Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES SA Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1

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1 Índice 1. Responsáveis pelo formulário Declaração e Identificação dos responsáveis 1 2. Auditores independentes 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Outras informações relevantes 3 3. Informações financ. selecionadas Informações Financeiras Medições não contábeis Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Política de destinação dos resultados Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Nível de endividamento Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Outras informações relevantes Fatores de risco Descrição dos fatores de risco Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Processos sigilosos relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Outras contingências relevantes Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Risco de mercado Descrição dos principais riscos de mercado 46

2 Índice Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Alterações significativas nos principais riscos de mercado Outras informações relevantes Histórico do emissor 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Breve histórico Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial Outras informações relevantes Atividades do emissor Descrição das atividades do emissor e suas controladas Informações sobre segmentos operacionais Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Receitas relevantes provenientes do exterior Efeitos da regulação estrangeira nas atividades Relações de longo prazo relevantes Outras informações relevantes Grupo econômico Descrição do Grupo Econômico Organograma do Grupo Econômico Operações de reestruturação Outras informações relevantes Ativos relevantes Bens do ativo não-circulante relevantes - outros Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados 135

3 Índice Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Outras informações relevantes Comentários dos diretores Condições financeiras e patrimoniais gerais Resultado operacional e financeiro Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Políticas contábeis críticas Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Plano de negócios Outros fatores com influência relevante Projeções Projeções divulgadas e premissas Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas Assembleia e administração Descrição da estrutura administrativa Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/ Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores 205

4 Índice Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores Outras informações relevantes Remuneração dos administradores Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a Método de precificação do valor das ações e das opções Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor Outras informações relevantes Recursos humanos Descrição dos recursos humanos Alterações relevantes - Recursos humanos Descrição da política de remuneração dos empregados 268

5 Índice Descrição das relações entre o emissor e sindicatos Controle 15.1 / Posição acionária Distribuição de capital Organograma dos acionistas Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor Outras informações relevantes Transações partes relacionadas Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas Informações sobre as transações com partes relacionadas Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado Capital social Informações sobre o capital social Aumentos do capital social Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações Informações sobre reduções do capital social Outras informações relevantes Valores mobiliários Direitos das ações Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados Descrição dos outros valores mobiliários emitidos Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação 302

6 Índice Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros Outras informações relevantes Planos de recompra/tesouraria Informações sobre planos de recompra de ações do emissor Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social Outras informações relevantes Política de negociação Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários Outras informações relevantes Política de divulgação Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações Descrever a política de divulgação de ato ou fato relevante indicando o canal ou canais de comunicação utilizado(s) para sua disseminação e os procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes Negócios extraordinários Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes 322

7 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Sra. Paula Vasconcelos da Costa Côrte-Real Diretor de Relações com Investidores Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Sr. Lincoln Rumenos Guardado Diretor Presidente Os diretores acima qualificados, declaram que: a. reviram o formulário de referência b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19 c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos PÁGINA: 1 de 322

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 01/09/2010 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Anos 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014: Serviço relacionado à auditoria das demonstrações financeiras para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2010, 2011, 2012, 2013 e 2014, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) conduzidas de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Não foram prestados serviços que não tivessem relação com os serviços de auditoria independente. Ano 2014: Os serviços relacionados à auditoria das demonstrações financeiras e revisões trimestrais do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014 foram contratados pelo montante total de R$ ,00. Não aplicável. Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não aplicável. André Ricardo Aguillar Paulon 01/09/2011 a 31/03/ John Alexander Harold Auton 01/04/2012 a 31/12/ John Alexander Harold Auton 01/01/2013 a 31/12/ José Carlos Monteiro 01/01/2011 a 31/08/ Período de prestação de serviço CPF Endereço Avenida Presidente Wilson, nº 231, 22º andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP , Telefone (021) , Fax (021) , apaulon@deloitte.com Avenida Presidente Wilson, nº 231, 22º andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP , Telefone (021) , Fax (021) , jauton@deloitte.com Avenida Presidente Wilson, nº 231, 22,25,26 andares, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP , Telefone (021) , Fax (021) , jauton@deloitte.com Avenida Presidente Wilson, nº 231, 22º andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP , Telefone (021) , Fax (021) , jomonteiro@deloitte.com PÁGINA: 2 de 322

9 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Outras informações relevantes Em conformidade com a Instrução CVM nº 381/03, informamos que a Companhia e sua controlada Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. adotam, como política de contratação, consultar seus auditores independentes quanto à eventual prestação de serviços não relacionados à auditoria externa, a fim de assegurar que a prestação de tais serviços não afete a independência e objetividade, elementos necessários ao pleno desempenho dos serviços de auditoria independente. A política da Companhia no tocante à contratação de serviços de auditoria independente, assim, assegura que não haja conflito de interesse, perda de independência ou objetividade de seus auditores independentes. PÁGINA: 3 de 322

10 3.1 - Informações Financeiras - Consolidado Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2014) Exercício social (31/12/2013) Exercício social (31/12/2012) Patrimônio Líquido , , ,24 Ativo Total , , ,61 Resultado Bruto , , ,45 Resultado Líquido , , ,40 Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) , , , , , , Resultado Líquido por Ação 0, , , PÁGINA: 4 de 322

11 3.2 - Medições não contábeis a) Valor das medições não contábeis e b) Conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas A tabela abaixo indica o valor das medições não contábeis selecionadas, bem como as conciliações realizadas entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas, referentes às 3 últimas demonstrações financeiras de encerramento do exercício social: Informações Financeiras Consolidadas (em R$ milhões) Exercício social encerrado em 31/12/2014 Exercício social encerrado em 31/12/2013 Exercício social encerrado em 31/12/2012 Lucro líquido do período 166,1 192,2 82,5 Amortização e depreciação 117,6 97,3 82,9 Resultado financeiro (85,8) (62,1) (82,5) IRPJ e CSLL 18,6 (4,6) 40,0 EBITDA (1) 216,4 222,9 123,0 Baixa de poços secos ou subcomerciais 71,7 49,3 162,1 EBITDAX (2) 288,1 272,1 285,1 Margem EBITDA (3) 43,0% 45,8% 26,6% Margem EBITDAX(4) 57,3% 56,0% 61,7% (1) Calculamos o EBITDA como o lucro líquido antes do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica ( IRPJ ) e Contribuição Social sobre Lucro Líquido ( CSLL ), do resultado financeiro e das despesas de amortização e depreciação. O EBITDA não é uma medida de desempenho financeiro segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil; as Normas Internacionais de Relatório Financeiro ( IFRS ); e tampouco deve ser considerado isoladamente, ou como uma alternativa ao lucro líquido, como medida de desempenho da Companhia, ou uma alternativa aos fluxos de caixa operacionais ou como indicador de liquidez. Outras companhias podem calcular seu EBITDA de maneira diferente da Companhia. Além disso, o EBITDA apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da lucratividade da Companhia em razão de não considerar determinados custos inerentes ao negócio que poderiam afetar, de maneira significativa, os resultados líquidos, tais como receita financeira líquida, tributos e amortização. A Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. utiliza o EBITDA como medida adicional de seu desempenho operacional. (2) EBITDAX é uma medida usada no setor de petróleo e gás e corresponde ao EBITDA acrescido dos custos com as baixas de poços secos e/ou subcomerciais. Aplicam-se ao PÁGINA: 5 de 322

12 3.2 - Medições não contábeis EBITDAX as mesmas premissas utilizadas com relação ao EBITDA. (3) Corresponde ao EBITDA dividido pela receita líquida da Companhia. (4) Corresponde ao EBITDAX dividido pela receita líquida da Companhia. c) Motivo pelo qual se entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da condição financeira e do resultado das operações da Companhia Calculamos o EBITDA como o lucro líquido antes do IRPJ e CSLL, do resultado financeiro e das despesas de amortização e depreciação. Como premissas para o cálculo do EBITDA, consideramos que não é uma medida de desempenho financeiro elaborada segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil; IFRS; e tampouco deve ser considerado isoladamente, ou como uma alternativa ao lucro líquido, como medida de desempenho operacional da Companhia, ou uma alternativa aos fluxos de caixa operacionais ou como indicador de liquidez. O EBITDA não possui significado padronizado, sendo que sua definição pode, eventualmente, não ser comparável ao LAJIDA e ao EBITDA definido por outras companhias. Outras Companhias podem calcular seu EBITDA de maneira diferente da Companhia. Em ra zão de não serem consideradas, para o seu cálculo, as despesas e receitas financeiras, o IRPJ e a CSLL, a depreciação e a amortização, o EBITDA funciona como um indicador do desempenho econômico geral da Companhia, que não é afetado por flutuações nas taxa s de juros, alterações de carga tributária do IRPJ e da CSLL, ou alterações nos níveis de depreciação e amortização. Consequentemente, a Companhia acredita que o EBITDA permite uma melhor compreensão não só do seu desempenho financeiro, como também de sua capacidade de cumprir com as obrigações passivas e de obtenção de recursos para suas despesas de capital e seu capital de giro, sendo, assim, utilizado como medida adicional de desempenho de nossas operações. Entretanto, o EBITDA apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida de lucratividade da Companhia, em razão de não considerar determinados custos decorrentes de seus negócios, que poderiam afetar de maneira significativa seus lucros, tais como despesas financeiras, tributos, despesas de capital e outros encargos relacionados. Em relação ao EBITDAX, o mesmo era calculado como o lucro líquido antes do IRPJ e CSLL, do resultado financeiro, das despesas de amortização e custos exploratórios para extração de petróleo e gás. A partir do quarto trimestre de 2012, a forma de cálculo do EBITDAX foi alterada, passando a corresponder ao EBITDA acrescido dos custos com as baixas de poços secos e/ou subcomerciais. O EBITDAX, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida de lucratividade da Companhia, em razão de não considerar determinados custos decorrentes de seus negócios, que poderiam afetar de maneira significativa seus lucros, tais como despesas financeiras, tributos, amortização e custos exploratórios para extração de petróleo e gás. Aplicam-se ao EBITDAX as mesmas premissas utilizadas com relação ao EBITDA. A Companhia acredita que o EBITDAX consiste no indicador que melhor reflete a geração de caixa de sua atividade produtiva. PÁGINA: 6 de 322

13 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Conforme divulgado nas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2014, os eventos subsequentes ao encerramento do referido exercício são os seguintes: (i) No dia 09 de março de 2015, o Banco do Nordeste do Brasil S.A. (BNB) desembolsou a primeira parcela, no valor de R$117,8 milhões, do empréstimo firmado com a Companhia em 29 de setembro de 2014 para um financiamento que pode chegar até R$232,7 milhões. Esses recursos serão utilizados para financiar as atividades exploratórias na região Nordeste do Brasil. A linha de crédito tem período de carência de cinco anos, com sete anos para amortização, à taxa de juros de 4,71% a.a., e prêmio de adimplência de 15%, o que pode resultar em uma taxa efetiva de 4,0% a.a. O empréstimo é garantido através de aval corporativo pela controladora QGEPP e fiança bancária. (ii) No dia 12 de março de 2015, o Conselho de Administração autorizou o quinto programa de outorga de opção de compra de ações relativo ao exercício de 2015, no total de ações, a serem adquiridas em prazo máximo de 365 dias a contar da data de sua aprovação. (iii) No dia 12 de março de 2015, o Conselho de Administração propôs uma distribuição adicional de dividendos ao mínimo obrigatório do lucro líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2014, no montante de R$38,676 milhões, o que corresponde a R$0,15 por ação. Esta proposta será submetida à aprovação em Assembleia Geral dos Acionistas no dia 17 de abril de 2015 e, se aprovada, os dividendos serão pagos em 5 de maio de 2015 para os acionistas identificados na base acionária na data da aprovação. Esta divulgação em nota explicativa está de acordo com o CPC 24 Evento Subsequente parágrafo 13, que normatiza a necessidade de divulgação de proposta de dividendos subsequente ao final do exercício social a que se referem as demonstrações financeiras. PÁGINA: 7 de 322

14 3.4 - Política de destinação dos resultados As tabelas abaixo reúnem as informações referentes à política de destinação dos resultados adotada pela Companhia nos últimos 3 exercícios sociais: Exercício social encerrado em 31/12/2014, 31/12/2013 e 31/12/2012 a) Regras sobre Conforme o disposto na Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada ("Lei das retenção de Sociedades por Ações"), a Companhia deduz dos resultados do exercício os prejuízos acumulados nos lucros exercícios sociais anteriores e a provisão para IRPJ e contribuições sociais. Após tais deduções, e antes de qualquer outra destinação, 5% do lucro líquido remanescente do exercício será aplicado para a constituição da reserva legal, até que esta atinja 20% do capital social. Cabe ressaltar, que poderemos deixar de constituir a reserva legal no exercício social em que o saldo dessa reserva, acrescido das reservas de capital, de que trata o 1º do artigo 182 da Lei das Sociedades por Ações, atingir 30% do capital social da Companhia. b) Valores das retenções de lucros c) Regras sobre distribuição de dividendos Além das reservas previstas em lei, conforme acima explicadas, na Assembleia Geral Extraordinária da Companhia, realizada em 16 de abril de 2012, foi aprovada a reforma do Estatuto Social da Companhia para a criação da Reserva de Investimentos. Assim, nos termos da redação aprovada do artigo 30 do Estatuto Social da Companhia, após a destinação do lucro líquido para constituição da reserva legal e distribuição de dividendos obrigatórios, a parcela remanescente, por proposta do Conselho de Administração, poderá ser total ou parcialmente destinada à constituição de Reserva de Investimentos, que tem por finalidade assegurar a manutenção, o desenvolvimento e a expansão das atividades sociais. O limite máximo desta reserva será de até 100% do capital social da Companhia, observado que o saldo desta reserva, somado aos saldos das demais reservas de lucros, excetuadas as reservas de lucros a realizar, as reservas para contingências e a reserva de incentivos fiscais, não poderá ultrapassar 100% do valor do capital social da Companhia. a) Reserva Legal: R$ ,25 b) Reserva de Investimentos: R$ ,22 Nos termos do artigo 29 do Estatuto Social da Companhia, é assegurado aos acionistas dividendo mínimo de 0,001% do lucro líquido a) Reserva Legal: R$ ,34 b) Reserva de Investimentos: R$ ,25 Nos termos do artigo 29 do Estatuto Social da Companhia, é assegurado aos acionistas dividendo mínimo de 0,001% do lucro líquido a) Reserva Legal: R$ ,62 b) Reserva de Investimentos: R$ ,33 Nos termos do artigo 29 do Estatuto Social da Companhia, é assegurado aos acionistas dividendo mínimo de 0,001% do lucro líquido PÁGINA: 8 de 322

15 3.4 - Política de destinação dos resultados ajustado, calculado de acordo com o disposto no artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações, após a constituição da reserva legal de 5% do lucro líquido do exercício, até que essa reserva atinja 20% do capital social da Companhia. O eventual saldo remanescente de lucro líquido do exercício societário será destinado de acordo com a deliberação em Assembleia Geral Ordinária da Companhia. ajustado, calculado de acordo com o disposto no artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações, após a constituição da reserva legal de 5% do lucro líquido do exercício, até que essa reserva atinja 20% do capital social da Companhia. O eventual saldo remanescente de lucro líquido do exercício societário será destinado de acordo com a deliberação em Assembleia Geral Ordinária da Companhia. ajustado, calculado de acordo com o disposto no artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações, após a constituição da reserva legal de 5% do lucro líquido do exercício, até que essa reserva atinja 20% do capital social da Companhia. O eventual saldo remanescente de lucro líquido do exercício societário será destinado de acordo com a deliberação em Assembleia Geral Ordinária da Companhia. Além disso, conforme previsto no artigo 31 do Estatuto Social da Companhia, os dividendos atribuídos aos acionistas serão pagos nos prazos da lei, somente incidindo correção monetária e/ou juros se assim for deliberado pela Assembleia Geral, e, caso não reclamados dentro de 3 anos contados da deliberação do ato que autorizou sua distribuição, prescreverão em favor da Companhia. Além disso, conforme previsto no artigo 31 do Estatuto Social da Companhia, os dividendos atribuídos aos acionistas serão pagos nos prazos da lei, somente incidindo correção monetária e/ou juros se assim for deliberado pela Assembleia Geral, e, caso não reclamados dentro de 3 anos contados da deliberação do ato que autorizou sua distribuição, prescreverão em favor da Companhia. Além disso, conforme previsto no artigo 31 do Estatuto Social da Companhia, os dividendos atribuídos aos acionistas serão pagos nos prazos da lei, somente incidindo correção monetária e/ou juros se assim for deliberado pela Assembleia Geral, e, caso não reclamados dentro de 3 anos contados da deliberação do ato que autorizou sua distribuição, prescreverão em favor da Companhia. d) Periodicidade A Companhia distribui A Companhia distribui A Companhia distribui PÁGINA: 9 de 322

16 3.4 - Política de destinação dos resultados das distribuições de dividendos e) Eventuais restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentaçã o especial aplicável ao emissor, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais dividendos em cada exercício social, sendo facultado ao Conselho de Administração, nos termos do artigo 28 do Estatuto Social da Companhia, declarar dividendos à conta de lucros ou reservas de lucros, apurados em demonstrações financeiras relacionadas a qualquer período de tempo, que serão considerados antecipação do dividendo mínimo obrigatório. Atualmente, a Companhia não possui restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial a ela aplicável, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais. dividendos em cada exercício social, sendo facultado ao Conselho de Administração, nos termos do artigo 28 do Estatuto Social da Companhia, declarar dividendos à conta de lucros ou reservas de lucros, apurados em demonstrações financeiras relacionadas a qualquer período de tempo, que serão considerados antecipação do dividendo mínimo obrigatório. Atualmente, a Companhia não possui restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial a ela aplicável, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais. dividendos em cada exercício social, sendo facultado ao Conselho de Administração, nos termos do artigo 28 do Estatuto Social da Companhia, declarar dividendos à conta de lucros ou reservas de lucros, apurados em demonstrações financeiras relacionadas a qualquer período de tempo, que serão considerados antecipação do dividendo mínimo obrigatório. Atualmente, a Companhia não possui restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial a ela aplicável, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais. Adicionalmente, a Companhia informa que nossa então controlada indireta, Manati S.A., possuía contratos de financiamento com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social e com o Banco do Nordeste do Brasil S.A., que determinavam que a PÁGINA: 10 de 322

17 3.4 - Política de destinação dos resultados mesma não poderia distribuir aos seus acionistas dividendos e/ou juros sobre o capital próprio que, somados, atingissem percentual superior a 25% do lucro líquido anual, sem prévia e expressa anuência dos respectivos credores. Porém, com o prépagamento do saldo devedor em aberto de ambos os contratos, ocorrido em 15 de maio de 2012, não há mais qualquer restrição em relação à matéria. Para mais informações, vide itens 3.9 e 10.1.f deste Formulário de Referência. PÁGINA: 11 de 322

18 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2014 Exercício social 31/12/2013 Exercício social 31/12/2012 Lucro líquido ajustado , , ,78 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 0, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 6, , , Dividendo distribuído total , ,00 783,45 Lucro líquido retido , , ,95 Data da aprovação da retenção 17/04/ /04/ /04/2013 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Dividendo Obrigatório Ordinária 1.577,53 05/05/ ,30 05/05/ ,45 29/04/2013 Outros Ordinária ,42 05/05/ ,70 05/05/2014 PÁGINA: 12 de 322

19 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Desde a constituição da Companhia, em 9 de março de 2010, não foram declarados dividendos à conta de lucros retidos ou reservas. PÁGINA: 13 de 322

20 3.7 - Nível de endividamento Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza Tipo de índice Índice de endividamento 31/12/ ,21 Índice de Endividamento 0, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 14 de 322

21 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Exercício social (31/12/2014) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Quirografárias , , , , ,21 Total , , , , ,21 Observação PÁGINA: 15 de 322

22 3.9 - Outras informações relevantes Créditos com Parceiros Conforme divulgado nas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2014: A conta de créditos com parceiros reflete gastos incorridos nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural (E&P) que são faturados (cash calls) ou a serem faturados aos parceiros não operadores nos respectivos consórcios, ou alocados pelos parceiros operadores à Companhia nos blocos não operados por nossa subsidiária integral Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ( QGEP ). Do montante de R$19,23 milhões registrados em 31 de dezembro de 2014, R$6,7 milhões referem-se a parcela do consorciado OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial ( OGX ) e o restante de outros consorciados e consórcios (R$12,6 milhões). Os montantes em aberto não se encontravam vencidos em 31 de dezembro de Considerando a atual situação do parceiro OGX, a qual se encontra em recuperação judicial, a QGEP está monitorando este processo visando a mitigação de riscos eventualmente associados ao cumprimento das obrigações de pagamento e investimentos da consorciada OGX no Bloco BS-4, a qual detém 40% de participação. Política de Dividendos Em 12 de março de 2015, o Conselho de Administração da Companhia aprovou uma Política de Dividendos. Referida política prevê que a proposta de distribuição de resultados a ser anualmente submetida pelo Conselho de Administração à Assembleia Geral Ordinária deverá contemplar o pagamento de um dividendo por ação no valor equivalente a R$0,15 (quinze centavos). Esse valor incluirá o valor do dividendo mínimo obrigatório, estabelecido no estatuto social em 0,001% do lucro líquido ajustado, isto é, além do mínimo obrigatório. O pagamento do dividendo complementar ficará condicionado à existência de lucros ou de reservas de lucros, e aos objetivos sociais da Companhia, conforme deliberação do Conselho de Administração. Ademais, as propostas de destinação do lucro líquido da Companhia ficam sujeitas, em cada caso, à competente aprovação em Assembleia Geral Ordinária, e poderão ser a qualquer tempo revistas, pelo próprio Conselho de Administração, com base nos planos e necessidades da Companhia, considerados à ocasião, tais como, entre outros, aquisições e investimentos relevantes, cláusulas restritivas em contratos junto a credores, e atendimento a exigências regulatórias. PÁGINA: 16 de 322

