Descrição dos efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades do emissor

a) necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações

Constituição Federal

A Constituição Federal Brasileira de 1988 (“CF/88”), em seu artigo 177, estabeleceu o monopólio do Governo Federal sobre a prospecção, exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, recursos de gás natural e demais depósitos de hidrocarbonetos fluidos, assim como sobre o refino, a importação, a exportação e o transporte marítimo ou por dutos de petróleo cru, produtos derivados do petróleo e gás natural. Na época de sua promulgação, o parágrafo primeiro do artigo 177 da CF/88 proibia a cessão ou a concessão para a indústria privada de qualquer tipo de atividade envolvendo a exploração de petróleo ou gás natural.

Contudo, em 10 de novembro de 1995, o Congresso Nacional aprovou uma alteração que impactou o ambiente regulatório da indústria de petróleo e gás natural em nosso país, por meio da Emenda Constitucional nº 9, que alterou o referido parágrafo primeiro do artigo 177, de modo a permitir que sociedades privadas ou estatais atuassem na exploração e produção de petróleo e gás natural (upstream), bem como no refino, distribuição e venda dos seus respectivos produtos (downstream), observadas as condições estabelecidas na legislação. Lei do Petróleo

No dia 06 de agosto de 1997, a Lei do Petróleo foi promulgada, estabelecendo as regras e princípios relativos à contratação das atividades de upstream e downstream no Brasil. Entre outras coisas, a Lei do Petróleo:

 Confirmou o monopólio do Governo Federal sobre os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e, ainda, dispôs que a exploração e a produção de tais hidrocarbonetos seriam regulamentadas e supervisionadas pelo Governo Federal;  Criou o Conselho Nacional de Política Energética (“CNPE”), órgão subordinado à

Presidência da República responsável pelo estabelecimento de políticas públicas relativas ao setor de energia, e a ANP, agência reguladora vinculada ao Ministério de Minas e Energia responsável pela edição de normas relativas às atividades de upstream e downstream; e

 Revogou a Lei nº 2004/53, a qual designava a Petrobras como agente exclusivo para exercer o monopólio do Governo Federal;

Além disso, a Lei do Petróleo estabeleceu os principais termos e condições aplicáveis aos contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos, por meio dos quais o Governo Federal formaliza a contratação de sociedades privadas ou estatais que pretendam atuar no setor; e ratificou as atividades desenvolvidas pela Petrobras antes da promulgação da Lei do Petróleo, conferindo à mesma, sem necessidade de procedimento licitatório, o direito de: (i) produzir com exclusividade nos campos em que já iniciara a produção; e (ii) explorar as áreas nas quais pudesse demonstrar indícios da realização de investimentos e trabalhos prévios.

CNPE – Conselho Nacional de Política Energética

Conforme referido acima, o CNPE foi criado pela Lei do Petróleo como um órgão vinculado à Presidência da República, sendo presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia. Cabe ao CNPE apresentar políticas energéticas nacionais, criar políticas de produção de petróleo e gás natural, bem como estabelecer as diretrizes relativas aos procedimentos licitatórios de blocos exploratórios e áreas com viabilidade reconhecida, de acordo com o disposto na Lei do

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

ANP – Agência Nacional de Petróleo

Conforme acima indicado, a Lei do Petróleo criou a ANP, autarquia especial integrante da Administração Pública Federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A função da ANP é regular o setor brasileiro de petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis. Um dos principais objetivos da ANP é criar um ambiente competitivo para as atividades relacionadas ao petróleo e ao gás natural no Brasil, que resulte em menores preços e melhores serviços para os consumidores, incluindo a garantia de fornecimento de combustível. Suas principais responsabilidades incluem: (i) promover e exigir o cumprimento da regulação do setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis do país; (ii) realizar procedimentos licitatórios para a concessão de atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e biocombustíveis, além de celebrar, em nome do Governo Federal, os respectivos contratos de concessão; (iii) autorizar o transporte, a importação e a exportação, o refino e o processamento de produtos derivados do petróleo, gás natural e biocombustíveis; e (iv) fiscalizar as atividades econômicas integrantes das indústrias de petróleo, gás natural e biocombustíveis, em conformidade com os interesses do País.

