Explorando o Petróleo e Gás offshore

Explorando o Petróleo e Gás offshore Iniciamos a cobertura de, uma das maiores empresas independentes de exploração e produção (E&P) de óleo e gás do Brasil, com recomendação de COMPRA e preço justo de R$ 26,00/ação. Baseado no último preço de fechamento, o potencial de valorização das ações é de 52,9%. Nossa recomendação é baseada em: (i) Portfólio balanceado em termos de risco, maturidade e potencial econômico; (ii) Campanha exploratória sustentável e apoiada em sólidos fundamentos financeiros. (iii) Experiência e posicionamento estratégico no setor e; (iv) Oportunidades de Farm in e participação em novas rodadas de licitação da ANP para águas profundas e ultraprofundas. 29 de Julho de 2011 Henrique Ribas R. Alves, CNPI halves@plannercorretora.com.br +55 11 2172-2534 CÓDIGO: RECOMENDAÇÃO: PREÇO JUSTO: GOVERNANÇA: QGEP3 COMPRA R$ 26,00 Novo Mercado Portfólio balanceado Atualmente a empresa detém 45% de participação na maior reserva provada de gás não-associado do Brasil, o campo de Manati, que pode atingir até 80 MMboe de reservas 3P, líquidas para a QGEP, e produção de 8 MMm³/dia (49 kbpd), em contrato de take-or-pay com a Petrobras no período de 25 anos. A Companhia tem participação também em 6 descobertas em 6 blocos exploratórios offshore, totalizando 42,3 MMboe de recursos contingentes líquidos 3C. Os recursos prospectivos riscados líquidos somam 307 MMboe e representam 70% dos ativos. O portfólio está localizado em águas com histórico COS (Chance de Sucesso) de 41%, o quê significa um risco menor, porém com potencial de desenvolvimento de enormes volumes de hidrocarbonetos. Equilíbrio financeiro para o crescimento Somente o campo de Manati deve fornecer um fluxo de caixa livre na ordem de US$ 1,9 bilhão para a QGEP entre 2011 a 2021, ano final de sua vida útil, o equivalente a grande parcela dos investimentos em exploração e desenvolvimento dos demais recursos, CAPEX este que estimamos atingir US$ 2,3 bilhões distribuídos no período de 2011 a 2017. A utilização do caixa robusto de US$ 936 milhões (ex aquisição do BMS-8 de US$ 175 MM) pode impactar também o aumento da produção e a reposição das reservas, uma vez que a empresa deverá buscar novas oportunidades para manter o seu portfólio de forma diversificada e dar continuidade ao crescimento da sua base de ativos. Experiência e posicionamento estratégico no setor A empresa faz parte do Grupo Queiroz Galvão, que atua em todas as etapas da cadeia produtiva do petróleo e gás natural, incluindo exploração e produção, serviços de perfuração de poços, afretamento de plataformas de perfuração e navios de produção e projetos para construção de navios e plataformas. As atividades do grupo no setor se iniciaram na década de 80 e sempre estiveram relacionadas aos investimentos da Petrobras, relacionamento este que possibilita à QGEP identificar oportunidades de negócio em comum com a mais importante empresa do setor no Brasil. Operador do Tipo A Como conseqüência do histórico de atuação no setor, em 2007 a ANP atribuiu à QGEP a qualificação de operador do tipo A, sendo a primeira e única empresa brasileira de capital privado habilitada a operar em águas profundas e ultraprofundas, abrindo espaço para parcerias com importantes empresas do setor e para participarem de rodadas de licitação da ANP na promissora camada do Pré- Sal. 1

