5º CONGRESSO BRASILEIRO DE PESQUISA E
DESENVOLVIMENTO EM PETRÓLEO E GÁS
TÍTULO DO TRABALHO:
A REGULAÇÃO NO PROCESSO DE UNITIZAÇÃO NA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS
NATURAL NO BRASIL
AUTORES:
Felipe A. Vazquez1, Moisés E. Da Silva2, Rosemarie B. Bone3
INSTITUIÇÃO:
3
1,2
EP/UFRJ – Graduando em Engenharia de Petróleo
DEI/UFRJ – Doutora em Economia – Departamento de Engenharia Industrial
Este Trabalho foi preparado para apresentação no 5° Congresso Brasileiro de Pesquisa e Desenvolvimento
em Petróleo e Gás- 5° PDPETRO, realizado pela a Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás-ABPG, no
período de 15 a 22 de outubro de 2009, em Fortaleza-CE. Esse Trabalho foi selecionado pelo Comitê
Científico do evento para apresentação, seguindo as informações contidas no documento submetido
pelo(s) autor(es). O conteúdo do Trabalho, como apresentado, não foi revisado pela ABPG. Os
organizadores não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não
necessariamente reflete as opiniões da Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás. O(s) autor(es) tem
conhecimento e aprovação de que este Trabalho seja publicado nos Anais do 5°PDPETRO.
5º CONGRESSO BRASILEIRO DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO EM PETRÓLEO E GÁS
A REGULAÇÃO NO PROCESSO DE UNITIZAÇÃO NA EXPLORAÇÃO DE
PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL
Abstract
In Brazil, the withdraw of 41 blocks of the 9th Round of Auctions by ANP rose questions
about the possible unitization of oil fields, particularly on the pre-salt areas and the likelihood of future
litigation from licensees against the Brazilian Government on the issue. Based on the international
experience from Nigeria and East Timor/Australia, we propose improvements to the Brazilian law on
the issue (Law 9478/97, article 27). We conclude that a clear and specific regulation on the unitization
issue should be passed, so to protect investors and the non-renewable resources at stake (oil and gas).
Introdução
O Brasil vem tendo importantes descobertas de petróleo e gás na área do pré-sal, devido às
inúmeras pesquisas realizadas pela Petrobras e outras empresas no mar brasileiro. Contudo, o processo
de concessão de blocos exploratórios pela ANP, iniciado em 1999, não contemplava estas novas
descobertas e, principalmente, os supostos mega reservatórios. De posse desta realidade, o Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE) decidiu pela retirada de 41 blocos vizinhos ao mega-campo
de Tupi, pouco antes da 9ª rodada, ocorrida em 2007. Este foi o grande motivador da realização deste
trabalho. Dentre outras razões que culminaram nesta atitude, destaca-se a precaução contra a
ocorrência do processo de unitização do campo, podendo acarretar numa menor eficiência na
recuperação do mesmo, em decorrência do início de um possível processo de exploração predatória.
O presente artigo tem o intuito de apresentar e analisar a ocorrência da unitização no processo
de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil, focando os aspectos regulatórios face a
Lei do Petróleo 9478/97. Em função da deficiência e das lacunas deixadas pela regulação existente, no
que se refere à unitização, este trabalho tem por objetivo central apresentar e discutir estas pendências
e apresentar casos de unitização internacionais, aplicando, quando possível, suas resoluções nos casos
brasileiros.
Aspectos jurídicos da unitização
A unitização é o resultado da constatação de um prospecto ou descoberta que se localiza numa
região delimitada por mais de uma área de concessão, sendo estas áreas independentes entre si, áreas
estas que delimitam os direitos e obrigações no setor de exploração e produção de seus respectivos
concessionários. Ou seja, o processo de unitização diz respeito a um acordo que vem por regular as
operações conjuntas relativas a essas áreas produtoras em comum, visando desenvolver o reservatório
unificado com máxima eficiência. (Amui e Melo, 2003).
No Brasil, a unitização é prevista como a “unificação de operações”. Este conceito passou a
constar nos contratos de concessão a partir da 6ª rodada de licitações da ANP (2004), mais
precisamente na 12ª cláusula, e em concordância com a Lei do Petróleo no seu artigo 27. De acordo
com este artigo, em caso de não acordo para individualização das operações, cabe à ANP decidir em
laudo arbitral, por meio de critérios técnicos (Lemos, 2004).