Concessões

Com o objetivo de atrair investimentos privados para o setor nacional de petróleo e gás natural, a Lei do Petróleo definiu os principais termos e condições a serem utilizados pelo Governo Federal na concessão de atividades no setor de exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos. A ANP, em nome do Governo Federal, tem a responsabilidade de outorgar contratos de concessão para a exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural nas bacias sedimentares brasileiras, por meio de um processo de licitação transparente e competitivo, conduzido nos termos dos artigos 8° e 23 da Lei do Petróleo. A única exceção foi a chamada Rodada Zero, em que foram outorgados contratos de concessão diretamente à Petrobras, relativos aos blocos de exploração e produção nos quais a mesma já realizava atividades e/ou já havia assumido compromissos financeiros, antes da promulgação da Lei do Petróleo. A concessão direta de tais blocos à Petrobras na Rodada Zero foi um reconhecimento das atividades prévias desenvolvidas pela empresa nessas áreas, na qualidade de única executora do monopólio estatal então existente, tendo em vista a preservação dos seus direitos já adquiridos durante o regime de monopólio em questão. De 1999 a 2013, a ANP conduziu 12 rodadas de licitações de blocos exploratórios e uma rodada de licitação de partilha de produção.

O processo de identificação e definição dos blocos a serem oferecidos nas rodadas de licitação é feito com base na existência de dados geológicos e geofísicos que indiquem a presença de hidrocarbonetos. Ainda, a fim de proteger o meio ambiente, a ANP, o IBAMA e as agências estaduais governamentais analisam previamente todas as áreas que pretendem ser oferecidas nas respectivas rodadas de licitação. Após tal análise, as exigências relativas ao licenciamento ambiental para os distintos blocos a serem oferecidos são então publicadas, permitindo ao(s) futuro(s) concessionário(s) avaliar os aspectos ambientais na escolha das áreas que pretende(m) perseguir. Essas diretrizes ambientais são revisadas e atualizadas a cada rodada de licitação promovida pela ANP.

Para participar das rodadas de licitações promovidas pela ANP, as companhias devem se habilitar individualmente. No entanto, no âmbito da licitação, elas podem apresentar ofertas tanto individualmente quanto por meio de consórcios. Na hipótese de ofertas oferecidas por meio de consórcios, a ANP exige a indicação da empresa líder, chamada de “operadora”, que será responsável pelo consórcio e pela condução das operações, sem prejuízo da responsabilidade solidária das demais consorciadas, ainda que não operadoras, pelo cumprimento das disposições previstas no respectivo contrato de concessão.

O processo de habilitação se inicia com a apresentação de um conjunto de documentos obrigatórios, que configura a denominada “manifestação de interesse”, o qual compreende as seguintes informações: (i) contrato/estatuto social da companhia e atas de assembleias de acionistas; (ii) procuração relativa à designação do representante da companhia junto à ANP; (iii) qualificação do representante da companhia; (iv) acordo de confidencialidade, que deve ser celebrado pelo representante da companhia com a ANP; (v) descrição da denominação social da companhia e de quaisquer pessoas que detenham mais de 20% de seu

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

capital votante, com a descrição das respectivas ações detidas; (vi) carta de encaminhamento assinada pelo representante da companhia, a qual deve ser entregue para atestar a veracidade de todas as informações contidas nos documentos exigidos no processo de licitação; (vii) declaração da companhia atestando que tem conhecimento das leis brasileiras que proíbem e punem comportamentos considerados prejudiciais aos objetivos do processo de licitação e que se comprometem a não adotar quaisquer desses procedimentos; e (viii) qual função a companhia deseja desempenhar, seja como operadora – A (habilitadas a apresentar propostas para todos os blocos), B (estão limitadas a blocos terrestres e em águas rasas) ou C (restritas a blocos terrestres) – ou como não operadora.

As companhias que apresentarem manifestação de interesse devem pagar uma taxa de participação, que varia de acordo com a bacia onde os blocos estão localizados, antes da apresentação de sua habilitação técnica, legal e financeira. Ao realizarem tal pagamento, recebem um pacote com todos os dados relevantes das áreas em licitação, contendo informações técnicas e sumários geológicos.

