EDITAL DE LICITAÇÃO PARA A CONTRATAÇÃO DE ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO, DESENVOLVIMENTO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL



AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO - ANP COMISSÃO ESPECIAL DE LICITAÇÃO



EDITAL DE LICITAÇÃO PARA A CONTRATAÇÃO DE ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO, DESENVOLVIMENTO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL


PRIMEIRA RODADA DE LICITAÇÕES


ADVERTÊNCIAS:


Este Edital de Licitação substitui todas as informações anteriores feitas pela ANP a respeito da Primeira Rodada de Licitações de blocos, incluindo o Pré-Edital e o Web-Site. Todas as empresas participantes e interessadas deverão seguir as instruções deste Edital. Qualquer correspondência ou afirmação feita por empregados ou consultores da ANP não terá validade perante as disposições deste Edital.


Este Edital está disponível nos idiomas português e inglês. No entanto, deve-se ressaltar que a versão fornecida no idioma inglês é apenas para orientação dos participantes e interessados. Para todos os fins legais a versão em idioma português é a única versão oficial.


RIO DE JANEIRO, 30 DE ABRIL DE 1999

CONTEÚDO

1 INTRODUÇÃO 4

2 OBJETO DA LICITAÇÃO 6

3 CRONOGRAMA DA LICITAÇÃO 6

4 PROGRAMA E LOCAL DA LICITAÇÃO 7

4.1 Programação da Licitação 7

4.2 Local 8

5 CONDIÇÕES DE PARTICIPAÇÃO NA LICITAÇÃO 8

6 DOCUMENTAÇÃO PARA PARTICIPAÇÃO NA LICITAÇÃO 9

6.1 Documento de Manifestação de Interesse 9

6.2 Qualificação Técnica 9

6.3 Qualificação Financeira 11

6.4 Qualificação Jurídica 12

6.5 Termo de Confidencialidade 13

6.6 Taxa de Participação 13

6.7 Prazos para o envio dos Documentos de Habilitação 14

6.8 Consórcios 14

6.9 Pacotes de Dados e Informações 15

6.10 Notificação de Habilitação 16

6.11 Inabilitação 16

6.12 Caução de Garantia de Oferta 16

7 PROCEDIMENTOS DA LICITAÇÃO 18

7.1 Procedimentos Gerais 18

7.2 Ofertas 18

7.3 Entrega dos Envelopes 19

7.4 Abertura dos Envelopes 20

8 CRITÉRIOS DE JULGAMENTO DAS OFERTAS 20

8.1 Bônus de Assinatura 20

8.2 Compromisso com Aquisição Local de Bens e Serviços na Fase de Exploração 21

8.3 Compromisso com Aquisição Local de Bens e Serviços na Fase de Desenvolvimento 21

8.4 Nota Final do Concorrente 21

9 HOMOLOGAÇÃO DO JULGAMENTO 22

10 CONTRATO DE CONCESSÃO 22

11 FORO 24

12 INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES 24

12.1 Participações Governamentais 24

12.2 Pagamento aos Proprietários de Terra 25

12.3 Pagamento das Indenizações Devidas 25

12.4 Padrões de Segurança, Meio Ambiente e Trabalho 26

13 DISPOSIÇÕES FINAIS 26

13.1 Consultas 26

13.2 Direitos da ANP 27

13.3 Recursos Administrativos 27

14 ANEXOS 28

ANEXO I DETALHAMENTO DOS BLOCOS EM LICITAÇÃO 29

ANEXO II CONTRATO DE CONCESSÃO 70

XXXXX XXX PROCURAÇÃO PARA NOMEAÇÃO DO REPRESENTANTE CREDENCIADO 117

ANEXO IV TERMO DE CONFIDENCIALIDADE 118

ANEXO V INSTRUÇÕES PARA O PAGAMENTO DA TAXA DE PARTICIPAÇÃO 120

ANEXO VI MODELO DE CAUÇÃO DE GARANTIA DE OFERTA 122

XXXXX XXX PROCURAÇÃO PARA A APRESENTAÇÃO DE OFERTAS ATRAVÉS DE EMPRESA AFILIADA 134 ANEXO VIII MODELO DE GARANTIA DE PERFORMANCE 135


AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO – ANP

COMISSÃO ESPECIAL DE LICITAÇÃO – CEL, PORTARIA ANP N.º 12, DE 15/01/99 EDITAL DE LICITAÇÃO


A Agência Nacional do Petróleo - ANP de acordo com o que dispõe a Lei n.º 9.478/97, de 6 de agosto de 1997 e a Portaria ANP n.º 6, de 12 de janeiro de 1999, torna público a realização de licitação de blocos para a contratação das atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, mediante as condições estabelecidas neste Edital e nos anexos que o integram.


1 INTRODUÇÃO


Em 6 de agosto de 1997, o Congresso Nacional aprovou a Lei n.º 9.478/97, denominada Lei do Petróleo, que regulamentou as determinações estabelecidas na Emenda Constitucional n.º 9, de 1995, que flexibilizou o monopólio da União para as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Essa Lei estabeleceu ainda as condições para o exercício das demais atividades econômicas do monopólio relacionadas com importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, refino de petróleo e processamento de gás natural e transporte de petróleo, seus derivados e gás natural.


A Lei do Petróleo também criou a Agência Nacional do Petróleo – ANP como órgão responsável pela regulação, contratação e fiscalização das atividades econômicas da indústria do petróleo, cabendo-lhe:


• implementar, em sua esfera de atribuições, a política nacional de petróleo e gás natural, contida na política energética nacional, nos termos do Capítulo I da Lei n.º 9.478/97, com ênfase na garantia do suprimento de derivados de petróleo em todo o território nacional e na proteção dos interesses dos consumidores quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos;


• promover estudos visando a delimitação de blocos, para efeito de concessão das atividades de exploração, desenvolvimento e produção;


• regular a execução de serviços de geologia e geofísica aplicados à prospeção petrolífera, visando o levantamento de dados técnicos, destinados à comercialização, em bases não-exclusivas;


• elaborar os editais e promover as licitações para a concessão de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, celebrando os contratos delas decorrentes e fiscalizando a sua execução;


• autorizar a prática das atividades de refinação de petróleo, processamento de gás natural, transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, na forma estabelecida na Lei n.º 9.478/97 e na sua regulamentação;

• estabelecer critérios para o cálculo de tarifas de transporte dutoviário e arbitrar seus valores, nos casos e na forma previstos na Lei n.º 9.478/97;


• fiscalizar diretamente, ou mediante convênios com órgãos dos Estados e do Distrito Federal, as atividades integrantes da indústria do petróleo, bem como aplicar as sanções administrativas e pecuniárias previstas em lei, regulamento ou contrato;


• instruir processo com vistas à declaração de utilidade pública, para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa, das áreas necessárias à exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, construção de refinarias, de dutos e de terminais;


• fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do petróleo, dos derivados e do gás natural e de preservação do meio ambiente;


• estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na exploração, produção, transporte, refino e processamento;


• organizar e manter o acervo das informações e dados técnicos relativos às atividades da indústrias do petróleo;


• consolidar anualmente as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás natural informadas pelos concessionários, responsabilizando-se por sua divulgação;


• fiscalizar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis, de que trata o art. 4º da Lei n.º 8.176, de 08/02/91;


• articular-se com os outros órgãos reguladores do setor energético sobre matérias de interesse comum, inclusive para efeito de apoio técnico ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE;


• regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento nacional de combustíveis, fiscalizando-as diretamente ou mediante convênios com outros órgãos da União, Estados, Distrito Federal ou Municípios;


• regular e fiscalizar as atividades de distribuição e revenda de derivados de petróleo e álcool combustível;


• comunicar ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE as infrações à ordem econômica, observadas no contexto da atuação da Agência, para que esse adote as providências cabíveis, no âmbito da legislação pertinente.


Como decorrência de suas atribuições, a ANP está lançando a Primeira Rodada de Licitações, denominada BRAZIL-ROUND 1, para contratação das atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.

A Primeira Rodada de Licitações oferece uma grande variedade de oportunidades, incluindo áreas terrestres e marítimas. Estão sendo oferecidos 27 blocos, dos quais 23 estão localizados em sete bacias marítimas, sendo 12 blocos nas Bacias de Campos e Santos. Estes blocos apresentam diferentes tamanhos, cobrindo desde águas profundas em fronteiras exploratórias ou em bacias maduras, até prospectos de gás em águas rasas. Entre os blocos terrestres estão incluídos os situados na Bacia do Paraná, onde recentemente foram descobertas acumulações comerciais de gás natural, e um bloco na Bacia Potiguar, a segunda maior produtora brasileira de hidrocarbonetos, depois da Bacia de Campos.


As bacias sedimentares brasileiras totalizam 6.436.000 km2, sendo que, atualmente, cerca de 458.000 km2, ou seja cerca de 7% da área sedimentar brasileira total, está concedida. Outros 5.978.000 km2, ou seja cerca de 93%, serão concedidos mediante licitação. O conjunto de 27 blocos totaliza 132.178 km2, o que representa cerca de 2% da área total das bacias sedimentares brasileiras.


A Primeira Rodada de Licitações tem os seguintes objetivos:


• incrementar os esforços exploratórios no Brasil;

• facilitar a transferência de tecnologia e o uso das melhores práticas da indústria do petróleo;

• possibilitar a entrada do setor privado, nacional e internacional, nas atividades da indústria do petróleo no Brasil;

• promover a livre concorrência;

• ampliar a competitividade do País no mercado internacional.


Para realizar e julgar esta licitação foi constituída uma Comissão Especial de Licitação

– CEL, composta por 6 (seis) membros, sendo 3 (três) deles pertencentes ao quadro da ANP e 3 (três) representantes da sociedade.


2 OBJETO DA LICITAÇÃO


A presente licitação tem por objeto a contratação de empresas ou consórcios de empresas, para executarem atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural em 27 blocos, de acordo com as disposições estabelecidas no Contrato de Concessão constante do Anexo II, deste Edital. O detalhamento sobre os 27 blocos que serão licitados encontra-se no Anexo I.


3 CRONOGRAMA DA LICITAÇÃO


• 14/01/99 – Início da Primeira Rodada de Licitações de Blocos e Publicação do Pré- Edital.

• 30/04/99 – Publicação do Edital.

• 20/05/99 – Prazo final para encaminhamento da Documentação de Habilitação, observado o disposto no item 6.7 e prazo final para a obtenção dos Pacotes de Dados e Informações.

• 01/06/99 – Entrega da Caução de Garantia de Oferta.

• 04/06/99 – Prazo final da ANP para o envio da Notificação de Habilitação e envio dos Envelopes e Formulários de Ofertas.

• 14, 15 e 16/06/99 – Credenciamento dos Participantes da Licitação.

• 15 e 16/06/99 – Realização da Licitação.

• 30/09/99 – Prazo final para assinatura dos Contratos de Concessão.


4 PROGRAMA E LOCAL DA LICITAÇÃO


As ofertas de cada bloco serão entregues em envelopes lacrados nos horários da licitação, conforme item 4.1 e no local da licitação, conforme item 4.2.


Todos os envelopes e formulários para apresentação de ofertas, acompanhado de informações complementares necessárias, serão encaminhados, até 04/06/99, para as empresas qualificadas como operadoras. As empresas receberão os envelopes relacionados com os blocos para os quais foram qualificadas como operadoras, nas bacias para as quais pagaram a Taxa de Participação.


4.1 Programação da Licitação

A licitação de que trata este Edital será realizada com a seguinte programação:


Dia 14/06/99 - segunda feira


16:00 às 18:00 horas – credenciamento dos participantes da licitação.


Dia 15/06/99 - terça feira


7:30 horas – início do credenciamento dos participantes da licitação, sendo que o credenciamento estará aberto até as 18:00h.


Horários da Licitação


Módulo Hora

Módulo 1

9:00

Módulo 2

12:00

Módulo 3

15:00

Módulo 4

18:00

Bloco (Tipo de Operadora)

BM-C-3 (A)

BT-PR-1 (B)

BM-S-4 (A)

BM-C-5 (A)

BT-POT-2 (C)

BM-ES-1 (A)

BM-S-3 (A)

BM-C-6 (B)

BM-CAL-2 (A)

BM-CAL-1 (A)

BT-PR-3 (B)

BM-S-2 (A)

Dia 16/06/99 - quarta feira


7:30 horas – início do credenciamento dos participantes da licitação, sendo que o credenciamento estará aberto até as 18:00h.


Horários da Licitação


Módulo Hora

Módulo 1

9:00

Módulo 2

12:00

Módulo 3

15:00

Módulo 4

18:00


Bloco (Tipo de Operadora)

BM-C-4 (A)

BT-PR-2 (B)

BM-POT-1 (A)

BM-S-5 (B)

BM-ES-2 (A)

BM-CAL-3 (B)

BM-FZA-1 (A)

BM-S-6 (B)

BM-C-2 (A)

BM-CUM-1 (B)

BM-S-1 (A)

BM-ES-3 (B)

BM-C-1 (A)

BM-ES-4 (B)

BM-CUM-2 (A)


4.2 Local

A licitação de que trata este Edital será realizada no seguinte local:


Sheraton Rio

Xx. Xxxxxxxx 000

00000-000 Xxx xx Xxxxxxx - XX Telefone: (000)0000000 (no Brasil)

x00-00-0000000 (no exterior)


5 CONDIÇÕES DE PARTICIPAÇÃO NA LICITAÇÃO


Somente poderá participar da Primeira Rodada de Licitações, a empresa que individualmente:


• apresentar o Documento de Manifestação de Interesse;

• apresentar Procuração;

• apresentar Termo de Confidencialidade;

• tenha obtido da ANP sua qualificação técnica, jurídica e financeira;

• tenha pago a Taxa de Participação.


Cumpridas estas exigências, a empresa será considerada habilitada, portanto em condições de participar da licitação.


A empresa que apresentar a Procuração e o Termo de Confidencialidade poderá, a seu exclusivo critério, pagar a Taxa de Participação, antes de se submeter a qualificação técnica, jurídica e financeira e portanto ter acesso ao Pacote de Dados e Informações. Neste caso, será de responsabilidade exclusiva da empresa certificar-se de que ela poderá satisfazer os critérios de qualificação técnica, jurídica e financeira, pois estas qualificações são eliminatórias. A ANP não reembolsará a Taxa de Participação, caso a empresa, posteriormente, não se habilite ou venha a se qualificar em categoria de operadora diferente da que almejava.

A empresa que já tenha enviado à ANP documentação de habilitação com base no Pré-Edital, está dispensada de reapresentar, em razão deste Edital, os documentos já enviados. No entanto, a ANP reserva-se o direito de exigir o atendimento de quaisquer outras determinações que sejam necessárias à plena habilitação da empresa.


6 DOCUMENTAÇÃO PARA PARTICIPAÇÃO NA LICITAÇÃO


Todos os documentos poderão ser apresentados em português ou inglês, em três cópias, original mais duas. As exigências de notarização, consularização e tradução juramentada, quando necessárias, serão indicadas.


6.1 Documento de Manifestação de Interesse

O processo de habilitação inicia-se pelo envio do Documento de Manifestação de Interesse, o qual deverá conter, além de todas as informações a seguir indicadas, outras que a requerente julgue pertinente:


• nome das pessoas físicas ou jurídicas que detenham mais de 20% do capital votante, ou que detenham o seu controle. A ANP reserva-se o direito de pedir esclarecimentos adicionais quanto ao controle da empresa;


• nome, cargo, endereço, telefone, fax e e-mail de representante credenciado da empresa perante a ANP. Esta informação deverá ser acompanhada de uma Procuração, conforme modelo apresentado no Xxxxx XXX, firmada por representante legal da empresa. A empresa poderá credenciar mais de um representante, até o limite de 5 (cinco) representantes. Neste caso, a empresa deve indicar para qual deles deverá ser enviada toda e qualquer correspondência da ANP;


• indicação do interesse da empresa em participar como operadora.


