LA EXISTENCIA DE RESERVAS DE GAS DE LUTITAS (SHALE GAS) Y EL POTENCIAL DESARROLLO DEL FRACKING EN EL BRASIL: LEGISLACION Y NORMATIVIDAD VIGENTE

Por: Jesús Castro SuárezDirector Ejecutivo de ECODESS

Lima, Perú2015

1

Introducción

Los mayores depósitos potenciales de gas de lutitas (shale gas) en Brasil se encuentran en la cuenca del Parecis en el Estado de Mato Grosso, la cuenca del Parnaíba en los estados de Maranhão y Piauí, la cuenca Recôncavo en el Estado de Bahía, la cuenca del Paraná, en los Estados de Paraná y Mato Grosso do Sul, y la Cuenca del São Francisco, en los estados de Minas Gerais y Bahía.

Según el discurso oficial no hay producción comercial actual de gas natural no convencional a partir de depósitos de lutitas en Brasil. Sin embargo, Brasil tiene el potencial de convertirse en un importante productor de gas de lutitas (Shale Gas).

Cuencas de Shale Gas en Brasil

Los mayores depósitos potencial de shale gas en Brasil se encuentran en la cuenca del Parecis en el estado de Mato Grosso, la cuenca del Parnaíba en los estados de Maranhão y Piauí, la cuenca Recôncavo, en el estado de Bahía, la cuenca del Paraná, en los estados de Paraná y Mato Grosso do Sul y la Cuenca del São Francisco, en los estados de Minas Gerais y Bahía.

Según el informe de la Administración de Información de Energía (EIA) de junio 2013, la formación Ponta Grossa en la cuenca del Paraná tiene 80 TCF1 de reservas de gas natural no convencional de lutitas técnicamente recuperables y 450 TCF de gas natural arriesgado en su lugar. La formación Jandiatuba en la cuenca Solimões tiene 65 TCF de reservas de gas natural no convencional de lutitas técnicamente recuperables y 323 TCF de gas natural arriesgado en su lugar. La formación Barreirinha en la cuenca del Amazonas tiene 100 TCF de reservas de gas natural no convencional de lutitas técnicamente recuperables y 507 TCF de gas natural arriesgado en su lugar.

La titularidad de los derechos de tierras y minerales

Depósitos de petróleo y gas natural existentes en el territorio nacional pertenecen al Gobierno Federal de Brasil, de conformidad con el artículo 20, artículo IX de la Constitución Federal y en el artículo 3 de la Ley Nº 9.478. Después de la producción y el pago de regalías, la producción es de propiedad del titular de la concesión de petróleo y / o gas.

El titular siempre correrá exclusivamente todos los gastos y riesgos relacionados con el rendimiento y las consecuencias de sus operaciones. A cambio, el titular tendrá la propiedad exclusiva; exclusiva del petróleo y gas natural producidos y recibidos por él en la Producción de medición Point. La Producción de medición Point, los métodos de medición, equipos e instrumentos se determinan en el Plan de Desarrollo

1 TCF se traduce en Trillones de Pies Cúbicos

2

correspondiente, según lo aprobado por la Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustibles (ANP).

La regulación de Hidrocarburos

Estructura de Gobierno

La estructura de gobierno se compone de:

El Consejo Nacional de Política Energética (Consejo Nacional de Política Energética, o CNPE)

El Ministerio de Minas y Energía (Ministério de Minas e Energia, o MME)

La Agencia Nacional Brasileño de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustibles, o ANP).

Tanto la ANP y CNPE fueron creados por la Ley Nº 9478 de 6 de agosto de 1997 (la Ley del Petróleo).

Licencias pertinentes y organismo de control

El cuerpo de concesión de licencias y control relevante es la ANP, que es el organismo regulador que integra el aceite, el gas natural y los biocombustibles industrias en Brasil.