Caso a companhia decida prosseguir, participará de uma segunda rodada de habilitação, na qual certas questões técnicas, legais e financeiras serão consideradas, conforme descrito a seguir:

Habilitação técnica. A habilitação técnica das companhias será baseada na sua experiência em atividades de E&P. As companhias que buscam habilitação como operadoras devem apresentar um sumário técnico com informações que comprovem sua capacidade operacional. Por sua vez, as companhias habilitadas como não operadoras somente podem participar de rodadas de licitação como membros de consórcios que possuam uma operadora habilitada para operar o bloco em questão.

Habilitação legal. A habilitação legal das companhias exige a apresentação da documentação societária pertinente à ANP, que inclui o contrato/estatuto social da companhia e a descrição da sua cadeia de acionistas. As companhias estrangeiras devem apresentar documentos que comprovem que as mesmas são legalmente constituídas de acordo com as leis de seus países de origem e o compromisso de que, na hipótese de sucesso na licitação, constituirão uma sociedade com sede e administração no Brasil, organizada de acordo com as leis brasileiras. Habilitação financeira. A habilitação financeira é realizada com base em um patrimônio líquido mínimo exigido, com diferentes valores correspondentes aos vários níveis de habilitação. As companhias com patrimônio líquido inferior a R$1 milhão não podem participar das licitações, a menos que o façam na qualidade de membro de um consórcio. As determinações da habilitação financeira são realizadas com base nas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas da companhia, referências bancárias e/ou outros documentos financeiros.

Caso todas as exigências acima elencadas sejam satisfeitas, a companhia está habilitada a participar da licitação e apresentar propostas para as áreas em leilão de sua categoria. Taxas devidas ao Governo Federal relacionadas às operações de E&P

Com o advento da Lei do Petróleo e demais regulamentações aplicáveis emitidas pela ANP, os concessionários são obrigados a pagar ao Governo Federal as seguintes taxas:

 Bônus de assinatura;

 Pagamento por ocupação e retenção da área;  Participação especial; e

 Royalties.

O valor mínimo dos bônus de assinatura é estabelecido nas regras da licitação para as concessões a serem licitadas, sendo que o valor final para pagamento está baseado no valor da proposta vencedora. Os bônus de assinatura devem ser pagos no ato da assinatura do contrato de concessão com a ANP. O quadro abaixo indica o valor total dos pagamentos de bônus de assinatura nas rodadas de licitação realizadas pela ANP até o momento:

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(Fonte ANP)

O pagamento a título de ocupação e retenção das áreas de concessão é determinado nas respectivas regras da licitação e deve ser pago anualmente. Para fins do cálculo desse pagamento, a ANP leva em consideração fatores como a localização e o tamanho do respectivo bloco concedido, a bacia sedimentar e as suas características geológicas. Não obstante, o artigo 28 do Decreto nº 2.705/98 estabelece requisitos mínimos e máximos para a cobrança desse valor, que podem variar de acordo com a fase em que o bloco concedido se encontra. Para esse fim, as fases de exploração, desenvolvimento e produção, respectivamente, possuem requisitos crescentes.

A participação especial será devida pelas concessionárias na hipótese de obterem elevados volumes de produção e/ou rentabilidade a partir dos campos de petróleo, em conformidade com critérios estabelecidos pela regulamentação aplicável. A participação especial será paga trimestralmente por campo a partir da data em que ocorrer a produção extraordinária. Quando devida, a participação especial variará entre 0% e 40% da receita líquida dependendo: (i) do volume de produção; (ii) do ano de início da produção; e (iii) se o bloco está localizado em terra, águas rasas ou profundas. Conforme a Lei do Petróleo e a regulamentação aplicável editada pela ANP, a participação especial é calculada com base na receita líquida trimestral de cada campo, que consiste na receita bruta calculada utilizando-se preços de referência publicados pela ANP, que reflitam os preços internacionais e a taxa de câmbio no período, menos: (i) royalties pagos; (ii) investimento na exploração; (iii) custos operacionais; e (iv) ajustes de amortização e tributos incidentes.