Opinião do investimento Iniciamos a cobertura da com recomendação de COMPRA e preço alvo de R$ 26,00 por ação. Nossa expectativa de ganhos de capital e dividendos totaliza um retorno potencial de 52,9% para QGEP3. Esperamos que nos próximos 12 meses a empresa avance nas perfurações dos poços prospectivos e na avaliação das descobertas (recursos contingentes), o quê pode tornar a relação de risco e retorno de seus ativos mais atrativa, aumentando também o volume de recursos potencialmente recuperáveis. Acreditamos que a empresa obtenha sucesso nas próximas rodadas de licitação da ANP, com foco em águas profundas do Pré- Sal, e que possa aproveitar também outras oportunidades de farm in no setor, alocando os seus recursos financeiros de uma forma diversificada e equilibrada com seu ciclo de investimentos e fluxo de caixa. Na nossa avaliação a combinação: (i) posição de caixa robusta; (ii) geração de caixa sólida (iii) baixa alavancagem financeira da empresa, aliada à experiência e qualificação da empresa para se posicionar de forma estratégica no setor é um fator determinístico para que haja sucesso na implementação do programa exploratório e desenvolvimento de hidrocarbonetos. Como upside adicional, poderíamos considerar ainda a possibilidade de farm-out de ativos, caso haja evolução da fase exploratória e sucesso nas avaliações, uma vez que a empresa opera em blocos próximos aos Hot Spots brasileiros e com potencial de desenvolvimento de óleo leve, acompanhando o trend de campos em águas rasas, regiões estas que as grandes empresas do setor têm mostrado apetite para o futuro desenvolvimento de hidrocarbonetos. Desde o IPO em fevereiro de 2011 a ação da registraram uma queda de -10,52% (QGEP3), contra -10,61% do Índice Ibovespa (Ibov). Pontos fortes do investimento Proximidade com o grupo Queiroz Galvão - O Grupo Queiroz Galvão tem histórico de atuação onshore e offshore e atualmente é sócio do Estaleiro Atlântico Sul, produzindo todos os tipos de navios cargueiros de até 500 mil toneladas de porte bruto (TPB), além de plataformas offshore dos tipos semi-submersível, FPSOs, TLP e SPAR. É sócio também da QUIP, empresa especializada em implantar projetos sob a modalidade EPC (engineering, procurement and construction) e prestadora dos serviços de construção de plataformas. Acreditamos que a troca de experiência com as empresas irmãs pela QGEP seja um ponto importante para o desenvolvimento dos campos e comercialização de gás, óleo e condensado. Histórico em E&P A atuação da QGEP se iniciou logo após o fim do monopólio determinado pela Lei do Petróleo em 6 de agosto 1997, num primeiro processo de farm in realizado pela Petrobras entre os anos de 1998 e 2000, quando participou nos blocos: (i) BC-7, onde foi operadora para a Petrobras; (ii) BCAM-40, onde foram descobertos os Campos de Manati e Camarão Norte e (iii) BS-3 onde descobriram o Campo de Cavalo Marinho, posteriormente vendido, tendo participado também do desenvolvimento de óleo no Campo de Coral. A Companhia participou de todas as demais rodadas de licitações realizadas pela ANP até o momento, adquirindo concessões em seis de dez rodadas 2

Capacitação técnica - O know-how do desenvolvimento de campos e da comercialização de gás, óleo e condensado, facilita a avaliação e implantação de novos projetos e desenvolvimento de hidrocarbonetos, propiciando ganho de eficiência operacional e aumento do retorno potencial dos projetos. Parcerias Destacamos também o apetite da Companhia por ativos em bacias emergentes onde há também atuação das maiores empresas do setor, trazendo proximidade dos seus projetos com a infra-estrutura local prevista para escoamento da produção futura e um maior alinhamento com a prioridade de investimentos dos participantes dos consórcios. Estas parcerias poderão permitir também a troca de conhecimento técnico e a redução da exposição aos riscos financeiros tipicamente enfrentados pelas empresas do setor, através da participação não majoritária dos blocos e diversificação em novos projetos exploratórios. Pipeline - Fazem parte do pipeline de investimentos oportunidades que alimentem a parcela de recursos potenciais da companhia e nesta linha a empresa adquiriu recentemente direitos exploratórios num processo de farm in do bloco BM-S-8 na bacia de Santos, bloco este que é operado pela Petrobras numa área em que já ocorreu uma série de descobertas em localidades próximas. Riscos do investimento Preço do Petróleo e do Gás Natural. A viabilidade econômica dos projetos tem uma relação direta com a variação de preço do petróleo e do gás natural no longo prazo. Caso haja mudança nos patamares de preço para patamares inferiores aos projetados, pode haver a necessidade de se revisar os investimentos e de se reavaliar os ativos. Infra-estutura O escoamento da produção de petróleo e gás, caso estes venham a se desenvolver, dependerá de investimentos em infra-estrutura junto aos blocos offshore. Se por qualquer motivo estes investimentos forem afetados a comercialização da produção pode ser prejudicada, o quê pode comprometer as operações e os investimentos realizados. Operação nos blocos exploratórios Os blocos em que a empresa tem participação minoritária podem sofrer variação no ritmo dos investimentos previstos, de acordo com os planos do operador do bloco em questão. O fluxo de caixa da Companhia e seu planejamento financeiro podem ser afetados caso isto ocorra. Chance de sucesso geológico e comercial A atribuição da GCOS (Chance de sucesso geológico) a um Prospecto Exploratório é feita rotineiramente no setor, como uma das etapas para avaliar se aquele deve ser perfurado ou não. Apesar de haver procedimentos sistemáticos para a estimativa da GCOS, o processo continua dependendo essencialmente de opinião. A estimativa da GCOS é um agregado de probabilidades individuais que contribui para o sucesso geológico em função de: (i) trapa e vedação; (ii) presença e qualidade do reservatório; (iii) origem e migração; e (iv) período geológico (timing). A combinação destes fatores pode não ocorrer da forma esperada. Deve-se considerar ainda que as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de óleo e gás natural podem ser afetadas material e adversamente por questões políticas, ambientais, dentre outras. 3