Las empresas petroleras estatales

Actualmente en Brasil hay efectivamente dos empresas petroleras estatales, a saber:

Petróleo Brasileiro SA (Petrobras): una sociedad anónima de capital mixto (estatal y privada) con acciones negociadas en la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) y la Bolsa de São Paulo (Bovespa). El accionista mayoritario y el control de Petrobras es el Gobierno Federal de Brasil

Pré-Sal Petróleo SA (PPSA): La creación de esta empresa estatal totalmente propiedad del Gobierno Federal de Brasil fue aprobado el 2 de agosto de 2013, como se evidencia en el Boletín Oficial de Brasil publicó el Decreto N ° 8.063. PPSA representa al Gobierno Federal de Brasil en empresas conjuntas para la exploración y producción en las áreas pre-sal en virtud de contratos de producción compartida (PSC).

Legislación aplicable

Las leyes que rigen son:

Artículo 177 de la Constitución Federal

Ley Nº 9478 para el régimen de contrato de concesión

3

Ley N ° 12.351 para el régimen de producción de intercambio en las áreas pre-sal (Ley Presal).

Los cambios en el régimen regulatorio

Un importante descubrimiento realizado en Brasil en en el año 2007 provocó un considerable cambio en el régimen regulador de hidrocarburos. En 2007, un consorcio formado por Petrobras, BG Group y Galp Energia descubrió el "pre-sal" en un campo llamado Tupi, en el sur de Brasil, que se estima que contiene al menos cinco millones de barriles de petróleo recuperable.

Tras este descubrimiento, un nuevo marco legal fue promulgado en diciembre de 2010, con la publicación de la Ley Presal. La nueva ley introduce PSC que regirían las actividades de exploración y producción en el área de pre-sal y en otros "bloques estratégicos", como se define en la Ley de Pre-Sal.

Derechos, licencias y aprobaciones

Hay dos regímenes de petróleo en Brasil: los contratos de concesión y reparto de la producción.

Los contratos de concesión

Los contratos de concesión son regulados por la Ley N ° 9478. El alcance del contrato de concesión es la realización de las operaciones descritas en el anexo II de cada contrato ('programa de inversión y trabajo ") y cualquier otra actividad adicional un titular puede realizar dentro del área de concesión. Los contratos de concesión tienen como objetivo permitir que el petróleo y el gas natural para producir en condiciones comerciales, y comprenden dos fases - la exploración y la producción. La fase de exploración incluye la evaluación y posible descubrimiento de petróleo y gas natural con el fin de determinar el valor comercial del recurso. La fase de producción también incluye actividades de desarrollo.

Los procedimientos de solicitud

Cualquier empresa que cumpla con los requisitos técnicos, financieros y legales bajo la normativa vigente (Ley N ° 9478 y el Protocolo de licitación para la ronda de licencias) puede calificar y oferta para los bloques que se ofrecen durante las rondas de licencias en poder de la ANP, después de las rondas han sido aprobado por el CNPE.

Las empresas están calificadas como "no-operador", "operador de C '(en tierra solamente),« operador B' (en tierra y aguas poco profundas) y 'operador A' (en tierra, aguas poco profundas, profundas y ultra profundas), en función de sus conocimientos técnicos y / o personal técnico y capacidad financiera.

4

Los licitadores tienen que pagar una cuota de participación a la ANP y tienen acceso a un paquete de datos. Las ofertas se presentarán en sobres cerrados durante un evento realizado por la ANP. Los sobres especificar una cantidad para el bono de firma (que se pagará si la empresa se adjudicó el contrato), las estimaciones de contenido local y un programa exploratorio mínimo. Los resultados se publican inmediatamente después se han abierto y revisado todos los sobres para un bloque específico por la ANP.

Las Empresas calificadas pueden pujar por sí solas o en asociación con otras empresas a través de la formación de un consorcio (UTES), de conformidad con las leyes brasileñas.

Procedimientos de adjudicación

Los contratos de concesión sólo pueden ser otorgados a empresas con sede en Brasil con la oficina central y la gestión en el país, independientemente de la nacionalidad de los accionistas. Las empresas internacionales podrán participar en las rondas de licencias. En caso de adjudicación de un bloque, deben nombrar a una compañía afiliada constituida en Brasil para firmar el contrato de concesión.

La ANP adopta los criterios siguientes en la evaluación de las ofertas:

(i) la bonificación de firma, que representan el 40 por ciento en el cálculo de la nota final;

(ii) el contenido local, siendo el 5 por ciento para la fase de exploración y 15 por ciento para el / fase de producción el desarrollo; y

(iii) el Programa Exploratorio Mínimo.