23 4.1 - Descrição dos fatores de risco a) Com relação ao emissor As avaliações de nossos recursos e reservas são baseadas em estudos que consideram diversas variáveis, tais como, as análises geológicas e as análises comparativas com outras reservas e recursos similares, podendo não ser exatas e envolvendo um significativo grau de incerteza. Estas avaliações podem ser validadas por consultorias independentes. Realizamos estudos e avaliações de nossas reservas, contando inclusive, em alguns casos, com a certificação de nossas reservas e recursos, por meio de relatórios de avaliação independente ( Relatórios de Certificação ). Tais estudos e avaliações, inclusive os Relatórios de Certificação são, por sua natureza, complexos e imprecisos, construídos de premissas que podem não ser confirmadas e que fogem do nosso controle. Nossos recursos e reservas, bem como os fluxos de caixa a eles associados, podem, portanto, ser significativamente distintos dos apontados nestes estudos e avaliações, inclusive nos Relatórios da Certificação. Um dos riscos inerentes aos resultados das avaliações dos recursos é que os volumes podem não ser confirmados pela perfuração de poços, impactando a economicidade dos projetos. Outro risco inerente às estimativas é a possibilidade de que nenhum poço perfurado ou projeto em desenvolvimento seja considerado economicamente viável. Revisões a menor de nossos recursos contingentes e prospectivos, decorrentes de revisões de estudos e/ou aquisições de dados adicionais, podem levar a uma produção no futuro em nível inferior ao esperado, o que pode gerar um efeito adverso relevante sobre nossos resultados operacionais, nossa condição financeira e nosso valor de mercado, podendo impactar o preço de mercado de nossas ações. Futuras perfurações em nossas áreas poderão não ser realizadas ou não produzir petróleo ou gás natural em quantidades ou qualidades viáveis do ponto de vista comercial. Possuímos direitos de concessão sobre cinco campos (dos quais um está em produção, três em desenvolvimento e um desativado) e 14 concessões exploratórias nos quais desenvolvemos nossas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural ( E&P ). Não é possível prever, antes da perfuração e da realização de certos testes específicos, se um determinado prospecto exploratório, ou seja, se uma acumulação potencial que é suficientemente bem definida para ser um alvo de perfuração viável, efetivamente conterá petróleo ou gás natural ou, ainda que contenha, se produzirá petróleo ou gás natural em quantidade e/ou qualidade suficientes para recuperar os custos da perfuração e da completação ou para se tornar um campo economicamente viável. Especificamente quanto à exploração de gás natural, mesmo que uma quantidade significativa seja descoberta nos nossos blocos exploratórios, a construção de gasodutos e demais instalações necessárias para o escoamento da produção de gás natural poderá não PÁGINA: 17 de 322

24 4.1 - Descrição dos fatores de risco ser economicamente viável. Já no tocante à exploração do petróleo, podemos vir a descartar prospectos exploratórios, cancelando seus respectivos programas de perfuração, caso estes se encontrem em áreas de difícil extração ou os poços não apresentem níveis de produção que justifiquem investimentos adicionais, restando comprovada, assim, sua inviabilidade comercial. Se as áreas potenciais não tiverem êxito comprovado, nosso negócio, nossa situação financeira e nossos resultados poderão ser afetados de modo adverso. As atividades de E&P de petróleo e gás envolvem riscos de consequências imprevisíveis, contra os quais nossas apólices de seguro podem não fornecer adequada cobertura. As atividades de E&P envolvem diversos riscos, dentre os quais, o risco de vazamentos, explosões em dutos e poços exploratórios e desastres ambientais e geológicos. Esses e outros eventos imprevisíveis ou acidentes podem resultar em lesões corporais, mortes, danos severos ao meio ambiente e, consequentemente, dispêndios com contenção, limpeza e reparação do dano, bem como danos em equipamentos e responsabilização no âmbito cível, criminal e administrativo. Nossa atividade de produção é atualmente realizada em águas rasas, que, apesar de facilitar a administração dos riscos de acidentes, tendem a gerar impactos ambientais mais graves no caso de eventuais acidentes. Nossas atividades de exploração, por sua vez, ocorrem não só em águas rasas, como também em águas profundas e ultraprofundas. Nossas apólices de seguro apresentam limites máximos de indenização, limites no valor de cada cobertura e exclusões de cobertura, incluindo, entre outras, interrupção de negócios, poluição e contaminação graduais, deterioração gradual, confisco, expropriação, guerra, rebelião, sabotagem, terrorismo. Nossas apólices de seguros podem não cobrir todos os riscos a que estamos sujeitos. Ademais, apólices de seguro para cobrir todos os riscos a que estamos sujeitos podem não estar disponíveis para contratação ou estar disponíveis a prêmios excessivamente onerosos. Ainda, não podemos garantir que nenhum tipo de acidente ocorrerá no futuro, tampouco que nossas apólices de seguro cobrirão integral e adequadamente os nossos prejuízos ou que não seremos responsabilizados por esses ou outros eventos ou acidentes. Os nossos negócios envolvem incertezas e riscos operacionais que podem nos impedir de obter lucro e nos causar importantes perdas. As nossas atividades de E&P poderão não obter sucesso ou não serem concluídas a tempo ou dentro do orçamento planejado, em função de diversos fatores, tais como: clima; perfuração de poços secos; atrasos por parte das autoridades competentes em conceder licenciamentos e/ou regimes especiais; escassez de equipamentos e pessoal qualificado; dificuldades mecânicas; e custos adicionais não previstos inicialmente. PÁGINA: 18 de 322

25 4.1 - Descrição dos fatores de risco Além disso, a perfuração bem sucedida de um poço de gás ou petróleo não assegurará que conseguiremos obter lucro sobre nosso investimento. Inúmeros fatores, como fatores geológicos, regulatórios e de mercado podem fazer com que um poço seja pouco viável ou, até mesmo, inviável economicamente. Os nossos negócios englobam uma variedade de riscos operacionais, tais como: incêndios; explosões; estouros e desabamentos; fluxos incontroláveis de gás, petróleo e água de formação; desastres naturais, tais como tempestades e outras condições climáticas adversas; falha nos gasodutos, cimento, poços marítimos ou oleodutos; colapsos no revestimento; dificuldades mecânicas, tais como perda ou avaria de equipamentos e ferramentas; formações anormais de pressão; ou perigos ambientais, como vazamentos de gás, derramamento de petróleo, rupturas em oleoduto e emissão de gases perigosos. Quaisquer desses eventos ou outros eventos não previstos poderão gerar problemas em quaisquer poços, plataformas, sistemas de coleta e demais instalações, o que poderá afetar, adversa e materialmente, nossas operações em curso e levar a perdas importantes resultantes de: morte ou lesão corporal; danos graves e destruição de propriedade, recursos naturais e equipamentos; poluição e danos ambientais; limpeza e reparos para reiniciar nossas operações, ou outras responsabilidades remediadoras; exigências regulatórias; investigações e penalidades administrativas, cíveis e criminais; e suspensão de nossas operações. Se quaisquer desses riscos ocorrerem, poderemos ter que limitar ou suspender quaisquer de nossas operações de E&P e/ou interromper ou suspender a comercialização de petróleo ou gás natural. Além disso, poderemos ter que arcar com custos significativos associados às obrigações de limpeza e reparo, remediadoras ou indenizatórias. Quaisquer dessas ocorrências e suas consequências poderão gerar um efeito relevante adverso para a Companhia. O cronograma dos projetos de E&P está sujeito a atrasos e os custos orçados podem ser superados, o que poderá afetar adversamente nossos projetos atuais e futuros. Os custos de desenvolvimento de certos projetos de E&P podem variar significativamente, na medida em que os custos de engenharia, contratação, aquisição e descontinuação (este relativo às despesas de capital em que precisaremos incorrer no final da vida útil de uma propriedade para encerrarmos nossas operações em uma área) dependem de diversos fatores que podem ser difíceis ou impossíveis de prever ou mensurar na etapa inicial de um projeto. O cronograma de construção e operação de cada um de nossos projetos está sujeito a uma série de fatores, muitos dos quais fora do nosso controle, como, por exemplo: (i) escassez de equipamentos, materiais e mão de obra; (ii) flutuações nos preços dos materiais de construção, em particular do aço; (iii) atrasos na entrega de equipamentos e materiais; (iv) disputas trabalhistas; (v) acontecimentos políticos; (vi) bloqueios ou embargos; (vii) litígios; (viii) condições meteorológicas adversas; (ix) aumentos imprevistos dos custos; (x) desastres naturais; (xi) acidentes; (xii) complicações de engenharia imprevistas; (xiii) problemas ambientais ou geológicos; e (xiv) outras circunstâncias imprevistas. Ademais, o cronograma de cada um dos PÁGINA: 19 de 322

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco projetos depende do alinhamento das expectativas entre nós e nossos sócios, a eventual necessidade de negociação de acordos de unitização, dentre outros fatores negociais de elevada complexidade. Assim, não se pode assegurar que o cronograma de construção e operação se desenvolverá como planejado, sem quaisquer atrasos ou sem que os custos orçados sejam superados. Quaisquer atrasos poderão alterar os custos inicialmente calculados para os nossos projetos, exigindo novos aportes de capital e reduzindo o retorno esperado dos projetos. Não há como garantir que este capital estará disponível tempestivamente e a custos satisfatórios. Quaisquer desses eventos, ou outros eventos imprevistos, poderão acarretar atrasos no desempenho e definição de nossos projetos ou superação de custos orçados, fazendo com que não alcancemos nossas metas de E&P, o que poderá ter um efeito material adverso em nossa situação financeira e resultados operacionais. Não somos operadores de parte de nossas concessões ou não determinamos isoladamente as decisões das atividades de nossas concessões e, dessa forma, nossa capacidade de controlar as atividades de exploração, o prazo de desenvolvimento, os custos associados ou a taxa de produção oriunda de qualquer exploração com sucesso com relação a esses blocos é limitada. Somos operadores de sete de nossas concessões e nossa capacidade de influenciar as operações nas concessões operadas por nossos parceiros é limitada. Isso decorre do fato de os operadores desses ativos, em conjunto com nossos parceiros em tais blocos, poderem, dependendo dos termos dos contratos de parceria ( Joint Operating Agreements ) e consórcios celebrados para esse fim: (i) se recusar a iniciar projetos de exploração ou desenvolvimento (desde que tais projetos não representem compromissos mínimos de trabalho assumidos perante a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( ANP ), nos termos dos respectivos contratos de concessão); (ii) iniciar projetos de exploração ou desenvolvimento em velocidade mais lenta ou mais rápida do que esperamos; (iii) atrasar a perfuração exploratória ou do empreendimento; e/ou (iv) perfurar mais poços ou construir mais instalações em um projeto do que podemos suportar, seja por meio de pagamento à vista ou de financiamento, o que pode limitar a nossa participação nesses projetos ou limitar o percentual de nossas receitas provenientes desses projetos. Essa limitada capacidade de influenciar as operações de alguns dos nossos blocos pode ter um efeito adverso sobre os nossos resultados operacionais e condição financeira. De modo geral, as operações a serem desenvolvidas em nossas concessões são decididas por meio de um mecanismo de pass mark vote estabelecido nos Joint Operating Agreements. Por meio desse mecanismo, determinadas votações do comitê operacional do consórcio ficam sujeitas ao voto de um número mínimo de partes, conforme seus respectivos percentuais de participação. Dessa forma, nossa capacidade de influenciar as operações nos blocos em que participamos está diretamente relacionada ao nosso percentual de participação e ao pass mark vote estabelecido, ressalvados os casos em que há a obrigatoriedade de decisão unânime pelas partes. Para informações adicionais sobre os pass mark votes estabelecidos em cada um dos Joint Operating Agreements, vide PÁGINA: 20 de 322

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco seção 7.1 deste Formulário de Referência. Dependemos de determinados integrantes da nossa Administração e da nossa equipe de Exploração e Produção. O nosso desempenho e o nosso sucesso dependem, em significativa medida, de integrantes essenciais da nossa Administração e da nossa equipe de E&P, de modo que a perda ou afastamento de tais integrantes poderá ser prejudicial para o sucesso futuro da Companhia. Ao tomar a decisão de investir em nossa Companhia, o investidor deve estar disposto a confiar, fundamentalmente, na capacidade, na experiência, na integridade, no critério e no juízo da nossa Administração. Assim, a perda de quaisquer dos diretores ou de outros colaboradores essenciais, especialmente de membros de nossa equipe de E&P, poderá acarretar um impacto adverso relevante nos nossos negócios, nos resultados de nossas operações, na nossa situação financeira, bem como no preço de mercado de nossas ações. Podemos não ter recursos suficientes para financiar nossas atividades futuras de exploração, produção e desenvolvimento de nossos ativos. A exploração, produção e desenvolvimento de nossos recursos de petróleo e gás natural exigirão montantes substanciais de capital, recursos humanos e uma vasta gama de serviços offshore de petróleo. O petróleo, por exemplo, apresenta um conjunto de propriedades particulares, exigindo o desenvolvimento de novas tecnologias de produção. Podemos não ter recursos suficientes, habilidade ou capacidade de obter recursos adicionais para desenvolver a tecnologia necessária para atender as metas de produção e desenvolvimento relativas aos nossos ativos. Somos sucessores nas obrigações da QGOG nas operações de E&P e podemos ser considerados sucessores em operações não relacionadas à E&P. Todas as nossas operações foram transferidas da Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. ( QGOG ) em 02 de setembro de Por meio de um acordo celebrado em 28 de outubro de 2010, assumimos a obrigação de indenizar a QGOG por qualquer contingência relacionada à E&P que venha a ser imputada àquela companhia. Em contrapartida, em 18 de janeiro de 2011, celebramos um contrato com a QGOG e Constellation Overseas, Ltd. ( Constellation ), pelo qual as referidas companhias ficaram obrigadas a nos indenizar por prejuízos havidos em relação a todo o passivo existente e contingente não relacionado às atividades de E&P que venha a ser imputado a nós. Os tribunais brasileiros, em algumas circunstâncias, têm entendido que um acionista controlador, uma entidade sucessora de outra sociedade, uma sociedade cessionária de ativos de outra sociedade e outras empresas sujeitas ao controle comum à empresa cedente ou antecessora podem ser todas responsabilizadas solidariamente, dentre outras, por obrigações trabalhistas, previdenciárias, cíveis, fiscais ou ambientais da empresa cedente, cedida ou antecessora. Podemos, portanto, vir a ser responsabilizados por obrigações da QGOG, em especial por aquelas relacionadas à E&P, para as quais não temos e não pretendemos ter qualquer provisionamento, dado que, de acordo com os assessores jurídicos externos da QGOG, as chances de perda de todas as contingências PÁGINA: 21 de 322

28 4.1 - Descrição dos fatores de risco identificadas até a presente data, relacionadas à E&P, foram classificadas como remotas. Além disso, eventual indenização que venha a ser devida pela QGOG ou Constellation por prejuízos havidos e atividades não relacionadas à E&P pode não ser suficiente ou adequada para nos manter indenes, o que pode afetar adversamente nossas atividades e situação financeira. Nossas parcerias podem não ser bem sucedidas em função de fatores diversos. A Companhia busca estabelecer parcerias estratégicas com outros participantes da indústria de E&P de petróleo. No entanto, não há como assegurar que nossas parcerias e joint ventures serão bem sucedidas e produzirão os resultados esperados. Dessa forma, a possibilidade das mesmas não serem bem sucedidas poderá prejudicar as nossas atividades, nossa situação financeira e nossos resultados operacionais. Os riscos relacionados às parcerias e joint ventures incluem, dentre outros: (i) dificuldade em manter um bom relacionamento com nossos parceiros (atuais e futuros); (ii) dificuldades financeiras dos parceiros, que poderão resultar na necessidade de investimentos adicionais de nossa parte; (iii) divergência de interesses econômicos e comerciais entre nós e nossos parceiros; (iv) responsabilização, em circunstâncias e condições específicas, pelas obrigações das empresas relacionadas, especialmente as de natureza tributária, trabalhista, ambiental e de defesa do consumidor; e (v) existência de passivos ocultos (não previamente identificados nas auditorias realizadas por nós nas sociedades ou empreendimentos nos quais viermos a investir). A ocorrência de tais riscos poderá afetar o resultado estimado ou poderá resultar na perda de investimentos realizados em tais parcerias. Como exemplo, somos parceiros da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ( Petrobras ) em alguns de nossos projetos. Na data deste Formulário de Referência, a Petrobras encontrase revendo o seu plano de negócios, o que pode acarretar em atraso no desenvolvimento de novos projetos. Qualquer decisão da Petrobras que impacte negativamente no desenvolvimento dos projetos em que temos participação poderá ter um impacto adverso em nossos resultados. Ademais, outro de nossos parceiros, a OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial (atual denominação da OGX Petróleo e Gás S.A.), empresa integrante de um consórcio com a Companhia para a exploração do Bloco BS-4, entrou com pedido de Recuperação Judicial, na 4ª Vara Empresarial da Comarca do Rio de Janeiro, em 30 de outubro de Os efeitos da referida recuperação judicial poderão prejudicar a parceria e os investimentos realizados. b. Com relação ao controlador, direto ou indireto, da Companhia, ou ao grupo de controle Podemos ter conflito de interesses em transações futuras com partes relacionadas. Podemos realizar negócios com outras empresas do Grupo Queiroz Galvão durante a exploração, desenvolvimento e produção de nossos projetos. Como exemplo, podemos contratar serviços da QGOG, experiente prestadora de serviços de perfuração de poços de petróleo onshore e offshore, bem como de serviços de produção em unidade flutuante de PÁGINA: 22 de 322

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco armazenamento e transferência ( FPSO ). O Grupo Queiroz Galvão é, ainda, sócio do Estaleiro Atlântico Sul, responsável pela construção de plataformas offshore dos tipos semissubmersível, FPSO, TLP e SPAR. Nesse contexto, podem surgir conflitos de interesse em função do nosso relacionamento com outras empresas do Grupo Queiroz Galvão e com nosso acionista controlador, Queiroz Galvão S.A. ( Acionista Controlador ), os quais poderão afetar, interromper ou alterar nosso relacionamento com outras empresas do Grupo Queiroz Galvão. Nosso Acionista Controlador poderá, ainda, favorecer outras empresas em detrimento de nosso negócio e, neste caso, a situação financeira e os resultados das operações da Companhia poderão ser afetados. Para informações adicionais sobre nossos contratos com partes relacionadas, vide seção 16.2 deste Formulário de Referência. Os interesses do Acionista Controlador da Companhia poderão ser conflitantes com os interesses dos demais acionistas. Nosso Acionista Controlador tem poderes para, entre outros: nomear a maioria dos membros do Conselho de Administração e decidir sobre a remuneração dos administradores da Companhia e suas controladas; dar o voto decisivo relativo a uma alteração no nosso controle, ainda que esta não vise ao melhor interesse dos acionistas; dar o voto decisivo relativo a uma fusão estratégica com outra empresa que poderia acarretar benefícios consideráveis para as empresas que participarem da fusão; propor o cancelamento de nosso registro como companhia aberta, observados os termos e condições estabelecidos na regulação aplicável; restringir a oportunidade dos outros acionistas receberem a diferença entre o valor contábil e o valor pago por suas ações em qualquer reestruturação societária, inclusive uma incorporação, fusão ou cisão; e influenciar a nossa política de dividendos. O nosso Acionista Controlador poderá, ainda, ter interesse em realizar aquisições, alienações, parcerias, buscar financiamentos ou operações similares que possam ser conflitantes com os interesses dos demais acionistas, e, mesmo em tais casos, o interesse do Acionista Controlador poderá prevalecer. c. Com relação aos acionistas da Companhia Poderemos precisar de recursos adicionais no futuro, podendo optar por obtê-los por meio da emissão de valores mobiliários, o que poderá resultar na diluição da participação de investidores em nosso capital social. Poderemos precisar captar recursos adicionais no futuro e, no caso da indisponibilidade de PÁGINA: 23 de 322