A legislação prevalecente nas rodadas de 1-5, quanto aos casos de unitização, davam à ANP o
papel de mediadora, função prevista na Lei do Petróleo, para a solução de conflitos entre os agentes
econômicos. Os contratos da 6ª rodada de concessões trouxeram alterações importantes no tocante à
unitização. Uma das principais se refere à possibilidade de negociação entre as partes durante o
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processo de unificação. Ou seja, as partes podem continuar a realização das atividades de avaliação da
reserva sem a necessidade de aprovação prévia da ANP. A segunda mais importante alteração foi a
suspensão das atividades de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) - salvo se já estivessem em fase de
produção - que teriam que ter prévia aprovação pela ANP.
Esse dispositivo poderia levar uma das partes (ou ambas, se as duas áreas estiverem em fase
de produção) a buscar extrair o máximo de petróleo em tempo mínimo (ação predatória) e/ou adotar
um comportamento obstrucionista das negociações, podendo então recair no mesmo comportamento
observado durante a “Regra da Captura” americana. Porém, no Brasil, temos o princípio do Direito das
Obrigações, onde mesmo durante a fase de negociações pré-contratuais é possível interromper a
extração irracional através de medidas judiciais, assim esta “regra americana” não valeria no Brasil.
Na hipótese do reservatório estender-se a uma área em poder da ANP (leia-se União), esta
desempenhará o papel de concessionário envolvido na área unitizada, embora sob condições
diferentes. Não é seu objetivo o investimento em exploração e produção, nem tampouco tomar para si
qualquer ônus proveniente do processo de unitização, deixando todo o encargo com o concessionário
da área da descoberta. Contudo, a empresa pode munir-se do direito de ressarcimento dos gastos
relativos à área sob poder da ANP.
A ANP, por seu turno, poderá agir contratando empresas de geofísica para a prestação de
serviços não exclusivos de sísmica, sobre a porção de área sob seu “poder”, em virtude do seu
envolvimento no processo de unitização. É importante salientar que casos como os descritos acima
não foram amplamente identificados na literatura quanto à exploração e produção de petróleo no
Brasil. Uma das justificativas pode ser a grande dificuldade que a agência tem em identificar as
possíveis unitizações. Também, as empresas podem não ter muito interesse em informar os possíveis
casos de unitização de reservatórios.
Em caso de verificação de uma provável unitização, as partes envolvidas poderão fazer uso de
novos contratos, definitivos ou não, como seguem: (a) contrato de pré-unitização: contrato não
definitivo, com informações muitas vezes incompletas sobre os blocos e reservatórios, o que requer,
na maioria das vezes, uma revisão nos seus termos, com relação às etapas e prazos de exploração e
produção; (b) contrato de unitização: pode ser o documento final, a menos que sejam requeridas novas
revisões; e (c) redeterminação: feito quando necessário, significa uma alteração dos termos
previamente acordados do contrato de unitização, em geral estabelecendo nova relação entre os
investimentos e os blocos alocados aos concessionários. (Amui e Melo, 2003).
Independente do caminho a ser tomado para o acordo de unitização deve prevalecer os
direitos e obrigações dos concessionários envolvidos, como previsto no contrato de concessão, no que
se refere a: (a) definição da área a ser unificada; (b) operador da mesma; (c) participações de cada um
na exploração, avaliação, desenvolvimento e produção da jazida, concernente à divisão de custos e
resultados e à sua redeterminação; (d) pagamentos de participações governamentais e de terceiros,
assim como outros aspectos usualmente previstos em contratos do gênero (Lemos, 2004).
Mudança no desenho dos blocos brasileiros
A primeira etapa a ser seguida numa Rodada de Licitações é a definição de blocos. Para tanto,
é evidente a importância de um eficiente método a ser adotado pela agência reguladora nesta etapa,
dada a sua importância para a atração de novos investidores.