A Procuração poderá ser redigida em português ou inglês.


6.2 Qualificação Técnica

As empresas podem solicitar sua qualificação técnica como:


• apenas participantes, ou seja, não-operadoras;

• como operadoras.


Esta solicitação deve ser expressamente indicada no Documento de Manifestação de Interesse. Vale ressaltar que, embora não seja necessária a qualificação como operadora para participar da Primeira Rodada de Licitações, tal qualificação é obrigatória para apresentação de oferta individual. Caso contrário, a empresa somente poderá participar através de consórcio que tenha, como operadora, uma empresa qualificada para operar no bloco considerado.

A qualificação técnica será avaliada com base na capacidade da matriz da empresa requerente, caso a requerente não seja a própria matriz. Para tanto, deverão ser apresentadas as seguintes informações:


• empresas que não sejam do ramo de exploração e produção de petróleo e gás natural, ou que desejarem ser qualificadas como não-operadoras, deverão apresentar um resumo de sua atividade principal, bem como o seu relacionamento com a respectiva matriz ou grupo controlador;


• empresas que desejarem se qualificar como operadoras, deverão apresentar todas as informações necessárias à avaliação de sua capacidade técnica. Deverão incluir, assim, informações sobre os locais onde a empresa realiza, atualmente, atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, além dos níveis de investimentos, separados por exploração e produção, e dos volumes de produção realizados nos últimos cinco anos. Estas informações deverão detalhar separadamente os volumes produzidos pela empresa na condição de operadora e de não operadora. Deverão conter, também, referências específicas sobre a extensão e localização das áreas marítimas onde a empresa atua, como operadora e não operadora. O objetivo da ANP é de avaliar a experiência e competência comprovadas da empresa.


As empresas qualificadas como operadoras serão classificadas em três categorias:


• operadora “A” – empresa qualificada para operar em qualquer bloco oferecido na Primeira Rodada de Licitações;

• operadora “B” – empresa qualificada para operar em qualquer bloco terrestre e em alguns blocos em lâmina d’água rasa;

• operadora “C” – empresa qualificada para operar apenas no bloco BT-POT-2.


Para efeito de classificação como operadora “A”, “B” ou “C”, serão utilizados os seguintes critérios:


• produção de óleo equivalente;

• operações de exploração e produção onshore;

• operações de exploração e produção offshore;

• operações de exploração e produção em águas profundas e ultra-profundas;

• operações de exploração e produção em ambientes adversos;

• preocupações com meio ambiente e experiência em operações em áreas ambientalmente sensíveis;

• experiência em operações internacionais.


No intuito de minimizar o tempo necessário à preparação da documentação e acelerar o processo de qualificação técnica, a ANP sugere que as informações sejam concisas, claras e objetivas e se atenham ao solicitado pela ANP ou a outros fatores relevantes para a análise da qualificação técnica. A ANP se reserva o direito de solicitar as informações adicionais que julgue necessárias.

Não são necessárias a notarização, a consularização e a tradução das informações técnicas. No entanto, para efeitos de validade legal no Brasil, as empresas deverão fornecer um breve sumário, de uma a duas páginas, de submissão da qualificação técnica da empresa, que especifique de forma clara tratar-se de um resumo preciso e real das informações técnicas apresentadas, assinado por representante legal da empresa.


6.3 Qualificação Financeira

A qualificação financeira será avaliada com base nas seguintes informações:


• demonstrações financeiras consolidadas da empresa interessada em se qualificar financeiramente e que fornecerá as Garantias Financeiras exigidas no Contrato de Concessão. Essas demonstrações deverão estar auditadas, por auditor independente, com as observações referentes aos últimos três anos, incluindo:


− Balanço Patrimonial;

− Demonstração do Resultado do Exercício;

− Demonstração das Origens e Aplicações de Recursos;

− Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido.


• classificação atual e histórica da empresa interessada em participar da Primeira Rodada de Licitações, de acordo com o Standard & Poors Rating Services (S&P) e o Moody’s Investor Services, Inc. (Moody’s) ou linhas de crédito, contratos de crédito e qualquer outra referência bancária;


• descrição das obrigações de longo prazo, incluindo os maiores empréstimos e a identificação dos principais ativos que estão sujeitos a garantias financeiras;


• descrição de todo passivo contingente material constituído por obrigações materialmente relevantes e identificáveis, não provisionadas no Balanço Patrimonial, que possam vir a afetar as atividades futuras da empresa;


• detalhes dos planos de médio prazo, caso estes possam alterar significativamente a situação financeira da empresa;


• parecer contábil das Demonstrações Financeiras da empresa, emitido por auditor independente, certificando que os documentos refletem a realidade e estão de acordo com os procedimentos e as técnicas contábeis usuais;


• toda informação adicional que confira suporte à capacidade financeira da proponente.


Empresas com patrimônio líquido inferior ao equivalente a US$ 10 milhões (dez milhões de dólares norte-americanos), não serão habilitadas.


A ANP será o único árbitro a respeito do que constitui o patrimônio líquido da empresa.

6.4 Qualificação Jurídica

Para fins desta licitação deverão ser apresentados os seguintes documentos, ou seus equivalentes:


• uma cópia, na íntegra, dos estatutos ou do contrato social, conforme o caso, da empresa proponente, com o nome de todo sócio ou acionista que, direta ou indiretamente, detenha 20% ou mais das quotas ou ações com direito a voto da empresa proponente ou que detenha, de alguma forma, o controle da empresa;


• comentários a respeito de toda pendência legal ou judicial relevante, incluindo aquela que poderá acarretar a insolvência, falência, ou qualquer outro evento prejudicial à empresa.


Os documentos que exigirão notarização, consularização e tradução juramentada obedecerão a tabela abaixo:



Tipo de Documento


Documento


Obrigatoriedade


Notarizado

Empresas Estrangeiras

Consularizado em repartição diplomática brasileira

Traduzido por tradutor juramentado no Brasil


Documentos Formais

(as empresas estrangeiras devem fornecer no idioma original do documento, acompanhado de tradução juramentada)


Contrato Social


✓


✓


✓


✓


Estatutos


✓


✓


✓


✓


Parecer do auditor independente


✓


✓


✓


✓


Documentos Específicos da 1º Rodada de Licitações (Somente em português ou inglês, conforme modelos fornecidos pela ANP)


Procuração


✓


✓


✓

Não exigido


Termo de Confidencialidade


✓


✓


✓


Não exigido


Documentos em Formato Livre

(Somente em português e inglês)


Sumário Técnico


✓

(Somente para operadoras)


✓


✓

Somente se o original for em inglês


Documentos de Suporte (Somente em português ou inglês)


Carta de Crédito


✓


Notarização não é exigida


Informações técnicas

✓

(Somente para operadoras)


Informações financeiras


✓


6.5 Termo de Confidencialidade

O pagamento da Taxa de Participação para um bloco ou grupo de blocos habilita a empresa a receber um Pacote de Dados e Informações, contendo dados e informações relevantes sobre tais blocos e sobre as bacias onde os mesmos estão localizados. Para receber esse pacote, entretanto, as empresas selecionadas necessitarão assinar e encaminhar à ANP o Termo de Confidencialidade, conforme modelo constante do Anexo IV. Caso este Termo seja elaborado no Brasil, necessitará ser notarizado em Cartório de Títulos e Documentos. Caso elaborado no exterior, necessitará ser notarizado em cartório local, ou instituição equivalente e, posteriormente, consularizado em repartição diplomática brasileira no país de emissão.


6.6 Taxa de Participação

Após o pagamento da Taxa de Participação, as empresas terão à sua disposição oito Pacotes de Dados e Informações, um para cada bacia, os quais poderão ser adquiridos individualmente ou em conjunto. Se os Pacotes de Dados e Informações forem adquiridos individualmente, o pagamento da Taxa de Participação corresponderá aos valores constantes da tabela abaixo:



Bacia

Até 31/03/99


US$

A partir de 1/04/99

US$

Campos

120.000

150.000

Santos

120.000

150.000

Espírito Santo

80.000

100.000

Camamu-Almada

60.000

75.000

Cumuruxatiba

40.000

50.000

Paraná

30.000

37.500

Potiguar

30.000

37.500

Foz do Amazonas

20.000

25.000


Até 31/03/99, a Taxa de Participação para todas as bacias custava US$ 300.000 (trezentos mil dólares norte-americanos). A partir de 1/04/99, essa taxa passou para US$ 375.000 (trezentos e setenta e cinco mil dólares norte-americanos). A Empresa que pagar Taxa de Participação para bacias individuais poderá, posteriormente, adquirir os Pacotes de Dados e Informações de outras bacias. Neste caso, o custo já incorrido, somado ao custo da Taxa de Participação adicional, não poderá ultrapassar o valor da Taxa de Participação de todo o conjunto. Não será admitido, em hipótese alguma, o pagamento de Taxa de Participação para blocos individuais em cada bacia.


As empresas poderão optar por efetuar o pagamento em Reais, convertidos pelo câmbio de venda do fechamento do Banco Central no dia útil anterior ao pagamento.

O pagamento da Taxa de Participação é obrigatório e individual para cada empresa, mesmo que estas venham a apresentar oferta mediante consórcio.


As instruções para pagamento da Taxa de Participação encontram-se no Anexo V.


6.7 Prazos para o envio dos Documentos de Habilitação

Os documentos para habilitação poderão ser entregues até às 16:00 horas, horário de Brasília, do dia 20/05/99, no endereço abaixo:


Primeira Rodada de Licitações Agência Nacional do Petróleo

Superintendência de Promoção de Licitações Xxx Xxxxxxx Xxxxxx 000, 00x xxxxx

00000-000 Xxx xx Xxxxxxx XX, Xxxxxx.


A empresa poderá alterar, após 20/05/99, a designação de representante credenciado, mediante apresentação de nova Procuração, em caráter excepcional, sob avaliação pela ANP dos motivos que justifiquem tal alteração.


6.8 Consórcios

Para participar da Primeira Rodada de Licitações, as empresas terão que se habilitar individualmente. No entanto, empresas habilitadas individualmente poderão formar consórcios para apresentação de ofertas até o prazo final de submissão das ofertas para cada bloco, mencionado nos itens 4.1 e 7.1, desde que atendam aos seguintes requisitos:


• cada consórcio deverá contar com pelo menos uma empresa qualificada como operadora para o bloco em questão. A empresa operadora deverá ter uma participação mínima de 30% no consórcio;


• cada empresa deverá ter uma participação mínima de 5% no consórcio;


• nenhuma empresa, nem tampouco suas afiliadas, conforme definidas no Contrato de Concessão, poderá fazer mais de uma oferta para um mesmo bloco, seja individualmente ou em consórcio. Entretanto a empresa e a suas afiliadas poderão participar de um mesmo consórcio para fazer uma oferta para um determinado bloco;


• comprovação do compromisso de constituição do consórcio, subscrito pelos consorciados, conforme modelo a ser fornecido pela ANP no envelope de licitação. Neste mesmo envelope serão entregues as ofertas para os blocos.


Caso alguma empresa resolva se retirar do consórcio, as demais empresas deverão assumir os compromissos da empresa desistente. Em nenhuma hipótese serão aceitos novos membros no consórcio no período entre a entrega dos envelopes contendo as ofertas e a assinatura do Contrato de Concessão.

6.9 Pacotes de Dados e Informações

Um Pacote de Dados e Informações digitalizados foi preparado para cada bacia e para os respectivos blocos oferecidos. No total, existem oito Pacotes de Dados e Informações, um para cada bacia: Santos, Campos, Espírito Santo, Cumuruxatiba, Camamu-Almada, Potiguar, Foz do Amazonas e Paraná. Cada pacote é composto de dois conjuntos de dados principais:


• dados regionais da bacia, que incluem linhas sísmicas regionais através da bacia, amarradas a poços-chave selecionados. Esses dados regionais foram incluídos para proporcionar às empresas uma visão do arcabouço estrutural e geológico da bacia;


• dados do(s) bloco(s) oferecido(s) na bacia, que incluem os dados sísmicos existentes no(s) bloco(s), além dos dados de todos os poços perfurados no(s) bloco(s).


Deve-se ressaltar que o tipo, a quantidade e a qualidade dos dados contidos no Pacote de Dados e Informações variam não somente entre as bacias, mas também entre blocos da mesma bacia. Contudo, o conteúdo genérico de cada Pacote de Dados e Informações seguirá a seguinte estrutura:


Informações Gerais:

• cenário e considerações geológicas, tais como: coluna estratigráfica, seções geológicas esquemáticas, amostras de seções sísmicas e outras informações pertinentes;

• visão técnica geral, incluindo logística, infra-estrutura, condições ambientais, custos e outras informações pertinentes.


Mapas de Localização:

• mapa da bacia com a localização dos blocos;

• mapas dos blocos com localização dos poços e cobertura sísmica;

• mapa estrutural regional;

• mapas regionais gravimétricos e magnéticos, sendo que a maioria das bacias tem cobertura, exceto em alguns blocos distais ou em águas profundas;

• infra-estrutura onshore e offshore;

• mapas batimétricos, somente para bacias offshore.


Dados Sísmicos:

• dados sísmicos regionais através da bacia e entre os blocos, em formato SEGY padrão;

• dados sísmicos do bloco, incluindo, na maioria dos blocos, uma faixa de até 2 km além dos limites do bloco, em formato SEGY padrão;

• perfis sísmicos verticais (VSP);

• dados de navegação.

Perfis de Poços:

• Foram disponibilizadas todas as curvas de perfis presentes no banco de dados. Os perfis editados estão em formato LAS. Perfis não editados ou parcialmente editados estão em formato LIS.


Arquivos de Poços:

• quando disponíveis, contém informações não incluídas nos perfis de poços. Tais arquivos Incluem dados e informações geológicas (paleontologia, análise de testemunhos, sedimentologia e geoquímica), de perfuração (programa, fluidos, revestimento e cimentação) e produção (programa, completação, testes, perfilagem e análise de amostras de fluidos) e outras informações pertinentes.


A maioria das informações no Pacote de Dados e Informações será fornecida também em inglês. Contudo, alguns dados, como os arquivos de poços, somente estarão disponíveis em português.


Os Pacotes de Dados e Informações somente poderão ser obtidos no escritório da ANP, no Rio de Janeiro, no endereço citado no item 6.7, pelos representantes credenciados das empresas que tenham pago a Taxa de Participação correspondente, apresentando a Procuração e o Termo de Confidencialidade assinado. O representante credenciado deverá apresentar identificação adequada e não simplesmente um cartão de visita, bem como o fax enviado pela ANP autorizando a retirada do Pacote de Dados e Informações. Os Pacotes de Dados e Informações estarão disponíveis até o dia 20/05/99, de segunda a sexta-feira, das 10:00h às 12:00h e das 14:00h às 16:00h, horário de Brasília.


6.10 Notificação de Habilitação

As empresas serão notificadas até 04/06/99 sobre a sua habilitação para participação na Primeira Rodada de Licitações.