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco financiamento público ou privado, ou por decisão de nosso Acionista Controlador, poderemos captar tais recursos por meio da emissão pública de ações. Qualquer emissão adicional de ações poderá resultar na diluição da participação de investidores em nosso capital social. Restrições à remessa de capitais para o exterior podem prejudicar a capacidade dos titulares de nossas ações ordinárias residentes no exterior em receber dividendos e distribuições relativas às receitas oriundas de alienação de sua participação. O Governo Federal pode impor restrições temporárias sobre a conversão de moeda brasileira em moedas estrangeiras e à remessa para investidores estrangeiros dos resultados de seus investimentos no Brasil. A legislação brasileira permite ao Governo Federal impor essas restrições sempre que houver grave desequilíbrio da balança de pagamentos do Brasil ou razões para prever tal desequilíbrio. O Governo Federal impôs restrições a remessas por aproximadamente seis meses em 1990, podendo tomar medidas semelhantes no futuro. Restrições semelhantes, se impostas, poderão prejudicar ou impedir a conversão de dividendos, distribuições ou receitas decorrentes da alienação de nossas ações ordinárias de Reais para Dólares e a remessa de Dólares para o exterior. d. Com relação a controladas e coligadas da Companhia A nossa controlada Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. está sujeita a riscos operacionais e de mercado similares aos da Companhia. A nossa controlada Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. está sujeita a riscos semelhantes aos riscos a que a Companhia está sujeita, tais quais riscos de mercado e operacionais, que podem causar um efeito adverso e relevante em seus resultados individuais. As nossas controladas QGEP Internacional GmbH, QGEP Netherlands B.V. e Atlanta Field B.V. estão sujeitas à legislação estrangeira. Nossas controladas QGEP Netherlands B.V. e Atlanta Field B.V. estão sujeitas à legislação holandesa e nossa controlada QGEP Internacional GmbH está sujeita à lei austríaca no que diz respeito à sua constituição, regularidade e funcionamento. As autoridades locais poderão adotar entendimento diverso da Companhia e questionar transações realizadas entre nossa Companhia, controladas e coligadas. Para informações adicionais sobre nossas controladas e coligadas, vide seção 8.1 deste Formulário de Referência. e. Com relação aos fornecedores da Companhia Nossos projetos podem ser interrompidos por falhas ou escassez de equipamentos, pessoal qualificado ou fornecedores. PÁGINA: 24 de 322

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco Existem riscos de interrupção dos nossos projetos devido a diversos fatores, incluindo, mas não se limitando a: falhas ou avarias de equipamentos ou procedimentos; erros do empreiteiro ou do operador; inadimplência de terceiros contratados; conflitos trabalhistas; interrupções ou quedas de produtividade; aumento nos preços dos materiais ou nos custos salariais; e/ou incapacidade para atrair um número suficiente de trabalhadores qualificados. Além disso, a escassez no mercado de unidades de perfuração e plataformas de produção, dutos e outros equipamentos e insumos necessários podem atrasar nossas operações de E&P, tendo em vista a crescente demanda de perfuração em águas profundas. Durante os períodos de escassez, o custo e o tempo de entrega de equipamentos e suprimentos são substancialmente maiores. Ainda, a escassez de equipamentos e suprimentos pode atrasar e afetar adversamente a nossa habilidade de conduzir as nossas atividades de exploração, desenvolvimento e produção. Tais riscos podem causar um efeito material adverso em nossos negócios, condição financeira e resultado operacional. A escassez de fornecedores de bens ou serviços de conteúdo local pode afetar adversamente nosso compromisso contratual de atender a determinados percentuais de conteúdo local. A crescente demanda por bens e serviços de conteúdo nacional pode afetar nosso compromisso de atender a determinados níveis de conteúdo local em nossas contratações. Os bens e serviços com conteúdo local podem adicionalmente ser afetados por políticas ou incentivos governamentais que influenciem de forma adversa sua oferta e demanda, comprometendo a capacidade da Companhia de atender os percentuais exigidos em nossos contratos de concessão. f. Com relação aos clientes da Companhia Nossa receita é preponderantemente vinculada a um único cliente. Atualmente, nossa receita operacional é preponderantemente proveniente da venda de gás natural do Campo de Manati para a Petrobras, com base em um contrato de longo prazo que prevê a compra de um volume mínimo contratado (take or pay). O preço de gás é denominado em Reais e reajustado em bases anuais de acordo com índice contratual, sendo que nossa receita operacional é diretamente afetada por alterações de volumes vendidos. Caso haja uma diminuição nos volumes vendidos ou atrasos nos nossos recebimentos, tais fatos poderão afetar nosso fluxo de caixa e nosso planejamento estratégico. Ainda, na hipótese da rescisão antecipada deste contrato, podemos não conseguir, no prazo adequado, encontrar destinação ao gás natural produzido em Manati. Quaisquer desses acontecimentos podem causar um efeito material adverso em nossos negócios, condição financeira e resultado operacional. g. Com relação ao setor da economia de atuação da Companhia Os preços internacionais de referência do petróleo cru e gás natural e a demanda por esses produtos podem oscilar devido a fatores alheios ao nosso controle. O preço mundial de petróleo e do gás natural tem oscilado bastante ao longo dos últimos PÁGINA: 25 de 322

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco 10 anos e está sujeito a fatores internacionais de oferta e demanda sobre os quais não temos controle. Acontecimentos políticos em todo o mundo, especialmente no Oriente Médio, a evolução nos estoques de produtos de petróleo e gás natural, os efeitos circunstanciais das alterações climáticas e fenômenos meteorológicos, tais como tempestades e furacões, que especialmente afetaram o Golfo do México, o aumento da demanda em países com forte crescimento econômico, tais como China e Índia, bem como a instabilidade política e a ameaça do terrorismo que algumas regiões produtoras sofrem periodicamente, aliados ao risco de que a oferta de petróleo cru e gás natural possa se tornar uma arma política, podem especialmente afetar o mercado e os preços do petróleo e gás natural internacionais. Ao longo do último ano, os preços do petróleo tiveram uma queda acentuada e não podemos prever o comportamento dos preços futuros. Eventual enfraquecimento da demanda global e de outros fatores podem reduzir significantemente os preços das commodities. Alterações no preço do petróleo podem vir a afetar a receita da Companhia no futuro em decorrência da participação em campos em produção. Reduções nos preços do petróleo e do gás natural afetam negativamente nossa lucratividade, a precificação de nossos ativos e nossos planos de investimento de capital, incluindo as despesas de capital previstas para as nossas atividades de E&P. Uma redução significativa dos investimentos de capital pode afetar negativamente a nossa capacidade de substituir reservas de petróleo. A indústria de petróleo e gás natural está sujeita a riscos operacionais específicos que podem ser afetados por uma variedade de fatores que não podemos controlar. A indústria de petróleo e gás natural está sujeita a riscos operacionais específicos, alguns dos quais estão além do nosso controle. Essas atividades estão sujeitas a riscos de produção, equipamentos e transporte, guerras, desastres naturais e ambientais, e outras incertezas incluindo aquelas relativas às características físicas de um campo de petróleo ou gás natural. Nossas operações de E&P poderão ser reduzidas, adiadas ou canceladas em consequência de condições meteorológicas, problemas mecânicos, derrames ou vazamentos de hidrocarbonetos, faltas ou atrasos na entrega de equipamentos e necessidades de atendimento a exigências governamentais. Em qualquer destas hipóteses, poderemos incorrer em perdas significativas e interromper nossas operações, causando danos à nossa reputação e afetando significativa e adversamente as nossas operações e resultados. A indústria do petróleo e do gás natural é altamente competitiva. O setor internacional de petróleo e gás natural é altamente competitivo em todos os aspectos, incluindo a aquisição de direitos de concessão sobre blocos de exploração, a exploração e o desenvolvimento de novas fontes de fornecimento, a distribuição e comercialização de derivados de petróleo e a contratação e manutenção de pessoal treinado. Podem existir certas companhias que desejem ou sejam capazes de pagar valores maiores do que nós por propriedades e prospectos de petróleo e gás natural e de avaliar, ofertar e adquirir um número maior de propriedades e prospectos do que nossos recursos financeiros e humanos permitem. PÁGINA: 26 de 322

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco A nossa habilidade em adquirir prospectos adicionais e de descobrir e desenvolver reservas no futuro dependerá da nossa capacidade de avaliar e selecionar áreas adequadas, de financiar nossas necessidades de investimentos e de realizar transações em um ambiente altamente competitivo. Ainda, há intensa competição por capital disponível para investimento na indústria do petróleo e do gás natural. Em decorrência desses e de outros fatores, talvez não consigamos competir com êxito em uma indústria altamente competitiva, o que poderá causar um efeito material adverso nos nossos resultados operacionais e condição financeira. Condições de mercado ou restrições de infraestrutura poderão dificultar o acesso aos mercados de petróleo e gás natural ou atrasar a produção. A indústria brasileira de petróleo e gás natural poderá ficar exposta, de forma desproporcional, ao impacto dos atrasos ou das interrupções da produção dos poços nas bacias licitadas, causados por restrições de estoque e capacidade e das interrupções do transporte de petróleo e gás natural produzido. Adicionalmente, condições de mercado adversas ou ausência de acordos satisfatórios para o transporte de petróleo e gás natural poderão dificultar o acesso aos mercados de petróleo e gás natural ou atrasar a produção. A disponibilidade de um mercado consumidor para a produção de gás natural depende de uma série de fatores, incluindo a oferta e demanda de gás natural e a proximidade aos dutos e instalações. Ademais, as companhias de petróleo e gás natural no Brasil, incluindo nós, podem ser dependentes de serviços de transporte prestados por terceiros para levar ao mercado a produção atual e futura de petróleo e gás. A habilidade de negociar a produção de petróleo e gás natural dependerá substancialmente da disponibilidade e capacidade de sistemas, dutos e instalações de processamento detidas e operadas por terceiro. A falha na obtenção de tais serviços em termos satisfatórios poderá afetar de forma material adversa nossos negócios. Acontecimentos e a percepção de risco em outros países, especialmente nos Estados Unidos e em países emergentes, podem afetar de forma adversa o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, incluindo nossas ações ordinárias, e limitar nossa capacidade de financiar nossas operações por meio da emissão de valores mobiliários, bem como a capacidade dos investidores de vender nossas ações ordinárias pelo preço desejado ou no tempo desejado. O valor de mercado dos valores mobiliários de companhias brasileiras é afetado em diferentes níveis por condições econômicas e de mercado em outros países, incluindo os Estados Unidos, países da América Latina e outros mercados emergentes. Reações de investidores aos desenvolvimentos nesses países podem ter um efeito adverso no valor de mercado dos valores mobiliários emitidos por companhias brasileiras, inclusive nas ações de nossa emissão. Crises em outros países ou políticas econômicas de outros países podem diminuir o interesse do investidor em valores mobiliários emitidos por companhias brasileiras, incluindo nossas ações, o que pode afetar adversamente o preço de mercado de nossas ações ordinárias e limitar nossa habilidade de financiar nossas operações por meio da emissão de valores mobiliários. PÁGINA: 27 de 322

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco Além disso, o mercado de capitais brasileiros tem características que podem limitar substancialmente a capacidade dos titulares de nossas ações ordinárias de vendê- las pelo preço e na data desejados, afetando adversamente os preços de negociação de nossas ações ordinárias. Adicionalmente, fatores alheios ao nosso controle, tais como recomendações de analistas de mercado ou acontecimentos afetando a nossa indústria e alterações nas condições do mercado financeiro podem ter um efeito significativo no preço de mercado de nossas ações ordinárias. h. Com relação à regulação do setor de atuação da Companhia Companhias de petróleo e gás natural no Brasil não são proprietárias de nenhuma das reservas de petróleo e gás natural. Sob a lei brasileira, o Governo Federal detém todas as reservas de petróleo e gás natural no Brasil, restando à concessionária apenas o petróleo e gás natural que ela produz. Companhias de petróleo e gás natural no Brasil adquiriram o direito exclusivo de explorar, desenvolver e produzir as reservas descobertas em determinadas áreas de concessão nos termos dos contratos de concessão celebrados com o Governo Federal. Todavia, caso o Governo Federal venha a restringir ou impedir as concessionárias, incluindo a Companhia, de explorar essas reservas de petróleo e gás natural, a nossa capacidade de gerar receita poderia ser afetada, o que teria um efeito material adverso sobre nossos resultados operacionais e condição financeira. Os contratos de concessão, por meio dos quais as companhias no Brasil são autorizadas a produzir petróleo e gás natural de diversos reservatórios, estão sujeitos, em determinadas circunstâncias, a hipóteses de término antecipado ou à não renovação da concessão. Por meio dos contratos de concessão celebrados com a ANP, companhias de petróleo e gás natural no Brasil são autorizadas a realizar atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural em determinadas áreas concedidas durante o período exploratório, de forma independente ou em consórcio com outras empresas habilitadas pela ANP, durante o qual um programa exploratório mínimo deverá ser atingido. Se não forem realizadas descobertas comerciais durante o período exploratório, a concessão será terminada. Adicionalmente, o término do contrato de consórcio firmado entre concessionários de uma mesma concessão está diretamente relacionado ao término do contrato de concessão. Em 30 de maio de 2014, treze de nossas concessões permanecem em seus respectivos períodos exploratórios. Se uma descoberta comercial for realizada e a mesma for devidamente declarada à ANP, o período de produção de 27 anos automaticamente tem início e as companhias poderão produzir petróleo e gás natural durante tal período, para a venda nos mercados nacional e internacional. O período de produção poderá ser prorrogado, desde que assim solicitado à ANP com, pelo menos, 12 meses de antecedência. Adicionalmente, a prorrogação poderá estar condicionada a realização de PÁGINA: 28 de 322

35 4.1 - Descrição dos fatores de risco investimentos adicionais, conforme exigido pela ANP. Os contratos de concessão estabelecem o término antecipado nos seguintes casos: desapropriação pelo Governo Federal por motivo de interesse público; (ii) revogação da concessão (segundo os termos do contrato de concessão); (iii) o não cumprimento das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão, incluindo, sem limitação, à falha em observar o programa exploratório mínimo; ou (iv) falência do concessionário. O término de nossos contratos de concessão e do contrato de consórcio dos quais somos parte pode ter um efeito material adverso em nossa condição financeira e resultados operacionais. Para informações adicionais sobre os principais termos e condições de nossos contratos de concessão, vide seção 7.1 e 7.5 deste Formulário de Referência. No caso de término antecipado de um contrato de concessão por meio de desapropriação, a indenização à qual as companhias atuantes no Brasil têm direito poderá não ser suficiente para compensar o valor integral de seus ativos. Ademais, caso haja o término antecipado de quaisquer dos contratos de concessão em decorrência do não cumprimento de tais obrigações, não será devida pela ANP qualquer compensação e, ainda, poderão ser aplicadas multas ou outras penalidades. Nesse sentido, a ausência de descobertas comerciais durante o período exploratório, o término antecipado ou a não prorrogação de quaisquer de nossos contratos de concessão, por qualquer razão, poderão afetar de maneira materialmente adversa nossos negócios, resultados operacionais e condição financeira, bem como os preços de mercado de nossas ações. As companhias da indústria do petróleo no Brasil recorrem, originalmente, ao processo de licitação pública regulamentado pela ANP para adquirir direitos de exploração e produção. Enquanto a ANP pode oferecer concessões para a exploração de blocos em determinadas bacias em futuras rodadas de licitação, existe um risco de que tais rodadas possam não acontecer ou de que as mesmas não incluam localidades desejadas, uma vez que são conduzidas única e exclusivamente com base em critérios adotados pelo Governo Federal, o que pode ter um efeito material adverso em nossos negócios, resultados operacionais e condição financeira. Adicionalmente, as licitações promovidas pela ANP estão sujeitas ao risco de interrupção ou alterações nos blocos exploratórios oferecidos, como ocorreu na oitava e nona rodadas, respectivamente. A oitava rodada de licitação da ANP foi suspensa em razão de medidas liminares obtidas em ações judiciais que questionaram os detalhes das regras de licitação, tendo ao final sido cancelada. Na nona rodada de licitação da ANP, 41 blocos de exploração offshore foram retirados do processo antes da realização da licitação. As operações da indústria de petróleo e gás natural estão sujeitas à extensa regulamentação. A indústria de petróleo e gás natural está sujeita à extensa regulamentação e intervenção do Governo Federal em questões como o interesse na concessão de exploração e produção, a imposição de obrigações específicas de perfuração e exploração, restrições à produção, PÁGINA: 29 de 322

36 4.1 - Descrição dos fatores de risco controle de preços, tributação, necessária alienação de ativos e controle de moeda estrangeira ao longo do desenvolvimento, nacionalização e desapropriação ou cancelamento de direitos contratuais. O cumprimento da regulamentação governamental pode acarretar significativos gastos, especialmente nos casos de, incluindo, mas não se limitando: licenças para operações de perfuração; unitização de acumulações de petróleo e gás natural, a política de conteúdo local; e tributação, em particular devido ao fato das autoridades fiscais competentes continuarem a aprovar novas regras sujeitas a interpretações e eventuais litígios. Sob essas leis e regulamentos, há responsabilidade potencial para danos pessoais, danos à propriedade e outros danos. A não observância a tais leis e regulamentos também pode resultar na suspensão ou término das operações e na sujeição a penalidades administrativas, civis e criminais. Além disso, tais leis e regulamentos podem ser alterados ou a autoridade fiscalizadora pode alterar sua interpretação com relação à tais leis e regulamentos, de forma a aumentar substancialmente os custos. Quaisquer dessas responsabilidades, penalidades, suspensões, términos ou mudanças regulatórias podem ter um efeito material adverso em nossa condição financeira e resultados operacionais. Ademais, a política de conteúdo local, que é uma exigência prevista no contrato de concessão, se tornou uma questão importante para companhias de petróleo e gás natural que operam no Brasil, tendo em vista as penalidades advindas de seu descumprimento. Para informações adicionais relativas aos Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia, vide seção 7.5 deste Formulário de Referência. Alterações nos incentivos fiscais podem afetar adversamente os negócios da Companhia Os resultados das atividades da Companhia podem ser afetados pela utilização do REPETRO, um regime aduaneiro especial que permite a importação com a finalidade de pesquisa e produção de petróleo e gás natural com suspensão de impostos federais. Caso esse incentivo seja alterado ou cancelado pelo Governo Federal, nossas operações podem ser impactadas, resultando em efeitos adversos sobre a Companhia. Nossas atividades estão sujeitas a extensa regulamentação ambiental, o que pode vir a aumentar o nosso custo e limitar o nosso desenvolvimento ou de outra forma afetar adversamente as nossas atividades. Nossas operações estão sujeitas a leis e regulamentos ambientais federais, estaduais e municipais. Somos obrigados a obter aprovação de diversas autoridades governamentais para desenvolvermos nossa atividade de exploração e produção de petróleo e gás, podendo novas leis ou regulamentos ser aprovados, implementados ou interpretados de modo a restringir e/ou a afetar adversamente os nossos resultados operacionais, conforme se tornem mais rígidos. Acidentes na atividade de E&P, ocorridos no Brasil ou no exterior, tendem a gerar expressiva repercussão na mídia e podem eventualmente resultar na imposição de novos e mais severos atos normativos ambientais e regulatórios, ou de encargos mais onerosos para as atividades desenvolvidas no país, inclusive em relação a exigências mais restritivas em termos de equipamentos e infraestrutura. Eventuais alterações que tornem mais rigoroso o arcabouço legal e regulatório aplicável às atividades de E&P podem, ainda, PÁGINA: 30 de 322

37 4.1 - Descrição dos fatores de risco aumentar custos indiretos de nossas atividades, como, por exemplo, aqueles relacionados à contratação de seguros. Essas normas ambientais podem acarretar atrasos em nossas operações, fazer com que incorramos em custos adicionais significativos para cumpri-las, bem como podem proibir ou restringir severamente a atividade de E&P de petróleo e gás em regiões ou áreas ambientalmente sensíveis, tais como águas rasas e espaços territoriais especialmente protegidos (como exemplo, o Bloco BM-J-2, na Bacia de Jequitinhonha, localizado no entorno do Parque Nacional de Abrolhos, em área objeto de discussão em ação civil pública). i. Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua Nossas controladas QGEP Netherlands B.V. e Atlanta Field B.V. estão sujeitas à legislação holandesa e nossa controlada QGEP Internacional GmbH está sujeita à legislação austríaca no que diz respeito à sua constituição, regularidade e funcionamento. As autoridades locais poderão adotar entendimento diverso da Companhia e questionar transações realizadas entre nossa Companhia, controladas e coligadas. Para informações adicionais sobre nossas controladas e coligadas, vide seção 8.1 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 31 de 322

