão-de-obra especializada. Nesse caso a inexigibilidade se justifica pela ausência de mercado concorrencial ou de ofertas, requisito necessário à instauração do procedimento licitatório22.

Portanto, em hipóteses como as acima imaginadas não nos parece haver óbice jurídico à aplicação da anexação da área contígua não licitada, mediante requerimento do Contratado e expressa autorização da ANP, pela via da negociação direta. Isso porque, em tais casos, não nos parece razoável, tampouco condizente aos Princípios da Eficiência e da Efetividade, a mobilização do aparato estatal para, em primeiro lugar, celebrar o acordo de individualização da produção com o concessionário e, eventualmente, arcar com investimentos equacionados, e depois licitar o bloco, se constatar que não será frutífera nem benéfica a posterior licitação. Nesses casos, parece-nos que a alternativa que melhor atende ao interesse público é a manutenção da exploração e da produção pelo atual Contratado.

Com efeito, da mesma forma que a anexação foi concebida no direito alienígena como solução racional para casos envolvendo reservatórios petrolíferos que se estendam por áreas não licitadas, quando a medida se revele justificável dos pontos de vista técnico e/ou econômico, enxurge a mesma, no âmbito interno, como possível alternativa à unitização, com base no Princípio das Melhores Práticas da Indústria que pressupõe, inclusive, a análise de soluções e práticas adotadas no direito comparado.

Na linha do que preleciona o saudoso Marcos Juruena Villela Souto, é preciso que a agência reguladora seja dotada de capacidade para acompanhar o mercado, cuja velocidade de funcionamento exige que a estrutura administrativa dedicada a fiscalizá-lo e a orientá-lo deva ser a mais ágil possível, sob pena de ser ineficiente e não se justificar a sua existência.23 Desse modo, cabe ao regulador, de notório saber, especialista na matéria regulada, estabelecer os parâmetros que compõem as razões que justificariam a adoção do instituto da anexação em detrimento da individualização da produção, sendo certo que a edição da norma, bem como o seu conteúdo, envolvem uma discricionariedade técnica conferida pela lei à ANP, com a chancela dos administrados e demais interessados, em prévio procedimento de consulta e audiência públicas24.

5.3.2 Demais pontos controvertidos passíveis de discussão e que necessitam aprimoramento regulatório

A Resolução 25/2013, em seu art. 14, dispõe que caso a Jazida Compartilhada se estenda por Área não Contratada, o Concessionário, a Cessionária, ou o Contratado deverão submeter à ANP uma proposta preliminar para avaliação da extensão, baseada nos dados e informações disponíveis.

Conforme já mencionado neste trabalho, a Resolução em comento estabelece que, em se tratando de Jazida Compartilhada por Áreas sob Contrato com direitos detidos por titulares distintos em área não contratada, o AIP deverá ser celebrado com a União, representada ora pela PPSA (quando a Jazida Compartilhada se localizar em Área do Pré- Sal ou em Áreas Estratégicas), ora pela ANP (quando a Jazida Compartilhada não se localizar na Área do Pré-Sal ou Áreas Estratégicas), conforme previsto nos artigos 4º e 5º e respectivos parágrafos da Resolução.

Neste ponto, parece que a Resolução, seguindo o que já tinha sido estabelecido pela Lei 12.351/10, trouxe uma solução pouco desejável ao estipular que a União será representada pela ANP quando a Jazida Compartilhada não estiver localizada em área de Pré-Sal ou área não estratégica. Isso porque a ANP, como ente regulador, deverá atuar também como parte do Acordo, o que pode acabar por criar conflito entre os papéis a serem desempenhados pela Agência.

A Resolução também estabelece que a ANP comunicará a outra Parte, em até 180 dias do recebimento da proposta, como será avaliada a extensão da Jazida Compartilhada para Área não Contratada, informando, ainda, que a União, representada pela ANP, poderá realizar atividades conjuntas de avaliação da Jazida Compartilhada com a outra Parte, assim como, que a ANP poderá contratar diretamente a Petrobras para realizar as atividades de Avaliação da Jazida Compartilhada a que se refere o caput.