6.11 Inabilitação

Os concorrentes terão sua habilitação cancelada nas seguintes hipóteses:


• decretação de falência ou concordata, dissolução ou liquidação do concorrente;

• a requerimento do interessado;

• fato comprovado de situação inidônea ou prática de ato doloso do concorrente;

• descumprimento das disposições deste Edital.


6.12 Caução de Garantia de Oferta

Para garantir a obrigação do concorrente vencedor da licitação de assinar o Contrato de Concessão para determinado bloco, cada empresa ou consórcio deverá apresentar uma Caução de Garantia de Oferta, no valor de US$ 500.000 (quinhentos mil dólares norte-americanos), para cada bloco em que empresa apresentará oferta. Esta Caução de Garantia de Oferta, sob a forma de Carta de Crédito deverá ser entregue à ANP até o dia 01/06/99, na forma estabelecida no Anexo VI.


Para que uma empresa possa apresentar ofertas isoladamente para qualquer bloco, é necessário submeter previamente à ANP Caução de Garantia de Oferta, no prazo e de acordo com as regras aqui definidas. Da mesma maneira, para que um consórcio possa apresentar oferta, uma empresa pertencente ao consórcio deverá apresentar previamente Caução de Garantia de Oferta. O envelope de apresentação das ofertas deverá indicar que essa Caução de Garantia de Oferta será usada pelo consórcio para garantir a assinatura do Contrato de Concessão.


Toda Caução de Garantia de Oferta usada para garantir uma oferta vencedora de um bloco qualquer não poderá mais ser usada para garantir ofertas em blocos subsequentes.


Empresas ou consórcios que tenham a intenção de apresentar ofertas para mais de um bloco deverão se assegurar de que dispõem de um número suficiente de Cauções de Garantia de Oferta, de modo a não serem limitadas em suas capacidades de apresentar ofertas.


Caso, durante a licitação, uma empresa já tenha utilizado uma Caução de Garantia de Oferta para garantir a oferta vencedora de algum bloco, esta poderá entregar à ANP Cauções de Garantia de Oferta adicionais, para garantir ofertas para qualquer outro bloco que pretenda disputar. Esta entrega poderá ser efetuada até uma hora antes da hora marcada para o início do módulo no qual o bloco pretendido esteja inserido.


Cauções de Garantia de Oferta serão constituídas de Cartas de Crédito emitidas por bancos ou instituições financeiras que tenham um capital líquido de no mínimo R$ 1.000.000.000 (um bilhão de reais), ou que tenham obtido classificação “A” ou superior nas publicações da Standard & Poor’s Ratings Group ou da Moody’s Investors Service, Inc.


As Cauções de Garantia de Oferta dos concorrentes que não forem vencedores em um determinado bloco serão devolvidas na semana seguinte à licitação, junto com toda a documentação necessária para o seu cancelamento. Toda outra documentação enviada à ANP não será devolvida.


A ANP executará a Caução de Garantia de Oferta nas seguintes condições:


• a empresa vencedora, ou qualquer empresa participante do consórcio vencedor, ou uma empresa afiliada da empresa ou consórcio vencedor não vier a assinar, de acordo com os procedimentos descritos na Seção 10, o Contrato de Concessão apresentado no Anexo II, até 30 de setembro de 1999;


• a Carta de Crédito para o Programa Exploratório Mínimo, como descrita na Seção 10, não for entregue à ANP até a data da assinatura do Contrato de Concessão;


• o Bônus de Assinatura, descrito no item 8.1, não seja pago até a data da assinatura do Contrato de Concessão;

• quando for o caso, a empresa ou consórcio vencedor não apresente uma Garantia de Performance para sua afiliada signatária do Contrato de Concessão, como disposto na Seção 10.


Caso nenhuma das hipóteses acima venha a ocorrer, a ANP devolverá a Caução de Garantia de Oferta para a empresa que o apresentou, juntamente com a documentação necessária ao seu cancelamento.


7 PROCEDIMENTOS DA LICITAÇÃO


7.1 Procedimentos Gerais

Os blocos serão agrupados em módulos de três ou quatro blocos, mas a licitação será feita bloco a bloco, de acordo com os horários e seqüência estabelecidos no item 4.1.


Os vencedores de cada bloco serão anunciados antes que sejam recebidas as ofertas do bloco seguinte. O cronograma de licitação dos blocos foi estabelecido de modo a permitir que as empresas ou consórcios possam otimizar suas ofertas em função dos resultados da licitação dos blocos anteriores.


Ofertas para um determinado bloco serão aceitas somente enquanto o acesso à Área de Oferta estiver aberta para aquele bloco. As ofertas para o primeiro bloco em cada módulo começarão na hora especificada para aquele módulo.


O acesso à Área de Oferta para o primeiro bloco de cada módulo será permitida 10 minutos antes do horário previsto no item 4.1 para aquele módulo. Após esse horário, o acesso à Área de Oferta não será mais permitido para serem feitas ofertas ao primeiro bloco do módulo.


O horário limite para acesso à Área de Oferta para os blocos subsequentes, dentro do mesmo módulo, será estabelecido pelo Presidente da Comissão Especial de Licitação, logo após anunciar a oferta vencedora para o bloco licitado anteriormente. Desta forma, os representantes das empresas ou consórcios interessados nos blocos de um determinado módulo deverão estar a postos durante toda a duração da licitação dos blocos daquele módulo.


7.2 Ofertas

As ofertas serão elaboradas isoladamente para cada bloco licitado, em formulário padrão, e serão entregues em envelopes padrão lacrados, conforme modelo que será fornecido pela ANP. Os envelopes serão enviados para as empresas operadoras habilitadas e qualificadas de acordo com os critérios descritos no item 6.2. Não serão aceitos formulários ou envelopes preenchidos a lápis.


Cada envelope deverá identificar claramente a empresa participante da licitação do bloco em questão, caso esteja participando individualmente. No caso de consórcio, deverá identificar cada empresa participante, com os respectivos percentuais de participação, além de identificar a empresa operadora.


Envelopes que contenham empresas não habilitadas (com exceção de empresas afiliadas, conforme definidas no Contrato de Concessão, que tenham recebido uma procuração da empresa habilitada, nos moldes do Anexo VII) ou envelopes que não identifiquem empresa operadora qualificada, ou não identifiquem a empresa que tenha apresentado Caução de Garantia de Oferta, ou que violem qualquer outra disposição desse Edital, não serão aceitos. As companhias que apresentarem envelopes nessas condições serão notificadas e poderão corrigir os erros apontados até o prazo final estabelecido para a entrega dos envelopes relativos ao bloco em licitação.


As ofertas consistirão de:


• valor do Bônus de Assinatura, em Reais, a ser pago até o ato da assinatura do Contrato de Concessão. A nota obtida com a oferta do Bônus de Assinatura terá peso de 85% para a obtenção da nota final, de acordo com os critérios do item 8.1;


• uma percentagem, representando um compromisso de aquisição local de bens e serviços na fase de exploração. A nota obtida com a oferta da percentagem terá peso de 3% para a obtenção da nota final, de acordo com os critérios do item 8.2.


• uma percentagem, representando um compromisso de aquisição local de bens e serviços na fase de desenvolvimento. A nota obtida com a oferta da percentagem terá peso de 12% para a obtenção da nota final, de acordo com os critérios do item 8.3.


O Bônus de Assinatura e o percentual de compromisso com a aquisição local de bens e serviços deverão ser expressos como números inteiros positivos e também por extenso. Qualquer oferta com números decimais terá a parte decimal desprezada. Caso o formulário de oferta apresente divergência entre o valor numérico e o valor escrito por extenso, prevalecerá o valor escrito por extenso.


As ofertas deverão ser escritas em português. Caso o formulário de oferta apresente rasuras ou emendas, estas deverão ser rubricadas pelo representante que está entregando o envelope.


O vencedor do bloco será a empresa ou o consórcio cuja oferta obtiver a maior nota, de acordo com os critérios definidos na Seção 8.


Caso não hajam ofertas para um determinado bloco, esse bloco poderá ser licitado novamente, a critério da CEL, em hora e local a serem definidos pela CEL.


7.3 Entrega dos Envelopes

Somente serão aceitos envelopes no padrão fornecido pela ANP, entregues pessoalmente por um representante credenciado da empresa. Em caso de consórcios, um representante da empresa operadora deverá entregar pessoalmente as ofertas em

nome do consórcio. Este representante será responsável por todas as comunicações do consórcio com a ANP, durante a licitação.


Quando o envelope for apresentado por empresa individual, um representante credenciado dessa empresa assinará o envelope. Quando o envelope for apresentado por consórcio, um representante credenciado de cada uma das empresas consorciadas assinará o envelope.


Cada envelope, ainda lacrado, será analisado pela CEL para verificar se atende às disposições deste Edital. Após aprovação pela CEL, os envelopes serão depositados, pelos representantes das empresas ou consórcios, em uma urna transparente localizada na Área de Oferta.


7.4 Abertura dos Envelopes

Os envelopes serão retirados da urna transparente e a sua abertura será feita publicamente e de maneira transparente. O concorrente vencedor será identificado imediatamente após a abertura de todos os envelopes.


Após a abertura dos envelopes, os concorrentes não poderão desistir de suas ofertas, sob pena de execução da Caução de Garantia de Oferta apresentada.


A abertura dos envelopes será feita imediatamente após o encerramento do processo de entrega dos mesmos.


8 CRITÉRIOS DE JULGAMENTO DAS OFERTAS


O julgamento das ofertas dos concorrentes habilitados será feito mediante a atribuição de pontos e pesos, conforme indicado a seguir.


8.1 Bônus de Assinatura

É o valor ofertado para obtenção da concessão, não podendo ser menor que o valor do bônus mínimo estabelecido.


Para os blocos que requerem operadores "A" o valor do bônus mínimo é de R$

250.000 (duzentos e cinqüenta mil reais), para os blocos que requerem operadores "B" o valor do bônus mínimo é de R$170.000 (cento e setenta mil reais) e para os blocos que requerem operadores "C" o valor do bônus mínimo é de R$ 85.000 (oitenta e cinco mil reais). Qualquer oferta inferior aos valores mínimos será desqualificada.


Nota A = [(bônus ofertado) / (maior bônus ofertado)] x 85

8.2 Compromisso com Aquisição Local de Bens e Serviços na Fase de Exploração

É o valor ofertado, em percentual, relativo a compromisso de aquisição local de bens e serviços na fase de exploração, prestados por empresas constituídas segundo a definição do Contrato de Concessão.


Para o compromisso com aquisição local de bens e serviços na fase de exploração não será exigida oferta mínima, mas ofertas acima de 50% serão tratadas como sendo 50%.


Nota B = [(percentual ofertado) / (maior percentual ofertado)] x 3


8.3 Compromisso com Aquisição Local de Bens e Serviços na Fase de Desenvolvimento

É o valor ofertado, em percentual, relativo a compromisso de aquisição local de bens e serviços na fase de desenvolvimento, prestados por empresas constituídas segundo a definição do Contrato de Concessão.


Para o compromisso com aquisição local de bens e serviços na fase de exploração não será exigida oferta mínima, mas ofertas acima de 70% serão tratadas como sendo 70%.


Nota C = [(percentual ofertado) / (maior percentual ofertado)] x 12


8.4 Nota Final do Concorrente


Nota Final = Nota A + Nota B + Nota C


As notas serão calculadas com 5 casas decimais, desprezando-se os valores a partir da sexta casa decimal. A nota final será calculada através da soma das notas A, B e C, arredondando a nota final para quatro casas decimais. Quando a quinta casa decimal for igual ou maior que 5, a quarta casa decimal da nota final será arredondada para cima.


As ofertas serão classificadas segundo a ordem decrescente de notas, sendo declarado vencedor o concorrente cuja oferta obtiver a maior nota.


A CEL realizará a análise, avaliação e classificação das ofertas rigorosamente em conformidade com os critérios estabelecidos neste Edital e na Lei n.º 9.478/97.


Quando dois ou mais concorrentes obtiverem a mesma nota e não for aplicável o disposto no art. 42 da Lei n.º 9.478/97, será dado novo prazo para que os concorrentes empatados apresentem novas ofertas. Em nenhum caso as ofertas poderão ser inferiores às ofertas precedentes, tanto no que se refere ao Bônus de Assinatura quanto ao Percentual de Compromisso com a Aquisição Local de Bens e Serviços. Os horários para a apresentação das novas ofertas serão determinados pelo Presidente da CEL. Caso esses concorrentes não apresentem novas ofertas ou se verifique novo

empate, será utilizado o sorteio como critério de desempate, realizado em ato público, em hora e local designado pela CEL.


9 HOMOLOGAÇÃO DO JULGAMENTO


O resultado final da licitação de cada bloco fará parte do Relatório de Julgamento, no qual a CEL proporá a adjudicação do objeto da licitação à empresa ou consórcio de empresas declarado vencedor. No citado relatório constarão, também, informações sobre as ofertas que não foram vencedoras e as eventualmente desclassificadas ou declaradas inexeqüíveis.


O Relatório de Julgamento será submetido à apreciação da Diretoria Colegiada da ANP, para homologação.


Homologado o Relatório de Julgamento, a CEL fará publicar no Diário Oficial da União e nos jornais de grande circulação o resultado do julgamento da licitação.


Publicado o resultado do julgamento da licitação, a Diretoria Colegiada da ANP convocará as empresas ou consórcios vencedores para a assinatura do Contrato de Concessão.


10 CONTRATO DE CONCESSÃO


A Lei n.º 9.478/97 estabelece que as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural serão exercidas mediante Contratos de Concessão precedidos de licitação. As regras da licitação estão contidas neste Edital e a íntegra do Contrato de Concessão encontra-se no Anexo II.


Até 30/09/99, as empresas ou consórcios vencedores de cada um dos blocos licitados, celebrarão Contratos de Concessão com a ANP para executarem as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural em seus respectivos blocos.


No entanto, as empresas ou consórcios vencedores poderão delegar a assinatura do Contrato de Concessão para outra empresa ou consórcio aceitos pela ANP, nos seguintes casos:


• para uma empresa afiliada da(s) empresa(s) vencedora(s). Nesse caso, a(s) empresa(s) habilitadas vencedoras deverão garantir plenamente as obrigações da empresa signatária;


• para uma empresa controlada pela empresa vencedora (ou suas afiliadas, conforme definidas no Contrato de Concessão) e pelas demais empresas (ou afiliadas) participantes do consórcio vencedor. Nesse caso, as participações diretas ou indiretas de cada empresa controladora (ou suas afiliadas) deverão ser idênticas às

participações definidas no envelope padrão de apresentação de ofertas, descrito na Seção 7. As obrigações da empresa signatária serão plenamente garantidas por cada uma das empresas habilitadas participantes do consórcio.


Nas situações mencionadas acima, cada empresa habilitada deverá fornecer ainda:


• uma garantia de execução das obrigações contratuais, denominada de Garantia de Performance, cujo modelo se encontra no anexo VIII deste Edital;


• Procuração da empresa signatária indicando a pessoa autorizada ou competente para assinar em seu nome, em modelo a ser fornecido pela ANP.


Caso a empresa signatária seja uma afiliada da empresa habilitada, na forma definida no Contrato de Concessão, deverá apresentar uma cópia de seus estatutos ou contrato social. Os documentos originais devem ser autenticados por um representante legal da empresa signatária.


A assinatura do Contrato de Concessão dependerá de consulta prévia ao Cadastro Informativo de Créditos Não Quitados do Setor Público Federal – CADIN, sendo que a existência de registro da empresa signatária constitui fato impeditivo da contratação, salvo se o registrado comprovar que:


• tenha ajuizada ação com objetivo de discutir a natureza da obrigação ou do seu valor e oferecido garantia suficiente ao Juízo, na forma da Lei;


• esteja suspensa a exigibilidade do crédito objeto do registro.