38 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Temos como prática a análise e monitoramento constante dos riscos aos quais estamos expostos e que possam afetar de forma adversa nossos negócios, situação financeira e resultados, incluindo eventuais mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar negativamente o desenvolvimento de nossas atividades. Especificamente com relação (i) à revisão do plano de negócios da nossa parceira Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e (ii) ao pedido de recuperação judicial da nossa parceira OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial (atual denominação da OGX Petróleo e Gás S.A.), temos acompanhado de perto tais projetos a fim de monitorar os potenciais riscos que possam advir de tais eventos. Na data deste Formulário de Referência, não tínhamos nenhuma expectativa de aumento e/ou redução em qualquer dos riscos mencionados no item 4.1 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 32 de 322

39 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Somos responsáveis por eventuais contingências relacionadas às nossas concessões, na proporção de nossa participação em cada contrato de concessão, mesmo em relação à processos que envolvam concessões em que não atuamos como operadores. (i) Contingências Tributárias Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas não eram partes em ações judiciais e processos administrativos relevantes de natureza tributária. A nossa controlada Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ( QGEP ) apura, contudo, sua possível responsabilidade indireta por contingências tributárias da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ( Petrobras ), referentes a blocos explorados por aquela companhia nos quais a QGEP tem participação. Tratam-se de processos administrativos movidos contra a Petrobras, em trâmite no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais CARF, que discutem a incidência de Imposto de Renda Retido na Fonte ( IRPF ), Contribuições de Intervenção no Domínio Econômico ( CIDE ) e, em certos casos, PIS- COFINS, relativos às remessas efetuadas ao exterior e n t r e e por conta de pagamentos de afretamento de embarcações e plataformas móveis. De acordo com notificações enviadas pela Petrobras à QGEP em janeiro e fevereiro de 2014 e em fevereiro de 2015, a QGEP seria responsável por contingências tributárias de aproximadamente R$33,5 milhões em 31 de dezembro de A Petrobras estima que o risco de perda para tais processos como possível. A Companhia e sua controlada QGEP estão, nesse momento, apurando referida responsabilidade e acompanhando as estratégias de defesa conduzidas sob responsabilidade da Petrobras. Na data deste Formulário de Referência, não possuíamos nenhuma provisão para tais processos. (ii) Contingências Trabalhistas Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas não eram partes em ações judiciais e processos administrativos relevantes de natureza trabalhista. (iii) Contingências Cíveis Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas não eram partes em ações judiciais e processos administrativos relevantes de natureza cível. Por outro lado, nossa controlada QGEP, como sucessora pela incorporação da Manati S.A., está envolvida nos processo cíveis abaixo descritos, que consideramos potencialmente relevantes. Caso qualquer dessas ações seja julgada procedente, nossas atividades desenvolvidas no Campo de Manati podem ser paralisadas, o que teria um impacto significativo em nossos resultados. No entanto, com base na opinião dos advogados responsáveis pela defesa dos nossos interesses nesses processos, estimamos como remotas as nossas chances de perda. Estimamos, ainda, ser improvável o risco de que haja decisão determinando a paralisação definitiva das atividades ora em curso. Caso venhamos, contudo, a ser condenados em algum dos referidos processos, estimamos, com base na opinião dos nossos consultores externos, que o prognóstico mais possível seria uma obrigação de indenizar, que poderia ter, conforme valor a ser indenizado, impacto adverso contra a Companhia. PÁGINA: 33 de 322

40 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes PÁGINA: 34 de 322

41 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Ação Ordinária nº /2006 Comarca de Valença, Bahia - Redistribuído para a Vara Federal de Ilhéus, Bahia sob o nº (nº antigo ) a. juízo b. instância 1ª instância c. data de instauração d. partes no processo e. valores, bens ou direitos envolvidos Vara Cível de Valença/BA, remetido para a Vara Única da Seção Judiciária de Ilhéus/BA - Justiça Federal 14 de dezembro de 2006 Colônia de Pescadores Z-15 (Autor); e QGOG, QGEP (como sucessora da Manati S.A.), Petrobras e Petroserv (Réus) (i) Indenização por danos materiais e morais supostamente causados pelas atividades dos Réus em alto-mar, que teriam prejudicado a atividade pesqueira; e (ii) a paralisação das atividades desenvolvidas pelos Réus no Campo Manati, Bacia de Camanu, Bahia. Em 23 de outubro de 2008, houve o declínio da competência para a Justiça Federal em Ilhéus, Bahia, motivado pela manifestação da União de interesse no feito. Em 19 de maio de 2009, o processo foi redistribuído sob o nº Em 31 de janeiro de 2012, foi proferida sentença de mérito, julgando integralmente improcedentes os pedidos formulados pelo Autor, a qual foi publicada em 06 de março de f. principais fatos Em 12 de março de 2012, foram opostos embargos de declaração pelo Autor, em face da sentença de improcedência proferida no caso. Em 10 de maio de 2013, foi publicada a decisão rejeitando os embargos de declaração opostos pelo Autor. Em 12 de julho de 2013, foi interposta apelação contra a sentença que julgou improcedente os pedidos formulados pelo Autor. Em 12/08/2014 a QGEP apresentou contrarrazões à Apelação da Autora. Aguarda- PÁGINA: 35 de 322

42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes se julgamento da Apelação. g. chance de perda (provável, possível ou remota) h. análise do impacto em caso de perda do processo Remota A companhia considera essa ação como de baixo impacto, tendo em visa sua avaliação de perda como remota. Contudo, o impacto em caso de eventual perda deste processo é inestimável, haja vista q u e, n o l i m i t e, poderia levar a paralização das atividades desenvolvidas pelos Réus no Campo Manati. i. valor provisionado Não há valor provisionado. PÁGINA: 36 de 322

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Ação Ordinária nº ou /2009 Comarca de Taperoá, Bahia a. juízo Vara Cível de Taperoá/BA b. instância 1ª instância c. data de instauração d. partes no processo e. valores, bens ou direitos envolvidos 2008 Colônia de Pescadores Z-53 (Autor); e QGOG, QGEP (como sucessora da Manati S.A.), Petrobras, Petroserv e Rio das Contas (Réus) (i) Indenização por danos materiais e morais supostamente causados pelas atividades dos Réus em alto-mar, que teriam prejudicado a atividade pesqueira; e (ii) a paralisação das atividades desenvolvidas pelos Réus no Campo Manati, Bacia de Camanu, Bahia. Em 10 de outubro de 2008, reús apresentaram contestação e documentos. Em 25 de outubro de 2011, a procuradoria Seccional da União solicitou sua intervenção no feito na condição de assistente simples da Petrobras. f. principais fatos Em 18 de janeiro de 2012, houve o declínio da competência para a Justiça Federal em Ilhéus, Bahia, motivado pela manifestação da União de interesse no feito. g. chance de perda (provável, possível ou remota) h. análise do impacto em caso de perda do processo Desde então, aguarda-se a remessa dos autos para o Juízo Federal de Federal em Ilhéus, Bahia. Remota A companhia considera essa ação como de baixo impacto, tendo em visa sua avaliação de perda como remota. Contudo, o impacto em caso de eventual perda deste processo é inestimável, haja vista q u e, n o l i m i t e, poderia levar a paralização das atividades desenvolvidas pelos Réus no Campo Manati. i. valor provisionado Não há valor provisionado. (iv) Contingências Ambientais Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia não era parte em ações judiciais e processos PÁGINA: 37 de 322

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes administrativos relevantes de natureza ambiental. PÁGINA: 38 de 322

45 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Até a data deste Formulário de Referência, a Companhia e suas controladas não eram parte em processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas. PÁGINA: 39 de 322

46 4.5 - Processos sigilosos relevantes Até a data deste Formulário de Referência, a Companhia e suas controladas não eram parte em processos sigilosos relevantes que não tenham sido divulgados nos itens 4.3 e 4.4 acima. PÁGINA: 40 de 322

47 4.5 - Processos sigilosos relevantes PÁGINA: 41 de 322

48 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Até a data deste Formulário de Referência, a Companhia e suas controladas não eram parte em outros processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, não sigilosos e que, em conjunto, sejam relevantes. PÁGINA: 42 de 322

49 4.7 - Outras contingências relevantes Potenciais Indenizações para QGOG A aquisição da Companhia pela Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. ( QGOG ), nossa antiga controladora, ocorreu no âmbito do processo de reestruturação das operações no setor de óleo e gás do Grupo Queiroz Galvão, iniciado em 02 de julho de Em 02 de setembro de 2010, conforme deliberado em Assembleia Geral Extraordinária, a QGOG aportou os ativos relativos ao segmento de exploração e produção ( E&P ) do Grupo Queiroz Galvão na Companhia. Por meio de um contrato celebrado em 28 de outubro de 2010, assumimos a obrigação de indenizar a QGOG por qualquer contingência relacionada às atividades de E&P que venha a ser imputada àquela companhia. Em contrapartida, em 18 de janeiro de 2011, celebramos um contrato com a QGOG e sua futura controladora, a Constellation Overseas, Ltd. ( Constellation ), pelo qual as referidas companhias ficaram obrigadas a indenizar a Companhia por prejuízos havidos em relação a todo o passivo existente e contingente não relacionado às atividades de E&P que lhe venha a ser imputado. No entanto, não obstante os acordos de indenização que temos com QGOG e Constellation, podemos vir a ser responsabilizados por obrigações da QGOG, inclusive aquelas não relacionadas à E&P. Para informações adicionais relativas ao risco de sucessão, vide seção 4.1(a) deste Formulário de Referência, no tópico Somos sucessores nas obrigações da QGOG nas operações de E&P e podemos ser considerados sucessores em operações não relacionadas à E&P. Em razão dos acordos de indenização celebrados com QGOG e Constellation, constituímos provisões para contingências dessas empresas que sejam relacionadas às atividades de E&P e cuja expectativa de perda seja classificada como provável. Para informações adicionais sobre nossas políticas contábeis, vide seção 10.5 deste Formulário de Referência, no tópico Provisão para processos judiciais. OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial No dia 30 de outubro de 2013, a sociedade OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial (atual denominação da OGX Petróleo e Gás S.A.), empresa integrante de um consórcio com a Companhia para a exploração do Bloco BS-4, entrou com pedido de Recuperação Judicial, na 4ª Vara Empresarial da Comarca do Rio de Janeiro. O Plano de Recuperação Judicial foi aprovado pela assembleia de credores daquela companhia em meados de Ao final do 1º trimestre de 2014, a Companhia possuía um saldo de crédito com parceiros de R$87,7 milhões, comparado com R$116,2 milhões no encerramento do 4T13. Do total de R$87,7 milhões desta conta, R$48,2 milhões referem-se à OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial, e os demais R$39,5 milhões a outros parceiros e consórcios. Até 31 de março de 2014, R$81,8 milhões foram cobrados da OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial por meio de chamadas de capital. Desse total, o montante de R$22,6 milhões vencido em 31 de março de 2014 foi coberto pelos dois outros participantes do Consórcio do BS-4, na proporção de 50% cada um. Em abril de 2014, esses valores foram ressarcidos pela OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial e integralmente quitados. Do valor restante registrado na conta de crédito com parceiros, no valor de R$39,5 milhões, referente a outros parceiros e consórcios, não há qualquer registro de atraso ou inadimplência. PÁGINA: 43 de 322

50 4.7 - Outras contingências relevantes O consórcio está monitorando a referida Recuperação Judicial visando a mitigação de riscos eventualmente associados ao cumprimento das obrigações de pagamento e investimentos da consorciada OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial. PÁGINA: 44 de 322

51 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Não aplicável, uma vez que a sede da Companhia é no Brasil e seus valores mobiliários estão custodiados neste país. PÁGINA: 45 de 322

52 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Descrição dos principais riscos de mercado A Companhia está exposta a diversos riscos de mercado inerentes às suas atividades, dentre outros, a flutuação de preços de moedas, variação do preço do petróleo e seus derivados, taxas de juros e inflação, em mercados livres ou administrados, que são influenciados por condições globais de geopolítica e oferta e demanda, bem como pela política econômica do Governo Federal. As políticas econômicas do Governo Federal podem ter efeitos importantes em companhias brasileiras, incluindo nossa Companhia, nas condições de mercado e nos preços dos valores mobiliários brasileiros. Nossos negócios, condição financeira e resultados operacionais podem ser afetados adversamente pela influência do Governo Federal e por fatores como: flutuações na taxa de câmbio; inflação; políticas de controle cambial; instabilidade social; taxas de juros; liquidez do capital doméstico e dos mercados financeiros; política tributária; política regulatória para a indústria de óleo e gás, incluindo políticas de precificação; e outros acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que venham a ocorrer no Brasil ou que de alguma forma o afetem. Especificamente no tocante à política regulatória para a indústria de petróleo e gás natural, a descoberta das reservas de hidrocarbonetos nas camadas do pré-sal levou à aprovação de mudanças significativas na atual legislação brasileira sobre petróleo, incluindo diversos ajustes na Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, conforme alterada ( Lei do Petróleo ), para prever a criação de um modelo de partilha especificamente aplicável às atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural na área do pré-sal e outras áreas a serem pré-definidas. Não podemos estimar o impacto que qualquer nova mudança na Lei do Petróleo ou na legislação atualmente em vigor poderia ter em nossos negócios. As incertezas sobre quando o Governo Federal implementará mudanças nas políticas econômicas ou em regulamentações que possam afetar, no futuro, quaisquer dos fatores mencionados acima ou outros fatores podem levar a incertezas econômicas no Brasil e aumentar a volatilidade do mercado de valores mobiliários brasileiro e dos valores mobiliários emitidos no exterior por companhias brasileiras. Não podemos prever quais futuras políticas fiscais, monetárias, de seguridade social, entre outras, serão adotadas pelo Governo Federal brasileiro. Tais mudanças políticas e regulatórias podem ter um efeito material adverso em nossos resultados operacionais e condição financeira. Abaixo destacamos os principais riscos de mercado aos quais a Companhia está exposta: Risco Cambial: O risco cambial decorre dos efeitos das variações da taxa de câmbio Dólar (US$) -Real (R$) sobre itens denominados em Dólar norte-americano ou que tenham os valores em Reais indexados ou fortemente influenciados pela cotação do Dólar. Dentre esses itens, a Companhia destaca a parcela dos seus investimentos de capital esperados denominada em Dólar ou fortemente influenciada pela cotação do Dólar. Historicamente, ocorrem significativas flutuações na taxa de câmbio entre a moeda brasileira e o Dólar e outras moedas internacionalmente fortes. Como a maior parte da geração operacional e do caixa da Companhia estão em Reais, uma valorização do Dólar frente ao Real eleva o dispêndio em Reais necessário aos investimentos de capital atrelados ao Dólar e pode trazer aumento de custo significativo à execução do plano de investimentos de PÁGINA: 46 de 322

53 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Descrição dos principais riscos de mercado médio e longo prazo da Companhia. Adicionalmente, variações no câmbio podem afetar os valores reservados para a provisão para abandono dos poços, orçados em Dólares. Na data deste Formulário de Referência, a Companhia não possui dívida em moeda estrangeira. Risco da Variação do Preço do Petróleo e seus Derivados: Atualmente, a maior parte das receitas da Companhia não é afetada por variações no preço do petróleo e seus derivados, uma vez que o preço de venda do gás produzido em Manati é fixado em Reais e ajustado por um índice contratual relacionado à inflação. Somente a parcela menos significativa da nossa receita total, referente à venda do condensado produzido no Campo de Manati, é afetada por variações na cotação do Petróleo (Brent). Contudo, na medida em que expandirmos nossa atividade de produção e venda de hidrocarbonetos, aumentaremos nossa exposição ao risco da variação do preço de petróleo e seus derivados. A grande oscilação observada nos últimos anos na cotação do petróleo e seus derivados decorre de diversos fatores internacionais de oferta e demanda sobre os quais não temos controle. Acontecimentos políticos em todo o mundo, especialmente no Oriente Médio, a evolução na produção do óleo e gás de xisto, a evolução nos estoques de produtos de petróleo e gás natural, os efeitos circunstanciais das alterações climáticas e fenômenos meteorológicos, tais como tempestades e furacões, que especialmente afetam o Golfo do México, a variação da demanda em países emergentes, tais como China e Índia, bem como a instabilidade política e a ameaça de terrorismo em regiões produtoras, aliados ao risco de que a oferta de petróleo e gás natural possa se tornar uma arma política, podem especialmente afetar o mercado e os preços internacionais do petróleo e gás natural. Desta forma, quedas substanciais nos preços internacionais da commodity podem afetar de forma relevante e significativa os resultados operacionais dos nossos projetos, sejam decorrentes do nosso portfólio exploratório atual ou de novas aquisições. Risco das Taxas de Juros: As oscilações das taxas de juros acarretam ganhos ou perdas decorrentes da incidência dessas taxas sobre seus ativos e passivos financeiros. A partir de 2013, o Governo Federal vem aumentando a taxa básica de juros brasileira com objetivo principal de controlar a inflação, tendência esta que se mantém no curto e médio prazo. No lado dos ativos, atualmente a Companhia investe grande parte do seu caixa em fundos exclusivos, certificados de depósito bancário (CDB) e títulos do governo que tem como objetivo a remuneração atrelada à taxa básica de juros brasileira. Consequentemente, a redução ou o aumento na taxa de juros impactarão de forma negativa e positiva, respectivamente, a rentabilidade destas aplicações financeiras. No lado dos passivos, em 31 de dezembro de 2014, a Companhia não possuía qualquer tipo de endividamento remunerado pela taxa básica de juros brasileira (SELIC ou CDI) ou em moeda estrangeira sujeita às variações da LIBOR ou treasury. No entanto, a Companhia atualmente possui um financiamento concedido pela FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos no valor de R$266,1 milhões, dos quais R$ 128,7 milhões são corrigidos com base na Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), reduzidos por um fator de equalização líquido de 1,5% a.a. O prazo total do financiamento é de 10 PÁGINA: 47 de 322

54 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Descrição dos principais riscos de mercado anos, sendo 3 anos de carência e 7 anos de prazo de amortização. Confira as seções 3.9, 5.2 e 10.1, f deste Formulário de Referência para mais informações sobre este contrato ou sobre o nível de endividamento da Companhia. Risco de Inflação: O Brasil vem apresentando nos últimos anos níveis elevados de inflação, muito próximos ao topo da meta estipulada pelo Governo Federal. Caso esta inflação venha no futuro a ultrapassar sistematicamente esta meta e um cenário de hiperinflação se torne real, existe o risco de aumento descontrolado dos custos administrativos, operacionais e sobre investimentos da companhia, podendo comprometer a rentabilidade dos projetos e a capacidade de planejamento financeiro de curto, médio e longo prazo. Quaisquer das suposições acima poderão ter um efeito material adverso em nossos negócios, condição financeira, resultados operacionais e no preço de mercado de nossas ações ordinárias. PÁGINA: 48 de 322

55 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado a) Riscos para os quais se busca proteção Os riscos para os quais buscamos proteção encontram-se descritos abaixo: Risco Cambial: a maior parte das nossas receitas é denominada em Real, assim como a maior parte do caixa da Companhia. O risco cambial ao qual possuímos exposição decorre dos efeitos das variações da taxa de câmbio Dólar-Real sobre itens denominados em Dólares ou que tenham o valor em Reais indexado ou fortemente influenciado pela cotação do Dólar. Dentre esses itens, a Companhia destaca seus investimentos exploratórios e de desenvolvimento, parcialmente em Dólares ou indexados ao Dólar. Adicionalmente ao risco cambial referente aos investimentos exploratórios e de desenvolvimento, a Companhia possui passivo sujeito à exposição em Dólares, cujo total, em 31 de dezembro de 2014, era de R$ 281,1 milhões, e a variação cambial negativa sobre esse passivo, também em 31 de dezembro de 2014, era de R$ 33,4 milhões. Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia não possuía dívida em moeda estrangeira. b) Estratégia de proteção patrimonial (hedge) Risco Cambial: Seguindo a nossa Política de Gestão de Risco de Mercado, a Companhia pode utilizar instrumentos financeiros derivativos e hedge natural via aplicação do caixa em Dólares e fundo cambial para mitigar os riscos cambiais incidentes sobre a parcela de seus investimentos de capital denominada em Dólares norte-americanos ou fortemente influenciada por sua cotação. Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia possuía R$ 285,9 milhões aplicados em fundos cambiais ou diretamente em Dólares, não tendo nesta data contratos de derivativos vigentes. Risco da Variação do Preço do Petróleo e seus Derivados: conforme mencionado no item anterior, atualmente este é um fator relevância imaterial para nosso resultado. Contudo, caso nossa exposição aumente com a produção de novos projetos, podemos optar, no futuro, pela contratação de instrumentos financeiros derivativos contra o risco advindo da variação do preço do petróleo e seus derivados. Risco da Taxa de Juros: Conforme descrito acima, atualmente parte da dívida da Companhia é fixa, e outra parte exposta a variações da Taxa de Juros de Longo Prazo (TJPL). A Companhia optou por não fixar a parcela da dívida exposta à TJLP no valor de R$ 128,7 milhões, no entanto, acompanha o mercado para, ocasionalmente, contratar no futuro instrumentos de proteção para as dívidas existentes ou para novas emissões. A estratégia de proteção (hedge) é executada pela Companhia respeitando a Política de Gestão de Riscos de Mercado, aprovada pelo Conselho de Administração em 21 de dezembro de 2011 e aditada em 12 de março de 2015 ( Política de Gestão de Risco de PÁGINA: 49 de 322