Conforme já destacado anteriormente, parece-nos que a melhor interpretação dessa parte da Resolução deve seguir no sentido de que, nas Áreas não contratadas, a União realize as atividades de avaliação, especialmente considerando os custos para realização da atividade.

Vale ressaltar, por oportuno, que a Lei 12.351/10, ao estabelecer a possibilidade de a Petrobras ser contratada para realizar atividades de avaliação, parece abordar tal possibilidade sob uma ótica distinta da trazida pela Resolução. Isso porque, enquanto a Resolução prevê a possibilidade de a Petrobras ser contratada para avaliar a extensão da Jazida Compartilhada, a Lei 12.351/10 prevê a possibilidade de contratação a Petrobras para avaliação da jazida, a qual  deveria ter sido realizada pela ANP, com base na qual verificará se a hipótese é de celebração do relevante AIP.

Outro aspecto passível de grande discussão é o contido no art. 17 e parágrafos da Resolução. Isso porque, nos termos da Resolução, a partir do início da Fase de Produção, desde que celebrado o AIP, a União, com base na proporção de sua Participação na Jazida Compartilhada, rateará os custos de produção e os investimentos concernentes à Etapa de Desenvolvimento da Produção com a outra Parte. Dessa redação, é possível extrair o entendimento de que o rateio dos custos entre União e a Parte tem início somente a partir da Fase de Produção e inclui somente os custos de produção e investimentos da Etapa de Desenvolvimento, excluindo despesas incorridas na realização de atividades exploratórias, exceto as decorrentes da Avaliação de uma Descoberta, e desde que a União tenha sido previamente notificada e um Pré-Acordo de Individualização da Produção tenha sido firmado. Tal interpretação parece-nos gerar um ônus excessivo à Parte (concessionário/contratado).

Na mesma esteira, o §3º do art. 17 inova na dinâmica de divisão de custos, ao determinar o carrego obrigatório da União pelo investidor. Estabelece tal dispositivo que a União não fará qualquer desembolso para arcar com sua participação no rateio das despesas – que se limitam às descritas no parágrafo anterior, devendo sua parcela nos custos de Produção e nos investimentos concernentes à Etapa de Desenvolvimento ser descontada do quinhão que lhe couber  da Produção da Jazida Compartilhada, sendo certo que tal desconto, nos termos do §4º, não ultrapassará o valor correspondente ao percentual de 20% da Produção mensal da Jazida Compartilhada. Adicionalmente, o art. 18 estabelece que, caso a Produção da Jazida Compartilhada seja iniciada sem a devida autorização da ANP, a União não reembolsará qualquer custo ou investimento realizado, sem prejuízo do direito ao ressarcimento da sua parcela do volume produzido.

Além de não antecipar as despesas para os projetos, ao limitar o reembolso em 20% da Produção Mensal da Jazida Compartilhada, a Resolução traz ainda a possibilidade de os concessionários ou contratados não serem integralmente reembolsados, de modo que o custo do projeto aumenta sensivelmente, de modo a, eventualmente, inviabiliza-lo. Isso porque, com a limitação em 20% da Produção Mensal, o restante do valor não reembolsado naquele mês é transferido para o mês seguinte e assim sucessivamente. Portanto, para que o concessionário ou contratado seja algum dia reembolsado, é necessário que a produção da Jazida Compartilhada avance até que cubra todos os custos já antecipadas, o que, na prática, parece-nos de baixa probabilidade.

Ainda sobre a antecipação dos valores correspondentes às parcelas da União, quando de Unitizações envolvendo áreas não contratadas, releva destacar que o tratamento conferido às despesas decorrentes de Participações Governamentais enfrentam os mesmos obstáculos apontados para as despesas regulares de projeto, de modo que parece que a Resolução, também neste ponto, poderia ter andado melhor.