Até o ato da assinatura dos Contratos de Concessão, os concorrentes vencedores deverão fornecer os seguintes documentos:


• ato constitutivo e suas alterações, devidamente arquivados na junta comercial pertinente, caso a empresa habilitada opte por assinar o Contrato de Concessão através de uma subsidiária ou outra empresa criada para esse fim específico;


• parecer legal aceito pela ANP, contendo as informações sobre o relacionamento societário entre a empresa habilitada e a empresa que assinará o Contrato de Concessão;


• Garantias de Performance, caso a empresa ou consórcio vencedor opte por assinar o Contrato de Concessão através de uma afiliada, de acordo com as disposições desta Seção 10.


• documento comprovando a qualificação do representante legal da empresa, devidamente autenticado;


• comprovação do pagamento do Bônus de Assinatura ofertado;

Carta de Crédito para as obrigações do Programa Exploratório Mínimo, em modelo a ser fornecido pela ANP. Para o primeiro período exploratório, esta Carta de Crédito deverá ser emitida por banco ou instituição financeira que tenha um capital líquido de no mínimo R$ 1.000.000.000 (um bilhão de reais), ou que tenha obtido classificação “A” ou superior nas publicações da Standard & Poor’s Ratings Group ou da Moody’s Investors Service, Inc. Para o segundo e terceiro períodos exploratórios, os critérios para a aceitação de bancos ou instituições financeiras garantidores serão publicados oportunamente.


Em caso de consórcios, a obrigação de apresentação da Carta de Crédito poderá ser satisfeita pela apresentação de mais de uma carta, desde que o valor total seja igual ao valor especificado para o bloco objeto do Contrato de Concessão, de acordo com as especificações do Programa Exploratório Mínimo, Anexo I.


As Concorrentes vencedoras da licitação poderão submeter a documentação acima, nos casos aplicáveis, até 10 dias antes da data de assinatura do Contrato de Concessão. No caso do Bônus de Assinatura, as condições de pagamento estão dispostas no item 8.1. Caso o Contrato de Concessão não seja assinado, a Caução de Garantia de Oferta será executada, de acordo com o disposto no item 6.12.


Caso o vencedor seja um consórcio e uma das empresas consorciadas não apresente a documentação necessária, as demais empresas consorciadas poderão, a critério da ANP, assumir as responsabilidades da parte inadimplente. Nesta situação, em nenhuma circunstância, será permitida a entrada de nova empresa no consorcio vencedor.


Caso um concorrente vencedor, por qualquer motivo, não venha celebrar o Contrato de Concessão até a data prevista para a sua assinatura, será convocado o concorrente que apresentou a oferta classificada em segundo lugar para aquele bloco, desde que este honre os valores ofertados pelo concorrente vencedor desistente e apresente novamente a Caução de Garantia de Oferta.


11 FORO


As questões decorrentes da execução deste Edital que não puderem ser decididas administrativamente, serão processadas e julgadas no Foro da Justiça Federal – Seção Judiciária do Estado do Rio de Janeiro, com exclusão de qualquer outro, por mais privilegiado que seja.


12 INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES


12.1 Participações Governamentais

As Participações Governamentais foram estabelecidas pela Lei do Petróleo e regulamentadas pelo Decreto n.º 2.705, de 3 de agosto de 1998. Elas se subdividem

em Bônus de Assinatura, Royalties, Participação Especial e Pagamento pela Ocupação ou Retenção de Área.


Bônus de Assinatura

O valor do Bônus de Xxxxxxxxxx será obtido de acordo com as ofertas vencedoras. Nenhuma oferta de Bônus de Assinatura poderá ser inferior aos valores mínimos estabelecidos no item 8.1.


Royalties

Os royalties serão pagos mensalmente, a partir da data de início da produção de cada campo, em montante correspondente a 10% (dez por cento) da produção de petróleo e gás natural. Tendo em conta os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes, a ANP, mediante solicitação do concessionário, poderá reduzir o percentual para até um mínimo de 5%.


Participação Especial

A Participação Especial será calculada trimestralmente para cada campo e a alíquota a ser adotada depende do volume da produção, da localização do campo, se em terra ou na plataforma continental, da profundidade batimétrica e do número de anos de produção. A base de cálculo da Participação Especial é a receita líquida da produção de petróleo e gás natural. Para fins do disposto no § 5º, art. 22, do Decreto n.º 2.705/98, as áreas de concessão de cada campo produtor serão classificadas de acordo com o maior percentual da área do campo situada acima ou abaixo da cota batimétrica de 400m.


Ocupação ou Retenção de Área

Os valores unitários dos pagamentos pela ocupação ou retenção de área no primeiro período da exploração estão definidos na Tabela 1 do Anexo I. De acordo com o Decreto n.º 2.705/98, estes valores serão duplicados nos segundo e terceiro períodos exploratórios e no desenvolvimento da fase de produção. No restante da fase de produção, os valores unitários serão dez vezes maiores do que aqueles do primeiro período exploratório. Os valores unitários dos pagamentos pela ocupação ou retenção de área estão sujeitos à correção pelo Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (IGP-DI), publicado pela Fundação Xxxxxxx Xxxxxx – FGV.


12.2 Pagamento aos Proprietários de Terra

Os Concessionários também estarão sujeitos, conforme previsto no art. 52 da Lei do Petróleo, ao pagamento de um percentual de 1%, sobre o valor da produção de petróleo e gás natural, ao proprietário da terra onde se localizar a produção, conforme disposto na Portaria ANP nº 143/98 de 25 de setembro de 1998.


12.3 Pagamento das Indenizações Devidas

As disposições relativas ao pagamento das indenizações devidas por desapropriações ou servidões estão previstas no Contrato de Concessão.

12.4 Padrões de Segurança, Meio Ambiente e Trabalho

As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural estão sujeitas à legislação brasileira pertinente quanto à prática de operações, à saúde do trabalhador, à preservação do meio-ambiente e à segurança pública.


13 DISPOSIÇÕES FINAIS


13.1 Consultas

A ANP prestará esclarecimentos e informações adicionais relativos a este Edital até 04/06/99. As questões deverão ser enviadas à ANP, por escrito, por fax ou por e-mail, nos seguintes endereços:


• Por escrito:


Primeira Rodada de Licitações Agência Nacional do Petróleo

Superintendência de Promoção de Licitações Xxx Xxxxxxx Xxxxxx 000, 00x xxxxx

00000-000 Xxx xx Xxxxxxx - XX, Xxxxxx


• Por fax:


Do Brasil: (000)0000000

Do exterior: x00-00-0000000


• Por e-mail:


Xxxxxx-Xxxxx0@xxx.xxx


A ANP mantém ainda um Web-Site específico sobre a Primeira Rodada de Licitações no endereço:


xxxx://xxx.Xxxxxx-Xxxxx0.xxx


Toda documentação entregue à ANP deverá ser registrada no Protocolo localizado no endereço acima, de segunda a sexta feira das 9:00 às 11:45 e das 14:00 às 17:00.


Até 04/06/99, as empresas habilitadas poderão solicitar informações ou esclarecimentos sobre os Pacotes de Dados e Informações para os quais pagaram a Taxa de Participação, ou sobre detalhes do Contrato de Concessão. Estas informações serão prestadas de acordo com a ordem de chegada do pedido na Superintendência de Promoção de Licitações da ANP.

13.2 Direitos da ANP

A ANP poderá revogar, no todo ou em parte, a qualquer tempo, a presente licitação, sempre que forem verificadas razões de interesse público, ou anular o procedimento quando constatada ilegalidade no seu processamento.


A ANP poderá alterar as condições deste Edital, reabrindo prazos, sempre que a alteração afetar a habilitação e a formulação de ofertas.


A ANP poderá adiar a data de recebimento dos envelopes divulgando, mediante aviso público, a nova data.


A CEL, em qualquer fase da licitação, poderá promover diligências que considere necessárias para esclarecer ou complementar a instrução do processo licitatório.


A ANP também se reserva o direito de, unilateralmente, revisar os cronogramas, e procedimentos relativos à Primeira Rodada de Licitações, assim como inabilitar qualquer empresa previamente habilitada nos casos de comprovada falsidade ideológica, má conduta ou submissão de ofertas ou documentos fora das normas exigidas, não sendo, nesta hipótese, devolvida a Taxa de Participação.


Assuntos não previstos neste Edital, relacionados à Primeira Rodada de Licitações, serão analisados pela CEL e submetidos à apreciação da Diretoria Colegiada da ANP.


13.3 Recursos Administrativos

Dos atos da CEL, caberá recurso administrativo a ser interposto no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados da data de intimação do ato impugnado, a ser recebido somente no efeito devolutivo.


O recurso do concorrente interessado, dirigido à CEL, será formulado por escrito e instruído com os documentos que comprovem as razões alegadas, devendo ser protocolado na ANP.


Sobre a interposição do recurso, a CEL dará ciência aos demais concorrentes para, desejando impugná-lo, o façam no prazo de cinco dias úteis, contados da respectiva ciência.

14 ANEXOS


ANEXO I DETALHAMENTO DOS BLOCOS EM LICITAÇÃO ANEXO Ii CONTRATO DE CONCESSÃO

XXXXX XXX PROCURAÇÃO PARA NOMEAÇÃO DO REPRESENTANTE CREDENCIADO ANEXO IV TERMO DE CONFIDENCIALIDADE

ANEXO V INSTRUÇÕES PARA O PAGAMENTO DA TAXA DE PARTICIPAÇÃO ANEXO VI MODELO DE CAUÇÃO DE GARANTIA DE OFERTA

ANEXO VII PROCURAÇÃO PARA A APRESENTAÇÃO DE OFERTAS ATRAVÉS DE EMPRESA AFILIADA ANEXO VIII MODELO DE GARANTIA DE PERFORMANCE


COMISSÃO ESPECIAL DE LICITAÇÃO RIO DE JANEIRO, 30 DE ABRIL DE 1999.


Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxx (Presidente da Comissão)


Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx Xxxxxx Xxxxxx

ANEXO I


DETALHAMENTO DOS BLOCOS EM LICITAÇÃO

TABELA 1: DESCRIÇÃO DOS BLOCOS 31

TABELA 2: PROGRAMA EXPLORATÓRIO XXXXXX 00

Xxxx xx Xxxxx xx Xxxxxx 33

Coordenadas do bloco BM-S-1 34

Coordenadas do bloco BM-S-2 35

Coordenadas do bloco BM-S-3 36

Coordenadas do bloco BM-S-4 37

Coordenadas do bloco BM-S-5 38

Coordenadas do bloco BM-S-6 39

Mapa da Bacia de Campos 40

Coordenadas do bloco BM-C-1 41

Coordenadas do bloco BM-C-2 42

Coordenadas do bloco BM-C-3 43

Coordenadas do bloco BM-C-4 44

Coordenadas do bloco BM-C-5 45

Coordenadas do bloco BM-C-6 46

Mapa da Bacia do Espírito Santo 47

Coordenadas do bloco BM-ES-1 48

Coordenadas do bloco BM-ES-2 49

Coordenadas do bloco BM-ES-3 50

Coordenadas do bloco BM-ES-4 52

Mapa da Bacia de Cumuruxatiba 53

Coordenadas do bloco BM-CUM-1 54

Coordenadas do bloco BM-CUM-2 55

Mapa da Bacia de Camamu-Almada 56

Coordenadas do bloco BM-CAL-1 57

Coordenadas do bloco BM-CAL-2 58

Coordenadas do bloco BM-CAL-3 59

Mapa da Bacia Potiguar 60

Coordenadas do bloco BM-POT-1 61

Xxxxxxxxxxx xx xxxxx XX-XXX-0 00

Xxxx xx Xxxxx xx Xxx xx Xxxxxxxx 64

Xxxxxxxxxxx xx xxxxx XX-XXX-0 00

Xxxx xx Xxxxx xx Xxxxxx 66

Coordenadas do bloco BT-PR-1 67

Coordenadas do bloco BT-PR-2 68

Coordenadas do bloco BT-PR-3 69

TABELA 1: DESCRIÇÃO DOS BLOCOS


Bacia

Nome e sigla do Bloco

Área (km2)

Variação da batimetria (m)

Períodos de

Exploração (anos)1,2

Obrigação de

devolução de área (% da área original)2

Ocupação ou

retenção de área (R$/km2/ano)3

Pré-requisito operacional4

Santos

BM-S-1

8.535

500-2.800

3 + 3 + 2

50, 25, 25

200

A

BM-S-2

8.302

300-2.200

3 + 3 + 2

50, 25, 25

200

A

BM-S-3

6.591

100-2.200

3 + 3 + 2

50, 25, 25

200

A

BM-S-4

7.723

200-1.800

3 + 3 + 2

50, 25, 25

200

A

BM-S-5

5.580

50-200

3 + 2 + 2

50, 25, 25

200

B

BM-S-6

5.568

50-200

3 + 2 + 2

50, 25, 25

200

B








Campos

BM-C-1

2.109

1.500-2.700

3 + 3 + 2

50, 25, 25

300

A

BM-C-2

3.646

2.000-2.800

3 + 3 + 2

50, 25, 25

300

A

BM-C-3

1.660

2.500-3.000

3 + 3 + 2

50, 25, 25

300

A

BM-C-4

2.777

2.000-2.800

3 + 3 + 2

50, 25, 25

300

A

BM-C-5

2.154

2.300-2.800

3 + 3 + 2

50, 25, 25

300

A

BM-C-6

686

30-60

3 + 3

50, 50

300

B








Espírito Santo

BM-ES-1

2.710

1.500-3.000

3 + 3 + 2

50, 25, 25

150

A

BM-ES-2

2.409

1.500-2.500

3 + 3 + 2

50, 25, 25

150

A

BM-ES-3

3.430

0-30

3 + 2 + 2

50, 25, 25

150

B

BM-ES-4

814

0-50

3 + 3

50, 50

150

B








Cumuruxatiba

BM-CUM-1

1.718

20-100

3 + 3

50, 50

100

B

BM-CUM-2

5.646

1.000-2.500

3 + 3 + 2

50, 25, 25

100

A








Camamu/Almada

BM-CAL-1

1.307

400-2.400

3 + 3 + 2

50, 25, 25

100

A

BM-CAL-2

1.059

1.000-2.500

3 + 3 + 2

50, 25, 25

100

A

BM-CAL-3

654

0-1.200

3 + 3

25, 75

100

B








Potiguar

BM-POT-1

4.252

0-2.000

3 + 2 + 2

50, 25, 25

150

A

BT-POT-2

40

Onshore

2 + 2

25, 75

100

C








Foz do Amazonas

BM-FZA-1

14.088

80-1.900

3 + 3 + 3

50, 25, 25

75

A








Paraná

BT-PAR-1

15.292

Onshore

4 + 3 + 2

50, 25, 25

50

B

BT-PAR-2

14.359

Onshore

4 + 3 + 2

50, 25, 25

50

B

BT-PAR-3

9.067

Onshore

4 + 3 + 2

50, 25, 25

50

B

Notas:

1. A ANP poderá, a seu exclusivo critério, prorrogar o período final de exploração para a avaliação de descobertas realizadas próximas ao término do último período exploratório, mediante a aprovação prévia de um Plano de Avaliação, de acordo com as disposições do Contrato de Concessão.

2. Ao final de cada período exploratório o Concessionário é obrigado a devolver à ANP um percentual da área de concessão original, de acordo com as disposições do Contrato de Concessão.