56 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Mercado ), com o intuito de proteger a solvência e a liquidez da Companhia, considerando uma análise integrada de todas as exposições a risco da Companhia, bem como assegurar a execução do plano corporativo de investimentos. c) Instrumentos utilizados para a proteção patrimonial Os principais instrumentos que podemos utilizar para proteção patrimonial segundo a Política de Gestão de Risco de Mercado são: derivativos, como Futuro, Non-deliverable Forward NDF e Opção, bem como hedge natural. O uso de derivativos pela Companhia está limitado a operações de proteção (hedge). A Companhia não utiliza derivativos para fins especulativos. d) Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos A administração dos riscos para os quais a Companhia busca proteção é realizada a partir da orientação de estratégias conservadoras, visando liquidez, eficiência e segurança, de acordo com os preceitos da Política de Gestão de Riscos de Mercado, descrita no item (f) abaixo. Adicionalmente, monitoramos constantemente o mercado através de um grupo de trabalho, formado por colaboradores de diversas áreas da Companhia, cujo objetivo é identificar e propor a melhor forma de mitigar a exposição da Companhia a riscos não inerentes à atividade de exploração e produção de petróleo e gás. Neste sentido, podemos utilizar instrumentos financeiros derivativos somente para a cobertura de riscos identificados e em montantes compatíveis com os valores relacionados aos riscos em questão. Quando contratamos essas operações, realizamos um acompanhamento ativo das taxas frente às vigentes no mercado. e) Indicar se o emissor opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos Todas as operações com instrumentos financeiros visam apenas à proteção patrimonial da Companhia. Não realizamos quaisquer operações especulativas com instrumentos financeiros. f) Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos Nossa estrutura organizacional para gerenciamento integrado de riscos deriva de nossa Política de Gestão de Riscos de Mercado aprovada por nosso Conselho de Administração. Essa política tem o objetivo de formalizar as medidas elegíveis de mitigação de nossa exposição e de nossas controladas aos riscos de mercado não inerentes à atividade de exploração e produção de óleo e gás, e determina condições e limites para o uso de instrumentos derivativos, como Futuro, NDF e Opções, que poderão ser contratados somente com o objetivo de hedge (proteção patrimonial). Adicionalmente, monitoramos constantemente o mercado através de um grupo de trabalho, formado por colaboradores de diversas áreas da Companhia, os quais são responsáveis pela avaliação, controle e comunicação dos principais riscos à administração. PÁGINA: 50 de 322

57 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado g) Adequação da estrutura operacional de controles internos para verificação da efetividade da política adotada De modo a verificarmos a efetividade da Política de Gestão de Riscos de Mercado, os riscos são monitorados de forma contínua por nossa Administração. Neste sentido, possuímos grupos de trabalho que se reúnem mensalmente e apresentam para a Diretoria o monitoramento de eventuais riscos aos quais a Companhia esteja sensível. A Diretoria então, com base no monitoramento de referidos grupos, elabora relatórios trimestrais sobre o assunto para o Conselho de Administração. Desse modo, ajustes aos procedimentos de controles internos são realizados por nossos Administradores à medida que forem julgados necessários. PÁGINA: 51 de 322

58 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Alterações significativas nos principais riscos de mercado Temos como prática o gerenciamento contínuo dos riscos aos quais estamos expostos e que possam afetar nossos negócios, situação financeira e os resultados das nossas operações de forma adversa. Cada área da Companhia é responsável pela avaliação, controle e comunicação dos principais riscos de cada setor da Companhia à nossa Administração, e, nos termos de nossa Política de Gestão de Riscos de Mercado, há condições e limites préestabelecidos para o uso de instrumentos derivativos, como Futuro, NDF e Opções, que poderão ser contratados somente com o objetivo de hedge (proteção patrimonial). Até a data deste Formulário de Referência, não havíamos identificado alterações significativas nos principais riscos de mercado aos quais estamos sujeitos. PÁGINA: 52 de 322

59 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Outras informações relevantes Todas as informações relevantes relacionadas a esta seção 5 foram disponibilizadas nos itens acima. PÁGINA: 53 de 322

60 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Data de Constituição do Emissor 09/03/2010 Forma de Constituição do Emissor País de Constituição A Companhia foi constituída como uma sociedade anônima de capital fechado, nos termos da legislação brasileira aplicável. Brasil Prazo de Duração Prazo de Duração Indeterminado Data de Registro CVM 02/02/2011 PÁGINA: 54 de 322

61 Formulário de Formulário Referência - de 2015 Referência - QGEP PARTICIPAÇÕES QGEP SAPARTICIPAÇÕES S.A. Versão : Breve histórico A Companhia foi constituída em 09 de março de 2010, sob a denominação social Latina Participações S.A. Em 02 de setembro de 2010, a Companhia foi adquirida pela Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. ( QGOG ), passando a ser denominada QGEP Participações S.A. Na mesma data, o objeto social da Companhia foi alterado para compreender a participação em sociedades que se dediquem substancialmente à exploração, produção e comercialização de petróleo, gás natural e seus derivados, seja como sócia ou acionista, ou outras formas de associação, com ou sem personalidade jurídica e seu o capital social foi aumentado para R$ ,00, mediante o aporte pela QGOG, da totalidade das ações de emissão da Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ( QGEP ), que passou, assim, a ser subsidiária integral da Companhia. A aquisição da Companhia pela QGOG foi realizada no âmbito do processo de reestruturação das operações no setor de óleo e gás do Grupo Queiroz Galvão, no qual os segmentos de exploração e produção ( E&P ) e de prestação de serviços e de afretamento de embarcações foram segregados em duas companhias distintas. Referida reestruturação teve início em 02 de julho de 2010, quando a QGOG aportou na QGEP, então sua subsidiária integral, acervo líquido compreendendo praticamente todos os ativos e passivos relacionados ao segmento de E&P, no montante de R$ ,00, avaliado pelo seu custo histórico contábil. No dia 29 de setembro de 2010, os acionistas da QGOG deliberaram em Assembleia Geral Extraordinária reduzir o capital social daquela companhia. Em decorrência da redução de capital, as ações de emissão da Companhia de titularidade da QGOG passaram a ser detidas diretamente pela Queiroz Galvão S.A. ( QGSA ), companhia do Grupo Queiroz Galvão que, desde então, tornou-se acionista controladora da Companhia. Em 26 de outubro de 2010, os acionistas da Companhia aprovaram a abertura de seu capital e a submissão do pedido de registro de companhia aberta, na categoria A, perante a Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ), bem como a adesão da Companhia ao segmento de listagem da Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo ( BM&FBOVESPA ). Consequentemente, aprovaram também a reforma do Estatuto Social da Companhia para adaptá-lo às exigências legais e regulamentares aplicáveis às companhias abertas, inclusive as decorrentes do Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA. Posteriormente, em 15 de dezembro de 2010, o Estatuto Social da Companhia foi novamente alterado, de modo a refletir e incorporar ajustes sugeridos pela BM&FBOVESPA e pela CVM. No dia 16 de dezembro de 2010, por meio de Reunião do Conselho de Administração da Companhia, foi aprovado um aumento do capital social da Companhia, no montante de R$ ,82, passando para R$ ,82, mediante a emissão de novas ações ordinárias, sem valor nominal, ao preço individual de emissão de R$ 10, cada. Naquela oportunidade, a QGSA renunciou a seu direito de preferência na subscrição das ações emitidas, em favor do Quantum Fundo de Investimento em Participações ( FIP ). Em 17 de janeiro de 2011, a QGSA e o FIP celebraram um acordo de acionistas por meio do qual o FIP passou a integrar o bloco de controle da Companhia. Além disso, na mesma data, os acionistas da Companhia aprovaram o desdobramento de suas ações, passando PÁGINA: 55 de 322

62 Formulário de Formulário Referência - de 2015 Referência - QGEP PARTICIPAÇÕES QGEP SAPARTICIPAÇÕES S.A. Versão : Breve histórico cada ação ordinária a ser representada por três ações pós- desdobramento, recebendo os acionistas duas novas ações para cada ação ordinária que detinham naquela data. Consequentemente, o capital social da Companhia passou a ser dividido em ações ordinárias, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal. O registro de companhia aberta junto à CVM foi obtido pela Companhia em 02 de fevereiro de Desta forma, em 07 de fevereiro de 2011, no âmbito da nossa Oferta Pública Inicial de Ações ( IPO ), foi aprovado em Reunião do Conselho de Administração da Companhia um aumento de capital da Companhia, no montante de R$ ,00, passando de R$ ,82 para R$ ,82, mediante a emissão de novas ações ordinárias, sem valor nominal, ao preço individual de emissão de R$ 19,00 cada. Em 08 de fevereiro de 2011, foi realizada uma nova Reunião do Conselho de Administração da Companhia, na qual foi aprovada a subscrição da totalidade das ações emitidas pela Companhia no âmbito do IPO, homologando o aumento de capital nos termos aprovados na referida Reunião do Conselho de Administração realizada em 07 de fevereiro de 2011, passando o capital social da Companhia a ser de R$ ,82, representado por ações ordinárias, sem valor nominal. No dia 02 de março de 2011, em decorrência do exercício da opção de distribuição de lote suplementar de ações pelo Banco BTG Pactual S.A. ( Opção de Lote Suplementar ), o Conselho de Administração da Companhia aprovou seu aumento de capital social mediante a emissão de ações suplementares ( Ações Suplementares ), no montante de R$ ,00. Com isso, o capital social da Companhia passou de R$ ,82 para R$ ,82. As Ações Suplementares foram objeto de distribuição pública nas mesmas condições e no mesmo preço das ações inicialmente ofertadas, em razão do exercício da Opção do Lote Suplementar, de acordo com as disposições do Contrato de Distribuição, celebrado em 07 de fevereiro de 2011 no âmbito do IPO, e com o Prospecto Definitivo do IPO. As Ações Suplementares foram emitidas com os mesmos direitos conferidos às demais ações ordinárias de emissão, fazendo jus ao recebimento de dividendos integrais e demais proventos de qualquer natureza declarados pela Companhia após a respectiva data de liquidação. Além disso, à época, foi excluído o direito de preferência dos acionistas da Companhia na subscrição das Ações Suplementares. Em 1º de junho de 2011, nossa controlada QGEP adquiriu da Shell Brasil Petróleo Ltda. ( Shell ) direitos de participação de 10% no Bloco BM-S-8, localizado no offshore da Bacia de Santos, pelo valor de US$ ,00. A transferência dos direitos de participação da Shell para a QGEP, bem como dos direitos de concessão, foi aprovada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( ANP ) em 30 de novembro de Posteriormente, em 16 de agosto de 2011, a QGEP adquiriu, também da Shell, direitos de participação de 30% nos campos Atlanta e Oliva (Bloco BS-4), localizado no offshore da Bacia de Santos, pelo valor total US$ ,00. A aprovação da transferência dos direitos de concessão e operação do Bloco BS-4 pela ANP foi obtida em 16 de fevereiro de PÁGINA: 56 de 322

63 Formulário de Formulário Referência - de 2015 Referência - QGEP PARTICIPAÇÕES QGEP SAPARTICIPAÇÕES S.A. Versão : Breve histórico Em 08 de fevereiro de 2012, a ANP aprovou a transferência de 15% dos direitos de concessão do Campo de Coral para a QGEP. Os demais membros do consórcio são a Petrobras, Rio das Contas Produtora de Petróleo Ltda. (pertencente à Panoro Energy Corp. ASA) e Brasoil Coral Exploração Petrolífera S.A. A transferência de 30% dos direitos relativos ao farm-in da Concessão BM-C-27A não foi concluída. Este farm-in se refere à aquisição de direitos exploratórios correspondente à área do Plano de Avaliação de Descoberta do poço 1-BRSA-921- RJS, denominado informalmente de prospecto Guanabara, originário dos Blocos C- M-122, C-M-145 e C-M- 146, celebrado com a Petrobras, conforme divulgado pela Companhia em 07 de novembro de Em 14 de maio de 2013, a nossa controlada QGEP adquiriu participação em oito blocos exploratórios na 11ª Rodada de Licitações da ANP, sendo o operador em cinco concessões. Os blocos adquiridos pela Companhia estão distribuídos em águas profundas de cinco diferentes bacias e possuem área total de km2. As bacias são: Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Ceará, Pernambuco-Paraíba e Espírito Santo. Os contratos de concessão foram assinados em 30 de agosto de 2013, com exceção dos contratos da bacia de Pernambuco-Paraíba, os quais foram assinados em 17 de setembro de PÁGINA: 57 de 322

64 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Evento Data da operação 26/10/2010 Descrição Oferta Pública Inicial de Ações ('IPO') Em 26 de outubro de 2010, os acionistas da Companhia aprovaram a abertura de seu capital e a submissão do pedido de registro de companhia aberta, na categoria A, perante a CVM, bem como a adesão da Companhia ao segmento de listagem da BM&FBOVESPA. Na mesma data, os acionistas aprovaram também a reforma do Estatuto Social da Companhia para adaptá-lo às exigências legais e regulamentares aplicáveis às companhias abertas, inclusive as decorrentes do Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA. Posteriormente, em 15 de dezembro de 2010, o Estatuto Social da Companhia foi novamente alterado, de modo a refletir e incorporar ajustes sugeridos pela BM&FBOVESPA e pela CVM. O registro de companhia aberta junto à CVM foi obtido pela Companhia em 02 de fevereiro de Em 07 de fevereiro de 2011, no âmbito do IPO da Companhia, foi aprovado um aumento de capital social da Companhia, no montante de R$ ,00, mediante a emissão de novas ações ordinárias, sem valor nominal, ao preço individual de emissão de R$19,00 cada e, em 08 de fevereiro de 2011, foi aprovada a subscrição da totalidade das ações emitidas pela Companhia no âmbito do IPO, homologando referido aumento de capital. Forma de pagamento No dia 02 de março de 2011, em decorrência do exercício da opção de distribuição de lote suplementar de ações pelo Banco BTG Pactual S.A. ( Opção de Lote Suplementar ), o Conselho de Administração da Companhia aprovou seu aumento de capital social mediante a emissão de ações suplementares ( Ações Suplementares ), no montante de R$ ,00. Com isso, o capital social da Companhia passou de R$ ,82 para R$ ,82. As Ações Suplementares foram objeto de distribuição pública nas mesmas condições e no mesmo preço das ações inicialmente ofertadas, em razão do exercício da PÁGINA: 58 de 322

65 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Opção de Lote Suplementar, de acordo com as disposições do Contrato de Distribuição, celebrado em 07 de fevereiro de 2011 no âmbito do IPO, e com o Prospecto Definitivo do IPO. Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Vide item 6.5.(I.a) deste Formulário de Referência. Em 07 de fevereiro de 2011, após o aumento de capital ocorrido no âmbito do IPO, nosso acionista controlador, Queiroz Galvão S.A. ("QGSA"), e o Quantum Fundo de Investimento em Participações ("FIP") passaram, respectivamente, a deter 65,6% e 7,3% de participação no capital social da Companhia, enquanto as Ações em Circulação passaram a representar 27,1% do capital social. Já após o exercício da Opção de Lote Suplementar, ocorrida em 02 de março de 2011, a QGSA e o FIP passaram, respectivamente, a deter 63% e 7% de participação no capital social da Companhia, enquanto as Ações em Circulação passaram a representar 30%. Quadro acionário antes e depois da operação Para maiores informações, vide item 8.3 deste Formulário de Referência. Antes da realização do seu IPO, todas as ações de emissão da Companhia, com exceção de sete ações ordinárias detidas pelos então membros do Conselho de Administração, eram de titularidade da QGSA e do FIP, que possuíam 90% e 10% de participação no capital social da Companhia, respectivamente. Após o IPO, houve diluição da participação societária da QGSA e do FIP, que passaram a deter, respectivamente, 63% e 7% de participação no capital social da Companhia, enquanto as Ações em Circulação passaram a representar 30%. Evento Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco BM-S- 8 PÁGINA: 59 de 322

66 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Data da operação 1/6/2011 Descrição Em 1º de junho de 2011, nossa controlada Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ("QGEP") assinou com a Shell Brasil Petróleo Ltda. ( Shell ) contrato de compra e venda de direitos de participação de 10% no Bloco BM-S- 8, localizado no offshore da Bacia de Santos, no valor de US$ ,00. Esse consórcio é formado pela Petrobras, na qualidade de operadora do bloco, QGEP, Petrogal Brasil S.A e Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda.. O pagamento de 10% do valor (US$ ,00) da aquisição foi realizado no dia 15 de junho de 2011 e 90% restantes (US$ ,00) foram pagos no dia 15 de julho de A transferência dos direitos de participação da Shell para a QGEP, bem como dos direitos de concessão, foi aprovada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( ANP ) em 30 de novembro de Forma de pagamento Sociedades envolvidas Vide item 6.5.(II.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(II.a) deste Formulário de Referência. Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Data da operação 16/8/2011 Descrição Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco BS-4 No dia 16 de agosto de 2011, a QGEP assinou com a Shell contrato de compra e venda de direitos de participação de 30% nos campos Atlanta e Oliva (Bloco BS-4), localizado no offshore da Bacia de Santos no valor de US$ ,00. O pagamento de 10% do valor da aquisição (US$ ,00) foi efetuado no dia 18 de agosto de 2011 e o saldo remanescente, referente a 90% do valor total PÁGINA: 60 de 322

67 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas (US$ ,00), foi efetuado em 02 de março de Em 16 de fevereiro de 2012, a ANP aprovou a transferência dos direitos de concessão e operação do Bloco BS-4 pela QGEP Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Vide item 6.5.(III.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(III.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco BM-C- 27 Data da operação 7/11/2012 Por fim, em 07 de novembro de 2012, a QGEP divulgou a celebração de um acordo de cessão de direitos exploratórios com a Petrobras de 30% de participação na concessão do Bloco BM- C-27, relativos à parcela da área do Contrato de Concessão nº /2003 correspondente à área do Plano de Avaliação de Descoberta do poço 1-BRSA-921-RJS, denominado informalmente de prospecto Guanabara, originário dos Blocos C-M-122, C-M- 145 e C-M-146. Referido acordo não exigiu nenhum desembolso inicial por parte da QGEP e os investimentos exploratórios são estimados Descrição em R$55 milhões. Em janeiro de 2015 a Companhia comunicou sua decisão de não renovar o acordo de cessão da Concessão BM-C- 27, após o resultado de uma revisão técnica e econômica do ativo em relação ao portfolio atual da Companhia, dada a elevação dos custos aliada ao aumento do risco do projeto decorrente de uma reinterpretação dos dados sísmicos. O acordo estabelecido com a Petrobras não requereu nenhum desembolso inicial pela participação nos blocos e envolveria o carrego de parte dos custos de perfuração no prospecto Guanabara Profundo pela QGEP. Vide item 6.5.(V.a) deste Formulário de Forma de pagamento Referência. Sociedades envolvidas Vide item 6.5.(V.a) deste Formulário de Referência. PÁGINA: 61 de 322

68 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Constituição e Venda de Participação da Atlanta Field B.V Descrição A Atlanta Field B.V ( AFBV ) foi constituída pela QGEP em 22 de novembro de 2012, com sede na cidade de Roterdã, na Holanda, com capital social de US$1, Em 12 de fevereiro de 2013, a QGEP vendeu a totalidade de sua participação na AFBV para a QGEP Netherlands B.V, subsidiária integral da QGEP, mediante o pagamento de US$1.00. Em 21 de fevereiro de 2013, a QGEP Netherlands B.V. aprovou o aumento de capital da AFBV de US$1, para US$10, Em 21 de fevereiro de 2013, a FR Barra 1 S.à r.l., em função da parceria com a QGEP na concessão do Bloco BS-4 e a OGX Netherlands Holding B.V., em função de seu interesse em participar no desenvolvimento das atividades da AFVB, ingressaram na estrutura da AFBV, passando a deter 30% e 40%, respectivamente, de participação na AFBV. A QGEP Netherlands B.V., nesta mesma data, passou a deter participação de 30% na AFBV. Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Vide item 6.5.(VI.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(VI.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. Antes da operação, a Companhia possuía como controlada a QGEP. Após o referido evento, assim, a AFBV também passou a ser sociedade sob controle comum pela Companhia e seus demais acionistas. Evento Incorporação da Manati S.A. PÁGINA: 62 de 322