A ANP também é responsável pela determinação dos royalties mensais a serem pagos com relação à produção. Os royalties correspondem a uma porcentagem entre 5% e 10% aplicada aos preços de referência de petróleo e gás natural, conforme estabelecido no respectivo edital de licitação e contrato de concessão. Ao determinar a porcentagem dos royalties aplicáveis a um bloco específico objeto de concessão, a ANP considera, entre outros fatores, os riscos geológicos envolvidos e os níveis de produção esperados. Os royalties no Brasil consistem em uma contribuição financeira similar a um severance tax, e as respectivas reservas estão incluídas nas reservas por nós divulgadas.

A Lei do Petróleo também exige que as concessionárias de campos terrestres paguem ao proprietário das terras uma participação especial, que varia entre 0,5% e 1,0% da receita operacional líquida derivada da produção no campo.

Análise das Propostas

Ao analisar as propostas apresentadas pelas companhias interessadas, a ANP identifica a proposta mais vantajosa de acordo com critérios objetivos definidos no respectivo edital de

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licitação. A pontuação de cada proposta é definida com base na soma ponderada dos pontos determinados para cada fator de avaliação. Nas rodadas de licitação realizadas, com exceção da 12ª Rodada de Concessão, a fórmula utilizada pela ANP incluiu os seguintes fatores de avaliação: (i) bônus de assinatura, com peso relativo de 40%; (ii) comprometimento da concessionária em utilizar o conteúdo local, com peso relativo de 20% (sendo 5% na fase exploratória e 15% na fase de desenvolvimento); e (iii) o Programa Exploratório Mínimo (“PEM”), com peso relativo de 40%. Na 12ª Rodada de Concessão, a ANP alterou a fórmula de conteúdo local mínimo de 70% e máximo de 80% para a fase exploratória e de, respectivamente, 77% e 85%, na fase de desenvolvimento.

Contratos de Concessão de acordo com a Lei do Petróleo

O contrato de concessão é dividido em duas fases: (i) a de exploração; e (ii) a de produção. A fase de exploração pode durar de 3 a 8 anos, ao passo que a fase de produção pode durar até 27 anos, sendo permitida a prorrogação mediante aprovação da ANP.

Os principais termos e condições dos contratos de concessão, explicitados no artigo 43 da Lei do Petróleo, incluem: (i) definição do bloco objeto da concessão; (ii) prazos de duração e principais termos para as atividades de exploração e produção; (iii) regras e condições para a devolução e desocupação parcial das áreas concedidas; (iv) indicação das garantias a serem prestadas pela concessionária para assegurar o cumprimento do contrato de concessão, incluindo os investimentos exigidos em cada fase; (v) penalidades aplicáveis na hipótese de descumprimento pela concessionária dos termos contratuais; (vi) procedimentos relativos à transferência do contrato; e (vii) especificação de regras e condições para a devolução e desocupação completa das áreas concedidas, inclusive retirada de equipamentos e instalações, e a reversão de ativos.

Os principais direitos das concessionárias são: (i) exclusividade de exploração, desenvolvimento e produção na área sob concessão; (ii) propriedade sobre os hidrocarbonetos produzidos; (iii) direito de vender os hidrocarbonetos produzidos; e (iv) direito de exportar os hidrocarbonetos, desde que em observância às obrigações de fornecimento doméstico no caso de declaração de estado de emergência.

As principais obrigações das concessionárias são: (i) assunção de todos os custos e riscos relativos à exploração, desenvolvimento e produção dos hidrocarbonetos, incluindo responsabilidades relativas a danos ambientais; (ii) cumprimento das exigências relativas à aquisição de ativos e serviços de fornecedores internos (“conteúdo local”); (iii) cumprimento das exigências relativas à execução do Programa Exploratório Mínimo (PEM) apresentado na proposta vencedora; (iv) atividades de conservação de depósitos petrolíferos; (v) apresentação periódica à ANP de relatórios, dados e informações relevantes; (vi) pagamentos de participação governamental; e (vii) responsabilidade pelos custos relativos à desativação das instalações, nos termos da legislação brasileira e das melhores práticas da indústria petrolífera nacional.