Los resultados finales de las ofertas para cada bloque son parte de un Informe Award, presentado al Consejo de Administración de la ANP para su ratificación, en la que los premios de la ANP, el bloque que se licencia a la empresa o consorcio declarado ganador. La ANP publica los resultados de los premios ronda de licencias en el Diario Oficial y en los medios de comunicación, tras lo cual se debe invitar a las empresas o consorcios ganadores para firmar los contratos de concesión. Una vez que se ejecutan todos los contratos, la ANP publica las declaraciones de los contratos celebrados en el Boletín Oficial.

El 28 y 29 de noviembre de 2013, la ANP promueve la 12ª ronda de la subasta en la que se ofreció áreas en las cuencas en tierra con un alto potencial para el gas natural procedente de yacimientos no convencionales. Había 240 áreas potenciales para la licitación, incluyendo 110 áreas identificadas como "nuevas fronteras" en el Acre, Parecis, Sao Francisco, Paraná y Parnaíba bahías y 130 áreas en las bahías maduras de Recôncavo y Sergipe-Alagoas.

5

Después de hacer una oferta, 72 de las zonas 240 fueron premiados, de los cuales 54 son áreas potencialmente productivas de gas natural no convencional de lutitas. Petrobras adquirió la mayoría de los bloques de exploración y operará 27 bloques por sí y 22 bloques en consorcio con otras empresas privadas nacionales y extranjeras. Una de las áreas más populares fue la cuenca del Paraná.

Producción compartida

A pesar de que el régimen de producción de intercambio ha sido aprobado a través de la Ley de Presal, aún no está en su lugar, porque no hay zonas se han ofrecido en el marco del régimen. No hay PSC han dado a conocer por el Gobierno Federal de Brasil, y muchos detalles aún se desconocen.

PSC están regulados por la Ley Presal. Los contratos sólo se firmaron para la exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos en el pre-sal y otras áreas estratégicas, como se define por el Gobierno Federal de Brasil.

6

Establecimiento de una entidad local

Los contratos de concesión

Los titulares de concesiones de petróleo y gas deben establecerse en Brasil, pero la equidad pueden ser 100 por ciento en poder de entidades extranjeras o individuos. Filiales de empresas extranjeras, una vez incorporadas en Brasil, están obligados a presentar una garantía de rendimiento de la empresa matriz a firmar el contrato de concesión.

Producción compartida

Para todas las nuevas áreas del presal que se concedan en virtud de PSC, Petrobras será el único operador, con una participación mínima del 30 por ciento. Empresas privadas nacionales y extranjeros podrán participar sólo como no-operadores.

Impuestos, derechos, regalías e incentivos

Aranceles

En el contrato de concesión, se requiere al titular a pagar:

(i) una cuota de participación, para poder hacer una oferta; (ii) un bono de firma, para la adjudicación del contrato de concesión; y (iii) una ocupación anual y la cuota de retención para el área de concesión. (Si

en tierra y la tierra es de propiedad privada, esta última cantidad va al terrateniente.)

Otros impuestos

Exploración y producción de actividades (E & P) están sujetos a las normas fiscales ordinarias relativas a los impuestos sobre las utilidades netas. No existe un régimen de impuestos especiales aplicables al sector de petróleo y gas.

Hay varios impuestos y contribuciones que están sujetos a un régimen fiscal no acumulativo (en el IVA por igual), lo que significa que la cantidad de impuestos recaudados representa un crédito fiscal que puede utilizarse para compensar deudas tributarias posteriores.

La remesa de fondos en el exterior está sujeta al impuesto sobre las transacciones financieras (IOF). Este es un impuesto federal que, entre otras transacciones, impone contratos de divisas a una tasa del 0,38 por ciento.

Las regalías

Las regalías corresponden a la contraprestación económica que pagan los titulares al Gobierno Federal de Brasil, debido a la producción de petróleo y gas. A partir de la

7

fecha de la puesta en marcha de la producción comercial de cada campo, las regalías deben ser pagados mensualmente, en moneda local, en una cantidad equivalente al 10 por ciento de la que se derivan los ingresos brutos de la venta de petróleo o gas natural. A la luz de los riesgos geológicos en particular, las expectativas de producción y otros factores pertinentes, la ANP podrá reducir las regalías a un mínimo del 5 por ciento de los ingresos brutos.