69 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Data da operação 30/11/2012 Descrição Em 30 de novembro de 2012, nossa subsidiária integral QGEP incorporou a Manati S.A. ( Manati ), controlada da Companhia. A incorporação da Manati pela QGEP fez parte de um processo de reorganização societária do Grupo Queiroz Galvão, a fim de simplificar sua estruturação bem como reduzir custos operacionais, otimizando a eficiência na gestão dos ativos pertencentes à QGEP e Manati. Como consequência da incorporação, as ações representativas do capital social da Manati, detidas integralmente pela QGEP, foram extintas, não sofrendo a QGEP nenhum tipo de alteração no seu capital social. Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Por tratar-se de uma reorganização societária dentro do mesmo grupo econômico, não houve a necessidade de submissão da operação para a análise dos órgãos de defesa da concorrência, conforme jurisprudência firmada pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica CADE. Desde referido evento, a QGEP se tornou a única controlada da Companhia. Vide item 6.5.(VII.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(VII.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. Até a ocorrência do evento, a Companhia possuía como controladas a QGEP e a própria Manati. Desta forma, após a incorporação da Manati pela QGEP, esta última se tornou a única controlada da Companhia. Evento Data da operação 30/11/2012 Descrição Constituição da QGEP Netherlands B.V. Em 31 de janeiro de 2013, foi constituída a QGEP Netherlands B.V. ( QGEP Netherlands ), com sede na cidade de Roterdã, na Holanda, subsidiária integral da QGEP com o capital social de US$1, A QGEP Netherlands tem como objeto social incorporar, gerenciar e supervisionar empresas; realizar todos os tipos de atividades industriais e comerciais; bem PÁGINA: 63 de 322

70 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas como as demais atividades correlatas. Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Vide item 6.5.(VIII.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(VIII.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. Antes da operação, a Companhia possuía como controlada direta a QGEP e, indireta, a AFBV. Com a ocorrência do evento descrito acima, a QGEP Netherlands passou a ser controlada indireta da Companhia, em conjunto com a AFBV. Evento Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco FZA-M-90 Descrição Forma de pagamento Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 35% de participação na concessão do Bloco FZA-M-90, localizado na Bacia da Foz do Amazonas. Além da QGEP, na qualidade de operadora do bloco, o consórcio é formado pela Premier Oil PLC e Pacific Brasil Exploração e Produção de Óleo e Gás Ltda. ( Pacific Brasil ). O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,50. Os contratos de concessão foram assinados em 30 de agosto de Vide item 6.5.(IX.a) deste Formulário de Referência. Sociedades envolvidas Vide item 6.5.(IX.a) deste Formulário de Referência Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Aquisição de participação no Consórcio para PÁGINA: 64 de 322

71 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas exploração do Bloco ES-M- 598 Descrição Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 35% de participação na concessão do Bloco FZA-M-90, localizado na Bacia da Foz do Amazonas. Além da QGEP, na qualidade de operadora do bloco, o consórcio é formado pela Premier Oil PLC e Pacific Brasil. O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,50. Os contratos de concessão foram assinados em 30 de agosto de Vide item 6.5.(X.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(X.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco ES-M- 673 Descrição Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 20% de participação na concessão do Bloco ES- M-673, localizado na Bacia do Espírito Santo. Além da QGEP, o consórcio é formado pela Statoil, na qualidade de operadora do bloco, e Petrobras. O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,00. O contrato de concessão foi assinado em 30 de agosto de Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Vide item 6.5.(XI.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(XI.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. PÁGINA: 65 de 322

72 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Evento Descrição Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco PAMA-M-265 Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 30% de participação na concessão do Bloco PAMA-M-265, localizado na Bacia Pará- Maranhão. Além da QGEP, na qualidade de operadora do bloco, o consórcio é formado pela Pacific Brasil. O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,60. O contrato de concessão foi assinado em 30 de agosto de Vide item 6.5.(XII.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(XII.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Descrição Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco PAMA-M-337 Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 50% de participação na concessão do Bloco PAMA-M-337, localizado na Bacia Pará- Maranhão. Além da QGEP, na qualidade de operadora do bloco, o consórcio é formado pela Pacific Brasil. O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,50. O contrato de concessão foi assinado em 30 de agosto de Vide item 6.5.(XIII.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(XIII.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Aquisição de participação no Consórcio para PÁGINA: 66 de 322

73 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas exploração do Bloco CE-M-661 Descrição Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 25% de participação na concessão do Bloco CE- M-661, localizado na Bacia do Ceará. Além da QGEP, o consórcio é formado pela Total E&P do Brasil Ltda., na qualidade de operadora do bloco, e OGX Petróleo e Gás S.A. O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,00.O contrato de concessão foi assinado em 30 de agosto de Vide item 6.5.(XIII.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(XIII.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Descrição Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco PEPB-M-894 Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 30% de participação na concessão do Bloco PEPB-M-894, localizado na Bacia Pernambuco- Paraíba. Além da QGEP, na qualidade de operadora do bloco, o consórcio é formado pela Petra Energia S.A. ( Petra Energia ). O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,40. O contrato de concessão foi assinado em 17 de setembro de Vide item 6.5.(XV.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(XV.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Aquisição de participação no Consórcio para exploração do Bloco PEPB-M-896 PÁGINA: 67 de 322

74 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Descrição Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Em 14 de maio de 2013, no âmbito da 11ª Rodada de Licitações da ANP, a QGEP adquiriu 30% de participação na concessão do Bloco PEPB-M-896, localizado na Bacia Pernambuco- Paraíba. Além da QGEP, na qualidade de operadora do bloco, o consórcio é formado pela Petra Energia. O total do bônus de assinatura líquido para a QGEP é de R$ ,40. O contrato de concessão foi assinado em 17 de setembro de Vide item 6.5.(XVI.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(XVI.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. Evento Descrição Forma de pagamento Sociedades envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário Quadro acionário antes e depois da operação Constituição da QGEP International GmbH A QGEP Internacional GmbH ( QGEP Áustria ) foi constituída pela Companhia em 03 de outubro de 2013, com sede na cidade de Viena, na Áustria, com capital social integralizado de EUR 35,000 (trinta e cinco mil euros). A QGEP Áustria tem como objeto social a aquisição de empresas na Áustria e exterior, constituição e gestão de empresas subsidiárias na Áustria e exterior e gestão de seus ativos. Vide item 6.5.(XVII.a) deste Formulário de Referência. Vide item 6.5.(XVII.a) deste Formulário de Referência. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro acionário da Companhia. A referida operação não resultou em qualquer modificação no quadro societário da Companhia. a QGEP Áustria passou a ser uma subsidiária integral da Companhia PÁGINA: 68 de 322

75 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES S.A Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial Não aplicável, dado que até a data deste Formulário de Referência não houve pedido de falência fundado em valor relevante ou recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. PÁGINA: 69 de 322

76 Formulário de Formulário Referência - de 2015 Referência - QGEP PARTICIPAÇÕES QGEP SAPARTICIPAÇÕES S.A. Versão : Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a esta seção 6 foram descritas nos itens anteriores. PÁGINA: 70 de 322

77 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas A Companhia é uma empresa de controle privado brasileiro que atua no setor de exploração e produção de petróleo e gás, sendo a única companhia independente de controle privado nacional a operar no Polígono do Pré-Sal da Bacia de Santos. Também somos qualificados como Operador A pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( ANP ), o que nos permite atuar como operador em terra, águas rasas, profundas e ultraprofundas. Em termos de produção diária de barris de óleo equivalente ( BOE ), durante o ano de 2014, estivemos entre as maiores companhias brasileiras produtoras segundo dados divulgados pela ANP. Nossas atividades de exploração e produção de petróleo, gás e condensado concentram-se, atualmente em oito diferentes bacias: Bacia de Santos, Espírito Santo, Jequitinhonha, Camamu-Almada, Pará-Maranhão, Ceará, Pernambuco-Paraíba e Foz do Amazonas, sendo nosso principal ativo em produção a titularidade de 45% do Campo de Manati, no Estado da Bahia. Trata-se de um dos maiores campos de gás natural em produção no Brasil, com produção histórica nos últimos 12 meses de média diária de aproximadamente 5,9 milhões de m 3 de gás natural. A Companhia, constituída em 09 de março de 2010, foi adquirida por uma empresa do Grupo Queiroz Galvão, a Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. ( QGOG ), em 02 de setembro de 2010, a fim de segregar suas atividades de petróleo e gás em dois segmentos distintos de negócios: (a) exploração e produção e (b) prestação de serviços, que até então eram ambos concentrados na QGOG e em suas subsidiárias. A ANP aprovou a transferência de todas as concessões anteriormente detidas pela QGOG para nossa controlada Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ( QGEP ). O Grupo Queiroz Galvão iniciou suas atividades de exploração e produção por meio de um processo de farm-out (contempla a venda parcial ou total dos direitos de concessão detidos por uma determinada companhia) realizado pela Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras entre os anos de 1998 e 2000, denominado Round Zero. Neste processo, adquirimos participação nos Blocos BC-7, no qual fomos operadores em consórcio com a Petrobras, BCAM-40, operado pela Petrobras e onde foram descobertos os Campos de Manati e Camarão Norte, e BS-3, também operado pela Petrobras, onde foi descoberto o Campo de Cavalo Marinho, posteriormente vendido, e onde participamos do desenvolvimento do Campo de Coral, atualmente desativado. Desde a rodada inicial de licitação promovida pela ANP, em 1999, a Companhia participou de todas as demais rodadas, adquirindo concessões na maioria das rodadas realizadas pela Agência. PÁGINA: 71 de 322

78 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas O gráfico a seguir sintetiza a formação do nosso portfólio, composto pela participação nas referidas licitações, bem como por farm-ins: Dentre os ativos adquiridos nas licitações realizadas até 2008, a Companhia detém participação nos Campos de Manati e Camarão Norte, integrantes da Concessão BCAM-40, ambos localizados na Bacia de Camamu-Almada, e de dois blocos exploratórios, sendo um na Bacia de Jequitinhonha (BM-J-2) e um na Bacia de Camamu-Almada (CAL-M-372). Com exceção do Bloco BM-J-2, que é operado pela QGEP, as demais concessões são operadas pela Petrobras. No Bloco CAL-M-372, um poço exploratório deverá ser perfurado em A Companhia protocolou um pedido de PAD para o Bloco BM-J-2 e aguarda a aprovação da ANP. No decorrer de 2011 e 2012 a Companhia, por meio de sua controlada QGEP, adquiriu importantes ativos localizados na Bacia de Santos. Em 30 de novembro de 2011, a ANP aprovou a transferência dos direitos na concessão de 10% de participação anteriormente detida pela Shell Brasil Petróleo Ltda. ( Shell ) no Bloco BM-S-8 para a nossa controlada QGEP. Já em 16 de fevereiro de 2012, a ANP aprovou a transferência dos direitos na concessão de 30% de participação anteriormente detida pela Shell no Bloco BS-4 para a QGEP, que passou a deter 30% de referido bloco e também assumiu, na qualidade de sucessora da Shell, a operação do bloco. Estas aquisições estão situadas na área de exclusão do pré-sal estabelecida pelo governo, que é uma região altamente prolífica, onde se situam as grandes descobertas realizadas recentemente nas Bacias de Santos e Campos, tais como Lula, Guará, Iara, Franco e Libra. Em 14 de maio de 2013, a QGEP adquiriu participação em 8 blocos exploratórios na 11ª Rodada de Licitações da ANP, sendo o operador em 5 concessões. Os blocos adquiridos pela QGEP estão distribuídos em águas profundas/ultraprofundas em cinco diferentes bacias e possuem área total de km 2. As bacias são Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Ceará, PÁGINA: 72 de 322

79 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Pernambuco-Paraíba e Espírito Santo. O valor desembolsado pela QGEP pela participação nestes blocos foi de aproximadamente R$95 milhões em bônus de assinatura e serão gastos aproximadamente US$39 milhões nos próximos dois anos para investimento em aquisição de dados sísmicos. Adicionalmente, estão previstos pelo menos quatro poços exploratórios, que devem ser perfurados a partir de A Companhia, por meio da QGEP, detém, ainda, 15% de participação nas operações do Campo de Coral, que produziu óleo até ser desativado no final de Para maiores informações, vide seções 3 e 10 deste Formulário de Referência. As aquisições descritas acima, referentes aos Blocos BM-S-8 e BS-4 foram realizadas com recursos captados na Oferta Pública Inicial de Ações da Companhia ( IPO ), ocorrida no início de 2011, tendo melhorado significativamente a qualidade do nosso portfólio, aumentando seu potencial e reduzindo o seu risco. O resultado da 11ª Rodada de Licitações da ANP, realizada em 2013, também foi importante para o crescimento do portfolio exploratório e da consolidação da Companhia como operador em águas profundas e ultraprofundas. O fato dos ativos da Companhia compreenderem reservas já desenvolvidas e a desenvolver, bem como recursos contingentes e prospectivos, reforçam os compromissos em construir valor sustentável de longo prazo para seus acionistas, sendo as aquisições de tais ativos um dos elementos fundamentais do plano estratégico. PÁGINA: 73 de 322

80 Formulário de Referência QGEP PARTICIPAÇÕES SA Versão : Descrição das atividades do emissor e suas controladas A figura abaixo indica a diversificação geográfica dos ativos da Companhia: PÁGINA: 74 de 322

81 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas A tabela abaixo consolida as principais informações dos ativos de exploração e produção da QGEP, com exceção de campos desativados: Ativos da QGEP Bacia Bloco/ Concessão Campo/ Prospecto Participação QGEP Categoria Recursos Fluido Camamu BCAM-40 (1) Manati 45% Reservas Gás Camamu BCAM-40 (1) Camarão Norte 45% Contingente Gás Camamu CAL-M-372 CAM#01 20% Prospectivo Óleo Jequitinhonha BM-J-2 Alto de Canavieiras 100% Prospectivo / Contingente Óleo Gás Jequitinhonha BM-J-2 Alto Externo 100% Prospectivo Óleo Gás Santos BM-S-8 Carcará 10% Prospectivo / Contingente Óleo Santos BM-S-8 Guanxuma 10% Prospectivo Óleo Santos BS-4 Atlanta 30% Reservas / Contingente Óleo Santos BS-4 Oliva 30% Contingente Óleo Santos BS-4 Piapara 30% Prospectivo Óleo Espírito Santo ES-M % Prospectivo Óleo Espírito Santo ES-M % Prospectivo Óleo Foz do Amazonas FZA-M-90 35% Prospectivo Óleo Pará-Maranhão PAMA-M % Prospectivo Óleo Pará-Maranhão PAMA-M % Prospectivo Óleo Ceará CE-M % Prospectivo Óleo Pernambuco-Paraíba PEPB-M % Prospectivo Óleo Pernambuco-Paraíba PEPB-M % Prospectivo Óleo (1) Parte do Bloco BCAM-40 foi devolvido depois da delimitação das áreas dos campos de Manati e Camarão Norte. PÁGINA: 75 de 322

82 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas ATIVOS EM PRODUÇÃO E DESENVOLVIMENTO Campo de Manati O Campo de Manati, localizado no litoral do Estado da Bahia, é um dos maiores campos produtores de gás natural no Brasil, tendo uma reserva 2P total certificada pela Gaffney, Clyne & Associates ( GCA ) de 16,0 bilhões de m³ de gás natural e condensado na Formação Sergi na data de 31 de dezembro de A Companhia, por meio de sua controlada QGEP, é a maior concessionária do campo com 45% de participação, o qual é operado pela Petrobras. O Campo de Manati é atualmente a única fonte de receita da Companhia e responsável pelo seu fluxo de caixa. O Campo de Manati se encontra em plena produção desde Em 2012 apresentou média diária de produção de 6,1 milhões de m 3 ; em 2013, de 6,0 milhões de m 3 ; e em 2014, 5,9 milhões de m 3, em linha com as estimativas. Para o ano de 2015, esperamos uma produção média diária de aproximadamente 5,5 milhões de m³, com uma possível variação positiva ou negativa de 5% sobre este valor. Para que a capacidade média de produção do Campo de Manati retorne para 6,0MMm³ por dia, é necessária a construção de uma estação terrestre de compressão, cujas obras já estão em andamento com conclusão prevista no segundo semestre de 2015, quando a capacidade de produção média diária retornará ao para a média diária de 6,0 milhões de m 3. Para mais informações sobre nossas estimativas para a produção do Campo de Manati, vide o item 11 deste Formulário de Referência. Campo de Camarão Norte O Campo de Camarão Norte, localizado ao sul do Campo de Manati, na Bacia de Camamu- Almada, foi declarado comercial em Na data deste Formulário de Referencia encontra-se em negociação o processo de unitização do Campo de Camarão Norte, tendo em vista sua extensão até uma área adjacente denominada Campo de Camarão, operada pela EP Energy (participação de 100%), sendo os reservatórios produtores os mesmos do Campo de Manati. Diversos planos estão sendo considerados para o seu desenvolvimento, que deverá ser iniciado tão logo seja concluída a unitização, razão pela qual os volumes recuperáveis estimados estão ainda classificados como recursos contingentes 3C. Campos de Atlanta e Oliva (Bloco BS-4) O Bloco BS-4 foi adquirido por meio de um acordo de farm-in, no qual a QGEP adquiriu uma participação de 30% da Shell. Localizado na Bacia de Santos, a 185 km da costa de São Paulo, tal bloco compreende os Campos de Atlanta e Oliva, formados por acúmulos de óleo pesado em arenitos turbidíticos do pós-sal, que contém um volume total de óleo in situ estimado em 2,1 bilhões de barris. Neste Bloco, além das acumulações de óleo pesado nos arenitos turbidíticos do Eoceno que constituem os Campos de Atlanta e Oliva, existem vários upsides exploratórios em diferentes segmentos, a saber: carbonatos do pré-sal, carbonatos do Albiano e turbiditos do Cretáceo. O mais importante deles é o prospecto Piapara, situado abaixo do Campo de Atlanta, cujos objetivos principais são os carbonatos microbiais do pré-sal. O Bloco está PÁGINA: 76 de 322

83 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas próximo a importantes campos como Libra e Franco, e perto das recentes descobertas da Petrobras, Dolomita Sul e Florim, localizadas a sudoeste do bloco. Em 16 de fevereiro de 2012, a QGEP obteve a aprovação da ANP para operar o Bloco BS- 4. Os planos de desenvolvimento revisados para os dois campos foram apresentados à ANP em agosto de 2012 e aprovados em dezembro do mesmo ano. Em 07 de janeiro de 2013, a Companhia anunciou que a ANP aprovou o PD do Campo de Atlanta no final de dezembro de O PD do Campo de Oliva foi aprovado pela ANP em 21 de agosto de O Plano de Desenvolvimento para o Campo de Atlanta prevê o início de um sistema de produção antecipada ( SPA ) com a perfuração e os testes de dois poços horizontais, que foram concluídas nos primeiros meses do ano de 2014, e o primeiro óleo está previsto meados de A Companhia divulgou no início de maio de 2014 a certificação de reservas do Campo de Atlanta elaborada pela certificadora GCA, a qual reportou reservas 1P de 147 milhões de barris, 2P de 191 milhões de barris e 3P de 269 milhões de barris de óleo. O Plano de Desenvolvimento de Oliva prevê a perfuração de um poço de Aquisição de Dados de Reservatório em 2016, seguido de um teste, de forma a comprovar a estimativa de reservas e suportar a curva de produção. Também está prevista a perfuração de cinco poços de produção e três poços de injeção, todos horizontais, que serão conectados às facilidades instaladas no Campo de Atlanta. O primeiro óleo de Oliva é esperado em ATIVOS EXPLORATÓRIOS Bloco BM-CAL-5 No início de 2015, o Consórcio tomou a decisão de devolver o Bloco BM-CAL-5 à ANP devido à falta de viabilidade econômica aliada à complexidade de obtenção da licença ambiental. Como resultado, a Companhia registrou gastos exploratórios de R$34,3 milhões no quarto trimestre de CAL-M-312 e CAL-M-372 (Concessão BM-CAL-12) No início de 2015, o Consórcio decidiu não prosseguir para o segundo Período Exploratório do Bloco CAL-M-312, parte da Concessão BM-CAL-12, após o término do primeiro Período Exploratório, em 31 de dezembro de O compromisso do segundo período teria duração de um ano e exigiria a perfuração de um poço. A decisão foi tomada devido à revisão que resultou em uma constatação de baixa atratividade do bloco, com base em estudos de viabilidade técnica e econômica. O Programa Exploratório Mínimo (PEM) do Primeiro Período Exploratório do bloco, que previa o recobrimento de toda sua área com sísmica 3D, foi totalmente cumprido. Em relação ao bloco restante da Concessão, o CAL-M-372, o Consórcio continua aguardando a emissão da licença ambiental do IBAMA, que é esperada em Assim que isso ocorrer, será iniciada a perfuração de um poço pioneiro no prospecto CAM #01, é uma trapa mista no qual os objetivos principais são arenitos turbidíticos do Cretáceo Superior. Estas rochas são observadas no poço 1-BAS-126, onde apresentam excelentes PÁGINA: 77 de 322