Resumo da avaliação Realizamos as projeções em dólar e em termos reais e consideramos o período de projeção até o ano de 2046, ultimo ano de vida útil das reservas do Portfólio atual dada a curva de produção considerada. Quanto à recente aquisição de 10% de participação no bloco BMS-8, realizada em julho de 2010, ainda não a incorporamos ao modelo devido à necessidade de mais informações divulgadas ao mercado, que dependerá do alinhamento da QGEP com os demais participantes daquele consórcio. Principais Premissas: Curva de produção - A avaliação econômica foi fundamentada nos volumes dos recursos estimados pela consultoria especializada GCA (Gaffney, Cline & Associates), e nos perfis de produção, cenários de desenvolvimento e ritmo fornecidos pela QGEP. Preços de petróleo e gás Com o objetivo de sermos conservadores, utilizamos uma faixa de preços de petróleo e gás denominada como Padrão durante o período de projeção, de US$ 80,00/Bbl e US$ 6,50/MMBtu, respectivamente. É presumido que o condensado seja comercializado com um prêmio de 10% em relação ao preço do petróleo. Inflação de custos - Assumimos que a evolução de todos os custos fixos e variáveis estará correlacionada ao preço do petróleo e não atribuímos, desta forma, variação real aos custos. Mantivemos as estimativas de royalties, participação especial, PIS/COFINS e imposto de renda de pessoa jurídica inalterados durante o período de projeção. CAPEX e OPEX: Investimentos Incluímos nesta conta o custo de perfuração dos poços de exploração, poços de desenvolvimento, aquisição de sistema de produção flutuante (FPSO), investimentos em plantas, sistema de coleta, tubulações e demais componentes dos projetos de desenvolvimento ou infra-estrutura. Despesas Operacionais - Foi incorporado o custo de arrendamento de navios de abastecimento, serviços de helicóptero, FPSOs, plantas, sistemas de compressão, operações de recondicionamento, custo de mobilização, custo de abandono de poço e outros componentes da operação de um campo. Cenário de desenvolvimento de Hidrocarbonetos: Reservas: Para o campo de Manati consideramos as reservas provadas, incluindo as de nível de confiança 3P. A curva de produção utilizada foi a mesma esperada pela Companhia, com a vida útil desta reserva terminando no ano de 2021. Recursos contingentes: A QGEP solicitou que a GCA elaborasse análises presumindo o desenvolvimento de três das quatro descobertas (Camarão Norte, Copaíba e Jequitibá). Consideramos a mesma curva de produção da análise econômica feita pela GCA para estes recursos, incluindo os recursos classificados sob o critério de confiança 3C para aquelas descobertas. 4

Recursos prospectivos: Incorporamos aos recursos prospectivos o ajuste do risco para levar em consideração a Probabilidade de Sucesso Geológico (GCOS) presumida pela GCA. O volume bruto de recursos prospectivos foi considerado pelo critério de estimativa Média, resultando em Recursos Prospectivos Médios Riscados. A curva de produção considerada foi a mesma da análise econômica da GCA. A Companhia avalia que haja grande chance de ocorrer predominantemente óleo ao invés de gás nos prospectos de Jequitinhonha 1, Jequitinhonha 2 e Santos 4. Precificação: No nosso entendimento, dada a natureza pré-operacional de grande parte dos ativos da empresa, a melhor forma de se precificar a firma seria pelo somatório do VPL (Valor Presente Líquido) dos projetos ao caixa líquido da Companhia. Caso 1: Avaliação para o caso de gás nos prospectos Jequitinhonha 1,2 e Santos 4. US$ Milhões Taxa de Desconto 11% Curva de Petroleo (Padrão/GCA) Padrão VPL 3.097,9 Caixa Líquido 937,5 NAV 4.035,4 N ações 265,0 Valor por ação (US$) 15,2 Câmbio 1,6 Valor por ação (R$) 23,8 5