3. Valores unitários das taxas de ocupação ou retenção de áreas, em R$ por km quadrado por ano, antes da indexação da inflação para o primeiro período da fase de exploração. Valores unitários das taxas de ocupação ou retenção de áreas, para o segundo e terceiro períodos da fase de exploração serão o dobro daqueles do primeiro período (ver item 12.1 para detalhes adicionais).

4. Classificação mínima da empresa, exigida pela ANP, para ser operador do Bloco (ver Item 6.2 para detalhes adicionais).

TABELA 2: PROGRAMA EXPLORATÓRIO MÍNIMO




Nome e sigla do Bloco

Programa Exploratório Xxxxxx

Xxxxxxxx xxxxxxx

(xx xxxxxxx0 x x.x xx xxxxx)

Xxxxxxx xxxxxxx (xx de Poços)

Terceiro período (nº de poços)

Objetivo mínimo (idade); Objetivo mais profundo (Idade e profundidade em metros)2

Valor da Garantia Financeira3 (US$MM)

Santos

BM-S-1

5.000

2

3

Base Eoceno; Base Campaniano (5.500)

5

BM-S-2

5.000

2

3

Base Eoceno; Base Campaniano (5.500)

5

BM-S-3

5.000

2

3

Base Eoceno; Base Campaniano (5.000)

5

BM-S-4

5.000

2

3

Base Eoceno; Base Campaniano (5.500)

5

BM-S-5

3.000 + 1 poço

2

3

Base Eoceno; Albiano Inferior (4.500)

15

BM-S-6

3.000 + 1 poço

2

3

Base Eoceno; Albiano Inferior (5.500)

15







Campos

BM-C-1

3.000

2

3

Base Eoceno; Base Santoniano (4.500)

5

BM-C-2

3.000

2

3

Base Eoceno; Base Santoniano (4.500)

5

BM-C-3

3.000

2

3

Base Eoceno; Base Santoniano (5.000)

5

BM-C-4

3.000

2

3

Base Eoceno; Base Santoniano (4.500)

5

BM-C-5

3.000

2

3

Base Eoceno; Base Santoniano (4.500)

5

BM-C-6

1.000 + 1 poço

2

N/A

Base Eoceno; Base Barremiano (4.000)

10







Espirito Santo

BM-ES-1

3.000

2

3

Base Eoceno; Base Coniaciano (5.000)

5

BM-ES-2

3.000

2

3

Base Eoceno; Base Coniaciano (5.000)

5

BM-ES-3

2.000 + 1 poço

2

3

Base Eoceno; Base Aptiano (3.500)

8

BM-ES-4

1.000 + 1 poço

2

N/A

Base Eoceno; Base Coniaciano (4.000)

8







Cumuruxatiba

BM-CUM-1

1.000 + 1 poço

2

N/A

Base Valenginiano (todos poços)

8

BM-CUM-2

4.000

2

3

Base Eoceno; Base Senoniano (4.500)

5







Camamu/ Almada

BM-CAL-1

3.000

2

3

Aptiano inferior; Base Berriasiano (5.500)

5

BM-CAL-2

3.000

2

3

Aptiano inferior; Base Berriasiano (5.500)

5

BM-CAL-3

1.000 + 1 poço

2

N/A

Aptiano; Base Tithoniano (3.500)

8







Potiguar

BM-POT-1

4.000

2

3

Cretáceo superior; Base Aptiano (5.000)

5

BT-POT-2

2 poços

3

N/A

Base Alagoas; Embasamento (2.300)

3







Foz do Amazonas

BM-FZA-1

5.000

2

3

Base Pleistoceno; Base Plioceno (4.500)

5







Paraná

BT-PR-1

1.000 + 1 poço

2

3

Base Pensilvaniano (todos poços)

15

BT-PR-2

1.000 + 1 poço

2

3

Permiano médio; Base Devoniano (4.000)

15

BT-PR-3

1.000 + 1 poço

2

3

Permiano médio; Base Devoniano (4.000)

15

Notas:

1. Os Concessionários podem substituir 1 km2 de levantamentos sísmicos 3D por 5 km lineares de levantamentos sísmicos 2D.

2. Todos os poços devem ser perfurados no mínimo até o horizonte-alvo especificado na tabela. Além disso, durante a fase de exploração, deve ser perfurado pelo menos um poço que atinja no mínimo o objetivo mais profundo (se indicado). Poços com alvos em objetivos profundos e que atinjam a profundidade especificada antes de atingir o horizonte alvo serão computados para satisfazer o programa mínimo. A profundidade é medida abaixo do nível médio do mar.

3. O valor indicado representa o valor das Garantias Financeiras para o Programa Exploratório Mínimo do primeiro período exploratório. O valor da garantia para o segundo e terceiro períodos exploratórios será definido próximo à época do início dessas fases, baseado nos custos praticados naquele momento .

4. N/A: Não aplicável.

Mapa da Bacia de Santos



Coordenadas do bloco BM-S-1


1


4



2






















3


Projeção : Policônica Meridiano Central: 54 W Falso Norte : 10000000,00


Datum: SAD-69 Falso Leste:



5000000,00



BM-S-1










Ponto Latitude


Longitude Coord.

Norte



oord.Leste

C


1

27

30

0,000 S

47 0 0,000

W

6937450,45

5691320,65

2

28

0

0,000 S

47 0 0,000

W

6881806,85

5688158,11

3

28

0

0,000 S

45 26 15,000

W

6872014,50

5841535,76

4

27

30

0,000 S

45 26 15,000

W

6927774,88

5845410,68


Perímetro : 419,714 (km) Área Plana : 8597,401 (km2) Área Corrigida: 8535,234 (km2)

Coordenadas do bloco BM-S-2


1


4


2

3



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-S-2

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

26

17 30,000 S

46

30 0,000

W

7069133,19

5748602,05

2

27

0 0,000 S

46

30 0,000

W

6990246,64

5743976,29

3

27

0 0,000 S

45

26 15,000

W

6983540,15

5849221,22

4

26

17 30,000 S

45

26 15,000

W

7062549,21

5854508,69


Perímetro : 369,778 (km) Área Plana : 8367,929 (km2) Área Corrigida: 8302,334 (km2)

Coordenadas do bloco BM-S-3


1

4


2


3




Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-S-3

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

25 30 0,000 S

45 45 0,000

W

7152847,88

5828908,12

2

26 17 30,000 S

45 45 0,000

W

7064575,97

5823365,35

3

26 17 30,000 S

45 0 0,000

W

7059585,36

5898100,96

4

25 30 0,000 S

45 0 0,000

W

7147964,63

5904153,30


Perímetro : 327,338 (km) Área Plana : 6652,262 (km2) Área Corrigida: 6591,468 (km2)

Coordenadas do bloco BM-S-4


1


12


10

11

8

6 9

7


2 3


4

5



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-S-4

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

24

0

0,000

S

44

0

0,000

W

7308600,95

6016667,03

2

24

30

0,000

S

44

0

0,000

W

7252657,83

6012666,82

3

24

30

0,000

S

43

45

0,000

W

7250802,61

6037937,60

4

24

55

0,000

S

43

45

0,000

W

7204165,83

6034458,98

5

24

55

0,000

S

43

15

0,000

W

7200270,03

6084817,70

6

24

15

0,000

S

43

15

0,000

W

7274969,07

6090631,91

7

24

15

0,000

S

42

56

15,000

W

7272490,48

6122270,78

8

24

10

0,000

S

42

56

15,000

W

7281835,39

6123008,38

9

24

10

0,000

S

42

48

45,000

W

7280826,72

6135670,86

10

24

5

0,000

S

42

48

45,000

W

7290174,52

6136414,54

11

24

5

0,000

S

42

45

0,000

W

7289667,26

6142749,67

12

24

0

0,000

S

42

45

0,000

W

7299016,66

6143495,17


Perímetro : 459,740 (km) Área Plana : 7834,501 (km2) Área Corrigida: 7723,417 (km2)

Coordenadas do bloco BM-S-5


1


4


2

3



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-S-5

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

25

0

0,000 S

46

30 0,000 W

7212999,21

5756742,30

2

25

30

0,000 S

46

30 0,000 W

7157307,01

5753636,62

3

25

30

0,000 S

45

30 0,000 W

7151267,24

5853992,89

4

25

0

0,000 S

45

30 0,000 W

7207045,73

5857516,82


Perímetro : 313,157 (km) Área Plana : 5624,896 (km2) Área Corrigida: 5580,106 (km2)

Coordenadas do bloco BM-S-6


1

4


2

3



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-S-6

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

25

0

0,000 S

47

0 0,000

W

7215697,16

5706339,25

2

26

0

0,000 S

47

0 0,000

W

7104392,83

5700491,55

3

26

0

0,000 S

46

30 0,000

W

7101617,49

5750473,57

4

25

0

0,000 S

46

30 0,000

W

7212999,21

5756742,30


Perímetro :

323,550 (km)

Área Plana :

5605,297 (km2)

Área Corrigida:

5568,767 (km2)

Mapa da Bacia de Campos


Coordenadas do bloco BM-C-1



1

3

4


2


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-C-1

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

24

0

0,000 S

41

22 30,000

W

7287174,56

6282901,74

2

24

30

0,000 S

41

22 30,000

W

7230898,47

6277828,79

3

24

30

0,000 S

41

0 0,000

W

7227378,88

6315673,65

4

24

0

0,000 S

41

0 0,000

W

7283708,79

6320901,06


Perímetro : 189,241 (km) Área Plana : 2153,126 (km2) Área Corrigida: 2109,070 (km2)

Coordenadas do bloco BM-C-2



1

3

2

8

9

5

4

10



6


7


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-C-2

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

23

30

0,000

S

40

48

45,000

W

7338310,90

6345099,57

2

23

40

0,000

S

40

48

45,000

W

7319518,22

6343376,86

3

23

40

0,000

S

40

56

15,000

W

7320689,12

6330679,17

4

23

50

0,000

S

40

56

15,000

W

7301904,38

6328961,92

5

23

50

0,000

S

41

0

0,000

W

7302488,77

6322621,12

6

24

0

0,000

S

41

0

0,000

W

7283708,79

6320901,06

7

24

0

0,000

S

40

18

45,000

W

7277092,19

6390541,97

8

23

40

0,000

S

40

18

45,000

W

7314723,41

6394157,22

9

23

40

0,000

S

40

11

15,000

W

7313496,92

6406849,67

10

23

30

0,000

S

40

11

15,000

W

7332321,92

6408656,35


Perímetro :

278,973 (km)

Área Plana :

3729,980 (km2)

Área Corrigida:

3645,925 (km2)

Coordenadas do bloco BM-C-3


8

9

6

7

4

5

1


10


2

3



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-C-3

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

22

25

0,000

S

39

15

0,000

W

7445569,55

6516194,58

2

22

50

0,000

S

39

15

0,000

W

7398347,36

6511546,03

3

22

50

0,000

S

39

3

45,000

W

7396415,70

6530695,41

4

22

45

0,000

S

39

3

45,000

W

7405864,53

6531643,87

5

22

45

0,000

S

38

56

15,000

W

7404566,94

6544416,97

6

22

35

0,000

S

38

56

15,000

W

7423473,71

6546320,46

7

22

35

0,000

S

38

48

45,000

W

7422172,82

6559108,83

8

22

30

0,000

S

38

48

45,000

W

7431630,81

6560063,77

9

22

30

0,000

S

38

45

0,000

W

7430978,24

6566461,62

10

22

25

0,000

S

38

45

0,000

W

7440438,71

6567417,30


Perímetro : 197,814 (km) Área Plana : 1709,024 (km2) Área Corrigida: 1660,304 (km2)

Coordenadas do bloco BM-C-4


3

1

2

6


4


5



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-C-4

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

21 27 30,000 S

39 15 0,000

W

7554231,18

6526579,56

2

21 30 0,000 S

39 15 0,000

W

7549505,32

6526136,96

3

21 30 0,000 S

39 33 45,000

W

7552523,77

6493896,52

4

21 45 0,000 S

39 33 45,000

W

7524199,40

6491282,39

5

21 45 0,000 S

38 41 15,000

W

7515505,26

6581375,97

6

21 27 30,000 S

38 41 15,000

W

7548644,28

6584614,39


Perímetro : 247,685 (km) Área Plana : 2858,087 (km2) Área Corrigida: 2776,761 (km2)

Coordenadas do bloco BM-C-5


1


4



2


3



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-C-5

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

21

7 30,000 S

39 15 0,000

W

7592042,72

6530091,07

2

21

27 30,000 S

39 15 0,000

W

7554231,18

6526579,56

3

21

27 30,000 S

38 41 15,000

W

7548644,28

6584614,39

4

21

7 30,000 S

38 41 15,000

W

7586525,94

6588264,77


Perímetro : 192,769 (km) Área Plana : 2218,926 (km2) Área Corrigida: 2154,232 (km2)

Coordenadas do bloco BM-C-6


1

3

4

5

6

7

8


2


Projeção : Policônica Meridiano Central: 54 W

Datum: SAD-69


Falso Norte : 10000000,00

Falso Leste:

5000000,00


BM-C-6


Ponto

Latitude

Longitude


Coord. Norte

Coord. Leste

1

21 30 0,000 S

40 37 30,000

W

7562304,34

6384235,16

2

21 45 0,000 S

40 37 30,000

W

7534070,93

6381819,13

3

21 45 0,000 S

40 33 45,000

W

7533511,08

6388260,00

4

21 50 0,000 S

40 33 45,000

W

7524099,05

6387444,88

5

21 50 0,000 S

40 30 0,000

W

7523534,88

6393881,62

6

21 52 30,000 S

40 30 0,000

W

7518828,17

6393471,00

7

21 52 30,000 S

40 26 15,000

W

7518260,52

6399905,56

8

21 30 0,000 S

40 26 15,000

W

7560632,52

6403591,96


Perímetro :

123,855 (km)

Área Plana :

702,928 (km2)

Área Corrigida:

686,452 (km2)

Mapa da Bacia do Espírito Santo



Página 47 de 137

Coordenadas do bloco BM-ES-1


1

4


2

3


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-ES-1

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

19 55

0,000 S

38 58 7,500

W

7726573,76

6571714,22

2

20 45

0,000 S

38 58 7,500

W

7631897,34

6563145,26

3

20 45

0,000 S

38 41 15,000

W

7629153,48

6592306,65

4

19 55

0,000 S

38 41 15,000

W

7723921,05

6601042,05


Perímetro : 248,971 (km) Área Plana : 2793,505 (km2) Área Corrigida: 2709,540 (km2)

Coordenadas do bloco BM-ES-2


1

6



3

2


4

5



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-ES-2

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

19 55

0,000 S

39 15 0,000

W

7729177,42

6542381,99

2

20 20

0,000 S

39 15 0,000

W

7681877,75

6538221,57

3

20 20

0,000 S

39 11 15,000

W

7681293,46

6544721,95

4

20 45

0,000 S

39 11 15,000

W

7633996,39

6540460,91

5

20 45

0,000 S

38 58 7,500

W

7631897,34

6563145,26

6

19 55

0,000 S

38 58 7,500

W

7726573,76

6571714,22


Perímetro : 248,790 (km) Área Plana : 2480,940 (km2) Área Corrigida: 2408,837 (km2)