84 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas porosidades que variam de 16% a 25%. O CAPEX para perfuração no CAL-M-372, líquido para a QGEP, é de aproximadamente US$40 milhões. Este prospecto apresenta recursos prospectivos médios não riscados, estimados em 388,5 milhões de BOE, sendo este volume formado por 91% de óleo e 9% de gás associado, de acordo com a análise dos números apresentados nos Relatórios de Certificação, elaborados pela GCA e emitido em A QGEP tem 20% de participação no Bloco CAL-M-372, onde a Petrobras é a operadora com 60% de participação e a Ouro Preto Óleo e Gás detém os demais 20% de participação. BM-J-2 A QGEP possui 100% de participação no Bloco BM-J-2, localizado na Bacia de Jequitinhonha, Estado da Bahia, de lâminas d água de até 300 metros, adquirido em 2002 na 4ª rodada de licitação da ANP, cobrindo uma área total remanescente superior a 370 km². O prospecto JEQ#1 começou a ser perfurado em 2011 pelo poço 1-QG-5A-BAS, mas foi interrompido a cerca de metros de profundidade, no topo da seção albiana. A interrupção da perfuração se deu em razão de restrições normativas do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ( IBAMA ) e da licença ambiental, que preveem um período de suspensão das atividades entre os meses de outubro e maio. A perfuração foi retomada em junho de 2013 e o poço 1-QG-5A-BAS foi concluído na profundidade de metros, 750 metros abaixo da camada de sal. Durante a perfuração, a QGEP protocolou uma Notificação de Descoberta junto à ANP, após a identificação de anomalias no detector de gás e de indícios de óleo em amostras de calha, associados à interpretação de zonas de interesse nos perfis logging while drilling (LWD). No final de 2014, a ANP aprovou o Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) do Bloco BM-J-2. No âmbito deste Plano, a QGEP compromete-se a realizar o reprocessamento sísmico e a reinterpretação geológica do Bloco. Essas atividades deverão ser concluídas até o final de 2015, quando se tomará a decisão sobre os próximos passos do projeto. O PAD relacionado à Notificação de Descoberta protocolada na ANP em agosto de 2013 foi baseado na identificação de potenciais zonas de interesse na seção pré-sal do poço Alto de Canavieiras (1-QG-5A-BAS). Já o prospecto JEQ#2 situa-se na parte nordeste do Bloco BM-J-2. A cota batimétrica é de aproximadamente 50 metros e a locação está distante 27km da linha da costa e 33km da cidade de Canavieiras. Os principais objetivos do prospecto JEQ#2 são os arenitos da sequência pré-sal (Aptiano) da Formação Mariricu, situados a cerca de metros de profundidade. BM-S-8 No Bloco BM-S-8, localizado na Bacia de Santos, os objetivos exploratórios são os PÁGINA: 78 de 322

85 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas carbonatos microbiais e coquinas do pré-sal. Neste bloco, já foram perfurados o prospecto Bem-Te-Vi, cujo resultado no pré-sal ensejou a aprovação do PAD, pela ANP, o prospecto Biguá, que também apresentou intervalos saturados de petróleo no pré-sal, bem como o prospecto Carcará, concluído em dezembro de Em relação ao prospecto Carcará, o poço pioneiro perfurado em 2012 descobriu uma coluna de 471 metros de óleo leve. Em 2014, foi concluída a perfuração da fase inicial do primeiro poço de extensão de Carcará, que atingiu a profundidade de metros, próximo à base da camada de sal. No início de 2015, a QGEP anunciou o início da perfuração do segundo poço de extensão, localizado a cerca de 5 km do poço descobridor, em lâmina d'água de metros, e será perfurado em uma única fase até a profundidade final de cerca de metros. A perfuração deverá ser concluída até meados de Um Teste de Formação a Poço Revestido (TFR) para a avaliação do poço está previsto para o segundo semestre do ano. Após a conclusão da perfuração do segundo poço de extensão de Carcará, a sonda será realocada para concluir a perfuração do primeiro poço, até a profundidade final de metros. As perfurações e testes de ambos os poços de extensão fornecerão dados sobre as dimensões da acumulação descoberta pelo poço pioneiro de Carcará, bem como a produtividade do reservatório. Estes são dados fundamentais para planejar com eficiência o sistema de produção para a área. Um poço adicional para aquisição de dados está previsto para 2016, assim como um Teste de Longa Duração em O início da perfuração do prospecto de Guanxuma está programado para o segundo semestre de Esse prospecto está localizado 30 km a sudoeste da descoberta de Carcará, na seção do pré-sal da Bacia de Santos. C-M-122, C-M-145 e C-M-146 (Concessão BM-C-27A) Em janeiro de 2015, a QGEP anunciou que não iria renovar o acordo de farm-in da Concessão BM-C-27, na Bacia de Campos. Conforme anunciado em novembro de 2012, o acordo contemplava a aquisição de uma participação da Petrobras de 30% nos direitos de exploração e produção desta Concessão, sujeita à aprovação das entidades regulatórias competentes. A QGEP decidiu não renovar o acordo após reavaliação técnica e econômica do ativo. Custos mais elevados, aliados ao maior risco apurado com base na reinterpretação dos dados sísmicos, tornaram o projeto menos atrativo em relação a outros ativos no portfólio da Companhia. O acordo estabelecido com a Petrobras não exigia que a QGEP adiantasse qualquer valor pela participação nos blocos. Portanto, não há impacto financeiro relacionado ao vencimento do contrato. 11ª Rodada da ANP PÁGINA: 79 de 322

86 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Em 14 de maio de 2013, a QGEP adquiriu participação em 8 blocos na 11ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a primeira licitação promovida pelo governo desde dezembro de 2008 envolvendo ativos em áreas marítimas no Brasil. A QGEP desembolsou R$94,9 milhões em bônus de assinatura pela participação em 8 blocos exploratórios, sendo o operador em 5 concessões. O investimento em aquisição de dados sísmicos líquido para a QGEP está estimado em aproximadamente US$39 milhões nos próximos dois anos. Adicionalmente, estão previstos pelo menos quatro poços exploratórios, que devem ser perfurados a partir de 2017, sendo um poço na Foz do Amazonas, um no Bloco PAMA-M-337 do Pará-Maranhão, um no Ceará e um no Bloco ES- M-598 do Espírito Santo. Os blocos adquiridos pela QGEP estão distribuídos em águas profundas/ultraprofundas de cinco diferentes bacias e possuem área total de km 2. Segue abaixo um resumo dos blocos adquiridos na 11ª rodada de licitação. Bônus de Participação Bacia Bloco Parceiros Operador assinatura líquido QGEP para a QGEP Foz do Premier Oil FZA-M-90 Amazonas Pacific Brasil QGEP 35% R$ ,50 Espírito Statoil Brasil ES-M-598 Santo Petrobras Statoil 20% R$ ,00 Espírito Statoil Brasil ES-M-673 Santo Petrobras Statoil 20% R$ ,00 Pará- Maranhão PAMA-M-265 Pacific Brasil QGEP 30% R$ ,60 Pará- Maranhão PAMA-M-337 Pacific Brasil QGEP 50% R$ ,50 Ceará CE-M-661 Total OGX Total 25% R$ ,00 Pernambuco- Paraíba PEPB-M-894 Petra Energia QGEP 30% R$ ,40 Pernambuco- Paraíba PEPB-M-896 Petra Energia QGEP 30% R$ ,40 TOTAL LÍQUIDO PARA A QGEP R$ ,40 PÁGINA: 80 de 322

87 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais a) produtos e serviços comercializados; A Companhia tem como atividade principal a exploração, produção e comercialização de petróleo e seus derivados, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos. b) receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida do emissor; e Em 2012, 2013 e 2014, nossas receitas foram originárias da produção e comercialização de hidrocarbonetos, sendo aproximadamente 95% da venda de gás e 5% da venda de condensado do Campo de Manati. Todo gás natural produzido no Campo de Manati é vendido para a Petrobras, nos termos de um contrato de longo prazo, enquanto o condensado produzido naquele campo é vendido para a Dax Oil Refino S.A. ( Dax Oil ). Nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2014, 31 de dezembro de 2013 e 31 de dezembro de 2012, nossa receita líquida totalizou R$503,2 milhões, R$486,1 milhões e R$462,3 milhões, respectivamente. Assim, a totalidade das nossas receitas nos anos mencionados foram originárias do nosso segmento de E&P. Eventualmente, nossas receitas poderão advir da venda de participação em concessões de blocos exploratórios ou campos em produção. Para mais informações, vide os itens 7.1, 7.3, 10.1, 10.2 e deste Formulário de Referência. c) lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido do emissor. Atuamos apenas no segmento de E&P de óleo e gás e este segmento foi responsável por 100% do lucro da Companhia nos anos de 2012, 2013 e PÁGINA: 81 de 322

88 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais a) características do processo de produção As atividades de E&P são iniciadas com pesquisas geológicas e trabalhos sísmicos para identificação de possíveis locações com potencial de descoberta de hidrocarbonetos. Uma vez realizados estes trabalhos e pesquisas, começa o processo de perfurações exploratórias para apurar a existência ou não de reservas e a qualidade do óleo ou gás encontrado. Caso exista um resultado positivo de uma perfuração exploratória, delimita-se o campo por meio de perfurações de poços de extensão e eventuais testes de longa duração. Normalmente, o prazo para que uma atividade de exploração bem sucedida seja refletida no aumento das reservas da Companhia é de pelo menos três anos, enquanto o prazo para as atividades de produção sejam iniciadas é de no mínimo cinco anos. A localização do campo exerce influência no tempo de análise e no custo desta fase exploratória. O desenvolvimento de um campo localizado em terra é mais simples se comparado aos campos localizados no mar. No mar, são necessárias plataformas de produção, as quais, em geral, apresentam maior complexidade e maior custo. O processo de produção dos poços, por outro lado, poderá exigir a utilização de procedimentos de elevação artificial, de injeção de água, gás ou outros produtos, buscando aumentar a vazão de hidrocarbonetos e o fator de recuperação (percentagem recuperada de hidrocarbonetos em relação ao volume in situ). Utilizando como exemplo o Campo de Manati, nosso ativo produtor, este possui seis poços interligados por linhas submarinas à plataforma de produção PMNT-1 e já recebeu investimentos destinados ao seu desenvolvimento, em montante superior a US$700 milhões. A plataforma PMNT-1 é uma unidade fixa de produção instalada em uma profundidade de 35 metros, localizada a 10 km da costa, sendo operada remotamente. Da plataforma, o gás flui por um gasoduto terrestre e marítimo, de 125 km de extensão, até a estação de tratamento de gás, na Cidade de São Francisco do Conde. Após ser tratado, o gás de Manati é vendido para a Petrobras. O contrato de venda é para um volume total de 23 bilhões de m³ de gás. Foi negociado com a Petrobras, um aditivo ao referido contrato para a venda de um volume adicional e representativo da totalidade da reserva do campo de 7 bilhões de m³ de gás, totalizando 30 bilhões de m 3 de gás. Adicionalmente, em meados de 2015 entrará em operação uma planta de compressão terrestre para manutenção da capacidade de produção do Campo de Manati. b) características do processo de distribuição No setor petrolífero, a distribuição e as atividades de comercialização de derivados de petróleo, como gasolina, óleo combustível, diesel, querosene de aviação, GLP, gás natural, possui regulamentação específica, sendo que no tocante à distribuição de gás natural, há monopólio dos Estados da Federação. As nossas atividades de exploração e produção não contam com o processo de distribuição, na medida em que o petróleo e gás extraído por nós são vendidos diretamente aos nossos clientes. Cabe observar que na indústria de óleo e gás as atividades e operações de upstream normalmente incluem o transporte do óleo e/ou gás natural do poço produtor até um ponto de entrega, que pode ser um navio-tanque junto PÁGINA: 82 de 322

89 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais à plataforma de produção ou oleoduto/gasoduto até um Terminal Downstream (inclui refinarias, plantas petroquímicas, distribuidoras e postos de combustíveis). c) características dos mercados de atuação, em especial: i. participação em cada um dos mercados Visão Geral do Setor Mundial de Petróleo e Gás Natural Segundo dados da BP s Energy Outlook 2035 ( BPEO Fev2015 ), a economia e o crescimento populacional manterão a demanda por energia em patamares elevados até Espera-se um crescimento na demanda mundial por energia de cerca de 1,4% ao ano até 2035, enquanto o mundo poderá estar consumindo 37% mais energia quando comparado a Deste aumento, 96% está relacionado ao rápido crescimento das economias emergentes, pela industrialização e eletrificação dos países não membros da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico ( OCDE ). Os combustíveis fósseis - petróleo, gás natural e carvão - continuarão sendo os principais componentes da matriz energética, com cerca de 81%, ainda de acordo com BPEO Fev2015, e 76% (WEO2013 da IEA) do total, uma vez que as outras fontes energéticas não conseguem atingir a mesma disponibilidade, versatilidade, acessibilidade e escala, hoje com a mesma participação de 25 anos atrás. O combustível fóssil que apresentará maior crescimento será o gás natural, em função da menor emissão de poluentes na sua queima, sua acessibilidade e abundância. Até 2035, a demanda por gás natural terá um crescimento médio de cerca de 1,9% ao ano, segundo a mesma fonte. PÁGINA: 83 de 322

90 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Fonte: BP s Energy Outlook 2035 BPEO Fev2015 PÁGINA: 84 de 322

91 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Indústria do Petróleo - Demanda e Oferta A demanda global por petróleo apresentou um crescimento consistente no período de 1997 a 2012, atingindo um pico de 89,8 milhões de bbl/dia em 2012, de acordo com o estudo da BPEO Fev2014. Durante a crise financeira mundial, nos anos de 2008 e 2009, a demanda por petróleo atingiu os menores níveis dos últimos cinco anos (85,2 milhões de bbl/dia e 84,1 milhões, respectivamente). Segundo a BPEO Fev2015, a demanda global por petróleo deverá se recuperar na medida em que a economia supere a recessão. Assim, estima-se que a demanda por petróleo deverá crescer 0,8% ao ano, em média, pelo período projetado, de 1,2% ao ano de para 0,7% ao ano , passando de aproximadamente 85 milhões de bbl/dia em 2008 para 111 milhões de bbl/dia em Os EUA permanecem sendo o principal consumidor, respondendo por, aproximadamente, 20,0% da demanda mundial total em 2013, com um consumo de 18,6 milhões de bbl/dia, acima dos 10,2 milhões de bbl/dia de consumo na China (11,7% da demanda mundial total em 2013). No entanto a China passará a ser o maior consumidor mundial de petróleo a partir de 2030, atingindo uma demanda de 18 milhões de bbl/dia, em função também de uma queda projetada para os Estados Unidos em função de eficiência energética, substituição para gás natural em transportes e geração elétrica e energias renováveis. A Índia ao final de 2035 passará a China como o maior consumidor de petróleo mundial, importando 90% de sua demanda em A demanda dos países não OCDE será de 70 milhões de bbl/dia em 2035, 56% maior que 2013, enquanto a demanda dos países da OCDE será de 40 milhões de bbl/dia em 2035, menor demanda desde Mesmo com a China tornando-se o maior consumidor de Petróleo a partir de 2030 o consumo per capita dos EUA será 3,5 vezes maior que o da China em A demanda de países não-membros da OCDE superou os níveis daquela advinda dos membros da OCDE em 2008, impulsionada em grande parte pelo crescimento econômico da China, que tem sido, na última década, a principal fonte de demanda por petróleo entre os países não-membros da OCDE, com a Índia contribuindo com um maior crescimento que a China na década de Em 2035 espera-se que a China se torne a maior economia do mundo com a Índia ocupando a 3ª posição, respondendo os dois países por 1/3 da população mundial. Os três principais fatores que influenciam a demanda por petróleo são: (i) preço; (ii) renda e (iii) crescimento populacional: Preço. O preço e a demanda por petróleo e seus derivados, tipicamente, possuem uma relação inversamente proporcional, a qual pode variar dependendo do submercado. Por exemplo, o petróleo combustível (usado na geração de energia elétrica) possui uma elasticidade de preço relativamente alta, o que significa que a demanda é mais sensível a oscilações de preço, uma vez que pode ser substituído com relativa facilidade por gás natural ou carvão. Por outro lado, o petróleo para transporte é mais inelástico em relação a preços, já que não existe um substituto perfeito imediato. Renda. Historicamente, o principal impulsionador do crescimento da demanda de petróleo PÁGINA: 85 de 322

92 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais é a renda. O forte crescimento econômico aumenta os níveis de demanda mundial por petróleo. Este foi o caso dos EUA ao longo do século XX e, agora, da China, Índia e outros países emergentes, especialmente na medida em que cresce a industrialização, a urbanização e o uso de veículos automotores. O crescimento das economias maduras ocorreu, principalmente, na indústria de serviços, o qual tende a ser menos intenso no consumo de energia, sendo que o desenvolvimento de atividades de produção que demandam elevado consumo de energia foram deslocadas para países com economias emergentes. Em 2035 a renda mundial deverá ser o dobro do nível de 2014, em termos reais, com crescimento médio de 3,6% a.a.. O PIB per capita esperado será 75% maior que o de hoje, e os países da não OCDE Ásia serão responsáveis por 60% deste crescimento. Espera-se que as frotas de veículos leves e pesados tenham uma expansão projetada de 1,2 bilhão em 2014 para 2,4 bilhões em 2035, respondendo os países em desenvolvimento por 88% deste crescimento. População: Crescimento populacional é uma das principais razões para a crescente demanda por energia. Em 2035 a população mundial deverá atingir 8,7 bilhões, o que significa um adicional de 1,6 bilhão de pessoas que irão precisar de energia e 2,6 bilhões de pessoas que necessitarão de equipamentos para a cocção de alimentos. Fatores demográficos continuarão a impulsionar mudanças no mix de energia. O crescimento populacional mundial será liderado por África, Índia e Sudeste Asiático. Por outro lado, a população da China é pouco alterada e em 2030 é ultrapassada pela Índia como país mais populoso do mundo. A maioria dos países da OCDE também vê pouca mudança com a notável exceção de um aumento de 20% nos Estados Unidos. As áreas urbanas são definidas como responsáveis por todo o crescimento da população. Consumo por região Fonte: BPEO - Fev2015 Em relação a oferta de petróleo, os principais produtores mundiais de petróleo são Arábia Saudita, Rússia e EUA. Com uma produção de 11,5 milhões de barris por dia em 2012, a PÁGINA: 86 de 322

93 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Arábia Saudita foi a maior produtora de petróleo do mundo, seguida pela Rússia (10,6 milhões bbl/dia) e pelos EUA (8,9 milhões de bbl/dia), segundo dados do BP Statistical Review of World Energy ( BPSR 2013 ). Esses três países juntos produzem mais de um terço do petróleo cru do mundo. O restante da produção mundial é amplamente dispersa em mais de 50 países, dentre os quais nenhum responde individualmente por mais de 6% do total. Regionalmente, o Oriente Médio domina a oferta de petróleo, com 32,5% do total. A segunda maior região produtora é a Rússia, seguida pela América do Norte. Todas as demais regiões produtoras, África, América do Sul e Ásia-Pacífico, têm níveis similares de produção, com cada uma respondendo por cerca de 10% do total. Atualmente, o Oriente Médio responde por 48,4% das reservas provadas de petróleo do mundo, que estão em 1,7 trilhão de bbl, tendo crescido cerca de 26,3% na última década. A Venezuela é o país com a maior reserva provada (2012), com 17,8% do total mundial, seguida da Arábia Saudita com 15,9%. O mundo tem amplas reservas provadas de petróleo e gás natural para atender o esperado crescimento futuro da demanda. No final de 2012, as reservas globais provadas de óleo eram suficientes para atender a 53 anos de produção, e o gás natural em 56 anos. A oferta se expandirá aproximadamente 20 milhões de bbl/dia em 2035, liderada pela América do Norte durante os primeiros anos do Outlook, retornando a liderança para o Oriente Médio durante o período final projetado. A América do Norte, aumentará sua produção em 9 milhões de bbl/dia em 2035, crescimento este concentrado na 1ª metade do Outlook, com a produção do tight oil e NGL s (EUA 6 milhões de bbl/dia) e oil sands (Canadá 3 milhões de bbl/dia). As Américas do Sul e Central, crescerão sua produção de petróleo cru em 4 milhões de bbl/dia em 2035 com a liderança do Brasil (3 milhões de bbl/dia), especialmente em águas profundas. O Oriente Médio continuará fundamental para as perspectivas de longo prazo do petróleo, desde a Primavera Árabe em 2011, a oferta cresceu 3 milhões de bbl/dia em 2014, e com o menor crescimento futuro do tight oil e crescimento da demanda a OPEP retornará aos níveis da produção atingida em 2007 ( 32 milhões de bbl/dia) em 2030, retornando ao Market Share de 40%, similar ao de 20 anos atrás. Os gráficos abaixo mostram um detalhamento regional das reservas de petróleo provadas e dos maiores exportadores de petróleo do mundo em 2011, demonstrando ainda, a dependência do mundo quanto às exportações de petróleo do Oriente Médio. PÁGINA: 87 de 322

94 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Reserva Mundial de Petróleo por região (bilhões de bbl) Fonte: BP Statistical Review of World Energy - Jun2013 Fonte: BPOE Fev2015 PÁGINA: 88 de 322

95 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Evolução das reservas provadas de óleo e gás do Brasil Descobertas globais de campos de oleo super-gigantes Receita da exportação de óleo em relação ao PIB de países selecionados PÁGINA: 89 de 322