Vale la pena señalar que las normas con respecto a las regalías y el contenido local y pueden variar según la subasta.

Además de las regalías, el contrato de concesión establece la obligación de pagar una cuota de participación especial, similar a una regalía, que se aplica sólo después de que se alcance un cierto nivel de producción. Las tarifas van desde 10 por ciento a 40 por ciento, dependiendo de la ubicación del campo.

Moneda extranjera y el Banco Central de Brasil requisitos

Como se mencionó anteriormente, la IOF se aplica sobre cambio de divisas a una tasa del 0,38 por ciento.

El registro de la inversión extranjera

Bajo las reglas de la ley de inversión extranjera de Brasil, es obligatorio para el inversor para registrar una inversión extranjera en el Banco Central de Brasil, para repatriar el capital invertido y para que las remesas o reinversiones de utilidades y otras formas de remuneración del capital traídos en Brasil.

El registro de una inversión extranjera debe ser presentada electrónicamente por la empresa receptora de la inversión (la empresa invirtió) y el inversor extranjero (a través de su representante en Brasil). La ruta es el sistema de registro electrónico del Banco Central de la inversión extranjera directa, el Registro declaratorio Eletrônico de Investimentos Externos Diretos (RDE-IED). Este registro electrónico debe hacerse dentro de los 30 días de la fecha de entrada de la inversión en Brasil, excepto para el registro de las inversiones en bienes (activos tangibles), para los que el plazo es de 90 días desde la fecha de despacho de aduana.

Protección del medio ambiente y el desarrollo socio-económico

El gas natural no convencional de lutitas es bajo estrecha vigilancia en Brasil en la actualidad debido a los problemas ambientales relacionados con su desarrollo.

Los inversores deben tener en cuenta el estricto marco legal ambiental, basado en que el grado de culpa no puede ser reclamado por un contaminador a fin de evitar la responsabilidad solidaria. Cualquier parte que contribuye a los daños por contaminación, por lo tanto puede ser responsable por los costos de la recuperación

8

y / o indemnización de los daños completa. Las sanciones penales y administrativas también son aplicables en los casos de daños por contaminación.

Requisitos de evaluación de impacto ambiental

Actividades que tienen potencial contaminante significativo debido a su naturaleza o tamaño, tales como las actividades de exploración y producción, pueden requerir una evaluación de impacto ambiental (Estudio de Impacto Ambiental) y su informe (Relatório de Impacto al Medio Ambiente - RIMA) para obtener una licencia ambiental. Además de las normas generales emitidas a nivel federal, los estados pueden emitir sus propias reglas sobre el procedimiento de licencia ambiental.

La evaluación de impacto ambiental debe seguir las pautas generales, como la identificación de todas las alternativas de ubicación tecnológicos y de proyectos, y la evaluación del impacto ambiental que pueda derivarse de las operaciones conforme a lo dispuesto en el CONAMA Ordenanza 01/1986. Por tanto, el estudio del medio ambiente es una evaluación completa del impacto de las actividades ", incluidas las medidas que el operador propone adoptar para compensar (indemnizar) y mitigar dichos impactos. En algunos casos (cuando obligatoria de acuerdo con la ley o solicitados por entidades civiles, entre ellos la Fiscalía Pública), las audiencias públicas deben ser llamados para permitir al público a hacer comentarios sobre los estudios ambientales.

Resolución de la fracturación hidráulica

Explotación de gas natural no convencional de lutitas utiliza la técnica de fracturación hidráulica, que implica la inyección de agua y productos químicos a alta presión.

Debido al efecto potencial de la contaminación, la ANP promulgó la Resolución N ° 21/2014 del 11 de abril de 2014, para regular el fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales. Tales actividades pueden ahora sólo se comenzará con la autorización previa de la ANP. Tenga en cuenta que la resolución fue sometido a consulta pública antes de que Brasil Ronda 12 (noviembre de 2013), lo que resulta en un instrumento jurídico que incorpora las contribuciones públicas recibidas.