Consórcios e Joint Operating Agreements

A fim de mitigar os riscos exploratórios e maximizar o alcance de seu portfólio, muitas companhias do setor brasileiro de petróleo e gás natural apresentam propostas como membros de consórcios. O processo envolve, antes da rodada de licitação, a celebração de um contrato entre as companhias para apresentação de proposta conjunta, o qual estabelece, entre outros, os termos e condições, o cronograma para o estudo conjunto da área em questão e as participações a serem detidas por cada um dos membros. Em geral, as partes arcam com os custos relativos à área sob concessão proporcionalmente à sua

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participação em tal área. A legislação brasileira também estabelece responsabilidade solidária entre os membros dos consórcios.

Após a rodada de licitação, prévia ou posteriormente à assinatura do contrato de concessão com a ANP, os membros do consórcio geralmente celebram um contrato operacional (“Joint Operating Agreement”) que descreve os papeis e os mecanismos para a exploração e produção relativos ao bloco licitado. Em regra, os consórcios são administrados por um comitê operacional, responsável pela supervisão e pelas orientações gerais das operações conjuntas, representando a mais alta autoridade com poder decisório do consórcio.

Contratos de Farm-in/Farm-out

As companhias do setor de petróleo e gás natural podem ceder os seus direitos sobre determinado bloco de exploração, integral ou parcialmente, por meio de contratos conhecidos como contratos de farm-in e farm-out, espécies de contratos de participação. Os termos e condições definem o percentual de participação no bloco de exploração acordado na cessão. Acreditamos que oportunidades significativas de farm-in e farm-out continuarão disponíveis nos próximos anos. Além disso, a Companhia prevê que uma estratégia bem concebida de farm-in e farm-out permitirá uma redução de risco por meio da diversificação do portfolio, dos custos de desenvolvimento compartilhados e das necessidades de capital adicional para financiar esforços de exploração e/ou custos de desenvolvimento subsequentes. Esta abordagem é comum no setor de petróleo e gás natural e a crescente participação de investidores privados internos e estrangeiros aumenta as possibilidades de parcerias futuras.

Rodadas de Licitações Anteriores da ANP

As nossas atividades de E&P se iniciaram por meio de um processo de farm-in realizado pela Petrobras entre os anos de 1998 e 2000, denominado Rodada Zero. Neste processo, participamos nos Blocos BC-7, no qual fomos operadores para a Petrobras, BCAM-40, onde foram descobertos os Campos de Manati e Camarão Norte, e BS-3, onde descobrimos o Campo de Cavalo Marinho, posteriormente vendido, e onde participamos do desenvolvimento de óleo no Campo de Coral, já desativado. A partir da rodada inicial da ANP, ocorrida em 1999, participamos de todas as rodadas adicionais de licitações realizadas, adquirindo concessões em seis das dez rodadas realizadas até 2012. Da 1ª à 8ª Rodada, fomos classificados pela ANP como operadores "B", ou seja, habilitados a operar em terra e água rasa. Nas 9ª, 10ª e 11ª Rodadas, a Companhia foi habilitada pela ANP como Operador "A", ou seja, habilitada a operar em terra, águas rasas, profundas e ultra-profundas.

11ª Rodada de Licitação da ANP

A 11ª Rodada de licitação para novos blocos exploratórios foi realizada em 14 de maio de 2013, tendo sido arrematados pelos participantes 142 blocos do total de 289 oferecidos em 11 bacias, totalizando 155,8 mil km2. O total de bônus de assinatura atingiu a marca recorde de R$ 2,82 bilhões. A Companhia adquiriu participação em 8 blocos, sendo o operador em 5 deles, e a assinatura das respectivas concessões ocorreu em 30 de agosto de 2013 e em 17 de setembro de 2013.

O sucesso exploratório recente em regiões com geologia similar às ofertadas, como Guiana Francesa e costa oeste da África, aliado ao longo período sem licitação de áreas para atividade de E&P, despertou o interesse de diversas companhias nacionais e estrangeiras, resultando no enorme interesse despertado pela 11ª Rodada, na qual 64 empresas foram

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habilitadas a fim de participar do leilão.

12ª Rodada de Licitação da ANP

Em novembro de 2013, a ANP promoveu a 12ª Rodada de Licitações, arrecadando R$165,2 milhões em bônus de assinatura, decorrentes da aquisição de 72 blocos de exploração de