Coordenadas do bloco BM-ES-3

1


23 34

26

3

2


5

7 4

6

22

AREA DE EXCLUSÃO


20

9

8 21

18

11 19

10


16

17

13

12


14

15


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00

BM-ES-3


Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste



1

17

45

0,000

S

39

18

45,000

W

7975845,96

6556077,11

2

17

50

0,000

S

39

18

45,000

W

7966375,03

6555340,99

3

17

50

0,000

S

39

22

30,000

W

7966893,52

6548736,03

4

17

57

30,000

S

39

22

30,000

W

7952691,10

6547630,52

5

17

57

30,000

S

39

26

15,000

W

7953210,50

6541030,29

6

18

0

0,000

S

39

26

15,000

W

7948477,62

6540661,77

7

18

0

0,000

S

39

30

0,000

W

7948995,84

6534063,00

8

18

7

30,000

S

39

30

0,000

W

7934800,96

6532957,46

9

18

7

30,000

S

39

33

45,000

W

7935320,04

6526363,45

10

18

12

30,000

S

39

33

45,000

W

7925859,38

6525625,64

11

18

12

30,000

S

39

37

30,000

W

7926378,27

6519034,77

12

18

22

30,000

S

39

37

30,000

W

7907462,31

6517556,04

13

18

22

30,000

S

39

41

15,000

W

7907983,02

6510971,64

14

18

33

45,000

S

39

41

15,000

W

7886709,16

6509300,15

15

18

33

45,000

S

39

22

30,000

W

7884060,06

6542182,51

16

18

17

30,000

S

39

22

30,000

W

7914822,81

6544646,16

17

18

17

30,000

S

39

18

45,000

W

7914292,85

6551232,99

18

18

10

0,000

S

39

18

45,000

W

7928495,75

6552363,30

19

18

10

0,000

S

39

15

0,000

W

7927966,67

6558954,94

20

18

5

0,000

S

39

15

0,000

W

7937437,91

6559707,65

21

18

5

0,000

S

38

56

15,000

W

7934769,46

6592679,69

22

17

45

0,000

S

38

56

15,000

W

7972701,51

6595722,70

*












Perímetro :

343,952

(km)

Área Plana :

3534,091

(km2)

Área Corrigida:

3431,695

(km2)

-

Área de exclusão


Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


23

17

46

52,500

S

39

16

33,750

W

7971991,61

6559655,45

24

17

47

1,875

S

39

16

33,750

W

7971695,60

6559632,40

25

17

47

1,875

S

39

16

43,125

W

7971717,25

6559357,12

26

17

47

39,375

S

39

16

43,125

W

7970533,24

6559264,90

27

17

47

39,375

S

39

16

15,000

W

7970468,25

6560090,68

28

17

47

30,000

S

39

16

15,000

W

7970764,26

6560113,76

29

17

47

30,000

S

39

16

5,625

W

7970742,59

6560389,02

30

17

47

20,625

S

39

16

5,625

W

7971038,60

6560412,10

31

17

47

20,625

S

39

15

56,250

W

7971016,94

6560687,37

32

17

47

1,875

S

39

15

56,250

W

7971608,97

6560733,51

33

17

47

1,875

S

39

16

5,625

W

7971630,63

6560458,24

34

17

46

52,500

S

39

16

5,625

W

7971926,65

6560481,30


Perímetro :

5,730 (km)

Área Plana :

1,640 (km2)

Área Corrigida:

1,592 (km2)

TOTAIS


Área Plana : 3532,452 (km2) Área Corrigida: 3430,103 (km2)

Coordenadas do bloco BM-ES-4



1 22


21 20



18

3 6 7 19

4 5 8 9 2

15 14 11 10

13 12

16


17


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-ES-4

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

19

10

0,000

S

39

41

15,000

W

7818174,88

6503803,45

2

19

27

30,000

S

39

41

15,000

W

7785097,59

6501089,50

3

19

27

30,000

S

39

45

0,000

W

7785641,87

6494549,56

4

19

27

48,750

S

39

45

0,000

W

7785051,38

6494500,96

5

19

27

48,750

S

39

44

41,250

W

7785006,10

6495045,94

6

19

27

39,375

S

39

44

41,250

W

7785301,35

6495070,26

7

19

27

39,375

S

39

44

3,750

W

7785210,76

6496160,24

8

19

27

48,750

S

39

44

3,750

W

7784915,50

6496135,91

9

19

27

48,750

S

39

43

54,375

W

7784892,84

6496408,40

10

19

28

45,000

S

39

43

54,375

W

7783121,26

6496262,33

11

19

28

45,000

S

39

44

3,750

W

7783143,94

6495989,87

12

19

28

54,375

S

39

44

3,750

W

7782848,68

6495965,52

13

19

28

54,375

S

39

44

31,875

W

7782916,69

6495148,14

14

19

28

45,000

S

39

44

31,875

W

7783211,94

6495172,48

15

19

28

45,000

S

39

45

0,000

W

7783279,90

6494355,09

16

19

30

0,000

S

39

45

0,000

W

7780917,97

6494160,42

17

19

30

0,000

S

39

26

15,000

W

7778167,89

6526849,28

18

19

25

0,000

S

39

26

15,000

W

7787625,68

6527644,42

19

19

25

0,000

S

39

22

30,000

W

7787070,52

6534185,13

20

19

20

0,000

S

39

22

30,000

W

7796530,78

6534980,53

21

19

20

0,000

S

39

33

45,000

W

7798183,15

6515347,26

22

19

10

0,000

S

39

33

45,000

W

7817093,04

6516907,25


Perímetro : 159,682 (km)

Área Plana : 836,939 (km2)

Área Corrigida: 813,832 (km2)

Mapa da Bacia de Cumuruxatiba


Coordenadas do bloco BM-CUM-1


1 24


22

23

21 20


3

2 19 18

5

4


7

6

16

17

9 14

8 15


11

10


12 13


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-CUM-1

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

16

40

0,000

S

38

56

15,000

W

8096031,38

6605235,08

2

17

0

0,000

S

38

56

15,000

W

8058075,62

6602369,81

3

17

0

0,000

S

39

0

0,000

W

8058585,60

6595733,99

4

17

5

0,000

S

39

0

0,000

W

8049099,97

6595012,23

5

17

5

0,000

S

38

56

15,000

W

8048587,79

6601644,92

6

17

10

0,000

S

38

56

15,000

W

8039100,41

6600916,61

7

17

10

0,000

S

38

52

30,000

W

8038583,91

6607546,00

8

17

17

30,000

S

38

52

30,000

W

8024350,40

6606442,38

9

17

17

30,000

S

38

56

15,000

W

8024870,19

6599817,73

10

17

22

30,000

S

38

56

15,000

W

8015383,95

6599080,86

11

17

22

30,000

S

38

52

30,000

W

8014861,97

6605702,33

12

17

25

0,000

S

38

52

30,000

W

8010117,92

6605331,02

13

17

25

0,000

S

38

48

45,000

W

8009592,69

6611950,73

14

17

17

30,000

S

38

48

45,000

W

8023828,46

6613066,85

15

17

17

30,000

S

38

45

0,000

W

8023304,38

6619691,16

16

17

12

30,000

S

38

45

0,000

W

8032797,68

6620434,10

17

17

12

30,000

S

38

37

30,000

W

8031747,51

6633688,55

18

17

0

0,000

S

38

37

30,000

W

8055493,96

6635546,45

19

17

0

0,000

S

38

41

15,000

W

8056014,52

6628911,45

20

16

50

0,000

S

38

41

15,000

W

8075009,30

6630375,81

21

16

50

0,000

S

38

48

45,000

W

8076035,15

6617092,88

22

16

47

30,000

S

38

48

45,000

W

8080781,90

6617453,70

23

16

47

30,000

S

38

52

30,000

W

8081290,57

6610810,44

24

16

40

0,000

S

38

52

30,000

W

8095528,14

6611883,10


Perímetro : 264,485 (km) Área Plana : 1773,646 (km2) Área Corrigida: 1718,154 (km2)

Coordenadas do bloco BM-CUM-2


1 24


3

2


5 23 22

4


21 20


18

19



7

9 6

8 11

10

16

12 13 17

14 15


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

16

22

30,000

S

38

7

30,000

W

8122648,04

6694247,46

2

16

30

0,000

S

38

7

30,000

W

8108366,85

6693138,36

3

16

30

0,000

S

38

11

15,000

W

8108890,38

6686486,14

4

16

45

0,000

S

38

11

15,000

W

8080338,35

6684252,68

5

16

45

0,000

S

38

15

0,000

W

8080866,79

6677609,51

6

17

20

0,000

S

38

15

0,000

W

8014278,92

6672293,94

7

17

20

0,000

S

38

26

15,000

W

8015899,68

6652429,41

8

17

22

30,000

S

38

26

15,000

W

8011147,74

6652047,80

9

17

22

30,000

S

38

22

30,000

W

8010608,51

6658667,89

10

17

25

0,000

S

38

22

30,000

W

8005855,57

6658283,79

11

17

25

0,000

S

38

18

45,000

W

8005313,05

6664902,10

12

17

30

0,000

S

38

18

45,000

W

7995805,28

6664128,04

13

17

30

0,000

S

38

15

0,000

W

7995258,33

6670742,95

14

17

32

30,000

S

38

15

0,000

W

7990503,50

6670352,97

15

17

32

30,000

S

37

52

30,000

W

7987169,33

6710028,96

16

17

27

30,000

S

37

52

30,000

W

7996692,92

6710827,40

17

17

27

30,000

S

37

45

0,000

W

7995568,81

6724057,73

18

17

5

0,000

S

37

45

0,000

W

8038452,68

6727634,09

19

17

5

0,000

S

37

41

15,000

W

8037898,00

6734263,37

20

16

52

30,000

S

37

41

15,000

W

8061733,03

6736225,71

21

16

52

30,000

S

37

48

45,000

W

8062828,38

6722951,25

22

16

42

30,000

S

37

48

45,000

W

8081889,27

6724491,93

23

16

42

30,000

S

38

0

0,000

W

8083502,37

6704560,31

24

16

22

30,000

S

38

0

0,000

W

8121601,88

6707560,53


Perímetro :

427,059 (km)

Área Plana :

5846,544 (km2)

Área Corrigida:

5645,903 (km2)

Mapa da Bacia de Camamu-Almada


Coordenadas do bloco BM-CAL-1


3

2

1

6



4

5



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-CAL-1

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

13

55

0,000 S

38 37 30,000

W

8407267,24

6660472,12

2

14

0

0,000 S

38 37 30,000

W

8397752,31

6659862,16

3

14

0

0,000 S

38 48 45,000

W

8399058,40

6639647,87

4

14

15

0,000 S

38 48 45,000

W

8370537,34

6637820,20

5

14

15

0,000 S

38 26 15,000

W

8367866,17

6678200,66

6

13

55

0,000 S

38 26 15,000

W

8405952,37

6680693,14


Perímetro : 157,271 (km) Área Plana : 1351,384 (km2) Área Corrigida: 1306,850 (km2)

Coordenadas do bloco BM-CAL-2


1


6


2 3


4

5



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-CAL-2

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

13 40

0,000 S

38 41 15,000

W

8436241,93

6655532,38

2

13 50

0,000 S

38 41 15,000

W

8417214,92

6654335,37

3

13 50

0,000 S

38 37 30,000

W

8416782,56

6661078,51

4

13 55

0,000 S

38 37 30,000

W

8407267,24

6660472,12

5

13 55

0,000 S

38 18 45,000

W

8405066,96

6694173,24

6

13 40

0,000 S

38 18 45,000

W

8433650,51

6696020,13


Perímetro : 138,343 (km) Área Plana : 1096,103 (km2) Área Corrigida: 1059,308 (km2)

Coordenadas do bloco BM-CAL-3


1

14


3

2 12

13


8 9


6

7


4 5

10 11



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BM-CAL-3

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

13

35

0,000

S

38

52

30,000

W

8447021,09

6635872,62

2

13

40

0,000

S

38

52

30,000

W

8437514,16

6635287,01

3

13

40

0,000

S

38

56

15,000

W

8437934,76

6628538,33

4

13

50

0,000

S

38

56

15,000

W

8418926,75

6627361,69

5

13

50

0,000

S

38

52

30,000

W

8418501,43

6634105,28

6

13

47

30,000

S

38

52

30,000

W

8423254,48

6634402,02

7

13

47

30,000

S

38

48

45,000

W

8422828,58

6641146,78

8

13

45

0,000

S

38

48

45,000

W

8427582,90

6641443,92

9

13

45

0,000

S

38

45

0,000

W

8427156,44

6648189,84

10

13

50

0,000

S

38

45

0,000

W

8417645,51

6647592,12

11

13

50

0,000

S

38

41

15,000

W

8417214,92

6654335,37

12

13

40

0,000

S

38

41

15,000

W

8436241,93

6655532,38

13

13

40

0,000

S

38

37

30,000

W

8435814,37

6662280,61

14

13

35

0,000

S

38

37

30,000

W

8445330,86

6662876,32


Perímetro : 143,836 (km)

Área Plana : 676,409 (km2)

Área Corrigida: 654,486 (km2)

Mapa da Bacia Potiguar



Coordenadas do bloco BM-POT-1


1

38

2

3

36

37

34

35

4

5

6

7

33

32

9

30

8

31

11

10

13

28

29

12

25

15

14

17

27

26

16

19

18

21

20

24


22 23



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00

BM-POT-1


Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

4

15

0,000

S

37

11

15,000

W

9509756,00

6866306,44

2

4

17

30,000

S

37

11

15,000

W

9504951,00

6866202,87

3

4

17

30,000

S

37

7

30,000

W

9504798,38

6873139,31

4

4

22

30,000

S

37

7

30,000

W

9495185,57

6872928,32

5

4

22

30,000

S

37

3

45,000

W

9495029,43

6879863,92

6

4

27

30,000

S

37

3

45,000

W

9485413,82

6879648,04

7

4

27

30,000

S

37

0

0,000

W

9485254,15

6886582,78

8

4

32

30,000

S

37

0

0,000

W

9475635,75

6886361,98

9

4

32

30,000

S

36

52

30,000

W

9475308,67

6900229,71

10

4

35

0,000

S

36

52

30,000

W

9470496,56

6900116,91

11

4

35

0,000

S

36

37

30,000

W

9469829,22

6927850,45

12

4

37

30,000

S

36

37

30,000

W

9465011,13

6927734,86

13

4

37

30,000

S

36

33

45,000

W

9464841,27

6934667,77

14

4

40

0,000

S

36

33

45,000

W

9460021,71

6934550,70

15

4

40

0,000

S

36

30

0,000

W

9459849,72

6941483,15

16

4

42

30,000

S

36

30

0,000

W

9455028,69

6941364,57

17

4

42

30,000

S

36

22

30,000

W

9454679,79

6955228,53

18

4

45

0,000

S

36

22

30,000

W

9449855,75

6955108,00

19

4

45

0,000

S

36

18

45,000

W

9449678,83

6962039,50

20

4

47

30,000

S

36

18

45,000

W

9444853,30

6961917,45

21

4

47

30,000

S

36

11

15,000

W

9444494,49

6975779,49

22

5

2

30,000

S

36

11

15,000

W

9415523,80

6975019,24

23

5

2

30,000

S

35

52

30,000

W

9414568,85

7009659,85

24

4

37

30,000

S

35

52

30,000

W

9462932,51

7010928,77

25

4

37

30,000

S

35

56

15,000

W

9463109,09

7003996,02

26

4

40

0,000

S

35

56

15,000

W

9458274,07

7003874,49

27

4

40

0,000

S

36

11

15,000

W

9458980,51

6976145,16

28

4

35

0,000

S

36

11

15,000

W

9468638,09

6976383,58

29

4

35

0,000

S

36

18

45,000

W

9468981,43

6962517,05

30

4

30

0,000

S

36

18

45,000

W

9478633,02

6962749,44

31

4

30

0,000

S

36

26

15,000

W

9478967,79

6948881,11

32

4

25

0,000

S

36

26

15,000

W

9488613,41

6949107,54

33

4

25

0,000

S

36

37

30,000

W

9489101,98

6928302,36

34

4

20

0,000

S

36

37

30,000

W

9498738,63

6928522,06

35

4

20

0,000

S

36

45

0,000

W

9499055,39

6914650,20

36

4

17

30,000

S

36

45

0,000

W

9503870,75

6914757,66

37

4

17

30,000

S

36

56

15,000

W

9504337,11

6893948,54

38

4

15

0,000

S

36

56

15,000

W

9509148,02

6894053,74


Perímetro : 484,306 (km) Área Plana : 4449,472 (km2) Área Corrigida: 4251,677 (km2)