Há redução dos lucros no ano de 2011 devido à parada para manutenção de alguns poços no campo de Manati, que a partir do ano de 2014 inicia um movimento de declínio da produção após o platô de produção durante o período de 2012 2013, entrando na fase final de sua vida útil que termina em 2021. A produção volta a aumentar em 2015, devido principalmente à entrada de Jequitinhonha 1 e 2, porém consideramos na avaliação a curva de produção ajustada pelo fator de risco (GCOS) para os recursos prospectivos, conforme as linhas destacadas. O fluxo de caixa livre para a empresa volta a ser positivo a partir do ano de 2016, após o encerramento do período de investimentos em exploração e desenvolvimento de hidrocarbonetos do portfólio atual, atingindo seu pico em 2018 quando a produção atinge o seu máximo. Consideramos que todo o lucro acumulado seja distribuído para os acionistas, já que as reservas têm um encerramento definido, não havendo possibilidade de re-investimentos neste caso. 6

Caso 2: Avaliação para o caso do óleo nos prospectos Jequitinhonha 1, 2 e Santos 4. Os recursos prospectivos atribuídos aos prospectos Jequitinhonha 1 e 2 e Santos 4 e a avaliação econômica resultante presumem que se houver uma descoberta, ela deve ser de gás com volumes pequenos de condensado associado. Porém, existe a probabilidade de que se for feita uma descoberta, ela seja de óleo com volumes pequenos de gás associado. A QGEP solicitou que a GCA avaliasse os volumes de recursos que seriam se aplicariam se cada um desses três prospectos resultasse em uma descoberta que seja predominantemente de óleo em vez de gás, e como isso impactaria a análise econômica. Incorporamos estes mesmos volumes ajustados pelo risco (CGOS) e chegamos a um potencial para o aumento desses valores presentes líquidos em cerca de US$ 800 milhões adicionais caso seja desenvolvido óleo naqueles prospectos. US$ Milhões 7

É valida aqui a mesma análise feita para a natureza do fluxo de caixa do caso 1. 8

Caso Base: Como resultado da avaliação conjunta do caso 1 e caso 2, que consideram gás ou óleo nos prospectos de Jequtinhonha 1, 2 e Santos 4, chegamos a um preço justo para as ações de R$ 26,2/ação. Consideramos o somatório de 50% do VPL para cada caso (50% de chance óleo ou gás) dos referidos prospectos de Jequitinhonha 1, 2 e Santos 4 e o somatório de VPL dos demais projetos. Visão geral da empresa Mercado de atuação A Companhia tem seu foco de atuação na exploração e extração/produção (E&P) de Petróleo e Gás Natural nos reservatórios offshore localizados na costa brasileira. Sua atividade está em grande parte vinculada ao complexo de atuação da Petrobras, que é a operadora de 8 dos 9 blocos em que a empresa tem direitos de concessão para a atividade exploratória. Portfólio alvo Desconsiderando a última aquisição no Bloco BM-S-8 os recursos da Companhia estão distribuídos em 71% de recursos prospectivos, 19% de recursos contingentes e 10% de reservas. A empresa pretende manter esta configuração de portfólio nos próximos anos, porém com volumes maiores, participando de novos processos de farm in e de novas rodadas de licitação da ANP, recompondo os ativos na medida em que converte os recursos prospectivos e contingentes em reservas. Campo/Bloco Volume (MM Boe) Classificação Manati 73,3 Reservas Camarão Norte 4,5 Recursos Contingentes BM-CAL-5 35,1 Recursos Contingentes CAL-M-372 24,4 Recursos Prospectivos Riscados BM-J-2 94,1 Recursos Prospectivos Riscados BM-S-12 159,7 Recursos Prospectivos Riscados BM-S-8 - Total 391,1 Fonte: 9

Localização geográfica A Bacia de Camamu está situada na porção central do litoral do Estado da Bahia e a QGEP tem participação nos Campos de Manati e Camarão Norte e nos blocos exploratórios BM-CAL-5, CAL-M-372 e CAL-M-312 (estes dois últimos formam o BM-CAL-12). O Campo de Camarão Norte, declarado comercial em 2009, prolonga-se para a área adjacente operada pela El Paso e denominada de Camarão. As acumulações de Camarão Norte e Camarão estão em processo de Unitização para posterior definição do plano de desenvolvimento. No bloco BM-CAL-5 foram perfurados dois poços para avaliação (Copaíba e Jequitibá). A taxa de sucesso geológico nesta Bacia é de 31%, conforme cálculo baseado em informações da ANP. Algumas das demais empresas com investimentos nessa Bacia são Petrobras, Statoil, Devon, ENI e El Paso. A Bacia de Jequitinhonha também está localizada no Estado da Bahia e a estratigrafia desta Bacia apresenta semelhanças com Bacias da região sudeste do país, notadamente Campos e Espírito Santo. A empresa detém 100% de participação no bloco exploratório BM-J-2 e algumas das demais empresas com investimentos nessa Bacia são Petrobras e Statoil, que anunciaram recentemente a descoberta em um bloco próximo ao BM-J-2. A Bacia de Santos, localizada na região sudeste da costa brasileira é a área de E&P mais promissora do Brasil, em função das últimas descobertas realizadas no Pré-Sal. Conforme divulgado pela Petrobras, o Campo de Tupi (recentemente renomeado Lula), recém descoberto nessa bacia, possui, individualmente, estimativa de volume recuperável de cinco a oito bilhões (boe) de óleo leve, além de volumes significativos em outras descobertas relevantes, como os Campos Guará, Carioca, Júpiter e Iguaçu. Atualmente a empresa tem direitos sobre o bloco BM-S-12 e no BM-S-8, participação que foi recentemente adquirida (Julho/2011). 10