Ou seja, compete a Superintendência de Definição de Blocos (SDB), pertencente à Diretoria II
da ANP, as funções de promover os estudos necessários para o conhecimento das bacias sedimentares
brasileiras, proceder a delimitação dos blocos e, por fim, delimitar os blocos para licitação. A escolha
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final dos blocos é realizada com base nas diretrizes do CNPE, nos termos da Resolução CNPE nº 8,
que ressalta que a ANP deve oferecer um modelo de delimitação de blocos que permita ao licitante
flexibilidade de escolha, visando maximizar os interesses exploratórios.
A 5ª Rodada de Licitações, ocorrida em agosto de 2003, foi responsável pela principal
mudança no sistema de redimensionamento dos blocos exploratórios. A principal alteração foi a
divisão das bacias em setores, que por sua vez foram subdivididos em blocos desenhados de acordo
com uma grade fixa.
A ANP buscou aplicar o conceito adotado no Mar do Norte e no Golfo do México, conhecido
como “células exploratórias”. O tamanho de cada bloco dependerá da sua localização geográfica,
como seguem: os blocos em terra têm entre 30 e 32 km², os blocos marítimos de águas rasas, entre 171
a 192 km²; e os blocos marítimos em águas profundas, entre 646 a 768 km².
Como pode ser observado na tabela abaixo, o tamanho médio dos blocos diminuiu
consideravelmente, e o número de blocos ofertados aumentou, principalmente de 2002 para 2003. Esta
tendência evidencia um procedimento que pode aumentar as possibilidades de unitização, em virtude
da sobreposição de um mesmo reservatório por dois ou mais blocos contíguos.
Tabela 1. Resumo das Rodadas de Licitação – Fonte ANP ( 2008).
Rodada 1
Rodada 2
Rodada 3
Rodada 4
Rodada 5
Rodada 6
1999
2000
2001
2002
2003
2004
27
23
53
54
908
913
Rodada 7
2005
1.134
Rodada 9
2007
271
Área Licitada (Km²)
132.178
59.271
89.823
144.106
162.392
202.739
397.600
73.079
Tamanho Médio dos
Blocos (Km²)
4.895
2.577
1.695
2.669
179
222
351
270
54.660
12
48.074
21
48.629
34
25.289
21
21.951
101
39.657
154
171.007
240
45.329
108
44,40%
91,30%
64,20%
38,90%
11,10%
16,90%
21,20%
39,90%
Rodadas de Licitação
Blocos Licitados
Área Concedida
Blocos Concedidos
Blocos
Concedidos/Blocos
Licitados
Seguindo a atual tendência na exploração de petróleo e gás, a perfuração de poços de grandes
horizontes estratigráficos ocasiona novas hipóteses de posicionamento de reservatórios, que
demandam reflexão sobre as regras vigentes no que tange à unitização (ex.: licitação de horizontes
estratigráficos e unitização de apenas um reservatório em um bloco com dois reservatórios). No
cenário nacional, por exemplo, uma das grandes questões a respeito de novos horizontes
estratigráficos é a exploração da chamada área do “pré-sal”. A exploração dessa nova área poderá
revelar a existência de dois reservatórios sobrepostos em diferentes profundidades em um mesmo
bloco, conferindo uma estratigrafia vertical, também alvo de processos de unitização.
No Brasil, os acordos de unitização já firmados até agora são: entre a Aurizônia Petróleos e a
Petrobras, para a individualização da produção no campo de Lorena (antigo BT-POT-10), no Rio
Grande do Norte; entre a Petrobras e a Shell nos campos de Mangangá (BC-60) e Nautilus (BC-60),
que terão desenvolvimento conjunto; individualização da produção do bloco BM-CAL-4 na bacia de
Camamu (BA), entre a El Paso, Queiroz Galvão e Petrobras; individualização da produção no bloco
BM-C-14 (na Bacia de Campos) entre a Petrobras e a Total; e entre a Petrobras, Total e Devon, no
bloco BC-2 . Sabe-se que existem outros casos de unitização em trâmite na ANP: Campo de
Camarupim (Petrobras) com o bloco BM-ES-5 (Petrobras, El Paso), ambos na Bacia do Espírito
Santo; Campo de Xerelete com o BM-C-14 (Petrobras, Devon e Total). (Schüffner, 2008) e Energia
Hoje, 2008 ).