Coordenadas do bloco BT-POT-2


12

2

10

5

11

8

9

6

7

1 14


13



3


4



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BT-POT-2

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

4

56

15,000

S

36

58

45,000

W

9429891,65

6887567,35

2

4

58

16,875

S

36

58

45,000

W

9425984,16

6887468,49

3

4

58

16,875

S

36

59

13,125

W

9426006,46

6886602,34

4

4

58

54,375

S

36

59

13,125

W

9424804,20

6886571,80

5

4

58

54,375

S

36

58

45,000

W

9424781,86

6887437,94

6

5

1

15,000

S

36

58

45,000

W

9420273,27

6887322,79

7

5

1

15,000

S

36

56

15,000

W

9420153,00

6891941,88

8

5

0

0,000

S

36

56

15,000

W

9422558,07

6892003,56

9

5

0

0,000

S

36

57

30,000

W

9422617,99

6889693,94

10

4

58

45,000

S

36

57

30,000

W

9425022,83

6889755,29

11

4

58

45,000

S

36

56

15,000

W

9424963,16

6892064,99

12

4

56

52,500

S

36

56

15,000

W

9428570,80

6892156,65

13

4

56

52,500

S

36

55

37,500

W

9428541,12

6893311,55

14

4

56

15,000

S

36

55

37,500

W

9429743,74

6893342,00


Perímetro :

37,151 (km)

Área Plana :

41,338 (km2)

Área Corrigida:

39,589 (km2)

Mapa da Bacia da Foz do Amazonas


Coordenadas do bloco BM-FZA-1


3

1

5

2

7

4

11

9

6

10

12

8

15

17

16

20


13


14


18 19


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00


BM-FZA-1


Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

3

32

30,000

N

48

15

0,000

W

10393603,91

5638870,97

2

3

30

0,000

N

48

15

0,000

W

10388973,28

5638899,46

3

3

30

0,000

N

48

22

30,000

W

10388889,11

5625010,51

4

3

25

0,000

N

48

22

30,000

W

10379629,84

5625065,26

5

3

25

0,000

N

48

26

15,000

W

10379589,43

5618120,16

6

3

20

0,000

N

48

26

15,000

W

10370331,14

5618173,00

7

3

20

0,000

N

48

33

45,000

W

10370253,60

5604281,61

8

3

15

0,000

N

48

33

45,000

W

10360997,24

5604331,98

9

3

15

0,000

N

48

37

30,000

W

10360960,08

5597385,70

10

3

12

30,000

N

48

37

30,000

W

10356332,38

5597410,12

11

3

12

30,000

N

48

41

15,000

W

10356296,12

5590463,55

12

3

7

30,000

N

48

41

15,000

W

10347041,65

5590510,88

13

3

7

30,000

N

48

45

0,000

W

10347006,74

5583563,75

14

3

0

0,000

N

48

45

0,000

W

10333126,43

5583631,61

15

3

0

0,000

N

48

30

0,000

W

10333262,88

5611423,36

16

2

45

0,000

N

48

30

0,000

W

10305490,94

5611556,87

17

2

45

0,000

N

47

45

0,000

W

10305901,20

5694950,27

18

2

30

0,000

N

47

45

0,000

W

10278092,07

5695088,93

19

2

30

0,000

N

47

15

0,000

W

10278367,24

5750695,57

20

3

32

30,000

N

47

15

0,000

W

10394352,62

5749977,14


Perímetro : 565,206 (km) Área Plana : 14165,813 (km2) Área Corrigida: 14087,826 (km2)

Mapa da Bacia do Paraná


Coordenadas do bloco BT-PR-1


1 8


6

7


3

2


4 5



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BT-PR-1

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

25

5

0,000 S

53 0

0,000

W

7224331,89

5100881,34

2

26

2

30,000 S

53 0

0,000

W

7118155,84

5100081,75

3

26

2

30,000 S

52 30

0,000

W

7117676,55

5150120,79

4

26

12

30,000 S

52 30

0,000

W

7099207,60

5149907,90

5

26

12

30,000 S

51 30

0,000

W

7097666,98

5249836,60

6

25

32

30,000 S

51 30

0,000

W

7171568,46

5251243,63

7

25

32

30,000 S

52 0

0,000

W

7172419,28

5200999,17

8

25

5

0,000 S

52 0

0,000

W

7223212,26

5201757,16


Perímetro : 550,479 (km) Área Plana : 15298,329 (km2) Área Corrigida: 15292,161 (km2)

Coordenadas do bloco BT-PR-2


10

3

9

5

4

1


2 8


6 7



Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BT-PR-2

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

25

5

0,000

S

52

0

0,000

W

7223212,26

5201757,16

2

25

32

30,000

S

52

0

0,000

W

7172419,28

5200999,17

3

25

32

30,000

S

51

30

0,000

W

7171568,46

5251243,63

4

26

12

30,000

S

51

30

0,000

W

7097666,98

5249836,60

5

26

12

30,000

S

51

0

0,000

W

7096607,83

5299795,75

6

26

32

30,000

S

51

0

0,000

W

7059645,59

5298936,15

7

26

32

30,000

S

50

30

0,000

W

7058382,77

5348747,35

8

25

32

30,000

S

50

30

0,000

W

7169299,71

5351721,16

9

25

32

30,000

S

51

0

0,000

W

7170528,60

5301484,52

10

25

5

0,000

S

51

0

0,000

W

7221346,29

5302621,93


Perímetro : 624,656 (km) Área Plana : 14372,401 (km2) Área Corrigida: 14358,559 (km2)

Coordenadas do bloco BT-PR-3


1

3

4

5

6


2


Projeção : Policônica Datum: SAD-69 Meridiano Central: 54 W

Falso Norte : 10000000,00 Falso Leste: 5000000,00 BT-PR-3

Ponto Latitude Longitude Coord. Norte Coord. Leste


1

24

2

30,000

S

52 7 30,000

W

7338815,85

5190718,14

2

24

30

0,000

S

52 7 30,000

W

7288031,57

5190035,07

3

24

30

0,000

S

51 30 0,000

W

7287028,66

5253374,05

4

25

5

0,000

S

51 30 0,000

W

7222372,56

5252191,27

5

25

5

0,000

S

51 0 0,000

W

7221346,29

5302621,93

6

24

2

30,000

S

51 0 0,000

W

7336832,60

5305134,92


Perímetro : 459,192 (km) Área Plana : 9073,578 (km2) Área Corrigida: 9066,602 (km2)

ANEXO II CONTRATO DE CONCESSÃO

CONTRATO DE CONCESSÃO PARA EXPLORAÇÃO, DESENVOLVIMENTO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL


que entre si celebram


A AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, autarquia especial criada pela Lei nº 9.478/97, de 06 de agosto de 1997, integrante da Administração Federal Indireta, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, com sede na XXXX Xxxxxx 000, Xxxxxx X, 0x xxxxx, xx xxxxxx xx Xxxxxxxx, XX (doravante designada “ANP”), neste ato representada por seu Diretor-Geral, Xxxxx Xxxxxxxxxxxx,


e


..............................................., sociedade comercial constituída sob as leis do Brasil, com sede na ............................................, na cidade ........................, Estado d. , inscrita no

Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica (CGC/MF) sob o nº ......................./....-.. (doravante designada “Concessionário”), neste ato representada por seu ..............................................

(representante ou representantes legais)


CONSIDERANDO


que, nos termos do artigo 177, inciso I, da Constituição da República Federativa do Brasil (doravante denominada “Constituição Federal”) e do artigo 4º da Lei nº 9.478/97 (doravante designada “Lei do Petróleo”), constituem monopólio da União a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes no território nacional;


que, segundo os artigos 176, caput, da Constituição Federal, e 3º da Lei do Petróleo, pertencem à União os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes no território nacional, nele compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva;


que, nos termos do artigo 176, § 1º, da Constituição Federal, a pesquisa e a lavra de recursos minerais somente poderão ser efetuadas mediante autorização ou concessão da União, no interesse nacional;


que, nos termos do parágrafo primeiro do citado artigo 177 da Constituição Federal e dos artigos 5º e 23 da Lei do Petróleo, a União poderá permitir que empresas estatais ou privadas, constituídas sob as leis brasileiras com sede e administração no País, realizem atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, mediante contratos de concessão, precedidos de licitação;


que, nos termos dos artigos 8º e 21 da Lei do Petróleo, todos os direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural em território nacional, nele compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva, pertencem à União, cabendo sua administração à ANP;


que cabe à ANP, representando a União Federal, celebrar com o Concessionário contratos de concessão para a execução de atividades de exploração, desenvolvimento e produção de

petróleo e gás natural em blocos que atendam às disposições previstas nos artigos 23 e 24 da Lei do Petróleo, competindo-lhe, ainda, a fiscalização integral e permanente dessas atividades com o objetivo de zelar pelo patrimônio da União, em face do interesse nacional;


que, nos termos dos artigos 25 e 26 da Lei do Petróleo, e tendo sido atendidos os requisitos estabelecidos na Seção I da citada lei, a ANP e o Concessionário estão autorizados a celebrar este contrato de concessão que se regerá, no que couber, pelas normas gerais da Seção I e pelas disposições da Seção VI, ambas do Capítulo V da citada lei,


Assim sendo, celebram a ANP e o Concessionário o presente Contrato de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural para o Bloco identificado no Anexo I – Área da Concessão -, de conformidade com as seguintes cláusulas e condições:


CAPÍTULO I - DISPOSIÇÕES BÁSICAS


Cláusula Primeira - Definições Definições Legais

1.1 As definições contidas no artigo 6º da Lei do Petróleo e no artigo 3º do Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998 (doravante designado “Decreto das Participações”), ficam incorporadas a este Contrato e, em conseqüência, valerão para todos os fins e efeitos do mesmo, sempre que as seguintes palavras e expressões sejam aqui utilizadas, quer no singular ou no plural:


Bacia Sedimentar Bloco

Campo de Petróleo ou de Gás Natural Condição Padrão de Medição

Data de Início da Produção Derivados Básicos Derivados de Petróleo Descoberta Comercial Desenvolvimento Distribuição

Distribuição de Gás Canalizado Estocagem de Gás Natural Gás Natural ou Gás

Indústria do Petróleo Jazida

Lavra ou Produção Participações Governamentais

Pesquisa ou Exploração Petróleo

Ponto de Medição da Produção Preço de Referência

Prospecto

Receita Bruta da Produção Receita Líquida da Produção Refino ou Refinação Reservatório ou Depósito Revenda

Transferência Transporte

Tratamento ou Processamento de Gás Natural

Volume de Petróleo Equivalente Volume de Produção Fiscalizada Volume Total da Produção



Definições Contratuais


1.2 Também para os fins e efeitos deste Contrato, valerão adicionalmente as definições contidas neste parágrafo 1.2, sempre que as seguintes palavras e expressões sejam aqui utilizadas, quer no singular ou no plural:

1.2.1 “Área da Concessão” significa o Bloco definido no Anexo I - Área da Concessão ou as parcelas desse Bloco que permaneçam sob este Contrato depois de feitas as devoluções aqui previstas. Referências à Área da Concessão incluem, portanto, todas as Áreas de Desenvolvimento e Campos, estabelecidos e retidos pelo Concessionário nos termos deste Contrato.

1.2.2 “Área de Desenvolvimento” significa qualquer parcela da Área de Concessão separada para Desenvolvimento nos termos do parágrafo 9.2.

1.2.3 “Avaliação” significa o conjunto de Operações que, como parte da Exploração, se destinam a verificar a comercialidade de uma Descoberta de Petróleo ou Gás Natural na Área da Concessão.

1.2.4 “Concessionário” significa, individual e coletivamente, a

........................................................ e cada um de seus eventuais cessionários nos termos da Cláusula Vigésima-Sexta, todos solidariamente responsáveis nos termos deste Contrato, sem prejuízo do direito ou da obrigação do Concessionário ou de cada um desses cessionários de praticar individualmente os atos a que assim lhes obrigue ou faculte a lei ou este Contrato.

1.2.5 ”Contrato” significa o corpo principal deste contrato bem como seus Anexos I, II, III, IV e V, os quais ficam pelo presente aqui incorporados.

1.2.6 “Contrato de Consórcio” significa o contrato de consórcio a que se refere o parágrafo 26.3 (c).

1.2.7 “Data de Entrada em Vigor” significa a data de assinatura deste Contrato, nos termos do parágrafo 4.1.

1.2.8 “Declaração de Comercialidade” significa a notificação escrita do Concessionário à ANP declarando uma Jazida como Descoberta Comercial na Área de Concessão, nos termos do parágrafo 7.1.

1.2.9 “Descoberta” significa qualquer ocorrência de Petróleo, Gás Natural, outros hidrocarbonetos, minerais e, em geral, quaisquer outros recursos naturais na Área da Concessão, independentemente de quantidade, qualidade ou comercialidade, verificada por, pelo menos, dois métodos de detecção ou avaliação.

1.2.10 “Fase de Exploração” significa o período de tempo definido para Exploração no parágrafo 5.1.

1.2.11 “Fase de Produção” significa, para cada Campo, o período de tempo definido para Produção no parágrafo 8.1.

1.2.12 “Gás Associado” significa o Gás Natural produzido de Jazida onde ele é encontrado dissolvido no Petróleo ou em contato com Petróleo subjacente saturado de Gás.

1.2.13 “Gás Não-Associado” significa o Gás Natural que é produzido de Jazida de Gás seco ou de Jazida de Gás e Condensado.

1.2.14 “Operações” significa todas e quaisquer atividades ou operações, quer de Exploração, Avaliação, Desenvolvimento ou Produção, realizadas em

seqüência, em conjunto, ou isoladamente pelo Concessionário, sob e para os propósitos deste Contrato.

1.2.15 “Orçamento Anual” significa o detalhamento de despesas e investimento a serem feitos pelo Concessionário na execução do respectivo Programa Anual de Trabalho, no decorrer de um ano civil qualquer, nos termos da Cláusula Décima-Sexta.

1.2.16 “Parte” significa a ANP ou o Concessionário e “Partes” significa a ANP e o Concessionário.

1.2.17 “Plano de Avaliação” significa o documento preparado pelo Concessionário contendo o programa de trabalho e respectivo investimento necessários à Avaliação de uma Descoberta de Petróleo ou Gás Natural na Área da Concessão, nos termos da Cláusula Sexta.

1.2.18 “Plano de Desenvolvimento” significa o documento preparado pelo Concessionário contendo o programa de trabalho e respectivo investimento necessários ao Desenvolvimento de uma Descoberta de Petróleo ou Gás Natural na Área da Concessão, nos termos da Cláusula Nona.