(i) Resolución N ° 21/2014 se promulgó para cubrir la falta de una legislación especial en relación con la fracturación hidráulica. En él se establecen principalmente lo siguiente: (i) la adopción obligatoria de un sistema de gestión ambiental, incluyendo un control de efluentes, tratamiento y plan de eliminación;

(ii) el requisito de estudios preliminares para obtener la aprobación de las operaciones de la ANP (por ejemplo simulaciones de fracturación y análisis de riesgos);

(iii) las normas que deben cumplir en relación con la propia actividad; y

9

(iv) la preparación de un plan de respuesta de emergencia.

Además, una parte que solicita la aprobación de la ANP para llevar a cabo actividades de fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales debe haber obtenido y mantenido permisos ambientales que se refieren expresamente a estas actividades.

Normas de información ambiental en curso

Ordenanzas CONAMA 237/1997, 23/1994 y 350/2004 y la Ordenanza 422/2011 emitida por el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) también requieren los concesionarios a presentar un plan de control ambiental o proyecto al órgano ambiental competente. Esta lista las medidas a adoptar para mitigar los impactos ambientales derivados de la instalación y operación de una instalación petrolera, que se evaluaron en los estudios ambientales.

La ejecución del programa y las acciones en el plan de control ambiental del medio ambiente puede dar lugar a la obligación de informar a la agencia ambiental competente sobre una base regular. Para efectos de control, la frecuencia de tales informes se establece normalmente en las licencias ambientales.

Auditorías ambientales

CONAMA Ordenanza 265/2000 determina que una empresa que realiza actividades consideradas para causar un impacto significativo en el medio ambiente, tales como las actividades de exploración y producción, debe presentar a CONAMA un programa de trabajo y el calendario correspondiente para la realización de auditorías ambientales. De acuerdo con la Ley N ° 9.966 / 2000, las empresas que llevan a cabo la exploración costa afuera debe realizar auditorías ambientales con el fin de evaluar sus sistemas de gestión y programas de control ambiental.

Normas de contaminación

CONAMA Ordenanza 05/1989 creó el Programa de Control de la Calidad del Aire Nacional (PRONAR). Este programa se destaca como uno de los instrumentos ambientales básicas para la protección de la salud y el bienestar y mejorar la calidad de vida. Su propósito es permitir que el desarrollo económico y social de Brasil para proceder de una manera ambientalmente segura que limita la contaminación atmosférica. Su objetivo es mejorar la calidad del aire, garantizar el cumplimiento de las normas establecidas y no poner en peligro la calidad del aire en áreas consideradas no degradado.

De acuerdo con PRONAR, CONAMA Ordenanza 03/1990 se publicó con el fin de establecer normas de calidad del aire. También, CONAMA Ordenanza 382/06 y 436/2011 establecen normas con respecto a los máximos de emisiones de contaminantes atmosféricos autorizados para fuentes fijas. Ordenanzas CONAMA

10

357/2005 y 393/2007 establecen las condiciones y las normas para las descargas de efluentes.

Preparación para emergencias

Ley N ° 9.966 / 2000 requiere que las compañías petroleras para crear planes de emergencia y contingencia individuales. Este fue regulada además por CONAMA Ordenanza 398/2008. Dichos planes deben seguir normas similares a las de los convenios internacionales, como el Convenio MARPOL 73/1978, CLC / 1969 y el Convenio de Cooperación / 1990. Sin embargo, estas normas no especifican la naturaleza de los equipos aplicables a las actividades de control de seguridad, que depende de la complejidad de la actividad y un análisis de riesgo. Normalmente, los organismos ambientales competentes requieren la adopción de las "mejores prácticas y tecnologías disponibles" para controlar la actividad de E & P, incluidas las normas internacionales.

Reglas de remediación

Si se produce el daño ambiental, la Política Nacional del Ambiente (Ley Federal Nº 6.938 / 1981) determina que el agente contaminante debe primero tratar de reparar el daño ambiental (en la recuperación natural). Si la recuperación del medio ambiente ya no es viable, una indemnización en efectivo está permitido (recuperación pecuniaria) con el fin de remediar el daño ambiental. Además, la Ley de Acción Civil Pública (Ley N ° 7347/1985) permite la imposición de responsabilidad por los daños morales, dependiendo de la magnitud y la gravedad del incidente.