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Campo de Tupi e a 9ª Rodada com a retirada dos 41 blocos exploratórios
A descoberta do campo de Tupi, um gigantesco lençol petrolífero abaixo da camada de sal, foi
possível depois da perfuração de dois poços com profundidades entre 5 e 7 mil metros, na chamada
região do pré-sal. A Petrobras iniciou os testes no bloco em julho de 2006, em parceria com a Petrogal
e a BG. Tais testes foram intensificados com a aprovação de um plano de avaliação de jazidas de óleo
leve pela ANP (CRE, 2007).
No campo de Tupi, estima-se uma reserva entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de óleo (cerca
de 30º API), com grande quantidade de gás associado, o que torna mais fácil a produção do óleo. Isso,
somado ao elevado grau API (óleo leve), agrega valor à reserva ao facilitar a produção de derivados
leves, mais nobres. Segundo projeções, a Petrobras espera produzir pelo menos 1 milhão de barris/dia
quando o campo de Tupi entrar em atividade. A quantidade é quase o dobro do maior campo brasileiro
em produção, Marlim, onde são extraídos 650 mil barris diariamente.
Contudo, existe uma certa imprecisão em relação à faixa do pré-sal. Não se sabe ainda ao certo
se ela possui uma acumulação contínua de petróleo ou se seriam vários campos gigantes próximos uns
aos outros. Especula-se que haveria reservas em torno de 80 bilhões de barris de petróleo. A Petrobras
acredita na existência de "dezenas" de campos em grande profundidade do mesmo porte de Tupi,
intercalados ao longo de 800km, entre os Estados do Espírito Santo e de Santa Catarina (Vieira, 2007).
Frente a todas essas perspectivas positivas e incertezas, a União decidiu retirar 41 blocos de
elevado potencial petrolífero da 9ª Rodada de Licitação, depois que a Petrobras anunciou as
descobertas no campo de Tupi. A área retirada delimita uma região de 200 km de largura e 800 km de
extensão. Essa determinação entrou em vigor por intermédio da Resolução no.6 de 8 de novembro de
2007, do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), e foi publicada no Diário Oficial da
União – Seção 1 (nº. 219, 14 de novembro de 2007). Os blocos retirados pertencem às bacias
marítimas de Espírito Santo, Santos e de Campos, em diversos setores.
Dentre outras razões que culminaram na retirada desses 41 blocos da 9ª Rodada, destaca-se a
precaução contra a ocorrência do processo de unitização do campo, podendo acarretar numa menor
eficiência na recuperação do mesmo, dada uma possível exploração predatória. Diante da
grandiosidade de Tupi, espera-se que a ANP, embasada numa decisão de governo, deixe de ofertar as
áreas imediatamente justapostas ao bloco para minimizar um risco de unitização. Caso nada fosse
feito, poderíamos ter concessionários extraindo indiscriminada, competitiva e aceleradamente petróleo
e gás natural de Tupi. Isso levaria a uma aceleração da depleção do reservatório, afetando
negativamente o fator de recuperação. Ressalta-se que a individualização da produção é oriunda da
ocorrência de unitização por coincidência temporal ou geologia, onde nenhum dos concessionários
possui conhecimento prévio, sem haver assim oportunismo.
Com a iminência de unitização, que pode fugir ao controle da agência reguladora, oposto aos
interesses do governo, decidiu-se, então, pela retirada dos blocos. Essa questão da unitização é
extensível aos demais campos do pré-sal. Uma olhada atenta no potencial e na localização da região
mostra que os prováveis reservatórios se estendem por diferentes blocos, já concedidos para diferentes
empresas privadas, e também para áreas ainda pertencentes à União – não licitadas e objetos de
concessões. Essa situação vai exigir que os concessionários destes blocos negociem entre si para
chegarem a um acordo sobre o projeto de pesquisa e desenvolvimento (P&D) da produção de petróleo
e gás no local, assim como os investimentos previstos, para impedir que uma companhia "drene"
deliberadamente a reserva de um bloco alheio.
A ANP entende que a Resolução do CNPE determina que o Ministério de Minas e Energia
(MME) avalie, no prazo mais curto possível, as mudanças necessárias no marco legal sobre o novo
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paradigma de exploração e produção de petróleo e gás nesta área. Segundo Schüffner (2008), a ANP
não possui estudos, resoluções e portarias com relação à unitização no pré-sal. Por isso, a experiência
internacional é bem vinda, para nos dar uma luz nos casos futuros de unitização no Brasil.