Reservas Manati O Campo de Manati é um campo de gás seco cuja produção teve início em 2007. Atualmente há um contrato de vendas com uma razão de 6 milhões de metros cúbicos por dia e volume total de vendas de 23 bilhões de metros cúbicos. Para produzir os volumes das reservas será necessário fornecer compressão. Para manter o índice no patamar do volume de vendas, durante o maior tempo possível, para os volumes maiores nas categorias 2P e 3P, será necessário o uso de compressão em 2013. Como as reservas provadas são limitadas pelo contrato atual, é necessária uma compressão menor, que não será necessária até 2015. Recursos Contingentes Camarão Norte O Campo de Camarão Norte, no Bloco BCAM-40, está no processo de unitização em função de seu prolongamento para o bloco contíguo BM- CAL-04, ao sul, no qual a operadora El Paso detém 100% de interesse. Estão sendo avaliados diversos projetos de desenvolvimento do campo para depois da conclusão da unitização. É também possível exportar gás através das instalações de Manati. 11

Copeiba A acumulação de Copaíba foi perfurada pelo poço 1-BRSA-637D-BAS. A meta é um canal turbidítico lacustre do Cretáceo Inferior, de natureza estratigráfica. O poço testou 1000-2000 Bbl/dia. É necessária avaliação complementar antes de serem feitas perfurações adicionais. As áreas das extensões baixa e alta estão limitadas pela vizinhança imediata da penetração do poço. O mapeamento da amplitude sísmica indica que essa estrutura em canal pode estender-se para o norte. No entanto, dados adicionais são necessários para uma avaliação complementar do potencial adicional. Recursos Prospectivos Jequitibá A acumulação de Jequitibá foi perfurada pelo poço 1-BAS-144. Os dados sísmicos mostram que o reservatório está compartimentalizado em três blocos principais de falha. O poço perfurou o bloco estruturalmente mais alto da falha. As médias de porosidade e saturação de hidrocarbonetos foram derivadas do perfil do poço. 12

Recursos Prospectivos Camamu 1 O Bas-126, perfurado ao norte do bloco, tem mais de 250 m de reservatório de boa qualidade, e o poço Bas-102, perfurado ao sul do bloco, tem mais de 100 m de reservatório de boa qualidade. Segundo os estudos geoquímicos da área, espera-se que o petróleo seja o hidrocarboneto predominante, caso esteja presente. Jequitinhonha 1 e 2 Foram identificados dois prospectos próximos um do outro. Os dados sísmicos nestas profundidades são precários e apesar do alto estrutural poder ser observado na base do sal, a resolução dos dados abaixo do sal oferece pouca confiabilidade no mapeamento da estrutura. A QGEP usou o mapeamento da base do sal para identificar a melhor expressão de cada prospecto. Com base em estudos geoquímicos regionais, é esperado que os reservatórios de hidrocarbonetos desta área sejam de gás, porém a empresa acredita que possa ser óleo. 13

Santos 1: Há indicações de que o reservatório encontrado através do poço 1-SCS- 13 possa fazer parte de um sistema de canais de extensão regional. Com base no mapa da Petrobras/QGEP, a GCA avaliou este play como tendo 4 prospectos adicionais aos recursos contingentes assinalados na área do poço 1-SCS-13. Santos 2: Este reservatório foi perfurado através do poço 1-SCS-13, antes dos problemas técnicos do poço. Segundo os estudos geoquímicos da área, a presença de óleo nestes reservatórios é mais provável do que a presença de gás. A GCA analisou todas as entradas e observou que o mapa da Petrobras/QGEP, para o caso baixo, era otimista. A GCA estima que o mapa da Petrobras/QGEP, para o caso baixo, representa melhor o caso mais provável. Para o caso baixo, a GCA acredita que a área deve ficar restrita a leste da falha para o oeste do poço 1-SCS-13. Nos demais parâmetros, a GCA concorda com a QGEP. Santos 3: Os dados sísmicos deste bloco são de boa qualidade e revelam um evento que pode ser facilmente rastreado e mapeado. Santos 4: Estudos geoquímicos regionais sugerem que nesta profundidade de 6.400 m, é mais provável que os microbiolitos aptianos contenham mais gás do que óleo, porém a empresa acredita que possa ocorrer óleo ao invés de gás. 14