A experiência internacional mostra sistema distinto do adotado pelo Brasil, nas hipóteses em que a União decide exercer diretamente a atividade de Exploração e Produção. Como prática internacional, tem-se, mediante livre negociação, a divisão justa e equitativa de direitos e obrigações entre as partes, incluindo a divisão de custos e investimentos correntes e pretéritos. Na Noruega, por exemplo, a empresa pública que representa a União daquele País atua em igualdade de condições com as demais partes, assumindo proporcionalmente à sua participação os custos e investimentos do projeto, o que torna os projetos mais atrativos e menos onerosos para os concessionários e contratados.

Trata-se de previsões que podem onerar, em demasiado, o investidor (que terá de antecipar os custos do projeto que deveriam ser antecipados pela União) e que, portanto, acreditamos merecer a devida atenção do Regulador para  uma possível reconsideração e aprimoramento da regulação com vistas a maior atração de investimentos à Indústria do Petróleo e Gás e, consequentemente, ao País.


Referências

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1 Mestre em Direito Internacional (UERJ); Advogada do Jurídico de Exploração e Produção – Petróleo Brasileiro S.A.
2 Pós-graduada em Direito Empresarial, com concentração em regulação e negócios de petróleo e gás (FGV); Coordenadora do Jurídico de Exploração e Produção – Petróleo Brasileiro S.A.
3 CROMMELIN, Michael. The U.S. rule of capture: its place in Australia. AMPLA yearbook, 1986, pp.264-265.
4 A recuperação secundária consiste na perfuração de outro poço através do qual é injetado um fluído para provocar um deslocamento uniforme do tipo pistão em relação à fase óleo. Devido às diferentes características existentes entre os fluídos presentes no reservatório, após um determinado tempo a produção do óleo volta a cair e inicia-se a produção do próprio fluído injetado, restando ainda muito petróleo a ser recuperado. A partir daí utiliza-se o método terciário de recuperação, que pode comportar a injeção de  água com produtos químicos, a injeção de vapor, ou combustão in situ. Este procedimento provoca alterações nas características do petróleo permitindo um aumento no fator de recuperação do reservatório. (BOTELHO, Kilça Tanaka. Influência da Viscosidade no Contato Água-Óleo na Recuperação de Reservatórios. Florianópolis, out-2004, pp. 17-18).
5 YERGIN, Daniel. O petróleo: uma história de ganância, dinheiro e poder. 2ª edição. São Paulo: Scritta, 1992, p.74.
6 RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Direito do petróleo: as joint ventures na indústria do petróleo. 2ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2003, p. 185.
7 BUCHEB, José Alberto. Direito do Petróleo – A Regulação das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil. Rio de Janeiro: Ed. Lumen Juris, 2007, p.183.
8 BONE, Rosemarie B. et al. A Regulação no Processo de Unitização na Exploração de Petróleo e Gás Natural no Brasil. IBP 2579_08.
9 RIBEIRO, Marilda de Sá Rosado. Direito do Petróleo. 3ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2014, p.236.
10 SMITH, Ernest e WEAVER, Jacqueline. The voluntary unitization act. In: SMITH, Ernest E. Texas Law of Oil and Gas. 2 ed. Looseleaf updated. Cap. 11. Carlarb: Califórnia: Butterworth Legal Publisher, 1989, p.428.
11 Nesse sentido: APPI, Valéria T.; ANDRADE, Gersen M. Principais Tópicos Relacionados aos Acordos de Unitização (Unificação) no Brasil. In: Rio Oil and Gas Expo and Conference, Rio de Janeiro, 16-19 de outubro de 2000. [anais] Rio de Janeiro: IBP, 2000 (IBP 21500).
12 KRAMER, Bruce M; MARTIN, Patrick H. The Law of Pooling and Unitization.  3a ed., vol.1. New York: Matthew Bender, 1957, pp.18-20.
13 Para aprofundamento da matéria envolvendo o desenvolvimento compartilhado de reservatórios comuns entre Estados vide RIBEIRO, Marilda de Sá Rosado. Direito do Petróleo. 3ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2014, pp.224 e ss.