Casos Internacionais de Unitização
Unitização na Nigéria
A Nigéria tem processos de unitização em andamento e alguns já concluídos. Porém, quando
estudamos os casos de unitização, percebemos a lentidão inerente. Como exemplo, há o caso dos
campos offshore interligados de Amenam, da Total-Fina-Elf, e Kpono, da Exxon-Mobil, em águas
rasas, a no sudoeste do Delta do Rio Niger, maior zona produtora da bacia.
A lentidão se dá em virtude dos reguladores locais e da própria companhia de petróleo Estatal,
Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), introduzirem burocracia excessiva. Por isso há
pelo menos 40 estruturas identificadas como blocos com reservatórios interligados no país, com
companhias produzindo ali por anos. As primeiras negociações de unitizações de campos petrolíferos
na região são os casos dos campos BelemaNorth/Belema pertencentes a Chevron-Shell, com tramite
processual de 9 anos, e os campos de Amenam/Kpono, com negociações há 5 anos (Akkani, 2008).
A Petrobras também está envolvida num processo de unitização na Nigéria. Trata-se do campo
de Agbami, bloco OML-127, localizado em águas profundas, e o OPL-216. O campo de Agbani, no
Delta do Rio Niger, na costa nigeriana, foi descoberto em 1998 pelo consórcio PetrobrasChevronTexaco, sendo a última operadora (Petrobras, 2008). Já o bloco OPL-216, por sua vez, é
explorado por um consórcio por Statoil e Exxon-Mobil. Estudos comprovaram tecnicamente que o
campo se estende por ambos os blocos, forçando a negociação entre os concessionários para a
exploração conjunta. O acordo de unitização, assinado há mais de um ano, estabeleceu, com base em
laudos técnicos, a participação da Petrobras em 13% do total do volume a ser extraído. O
empreendimento conta ainda com a participação da Estatal NNPC.
Austrália e Timor-Leste
A unitização do Greater Sunrise, aprovada pelo Parlamento australiano e pelo Governo da
República Democrática de Timor-Leste, é o acordo sobre a exploração no Mar de Timor. Firmado
entre a Austrália e Timor-Leste, demonstra a existência de depósitos petrolíferos além do limite leste
da Área de Desenvolvimento Petrolífero Conjunto (ADPC), conhecido como os depósitos do Sol
Nascente e Trovador (Grande Sol Nascente). Além desta constatação, ambos os governos
reivindicavam o controle de zonas marítimas e ainda não tinham delimitado as suas fronteiras
marítimas, incluindo a área do Mar do Timor, onde se localiza o "Grande Sol Nascente".
O mesmo acordo também reconheceu que a Austrália e Timor-Leste concordaram em unitizar
o "Grande Sol Nascente" tendo por base a consideração de que 20,1% deste se encontram dentro da
ADPC. Assim, a produção ficará em 20,1% para a ADPC e 79.9% para a Austrália. Um memorando
de 20 de maio de 2002 estabeleceu alguns tópicos de interesse de ambas as partes: (a) exploração das
reservas da unidade, (b) direitos aplicáveis, (c) distribuição e redistribuição do petróleo da Unidade,
(d) administração da área da unitização, (e) distribuição das receitas e despesas, (f) tributação dos bens
da Unidade, (g) proteção ambiental, dentre outros artigos (Agência Lusa, 2007).
Em 20 de fevereiro de 2007, foi ratificado o Tratado Sobre Determinados Ajustes Marítimos
no Mar de Timor (TDAMT), configurando uma distribuição igualitária pelos dois países dos
"royalties" do campo Sol Nascente. Em contrapartida, a delimitação definitiva da fronteira marítima
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entre a Austrália e Timor-Leste foi protelada por mais 50 anos, ou até 5 anos após o fim da exploração
da área unitizada.
Respaldadas pelo acordo do AIU (Unitização dos Campos Sol Nascente e Trovador) de 2002,
dada a distribuição de porcentagens relativas a cada parte, as receitas recebidas pela Austrália
poderiam exceder as recebidas por Timor-Leste. Então, foi decidido que a Austrália pagaria, em favor
do Timor-Leste, a quantia referente a 50% do total das receitas obtidas. Caso contrário, o Timor-Leste
não desembolsaria nenhum pagamento a Austrália, apenas teria os pagamentos futuros da Austrália
ajustados.