Pasivos y responsabilidades

Las Leyes brasileñas crean responsabilidad estricta en cuanto a los daños ambientales, que pueden dar lugar a cuestiones civiles, administrativas y penales.

Sobre una base civil, el no-operadores operador y son solidariamente responsables de los daños causados al medio ambiente. Esto incluye el daño debido a la falla de un proveedor de servicios o un proveedor de equipo, que está previsto en el contrato de concesión suscrito entre la ANP y el concesionario. Además, la Política Nacional del Ambiente (Ley N ° 6.938 / 81) regula la responsabilidad civil por los daños causados al medio ambiente. Se trata de un estricto carácter pasivo y con independencia de la culpa por la entidad responsable. Esta ley amplió aún más la lista de los agentes responsables por daños al medio ambiente y la articulación establecida y responsabilidad solidaria entre los agentes contaminantes. En este sentido, si el daño es causado por el hecho de que un proveedor de servicios, el proveedor de servicios también será solidariamente responsable a las autoridades gubernamentales de los daños ambientales.

11

El operador también está sujeto a las sanciones administrativas, tales como el pago de multas. Estos podrían ser impuestas en el proveedor de servicios, en función de su participación en un evento considerado como una infracción ambiental. Infracciones ambientales están reguladas por la Ley Nº 9.605 / 1998, el Decreto Federal Nº 6.514 / 2008, así como por la legislación estatal. Los derrames de petróleo también están regulados por la Ley Nº 9.966 / 2000 y el Decreto Federal Nº 4.136 / 2002. Las sanciones son impuestas por la autoridad ambiental competente y consisten, entre otros, multas, suspensión total o parcial de actividades, restricciones a la celebración de contratos con el gobierno, así como la obligación de reparar el daño. Las multas que normalmente oscilan entre R $ 50 y R $ 50 millones. En caso de reincidencia, este valor puede incrementarse hasta en un 300 por ciento.

Si se produce la contaminación del medio ambiente, de una entidad oficial, administrador, director, gerente, agente o apoderado también estarán sujetos a sanciones penales, como se define en la Ley de Delitos contra el Ambiente (Ley N ° 9605/1998). La responsabilidad penal es de carácter subjetivo, lo que significa que es necesario para obtener prueba de la culpa o dolo de la fiesta. La responsabilidad penal no es solidaria, y una de las partes es responsable en la medida de su culpa.

El abastecimiento interno y la exportación de hidrocarburos

La exportación de los hidrocarburos es permitido en Brasil. Sin embargo, la ANP tiene que conceder una autorización de exportación, de acuerdo con el artículo 60 de la Ley Nº 9.478.

Régimen de aplicación de las alternativas judiciales y arbitrales

En virtud de un contrato de concesión firmado con la ANP, cualquier disputa relacionada con los términos del contrato de concesión se resolverá mediante arbitraje. El procedimiento de arbitraje sigue Cámara Internacional de Comercio (ICC) normas y se llevará a cabo en Río de Janeiro. Arbitraje se llevará a cabo en portugués por tres árbitros, cada parte la elección de un árbitro y estos dos árbitros seleccionar el tercer árbitro.

Oportunidades

El gobierno de Brasil tiene la intención de fomentar la producción de gas natural no convencional de lutita. El Gobierno de Brasil tiene la intención de los derechos de adjudicación para la exploración de gas natural en depósitos de lutita en tierra en la cuenca Parecis en el estado de Mato Grosso, la cuenca del Parnaíba en los estados de Maranhão y Piauí, la cuenca Recôncavo, en el estado de Bahía, Paraná Cuenca en los estados de Paraná y Mato Grosso do Sul, y la Cuenca del São Francisco, en los estados de Minas Gerais y Bahía. Sin embargo, los obstáculos ambientales y legales deben ser superados antes de que estas oportunidades pueden materializarse.

12

Bibliografía

Agencia Nacional do Petroleo Gas Natural e Biocombustivels-ANPDETALHAMENTO DA ANP SOBRE OPORTUNIDADES COM GÁS NÃO CONVENCIONAL (SHALE GAS) NO BRASIL

IMIShale Gas Prospects in Brazil August 23, 2013

Luciana Vianna Pereira Trench, Rossi e WatanabeSHALE GAS IN BRAZILWhat are the environmental and legal challenges?February 1, 2014

13