Glossário Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP): Implantada pelo Decreto nº 2.455, de 14 de janeiro de 1998, é o órgão regulador das atividades que integram a indústria do petróleo e gás natural e a dos biocombustíveis no Brasil. Operador: Empresa legalmente designada para conduzir e executar todas as operações e atividades na área de concessão, de acordo com o estabelecido no contrato de concessão celebrado entre a ANP e o concessionário. Barril (bbl): Unidade de volume equivalente a 158,98 litros. Barril de óleo equivalente (boe): Frequentemente usado para comparar volumes de petróleo e gás natural na mesma unidade aproximada de medida para diferentes tipos de gás natural, por exemplo: 1.000 m3 de gás natural = aproximadamente 1 m3 de óleo equivalente = aproximadamente 6,29 barrís de óleo equivalente 6.000 pe3 de gás natural = aproximadamente 0,17 m3 de oleo equivalente = aproximadamente 1 barril de óleo equivalente Bacia: Depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de óleo e/ou gás, associados ou não. Bloco: Pequena parte de uma bacia sedimentar, com limites definidos pelo órgão regulador, onde são desenvolvidas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. De acordo com a definição da ANP, o bloco é formado por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices. Campo: Área de uma bacia sedimentar onde a existência de reservatórios com volumes de petróleo comercialmente produzíveis foi comprovada através de atividades exploratórias (aquisição sísmica, interpretação sísmica, perfuração de poços exploratórios e de delimitação). Um campo é uma acumulação comercial de petróleo e/ou gás natural e consiste num reservatório ou grupo de reservatórios em subsuperfície. Farm-in/Farm-out: Processo de aquisição ou venda parcial ou total dos direitos de concessão detidos por uma empresa. Em uma mesma negociação, a empresa que está adquirindo os direitos de concessão está em processo de Farm-in e a empresa que está vendendo os direitos de concessão está em processo de Farm-out. Hidrocarboneto: Composto orgânico constituído apenas por carbono e hidrogênio. O petróleo e o gás natural são exemplos de hidrocarbonetos. Lâmina d água: Distância entre a superfície da água e o fundo do mar. Águas Profundas: Lâmina d água de 401 a 1.500 metros. Águas Rasas: Lâmina d água de 400 metros ou menos. 15

Águas Ultraprofundas: Lâmina d água com mais de 1.501 metros. Offshore: Relativo a atividades de exploração e/ou produção de óleo e/ou gás natural na plataforma continental, no mar. Onshore: Relativo a atividades de exploração e/ou produção de óleo e/ou gás natural em terra. Participação Especial: Compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, de acordo com os critérios estabelecidos no Decreto 2.705/98. Probabilidade de sucesso geológico (Pg): É definida como a probabilidade de se descobrir uma acumulação comercial de petróleo e/ou gás natural. Pg é estimada pelo produto (multiplicação) das probabilidades ou chances de ocorrência de cada um dos fatores geológicos: geração, migração, reservatórios, trapa, selo e timing. Prospecto: Feição geológica mapeada como resultado de estudos e interpretações geofísica e geológica que justificam a perfuração de poços exploratórios para a localização de petróleo e/ou gás natural. Existem dados suficientes para identificar e quantificar as incertezas e a probabilidade de sucesso e estimar-se recursos potenciais e economicidade. Recursos Potenciais: Volumes de petróleo estimados em um prospecto, antes da perfuração e descoberta, e que seriam potencialmente recuperáveis comercialmente através de futuros projetos de desenvolvimento. Recursos Potenciais Riscados Totais: Recursos Potenciais Totais multiplicados pela Probabilidade de Sucesso. Recursos Potenciais Riscados Líquidos: Recursos Potenciais Riscados Totais multiplicados pela participação da Companhia, ou seja, excluindo-se a participação dos parceiros da Companhia nos respectivos prospectos ou blocos de exploração. Recursos Contingentes: São volumes estimados de petróleo e/ou gás natural em acumulação já descoberta, mas que necessitam de mais análises e/ou avaliações e/ou aquisições/processamento de dados e/ou nova tecnologia para serem considerados comercialmente produzíveis. Reserva: São volumes descobertos de petróleo e/ou gás natural comercialmente recuperáveis através de projetos de desenvolvimento a serem executados a partir de determinada data. As reservas podem ser Provadas, Prováveis e Possíveis dependendo do grau de precisão/certeza de estimativa do seu volume e da capacidade de extração a partir da aplicação de tecnologias conhecidas e/ou a serem desenvolvidas. Descoberta: De acordo com a Lei do Petróleo, é qualquer ocorrência de petróleo, gás natural ou outros hidrocarbonetos, minerais e, em termos gerais, Reservas minerais localizadas na concessão, independente da quantidade, qualidade ou comercialidade, confirmadas por, pelo menos, dois métodos de detecção ou avaliação (definição de acordo com o contrato de concessão da ANP). Para ser considerada comercial, uma descoberta deverá apresentar retornos positivos em um investimento em condições de mercado para seu desenvolvimento e produção. 16