O acordo de unitização prevê o seguinte resultado entre as concessionárias: Shell tem 26,6%
de participação do projeto Sunrise. Outros parceiros dos 7.7 trilhões de pés cúbicos são:
ConoloPhillips, 30%; Woodside, 33,4%; e Osaka Gas Co., do Japão, com 10%. A ConocoPhillips
lidera o joint venture como operadora, tendo como parceiros a Eni, Santos Ltda. e Inpex do Japão
constituída pelas Tókio Electric Power e Tókio Gas. Geograficamente, a Shell está em águas do
Timor-Leste e a Conoco em águas australianas.
Conclusão
No Brasil, o monopólio da União na exploração de produção de petróleo e gás foi conduzido
em caráter de exclusividade pela estatal Petrobras por mais de 50 anos. Assim, constata-se hoje, após a
quebra deste monopólio em 1997, pela Lei 9478, que poucos profissionais e empresas no país
possuem conhecimentos e experiência necessários frente à presença de unitização no país. A Lei 9478
introduz a unitização no artigo 27, dando à ANP a possibilidade de intervir somente quando o acordo
entre as partes não se concretiza.
Um fato relevante à unitização no Brasil foi a adoção de uma nova metodologia de definição
de blocos para as atividades de E&P, a partir da 5ª Rodada de Licitações. As novas dimensões
aumentam as chances de ocorrência de unitização, uma vez que a delimitação dos blocos dá-se por
células de dimensões menores que as anteriores.
Frente a esta crescente importância da unitização, nosso trabalho apresentou as questões que
circundam este tema, visando adaptar a experiência internacional à legislação brasileira, através de
exemplos internacionais, que comprovando a atualidade e autenticidade da unitização no mundo.
Independente do caminho para o acordo de unitização, no processo devem prevalecer os
direitos e obrigações dos concessionários envolvidos, como previsto no contrato de concessão. E é
neste acordo a prática internacional será valiosa, baseada nos elementos técnicos (engenharia e
geologia) e operacionais, como nos exemplos dos “joint operating agreements”.
Assim, sugere-se a criação de um comitê formado pelos próprios concessionários durante o
processo de unitização, com a responsabilidade de elaborar e propor a melhor estrutura contratual para
a produção unificada.
Pelos exemplos vistos, verifica-se que os processos de unitização podem ser morosos devido à
complexidade excessiva, dados os interesses privados e dos Governos. Não se pode esperar rapidez
quando se trata de um recurso finito de significativa inserção na economia mundial. Em suma, podem
ser firmados dois tipos de acordos jurídicos: um que regula o direito material e as obrigações das
partes, e outro com o modo pelo qual a operação deverá ser conduzida.
Quanto aos casos iminentes de unitização no Brasil, referente às áreas promissoras do pré-sal,
a atual legislação estabelece dois caminhos: (a) a ANP licita a área da União; ou (b) negocia a
unitização como parte representativa da União. Também, em caso de não acordo entre as partes, a
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ANP tem pleno poder de decisão sobre o pleito, devendo estar respaldada numa legislação modificada
e aprimorada. É, entretanto, necessário que a legislação englobe todos os casos possíveis de
unitização, e não somente os da área do pré-sal.
É fato que a unitização foi parcialmente trabalhada na legislação petrolífera nacional, mais
precisamente na Lei 9478/97. Porém, deve haver uma maior dedicação da agência reguladora sobre o
assunto, apresentando medidas concretas a serem tomadas frente a tais situações.
Com a atual política de concessão de E&P, com áreas ofertadas em células menores e
próximas, se precipitará o instrumento legal/contratual da unitização, bem como a definição de
estratégias das petrolíferas nas futuras participações e parcerias, e na divisão dos royalties, nos
processos licitatórios da ANP.
Agradecimentos
Agradecemos a ANP e a UFRJ pelos apoios financeiro e institucional dados aos autores nesta
pesquisa, através dos Programas de Recursos Humanos, PRH-21 e PRH-35.
Referências Bibliográficas
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