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Na maioria dos países do mundo todos os recursos minerais pertencem ao governo. Isto inclui pedras valiosas, minerais, petróleo ou gás que se encontrem na superfície ou no subsolo. As organizações ou os indivíduos desses países não podem legalmente extrair e vender qualquer mercadoria mineral antes de obter uma autorização do governo.

Nos EUA, os direitos minerais são de propriedade do governo federal, do governo de cada estado, de governos tribais soberanos e de proprietários privados. A divisão entre esses quatro grupos varia substancialmente entre os estados. Enquanto o governo federal possui os minerais de 39,8% da área total da terra continental esta porcentagem varia muito de estado para estado (FITZGERALD et al., 2014). Da mesma forma, a participação dos minerais pertencentes ao governo do estado varia entre os estados. Estados produtores importantes como Texas têm pouca propriedade mineral federal ou estadual. Em outros estados importantes, como a produção de Wyoming, a propriedade mineral estadual e federal são ao menos tão importante quanto a propriedade privada. As companhias de petróleo e gás buscam acesso aos recursos de todos os tipos de propriedade mineral (FITZGERALD et al., 2014).

Os proprietários de terras que também possuam os direitos minerais do subsolo podem vender a propriedade e transferir todos os direitos correspondentes. Neste caso, ocorre um sistema simples de direitos de propriedade, denominado unified estate ou fee simple. Esses proprietários podem arrendar suas terras para o desenvolvimento desses minerais ou vender os direitos de superfície ou de minerais a compradores qualificados para exercer a atividade de exploração (FITZGERALD, 2012).

No caso dos direitos minerais serem dissociados dos direitos de superfície estabelece- se uma divisão de propriedade. Este sistema, denominado split-estate, é adotado por diversos estados, como Texas, Oklahoma, Novo México, Pensilvânia, Colorado, Louisiana e Novo México. Sob o split-estate, o proprietário do mineral tem o direito de acesso às terras para recuperar o mineral. O proprietário da superfície normalmente tem o direito à proteção contra “invasão e danos irracionais” e geralmente pode negociar uma indenização pelo uso da superfície e por perdas e danos. No caso de split-estate que envolva proprietários privados de superfície e minerais de propriedade federal, um locatário federal deve satisfazer uma das seguintes condições: um acordo de superfície; um consentimento ou uma renúncia por escrito do proprietário da superfície privada em relação ao acesso às terras alugadas; pagamento por

perdas e danos; ou a execução de um título igual ou superior a US$1.000,00 (43 CFR 3814). Cenários split-estate são comuns, mas uma discussão abrangente sobre o assunto está além do escopo deste estudo.

Independentemente do tipo de proprietário mineral, a maior parte da produção de petróleo e gás ocorre nos termos das disposições de concessões de petróleo que determinam a assinatura de um contrato de lease. Este tipo de contrato permite que uma empresa de desenvolvimento minimize o capital investido e compartilhe riscos com o proprietário dos direitos minerais. Ao mesmo tempo, a sofisticação técnica exigida para a produção de petróleo e gás natural exclui a maioria dos proprietários minerais do processo de desenvolvimento de seus próprios recursos (FITZGERALD et al., 2014).

Os contratos de lease relacionados aos hidrocarbonetos possuem algumas características peculiares, sendo uma das mais comuns, o direito ao bônus, que é o pagamento pelo direito de extração do petróleo ou gás natural, e equivale a uma “venda” do mineral para a Oil Company (OC), por tempo determinado. A compensação primária para o proprietário do mineral na produção de um contrato de lease, no entanto, ocorre sob a forma do pagamento de

royalty (FITZGERALD et al., 2014).

A taxa de royalties e o pagamento de bônus variam de acordo com a estimativa das quantidades comercializáveis encontradas na extensão do terreno, o custo de levar essas quantidades para o mercado e uma série de outros fatores. No mercado privado, os royalties podem atingir, por exemplo, (16,67%), três dezesseis avos (18,75%), um quinto (20%) da produção (FITZGERALD et al., 2014).

Os contratos de lease podem ser notavelmente longos, superando o tempo de vida de seus criadores. Nesse caso, os interesses minerais são geralmente transmitidos às gerações seguintes, gerando preocupações sobre o fracionamento dos interesses minerais (ANDREWS, 2009).