2C: Estimativa de Recursos Contingentes com chances iguais (50%/50%) de serem alcançadas ou excedidas. 3C: Estimativa elevada de Recursos Contingentes, onde se considera apenas 10% de chance de ser alcançada ou excedida. 1P: ou Reservas Provadas São as quantidades de petróleo que, através de análises de dados de geociências e engenharia, podem ser estimadas com certeza plausível, de serem comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data, em reservatórios conhecidos e em conformidade com normas governamentais, métodos operacionais e condições econômicas determinadas. 2P É a soma das Reservas Provadas e Prováveis, que equivale ao cenário da melhor estimativa. 3P É a soma das Reservas Provadas, Prováveis e Possíveis, que equivale ao cenário da estimativa mais alta. Royalties: São uma compensação financeira devida ao Estado pelas empresas concessionárias produtoras de petróleo e gás natural no território brasileiro e são distribuídos aos Estados, Municípios, ao Comando da Marinha, ao Ministério da Ciência e Tecnologia e ao Fundo Especial administrado pelo Ministério da Fazenda, que repassa aos estados e municípios de acordo com os critérios definidos em legislação específica. Os royalties, que incidem sobre a produção mensal do campo produtor, são recolhidos mensalmente pelas empresas concessionárias por meio de pagamentos efetuados para a Secretaria do Tesouro Nacional STN, até o último dia do mês seguinte àquele em que ocorreu a produção. Sísmica: Entre outras tecnologias exploratórias, o método sísmico é o mais utilizado pelos geólogos e geofísicos. Consiste basicamente numa fonte de energia (sonora) e receptores. 1) Sinais sonoros são emitidos da fonte para as camadas de rochas em sub-superfície; 2) parte da energia sonora é refletida nas interfaces entre as diferentes camadas de rochas; 3) os sinais refletidos são captados pelos receptores e; 4) por meio de computadores são transformados em imagens refletindo a distribuição e outras propriedades das camadas rochosas em sub-superfície. A Composição, Conteúdo de Fluidos, Geometria e Extensão são alguns dos atributos que podem ser extraídos dos dados sísmicos. Unitização: Processo de unificação de blocos, definido no art. 27 da Lei do Petróleo, relativo à individualização da produção, no caso de um local que possua uma jazida de petróleo ou gás natural e se estenda por dois ou mais blocos contíguos, cujos direitos de exploração e produção pertençam a concessionários diferentes. FPSO (Floating, Production, Storage & Offloading): Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência de petróleo, construída a partir de um navio. Plataforma fixa: São plataformas constituídas de estruturas modulares de aço, instaladas no local de operação sob estruturas chamadas jaquetas, presas com estacas cravadas no fundo do mar. 17

Plataforma ou sonda semi-submersível: São plataformas marítimas compostas de uma estrutura de um ou mais conveses, apoiada em flutuadores submersos. Sonda: Equipamento utilizado para realizar perfurações. Anexos Demostrativo de resultados Balanço patrimonial Fluxo de Caixa 18