96 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Maiores contribuintes do crescimento da oferta de óleo global, Fonte: International Energy Agency (IEA) Outlook 2013 Destaques do Brasil Segundo o BPOE Fev2015 projeta que o Brasil se transforme em um exportador líquido de energia até 2035, com produção de petróleo, gás e renováveis crescendo três dígitos, superando o crescimento da demanda. A produção de energia do Brasil aumenta 115%, enquanto o consumo cresce 72%. A demanda por todos os tipos de combustível aumenta. Gás lidera o crescimento entre os combustíveis fósseis (+79%), seguido de petróleo (+52%) e carvão (+18%). Em eletricidade, as energias renováveis crescem 270%, os biocombustíveis 109%, energia nuclear 97% e hidrelétrica 66%. O mix energético do Brasil continua evoluindo, com os biocombustíveis tomando parte do mercado de petróleo nos transportes e com as renováveis substituindo o carvão e a hidrelétrica na geração de energia. No entanto, o petróleo (36%) ainda continuará sendo o combustível dominante, seguido pela hidrelétrica (30%) em Em 2035, os combustíveis fósseis serão responsáveis por 52% do consumo de energia no Brasil (em comparação com uma média global de 81%), enquanto a participação das energias renováveis subirá para 10%, a hidrelétrica manterá sua fatia de 30%, os biocombustíveis responderão por 7% e energia nuclear por apenas 1%. A participação do Brasil na demanda global aumentará levemente para 3% em 2035, representando a menor parcela dos países dos BRIC em comparação com a China (26%), Índia (8%) e Rússia (5%). O crescimento da demanda no Brasil até 2035 será de 72%, ultrapassando o da Rússia (+14%) e da China (+60%), mas ficando atrás do da Índia (+128%). Contudo, o crescimento será parecido à média de 69% dos países não membros da OCDE. A produção de energia do Brasil como parte do consumo subirá dos 89% de hoje para 111% em 2035, transformando o país de importador em exportador até PÁGINA: 90 de 322

97 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A produção de petróleo aumentará 134%, de gás 152%, das energias renováveis em eletricidade 270%, de energia nuclear 97% e de biocombustíveis 109%; enquanto a produção de carvão terá queda de 26%. Com o aumento da produção de petróleo e biocombustíveis, o Brasil se tornará um exportador e o maior produtor na América do Sul. As importações de gás natural permanecem relativamente estáveis durante o período analisado. O consumo energético na geração de energia crescerá 86%. Enquanto isso, a hidrelétrica continuará sendo a fonte de combustível dominante, com sua participação de mercado caindo dos 69% de hoje para 62% em 2035 ao passo que as energias renováveis ganham participação de mercado. A energia no transporte crescerá 74% e, embora o petróleo continue sendo o combustível dominante, ele perderá participação de mercado para os biocombustíveis, caindo de 84% hoje para 78% em A participação de mercado de 20% dos biocombustíveis no transporte continuará sendo, de longe, a maior do mundo. A intensidade energética do Brasil será 18% menor em 2035 do que nível de hoje, em comparação com um declínio médio de 44% dos BRICs. O uso per capita de energia crescerá mais de 52% até Indústria do Petróleo - Preços Históricos Nas últimas quatro décadas ocorreram três mudanças bruscas e duradouras no preço do petróleo, conhecidas como choques do preço do petróleo. Essas mudanças foram todas causadas por alterações fundamentais na estrutura do mercado de petróleo. O primeiro choque do petróleo foi causado pelo Embargo do Petróleo Árabe de Já o segundo choque do petróleo, que praticamente triplicou os preços, foi causado principalmente pela Guerra Irã-Iraque em Por fim, o terceiro choque do petróleo ocorreu entre 1985 e 1986, quando a Arábia Saudita adotou um sistema de margens fixas para as refinarias, causando uma queda acentuada nos preços. Nos últimos anos, ocorreram outras oscilações significativas nos preços do petróleo, como, por exemplo, sua elevação em 1990, em decorrência da invasão do Kuwait pelo Iraque; sua queda em 1998, em resposta à crise financeira na Ásia e à retomada das exportações do Iraque; e um seu aumento acentuado em 1999, devido a cortes de produção dos países membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo ( OPEP ) e um longo período de crescente demanda por petróleo e seus derivados. O ano de 2008 presenciou uma alta significativa nos preços do petróleo, em virtude da queda da capacidade ociosa da OPEP face a este acentuado crescimento da demanda. Após a crise financeira, houve redução da demanda e baixa dos preços do petróleo, fazendo com que a OPEP reduzisse a produção para estabilizar tais preços. Em 2013, os preços do petróleo estabilizaram no intervalo de US$100 e US$112 por barril. O mundo após passar por um por um período histórico de altos preços do petróleo, o petróleo bruto tipo Brent teve uma média de mais de US$100 por barril desde o início de 2010, um nível de referência que, antes de 2008, não tinha sido visto em uma única ocasião e muito menos sobre um período prolongado. Atualmente, o cenário sofreu uma PÁGINA: 91 de 322

98 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais alteração desde setembro de 2014, com grande volatilidade nos preços do petróleo cru, com o Brent, petróleo de referência, atingindo patamares menores que US$ 50 por barril em janeiro de Não existe uma única causa para este cenário atual, mas podemos destacar as principais: - aumento expressivo da produção, após desenvolvimento do gás xisto (shale gas) nos Estados Unidos, resultando na menor importação de petróleo desde 1995, e tornando-se exportador líquido; - menor demanda global, devido ao baixo crescimento dos países desenvolvidos e emergentes; - menor crescimento da China; - decisão inédita da OPEP em não reduzir a produção, liderada pela Arábia Saudita com a estratégia de recuperar participação de mercado e testar o teto dos custos de produção que inviabilizariam e/ou diminuiriam as explorações e produções do shale, sands oil e operações off shore em águas profundas; - fortalecimento do dólar frente a outras moedas no mercado internacional. Fonte: Argus Media Mar 2015 No novo cenário de políticas (World Energy Outlook de 2013 da IEA), os preços do petróleo chegarão a US$ 113/barril (dólar real de 2012) em 2020 e US$ 128/barril em 2035, cenário este que deverá sofrer uma revisão em função da realidade atual. PÁGINA: 92 de 322

99 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Fonte: BP Statistical Review of World Energy - Jun2013 Tendências para o comportamento dos preços futuros PÁGINA: 93 de 322

100 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Projeções de analistas de mercado Fonte: Argus Media Mar 2015 Implicações para o Brasil - petróleo cru offshore de águas profundas deve competir em custo; - remunerações mais baixas sobre as exportações de petróleo bruto; - maiores dificuldades para se levantar capital; - disponibilidades de navios: Movendo-se mais fortemente em longo prazo para a Ásia Utilizados como armazenamento flutuante Gás Natural - Demanda e Oferta O gás natural respondeu por 23,9% do consumo total de energia primária em 2012, de acordo com o BPSR 2013, sendo, portanto, a terceira maior fonte mundial de energia primária, atrás do petróleo e do carvão. Comparado aos mercados de petróleo, os mercados de gás são, em geral, regionalizados, sobretudo em razão das limitações de transporte, uma vez que o gás precisa ser transportado por meio de gasodutos ou por meio da liquefação antes do seu carregamento em navios-tanque. Na última década, a demanda por gás natural tem sido impulsionada por novas descobertas especialmente pelas de shale gas nos Estados Unidos, gás associado ao óleo offshore, aumento das plantas de liquefação, aumentando o comércio internacional de GNL (gás natural liquefeito), e pressões ambientais sobre o setor público e privado para substituição do carvão e do petróleo, principalmente devido aos menores níveis de poluição por ele gerados. PÁGINA: 94 de 322

101 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Crescimento da demanda de energia primária Fonte: International Energy Agency (IEA) Outlook 2013 Consumo Mundial de Gás Natural por região (bilhões de m³/dia) Fonte: BP Statistical Review - Jun2013 De acordo com a BP Statistical Review , o consumo mundial de gás natural aumentou cerca de 31% na última década. O crescimento mais sensível aconteceu na China, com uma taxa de crescimento médio de 13,1% nos últimos 5 anos. Em função dessa tendência mundial, é esperado um aumento ainda mais significativo na demanda por gás natural para os próximos anos. Os maiores aumentos absolutos na demanda estão na China e no Oriente Médio, onde neste último, o uso do gás natural ultrapassará a demanda da União Européia antes de Na América Central e do Sul, o gás natural é a fonte de combustível que apresenta maior crescimento, com o crescimento médio do consumo de 2,8% últimos 5 anos, especialmente na geração de energia e transporte. PÁGINA: 95 de 322

102 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A demanda global crescerá, segundo as estimativas da BP Statistical Review 2013, 1,9% a.a. no período, chegando a 490 Bcf/d em Em 2031 nos países da OCDE passará o petróleo como a energético dominante, com participação na matriz energética primária de 31% e com 24% nos países non-ocde, ficando ainda atrás do petróleo e carvão. Oferta de Gás Natural Segundo o BPEO 2035, a produção de gás natural global deverá crescer 1,9 % ao ano ou 172 Bcf / d em relação ao período analisado, atingindo um total de 497 Bcf / d em A produção do gás de xisto terá o maior crescimento (6,5% a.a), fornecendo cerca de metade do crescimento da produção de gás natural global. O crescimento da oferta de gás natural está concentrado nos países não membros da OCDE (126 Bcf / d ou 2,5% a.a.), respondendo por 73% deste crescimento global. Cerca de 80% desta produção será de fontes convencionais. O crescimento da oferta nos países da OCDE (1,1 % a.a.) é relacionado exclusivamente a gás de xisto (5,1% a.a.), que responderá por metade da produção de gás natural da OCDE em A produção de gás de xisto é dominada pela América do Norte, que responderá por 99% do fornecimento de gás de xisto até 2016 e 70% em No entanto, o crescimento da oferta de gás natural não convencional fora da América do Norte deverá acelerar e em 2027 vai ultrapassar o crescimento norte-americano. A produção de gás natural cresceu a uma taxa anual de 2,8% nos últimos 10 anos, comparado a um crescimento anual aproximado de 1% na produção de petróleo no mesmo período. Alterações na produção anual de gás natural Fonte: International Energy Agency (IEA) Outlook 2013 PÁGINA: 96 de 322

103 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Atualmente, as reservas mundiais provadas de gás natural somam cerca de 187,3 trilhões de m³ no final de 2012, conforme os dados divulgados pelo BPSR 2035, tendo crescido aproximadamente 21% de 2002 a Em geral, as reservas de gás natural são mais dispersas geograficamente se comparadas às reservas de petróleo, sendo que muitos de seus principais consumidores mundiais detêm reservas domésticas significativas, como o Irã que possui as maiores reservas de gás natural do mundo, 18% do total. Em 2012, a Rússia permanecia como a maior exportadora, porém os EUA se tornaram o maior produtor, responsáveis por cerca de 20% da produção mundial. Recentemente, os EUA presenciaram aumentos significativos na produção não convencional de gás (shale gas), na medida em que suas tecnologias propiciaram novas formas de produção e melhorias nos fundamentos econômicos, fazendo com que os EUA deixassem de ser o maior importador de gás natural, devido aos seus elevados níveis de consumo, com o Japão assumindo esta posição em 2012, com a importação de 119 bilhões de metros cúbicos de GNL (32% das importações mundiais de GNL), principalmente pela necessidade de geração térmica em função do acidente da usina nuclear de Fukushima. Diferenças regionais no preço do gás natural deverão diminuir em relação aos níveis muito elevados de hoje, mas permanecem relevantes até Reserva Mundial de Gás Natural por região (trilhões de m³) Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2013 PÁGINA: 97 de 322

104 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Fonte: BP Statistical Review - Jun2013 A crescente importância do GNL Cerca de 90% do incremento do comércio mundial de gás entre as regiões reflete o incremento de novos fornecedores GNL (gas natural liquefeito). Fornecimento por gasodutos crescem lentamente, e como relevância o gasoduto entre a Russia and Ásia Central. De acordo com o BPOE Fev2015, o crescimento do mercado de GNL será suportado por novos projetos que adicionarão 22 Bcf/d até O suprimento de GNL crescerá a uma taxa média de 7.8% a.a. entre A projeção para 2035 aponta que o Qatar, maior produtor de GNL atualmente, será ultrapassado pela Austrália (24% participação de mercado em 2035), África (21%) e EUA (18%). Ásia é o maior destino para o GNL, com participação na demanda do mercado global de 70%. Em 2035, a China será o segundo maior importador de GNL, logo atrás do Japão. A participação da demanda da Europa no mercado global passará de 16% para 19% entre 2013 e 2035, adicionando 10 Bcf/d na demanda de GNL. Como resultado, o GNL será a forma dominante na comercialização de gás natural segundo os dados do BPOE Fev2015. PÁGINA: 98 de 322

105 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais O Setor Brasileiro de Petróleo e Gás Natural no Brasil De acordo com o BPEO 2035, as reservas brasileiras de petróleo possuem o maior potencial de crescimento no mundo, aumentando a uma taxa anual de 4,6%, de 9,8 bilhões de boe de reservas provadas em 2002 para 15,3 bilhões de boe ao final de Adicionalmente, a produção diária de petróleo no Brasil cresceu, durante o mesmo período, a uma taxa anual de 3,4%, de 1,5 milhão de bbl/dia em 2002 para 2,1 milhões de boe/dia ao final de Dentre as reservas de petróleo e gás domésticas, a grande maioria está localizada em bacias offshore, concentradas na região Sudeste, sobretudo nas Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo. De acordo com o Anuário Estatístico 2014 da ANP, o Brasil possuía 450 bilhões de m³ de reservas provadas de gás natural ao final de Adicionalmente, a produção diária de gás natural no Brasil cresceu em média 5,8% nos últimos 10 anos, passando de 10 bilhões de m³ em 2003 para 21,3 bilhões de m³ ao final de 2013 (crescimento 10,7% de 2013/2012). Atualmente, as reservas brasileiras de petróleo e gás são a segunda maior na América do Sul, atrás somente da Venezuela. As recentes descobertas de reservas de petróleo e gás no Brasil posicionaram o país como uma das áreas mais promissoras do mundo em termos de volume recuperável potencial. A Bacia de Campos, localizada no Sudeste, contêm a maior parte das reservas provadas do Brasil. De acordo com a ANP, as reservas provadas de óleo do Brasil podem atingir cerca de 50 bilhões de bbl, considerando o grande potencial do pré-sal, principalmente com as descobertas gigantes recentes dos campos de Lula, Sapinhoá, Guará, Pão de Açúcar, entre outros. Demanda de energia primária do Brasil e crescimento do PIB Fonte: International Energy Agency (IEA) Outlook 2013 PÁGINA: 99 de 322

106 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Produção de Petróleo no Brasil (milhões de bbl por dia) Fonte: Anuário Estatístico 2014 ANP Produção de Gás Natural no Brasil (bilhões de m³/ano) Fonte: Anuário Estatístico ANP PÁGINA: 100 de 322

107 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Mercado de Gás no Brasil A indústria de gás no Brasil passou por mudanças significativas na década passada. Nesse período, o gás foi o componente não-renovável do mercado energético brasileiro que mais cresceu, tendo em vista o aumento da produção local e as importações oriundas da Bolívia e GNL, sendo atualmente responsável por cerca de 11,4% da demanda total em 2013, segundo o PDE Plano Decenal de Expansão de Energia de 2022, divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética ( EPE ). Ainda segundo estimativas da EPE no PDE 2022, a participação do gás natural no consumo final de energia deve chegar a 16% em Dentre as fontes não renováveis, o gás natural apresenta um ganho substancial de participação na oferta de energia, saindo de 11% em 2013 para 16% em 2022, resultante de sua taxa média anual de crescimento de 9% no período. A capacidade brasileira de produção de gás natural está organizada para sustentar um rápido crescimento durante a próxima década, o que, potencialmente, transformará o balanço entre oferta e demanda de gás no país. O aumento do fornecimento poderá permitir ao Brasil novas oportunidades, já que o gás não só auxilia a suprir o contínuo crescimento do mercado energético local, mas também auxilia a reduzir a quantidade atualmente importada. O crescimento brasileiro deverá ser impulsionado por um aumento na produção de gás proveniente do offshore da Bacia de Santos. No curto e médio prazo, serão os projetos de gás não associados da Petrobras, tais como Mexilhão e BS-500 Pole, que direcionarão o crescimento nacional. Já no longo prazo, surgirão quantidades substanciais de gás associado proveniente das vastas reservas do pré-sal do país. Não obstante tal cenário promissor, ainda restam excelentes potenciais de exploração para mais descobertas de gás, tanto em terra, potencial para reservas de gás natural não convencional, em áreas licitadas na última 12ª Rodada da ANP, como no mar. A geração de gás offshore é geralmente associada ao óleo, com incertezas sobre os volumes que podem ser necessários para reinjeção, para manter a pressão do reservatório e aumentar a produção de óleo, impactando diretamente a oferta de gás natural no mercado, especialmente no pré-sal. O aumento da oferta local de gás, associado com a crescente base de reservas, permitirá um contínuo desenvolvimento do mercado doméstico a uma taxa de crescimento razoável. O crescimento do mercado local tem sido amplamente direcionado pelo aumento na demanda do setor industrial e de geração de energia, tendo o consumo de gás natural em nosso país mais que dobrado entre 2000 e 2013, segundo dados da EPE. Para o escoamento do gás natural do pré-sal estão sendo construídos gasodutos de escoamento, Rota 2 e Rota 3. Geração de energia. Com relação à geração de energia, a legislação brasileira estipula que a geração por hidroeletricidade tem prioridade sobre as demais fontes energéticas, o que significa que as centrais térmicas são geralmente construídas para proporcionar capacidade extra, com uma expectativa de crescimento constante, e com grande importância em períodos secos como os que o Brasil vivencia desde em 2012, com despachos médios de PÁGINA: 101 de 322

108 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais cerca de 50% da capacidade instalada, fazendo com que as importações de GNL batessem recordes (média de importação de GNL de 15 milhões de m 3 /dia em 2013 e 20 milhões de m 3 /dia em 2014). Indústria. O setor industrial brasileiro é responsável pelo substancial aumento da demanda por gás natural em nosso país. Todavia, considerando que muitos negócios nos principais centros industriais do Rio de Janeiro e São Paulo já se adaptaram ao uso de gás natural, somente projetos industriais incipientes (greenfield) podem direcionar o crescimento futuro. Neste momento, há poucos projetos publicamente anunciados. Assim, espera-se que a maior parcela do crescimento no médio prazo tenha origem em investimentos planejados pela Petrobras, em suas refinarias (Comperj e Renest) e instalações de fertilizantes e também em projetos de cogeração, geração em ponta e geração distribuída. Outros. O setor de transportes também se encontra em constante crescimento. A demanda por veículos adaptados a gás natural ( GNV ) tem crescido substancialmente nos últimos seis anos, particularmente nos estados da Região Sudeste. Ainda que o aumento no preço do gás possa desacelerar a taxa de conversão de veículos, a expectativa é de que este mercado continue a expandir, em função da melhor eficiência do combustível e à reduzida corrosão do motor com a utilização do GNV, quando comparado a componentes de gasolina e etanol. Em relação ao mercado residencial e comercial, a demanda por gás natural ainda é pouco significativa em nosso país, mas crescente. PÁGINA: 102 de 322

109 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Evolução do balanço do Gás Natural no Brasil (bilhões de m³/ano) Fonte: Anuário Estatístico ANP Mercado de Atuação da Empresa Atualmente, a produção de gás natural da QGEP concentra-se no Campo de Manati, localizado no litoral da Bahia, que possui a totalidade de sua participação de 45% no Campo negociada em contrato com a Petrobras. Este campo de gás não associado tem uma importância estratégica para a região nordeste, pois a oferta ao mercado a partir de 2007 possibilitou o desenvolvimento de novos consumidores e investimentos de infraestrutura em gasodutos de transporte e distribuição. A produção total de Manati foi responsável por 28% do gás natural produzido no nordeste em 2014, de acordo com dados da ANP, ou seja, a QGEP é responsável por cerca de 13% de todo o gás natural produzido na região, utilizando-se a participação no Campo de Manati. Considerando a Produção Disponível (Produção Bruta menos a Reinjeção, queima e uso nas plataformas), a participação de Manati, por ser um campo de gás não associado, atinge participação superior a 60% do gás natural que é ofertado ao mercado, o que mostra a importância deste campo para o nordeste, sem o qual a situação de restrição da oferta impactaria muito em uma já deprimida demanda com reflexos diretos no desenvolvimento econômico dos estados nordestinos que vivem grande volume de projetos estruturantes e implantação de projetos industriais, dependentes da oferta de energia. Manati impacta positivamente também na cobertura da crescente queda de produção dos campos existentes, especialmente os dos estados do Rio Grande do Norte, Sergipe e Alagoas. A alternativa existente, de aumento de importação de gás natural nacional do sudeste via PÁGINA: 103 de 322