Em terras públicas federais estadunidenses o processo de lease para a exploração de petróleo e gás é baseado no rendimento de uso múltiplo/sustentado dos Planos de Gestão de Recursos (sigla RMPs, do inglês Resource Management Plans) preparados pelo Bureau of Land Management (BLM) no Department of the Interior. De acordo com esses planos de gestão, o BLM oferece extensões de terras públicas com potencial de petróleo e gás para

leasing competitivo a cada trimestre (ANDREWS, 2009).

O BLM administra o leasing e o desenvolvimento de petróleo e gás em minerais públicos federais e em nome do Serviço Florestal dos Estados Unidos (U.S. Forest Service), que por sua vez administra o desenvolvimento de superfície dentro das Florestas Nacionais e

por meio de seus processos de planejamento de terras conduz as questões de ocupação da superfície e aprova ou rejeita qualquer extração de recursos florestais (ANDREWS, 2009).

As leis Mineral Leasing Act e a Outer Continental Shelf Lands Act, conforme emenda, exigem que todas as terras públicas (áreas onshore e offshore, respectivamente) disponíveis para arrendamento sejam oferecidas inicialmente para o maior lance qualificado em leilão competitivo. O objetivo deste tipo de leilão é fornecer um “valor justo de mercado” ao governo federal por seus recursos. Sob as duas leis supracitadas, o governo federal exige

royalties dos produtores de petróleo e gás (e outros produtores de recursos) em terras federais

arrendadas e rendas anuais de arrendatários não produtores. O contrato de lease prevê pagamento de bônus (realizado para aquisição do lease), taxa mínima de royalty de 12,5% (também expressa como ⅛) do valor da produção e pagamento anual de aluguel (mínimo US$ 2 por acre). O prazo de lease primário (primary lease) para um lease onshore é de 10 anos e para lease offshore é de 5, 8, ou 10 anos, dependendo da profundidade da água (ANDREWS, 2009).

Em âmbito estadual, cada estado pode regular o lease mineral das áreas onshore de sua propriedade de forma autônoma. Os leilões competitivos são frequentemente a opção para concessão de lease da maioria dos estados, ainda que pequenas terras possam ser concedidas de forma não competitiva para consolidar unidades de produção. A variação nos contratos de

lease de cada estado também se estende aos valores de aluguel e royalties, ainda que

normalmente sigam os valores definidos nos contratos federais (BNDES, 2013).

O lease em terras privadas apresenta características variadas, definidas entre as partes em instrumento contratual (BNDES, 2013). A empresa exploradora geralmente apresenta um contrato-padrão, com base no qual serão negociadas as diversas cláusulas (BNDES, 2013). Os contratos são geralmente negociados por um período de cinco anos. Muitas locações de terras privadas também incluem uma disposição permitindo que a empresa de perfuração renove a concessão por um período adicional de cinco anos, ou mesmo indefinidamente. Além disso, o contrato de lease pode conceder à empresa o direito de vender ou ceder o lease a outras empresas. Uma vez que uma empresa perfura um poço produtivo, o contrato de lease se estende até o final da produção do poço, geralmente cerca de 10 a15 anos (ZIEGENFUSS, et al., 2003). Em alguns casos, o contrato de lease pode se estender para além da vida produtiva do poço.

Estes aspectos de lease associados ao fato de que em vários estados dos EUA a propriedade privada da terra é extensiva aos minerais e hidrocarbonetos depositados em seu subsolo (o que permite aos proprietários de terras arrendarem ou venderem a sua posse

diretamente aos produtores) têm sido fundamental para o acelerado desenvolvimento de gás de folhelho, considerando que os produtores podem ter acesso à terra e aos recursos com maior facilidade (BLOHM, et al., 2012). Além disso, as retribuições econômicas obtidas pelos latifundiários fomentam menos oposição social em comparação com lugares como o Brasil, onde os direitos minerais pertencem à União.

O papel do acesso à terra é tão crucial para o desenvolvimento de gás de folhelho que, mesmo nos EUA, a influência de padrões de uso e regulamentos locais sobre o acesso à terra diminui significativamente o potencial de produção, tornando 32% das terras dos municípios na Pensilvânia, e até 83% das terras dos municípios em Nova Iorque inacessíveis a produção comercial na formação de Marcellus shale (BLOHM, et al., 2012).