Parâmetros de recomendação das ações Nossos parâmetros de recomendação levam em consideração o potencial de valorização da ação, do mercado, aqui refletido pelo Índice Bovespa, e um prêmio, adotado neste caso como a taxa de juro real no Brasil, e se necessário ponderação do analista. Dessa forma teremos: Compra: Quando a expectativa do analista para a valorização da ação for superior ao potencial de valorização do Índice Bovespa, mais o prêmio. Neutro: Quando a expectativa do analista para a valorização da ação for em linha com o potencial de valorização do Índice Bovespa, mais o prêmio. Venda: Quando a expectativa do analista para a valorização da ação for inferior ao potencial de valorização do Índice Bovespa, mais o prêmio. Equity Research Bancos, Serviços Financeiros e Seguradoras Francisco Ferrazi Kops, CNPI (55 11) 2172-2695 fkops@plannercorretora.com.br Head, Mineração, Siderurgia Ricardo Tadeu Martins, CNPI (55 11) 2172-2605 rmartins@plannercorretora.com.br Construção Civil, Material de Construção e Papel e Celulose Mario Roberto Mariante (55 11) 2172-2614 mmariante@plannercorretora.com.br Ricardo Tadeu Martins, CNPI (55 11) 2172-2605 rmartins@plannercorretora.com.br Mario Roberto Mariante (55 11) 2172-2614 mmariante@plannercorretora.com.br Energia Elétrica, Saneamento, TI e Telecomunicação Rafael Andreata, CNPI (55 11) 2172-2606 randreata@plannercorretora.com.br Varejo, Educação, Saúde e Fumo Francisco Ferrazzi Kops, CNPI (55 11) 2172-2695 fkops@plannercorretora.com.br Petróleo, Petroquímica e Agronegócio Henrique Ribas, CNPI (55 11) 2172-2534 halves@plannercorretora.com.br Aviação, Infraestrutura, Concessão Rodoviária e Logística Rafael Andreata, CNPI (55 11) 2172-2606 randreata@plannercorretora.com.br Alimentos,Bebidas e Bens de Capital Henrique Ribas, CNPI (55 11) 2172-2534 halves@plannercorretora.com.br Filiais Araras (55 19) 3542-4866 araras@planner.com.br Piracicaba (55 19) 3432-8003 rgaldino@plannercorretora.com.br Assis (55 18) 3421-2222 assis@planner.com.br Porto Alegre (55 51) 3211-0500 mmorais@plannercorretora.com.br Bauru (55 14) 3234-9722 bauru@plannercorretora.com.br Presidente Prudente (55 18) 3221-7204 fsantos@plannercorretora.com.br Belo Horizonte (55 31) 3291-9380 plannerbh@plannercorretora.com.br Ribeirão Preto (55 16) 3621-4129 rcruz@plannercorretora.com.br Blumenau (55 47) 3326-4200 aristides@multiplanner.com.br Rio de Janeiro (55 21) 2505-2100 crsantos@plannercorretora.com.br Brasília (55 61) 3328-4878 brasilia@planner.com.br Rio Claro (55 19) 3532-4360 lcarrille@plannercorretora.com.br Campinas (55 19) 3231-7998 apereira@plannercorretora.com.br São Carlos (55 16) 3374-8767 rnascimento@plannercorretora.com.br Catanduva (55 17) 3524-6203 agerlack@plannercorretora.com.br São José dos Campos (55 12) 3923-2750 plannersjc@plannercorretora.com.br Curitiba (55 41) 3074-2600 lacombe@proxyinvest.com.br São José do Rio Preto (55 17) 3231-5355 sjrp@plannercorretora.com.br Florianópolis (55 48) 4062-0204 mmastrorocco@plannercorretora.com.br Sorocaba (55 15) 3211-7255 sorocaba@plannercorretora.com.br Franca (55 16) 3721-0707 dpaiva@plannercorretora.com.br Uberaba (55 34) 3314-4026 kleal@planner.com.br Itapetininga (55 15) 3272-2247 rcruz@plannercorretora.com.br Uberlândia (55 34) 3219-3219 uberlandia@plannercorretora.com.br Disclosure Este relatório foi preparado pela e está sendo fornecido exclusivamente com o objetivo de informar. As informações, opiniões, estimativas e projeções referem-se à data presente e estão sujeitas à mudanças como resultado de alterações nas condições de mercado, sem aviso prévio. As informações utilizadas neste relatório foram obtidas das companhias analisadas e de fontes públicas, que acreditamos confiáveis e de boa fé. Contudo, não foram independentemente conferidas e nenhuma garantia, expressa ou implícita, é dada sobre sua exatidão. Nenhuma parte deste relatório pode ser copiada ou redistribuída sem prévio consentimento da Declaração do(s) analista(s) de valores mobiliários (de investimento), nos termos do art. 17 da ICVM 483 O(s) analista(s) de valores mobiliários (de investimento) envolvido(s) na elaboração deste relatório declara(m) que as recomendações contidas neste refletem única e exclusivamente sua(s) opinião(ões) pessoal(is) sobre a companhia e seus valores mobiliários e foram elaboradas de forma independente e autônoma, inclusive em relação à e demais empresas do Grupo. Declaração do empregador do analista, nos termos do art. 18 da ICVM 483 A e demais empresas do Grupo declaram que podem ser remuneradas por serviços prestados à(s) companhia(s) analisada(s) neste relatório. 19