14 KRAMER, Bruce M; MARTIN, Patrick H. The Law of Pooling and Unitization. 3a ed., vol.1. New York: Matthew Bender,  1957, p.17.
15 DERMAN, Peter B.; DERMAN, Andrew B. Unitization. A Mathematical Formula To Calculate Redeterminations. AIPN Newsletter, Sep-2002.  Disponível   em: <http://www.tklaw.com/files/Publication/7a64514c-3452-4d63-aa52- bd7fe2b4af79/Presentation/PublicationAttachment/feb15689-7528-4fa9-b73a-7f95b1737e2e/Unitization%20-
%20A%20Mathematical%20Formula%20to%20Calculate%20Redeterminations%20%28AIPN%29%20%28Derman,.pdf>. Acesso em: 24.05.2016.
16 TAVERNE, Bernard. Unitization Agreements. Co-operative agreements in the extractive petroleum industry. Londres: Kluwer Law International, 1996, p.92.
17 BUCHEB, José Alberto. Direito do Petróleo – A Regulação das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil. Rio de Janeiro: Ed. Lumen Juris, 2007. pp. 306-307.
18 BUCHEB, José Alberto. Direito do Petróleo – A Regulação das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil. Rio de Janeiro: Ed. Lumen Juris, 2007. p. 307. Ainda sobre o tema, ver: RIBEIRO, Marilda de Sá Rosado. Direito do Petróleo. 3ª ed. Rio de Janeiro: Renovar, 2014, pp.247-250; APPI, Valéria T.; ANDRADE, Gersen M. Principais Tópicos Relacionados aos Acordos de Unitização (Unificação) no Brasil. In: Rio Oil and Gas Expo and Conference, Rio de Janeiro, 16-19 de outubro de 2000. [anais] Rio de Janeiro: IBP, 2000 (IBP 21500); TAVERNE, Bernard. Unitization Agreements. Co-operative agreements in the extractive petroleum industry. Londres: Kluwer Law International, 1996, p.387; KRAMER, Bruce  M; MARTIN, Patrick H. The Law of Pooling and Unitization. 3a ed., vol.1. New York: Matthew Bender, 1957, pp.1-20.
19 ASMUS, David; WEAVER, Jacqueline Lang. Unitizing Oil and Gas Fields Around the World: A Comparative Analysis of National Laws and Private Contracts. Houston Journal of International Law, Vol.3, 2006. University of Houston Law Center. 20 Artigo 8º
Atribuição de concessões
1 – A abertura de concurso público para atribuição de uma ou mais concessões poderá ter lugar a todo o tempo, por iniciativa do Governo, através do ministro da tutela ou quando for apresentada qualquer candidatura para o exercício de actividades em determinada área, sem prejuízo do disposto no número
2 – Podem ser atribuídas concessões por negociação directa com entidades interessadas mas apenas relativamente a áreas: a) Previamente declaradas disponíveis numa base permanente; b) Objecto de concurso público anterior de que não tenha resultado a atribuição de uma concessão; c) Restituídas por concessionárias; d) Contíguas às de uma concessão em vigor, se a anexação dessas áreas à referida concessão se justificar por razões de ordem técnica ou econômica.
3 – Na situação referida na alínea d) do número anterior, havendo mais de uma concessão contígua nas condições indicadas será aberto concurso, limitado às concessionárias confinantes com a área em questão. (grifos nossos)
21 PORTUGAL. Decreto-Lei nº 109/94. Disponível em: <https://dre.tretas.org/dre/58458/>. Acesso em: 31.05.2016.
22 Nessa linha, observa-se, analogicamente, que o §4º do art. 176 da CF, no caso de aproveitamento do potencial de energia renovável de capacidade reduzida, dispõe não ser necessária a concessão.
23 SOUTO, Marcos Juruena Villela. Agências reguladoras. In: ROSADO, Marilda (coord). Estudos e Pareceres Direito do Petróleo e Gás. Rio de Janeiro: Renovar, 2005, p.381.
24 SOUTO, Marcos Juruena Villela. Direito Administrativo Regulatório. Rio de Janeiro: Editora Lumen Júris. pp. 51-52.

 

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Uma resposta para “Desafios do Instituto da Unitização no Brasil à luz de seu novo marco regulatório”

  1. TIAGO SEVERINI disse:

    Parabéns pelo trabalho, Ilana! Excelente artigo!

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