1.2.19 “Produção” significa o conjunto de atividades para extração de Petróleo ou Gás Natural, nos termos da definição contida na Lei do Petróleo, ou ainda volume de Petróleo ou Gás Natural, conforme se depreenda do texto, em cada caso.

1.2.20 “Programa Anual de Trabalho” significa o conjunto de atividades a serem realizadas pelo Concessionário no decorrer de um ano civil qualquer, nos termos da Cláusula Décima-Sexta.

1.2.21 “Programa de Produção” significa o programa em que se discriminam, mês a mês, os níveis de Produção de cada Campo, nos termos do parágrafo 10.2.

1.2.22 “Programa Exploratório Mínimo” significa o programa de trabalho previsto no Anexo II - Programa de Trabalho e Investimento, a ser obrigatoriamente cumprido pelo Concessionário no decorrer da Fase de Exploração, nos termos do parágrafo 5.2.

1.2.23 “Bônus da Assinatura” significa o pagamento a ser feito pelos Concessionários conforme o parágrafo 4.3.

1.2.24 “Melhores Práticas da Indústria do Petróleo” significa as práticas e procedimentos geralmente empregados na indústria de petróleo em todo o mundo, por operadores prudentes e diligentes, sob condições e circunstâncias semelhantes àquelas experimentadas relativamente a aspecto ou aspectos relevantes das Operações.

1.2.25 “Período de Exploração” tem o significado previsto no parágrafo 5.1.

1.2.26 “Programa de Desativação das Instalações” tem o significado previsto no parágrafo 9.5.

1.2.27 “Regras da CCI” significa as Regras de Conciliação e Arbitragem da Câmara de Comércio Internacional, em vigor.

1.2.28 “Fornecedor Brasileiro” significa (i) com relação a qualquer vendedor ou fornecedor de ativos, bens e serviços, uma Pessoa constituída sob as leis brasileiras cujos bens vendidos ou fornecidos tenham sido produzidos no Brasil ou cujos serviços vendidos ou fornecidos tenham sido realizados em território nacional, e (ii) com relação a empregados, qualquer indivíduo que seja um cidadão brasileiro.

1.2.29 “Porcentagem dos Investimentos Locais na Fase de Exploração” significa a proporção expressa como uma porcentagem entre o (i) montante total cumulativo pago pelo Concessionário a Fornecedores Brasileiros de ativos, bens ou serviços aplicáveis ou relativos à Exploração na Área da Concessão e

(ii) o montante total cumulativo pago pelo Concessionário a todos os fornecedores de todos os ativos, bens ou serviços aplicáveis ou relativos a tal Exploração na Área da Concessão, calculada ao final da Fase de Exploração, conforme previsto no parágrafo 18.2.

1.2.30 “Porcentagem dos Investimentos Locais na Fase de Desenvolvimento” significa a proporção expressa como uma porcentagem entre (i) o montante total cumulativo pago pelo Concessionário a Fornecedores Brasileiros de ativos, bens ou serviços aplicáveis ou relativos às Operações de Desenvolvimento com respeito a tal Área de Desenvolvimento, e (ii) o montante total cumulativo pago pelo Concessionário a Fornecedores de todos os ativos, bens ou serviços aplicáveis ou relativos às Operações de Desenvolvimento com respeito a tal Área de Desenvolvimento, calculada ao final da Fase de Desenvolvimento com respeito a qualquer Área de Desenvolvimento, conforme previsto no parágrafo 18.2.

1.2.31 “Etapa de Desenvolvimento de Produção” significa, com respeito a qualquer campo, o período iniciado na data de entrega da Declaração de Comercialidade para tal Área de Desenvolvimento e terminando com (i) a conclusão do trabalho e atividades compreendidas no Desenvolvimento, conforme descrito no Plano de Desenvolvimento ou (ii) o abandono do Desenvolvimento em tal campo de acordo com parágrafo 9.5, o que ocorrer primeiro.

1.2.32 “Afiliada” significa qualquer Pessoa Jurídica que, direta ou indiretamente, controle ou seja controlada societariamente por outra Pessoa Jurídica, ou que seja controlada, direta ou indiretamente, pela mesma Pessoa Física ou Jurídica

1.2.33 “Pessoa” significa qualquer indivíduo, sociedade comercial, associação, joint venture, parceria, sociedade por cotas de responsabilidade limitada, organizações não-incorporadas ou qualquer agência governamental ou subdivisão política da mesma.

1.2.34 “Cessão” significa qualquer venda, cessão, delegação, transferência ou qualquer outra forma de alienação por quaisquer meios (incluindo através de penhor ou outro encargo semelhante) de todos ou qualquer parte dos direitos e obrigações do Concessionário sob este Contrato;

1.2.35 “Despesas Qualificadas com Pesquisa e Desenvolvimento” significa despesas com atividades de pesquisa e desenvolvimento relativas a serviços de tecnologia relacionados à descoberta, teste ou uso de novos produtos, processos ou técnicas no setor de petróleo, ou à adaptação de produtos,

processos ou técnicas existentes para novas circunstâncias no setor de petróleo, de acordo com o disposto no parágrafo 22.2.

1.2.36. “Operador” significa o Operador designado no parágrafo 13.2, junto com qualquer Operador substituto ou sucessor.


Cláusula Segunda - Objeto


Operações


2.1 Este Contrato tem por objeto a execução, pelo Concessionário, das Operações especificadas no Anexo II - Programa de Trabalho e Investimento, e qualquer outra atividade adicional de Exploração que o Concessionário possa decidir realizar dentro da Área de Concessão objeto deste Contrato, visando a permitir que Petróleo e Gás Natural sejam produzidos em condições econômicas na Área da Concessão, e no caso de qualquer Descoberta, a Avaliação, o Desenvolvimento e a Produção dos Hidrocarbonetos pertinentes, tudo nos termos aqui definidos.

Por Conta e Risco do Concessionário


2.2 O Concessionário assumirá sempre, em caráter exclusivo, todos os custos e riscos relacionados com a execução das Operações e suas conseqüências, cabendo-lhe, como única e exclusiva contrapartida, a propriedade do Petróleo e Gás Natural que venham a ser efetivamente produzidos e por ele recebidos no Ponto de Medição, nos termos deste Contrato, com sujeição aos encargos relativos aos tributos e Participações Governamentais e de terceiros, de acordo com este Contrato e a legislação aplicável.

2.2.1 Com base no princípio estabelecido no parágrafo 2.2, e sem com isto limitar sua aplicação, fica expressamente entendido que o Concessionário arcará com todos os prejuízos em que venha a incorrer, sem direito a qualquer pagamento, reembolso ou indenização, caso não haja Descoberta Comercial na Área da Concessão ou caso o Petróleo e Gás Natural que venha a receber no Ponto de Medição sejam insuficientes para a recuperação dos investimentos realizados e o reembolso das despesas incorridas, quer diretos ou através de terceiros. Além disso, o Concessionário será o único responsável civilmente pelos seus próprios atos e os de seus prepostos e subcontratados, bem como pela reparação de todos e quaisquer danos causados pelas Operações e sua execução, independentemente da existência de culpa, devendo ressarcir a ANP e a União dos ônus que estas venham a suportar em conseqüência de eventuais demandas motivadas por atos de responsabilidade do Concessionário.

Propriedade do Petróleo e/ou Gás Natural


2.3 Pertencem à União os depósitos de Petróleo e Gás Natural existentes no território nacional, de acordo com o artigo 3º da Lei do Petróleo. Ao Concessionário somente caberá a propriedade do Petróleo e Gás Natural que venham a ser efetivamente produzidos e por ele recebidos no Ponto de Medição, nos termos do parágrafo 2.2.

Nenhum Direito sobre Outros Recursos Naturais


2.4 Este Contrato se refere exclusivamente à Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural, não se estendendo a quaisquer outros recursos naturais

porventura existentes na Área da Concessão. Fica, portanto, vedado ao Concessionário utilizar, usufruir ou dispor, de qualquer maneira e sob qualquer título, total ou parcialmente, desses recursos, salvo quando devidamente autorizado pela ANP ou outras autoridades competentes, ou ainda pela legislação aplicável, observado sempre o disposto nos parágrafos 6.1 e 6.2.


Levantamentos de Dados em Bases Não-Exclusivas


2.5 A ANP poderá, a seu exclusivo critério e quando assim julgar conveniente, autorizar terceiros a executar, na Área da Concessão, serviços de geologia e geofísica visando ao levantamento de dados técnicos destinados à comercialização em bases não- exclusivas, nos termos do artigo 8º, inciso III, da Lei do Petróleo. Fica expressamente entendido que o Concessionário não terá qualquer responsabilidade em relação a esses serviços e sua execução, que de nenhum modo poderão afetar o curso normal das Operações.


Cláusula Terceira - Área da Concessão Identificação

3.1 As Operações serão executadas na Área da Concessão, que está descrita, detalhada e delimitada no Anexo I - Área da Concessão.

Pagamento pela Ocupação ou Retenção


3.2 Pela ocupação ou retenção da Área da Concessão, o Concessionário efetuará anualmente os pagamentos especificados no Anexo V.

Devoluções


3.3 O Concessionário fará, observando o disposto nos parágrafos 3.5 e 3.6, as devoluções obrigatórias da Área da Concessão estabelecidas nos parágrafos 5.3 e 5.3.2, conforme aplicáveis, podendo além disso fazer, a qualquer tempo durante a Fase de Exploração, devoluções parciais voluntárias, mediante notificação por escrito à ANP, sem com isso se eximir da obrigação de realizar as atividades e investimentos obrigatórios previstos neste Contrato. Concluída a Fase de Exploração, e desde que este Contrato continue em vigor, o Concessionário somente poderá reter, como Área da Concessão, a Área ou Áreas de Desenvolvimento que tenham sido estabelecidas nos termos dos parágrafos 5.3.1, 7.1.2 e 9.2, observadas as devoluções de que tratam os parágrafos 7.2, 8.6 e 9.2.2.

Devolução ao Término do Contrato


3.4 O término deste Contrato, com a conseqüente extinção da concessão, por qualquer causa ou motivo, obrigará o Concessionário a devolver imediatamente à ANP toda a Área da Concessão que ainda detenha, observado o disposto nos parágrafos 3.6 e 3.7.

Delimitação das Áreas Devolvidas


3.5 O Concessionário não poderá selecionar, para qualquer devolução parcial voluntária nos termos do parágrafo 3.3, mais do que 2 (duas) parcelas não contíguas, cada uma das quais será circunscrita por uma única linha traçada segundo um reticulado de 3’45’’

(três minutos e quarenta e cinco segundos) de longitude por 2’30’’ (dois minutos e trinta segundos) de latitude.

Condições de Devolução


3.6 Toda e qualquer devolução, parcial ou total, da Área da Concessão, assim como a conseqüente reversão de bens de que trata o parágrafo 18.8, terão caráter definitivo e serão feitas pelo Concessionário sem ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP, nos termos do artigo 28, §§ 1º e 2º, da Lei do Petróleo, obrigando-se o Concessionário a cumprir rigorosamente as disposições sobre o assunto contidas nos parágrafos 18.6 a 18.8.1 e na Cláusula Vigésima.

Disposição pela ANP das Áreas Devolvidas


3.7 O Concessionário não terá qualquer direito com relação às parcelas devolvidas nos termos desta Cláusula Terceira, podendo a ANP, a partir da data da devolução, dispor das mesmas a seu exclusivo critério, inclusive para efeito de novas licitações.


Cláusula Quarta - Vigência e Duração Data de Entrada em Vigor

4.1. Este Contrato, que entrará em vigor na data de sua assinatura (“Data de Entrada em Vigor”), estará dividido em duas fases, a saber:

4.1.1 Fase de Exploração, para toda a Área da Concessão, com a duração definida no parágrafo 5.1, e

4.1.2 Fase de Produção, para cada Campo, com a duração definida no parágrafo 8.1.

Duração Total


4.2 A duração total deste Contrato, para cada parcela da Área da Concessão que venha a se tornar um Campo nos termos aqui previstos, será igual à soma do período decorrido desde a Data de Entrada em Vigor até a Declaração de Comercialidade respectiva mais o período de 27 (vinte e sete) anos definido no parágrafo 8.1. A essa duração total se acrescentarão automaticamente os períodos de extensão que venham a ser autorizados nos termos do parágrafo 7.1.2, neste caso exclusivamente com relação à Área de Desenvolvimento ali referida, e dos parágrafos 8.2 e 8.3, nestes dois casos exclusivamente com relação ao Campo ali referido.

Pagamento do Bônus de Assinatura


4.3. Até a assinatura deste Contrato, o Concessionário efetuará o pagamento à ANP do Bônus de Assinatura no montante de R$ 1, equivalente ao valor de US$

2, convertidos pelo câmbio de venda de fechamento do Banco Central, dois dias úteis antes da data de assinatura deste Contrato.


1 Inserir o montante, convertido em Reais, da oferta feita pelo concorrente vencedor.

2 Inserir o montante da oferta feita pelo concorrente vencedor

Garantias


4.4. Na assinatura deste Contrato, e 3 firmaram e entregaram à ANP as garantias para as obrigações ora assumidas pelos Concessionários, que são suas respectivas Afiliadas, na forma indicada no Anexo IV4.


CAPÍTULO II - EXPLORAÇÃO E AVALIAÇÃO


Cláusula Quinta - Fase de Exploração Duração

5.1 A Fase de Exploração começará na Data de Entrada em Vigor deste Contrato e terá a duração máxima especificada no Anexo II. A Fase de Exploração será dividida no número de períodos ( “Período de Exploração”) indicados no Anexo II, cada um tendo a duração indicada no Anexo II. Cada Período de Exploração seguinte ao primeiro começará com a conclusão do Período de Exploração imediatamente anterior. O último Período de Exploração (e, doravante, a Fase de Exploração) poderá ser estendido conforme previsto nos parágrafos 6.2 e 7.1.2.

5.1.1 Ao final de cada Período de Exploração, o Concessionário terá que devolver à ANP, pelo menos, a porcentagem da Área de Concessão original indicada no Anexo II. O Concessionário poderá devolver mais do que a área mínima exigida ao final de um Período de Exploração, mas tal devolução voluntária não reduzirá ou afetará o Programa Exploratório Mínimo para qualquer Período de Exploração subseqüente. Se o Concessionário abandonar mais do que a porcentagem da área mínima exigida ao final de um Período de Exploração, o Concessionário poderá considerar a área devolvida em excesso como crédito para a devolução exigida ao final do Período de Exploração subsequente.

5.1.2 No encerramento da Fase de Exploração, o Concessionário somente poderá reter as Áreas de Desenvolvimento aprovadas pela ANP e devolverá todas as áreas restantes, exceto nos seguintes casos:

(a) se o Concessionário tiver submetido um ou mais Planos de Desenvolvimento nos termos do parágrafo 9.1 que ainda não tenham sido aprovados pela ANP nos termos do parágrafo 9.3, o Concessionário poderá reter as áreas cobertas por tais Planos de Desenvolvimento, até uma decisão final sobre tais Planos de Desenvolvimento, mas não poderá realizar qualquer trabalho ou conduzir qualquer Operação em tais áreas sem a aprovação prévia da ANP.

(b) se o Concessionário tiver submetido uma Declaração de Comercialidade nos termos do parágrafo 7.1, e ainda não tiver submetido o Plano de Desenvolvimento relativo à Descoberta, o Concessionário poderá reter uma área aprovada pela ANP, coberta por Plano de Avaliação, pelo restante do tempo previsto no parágrafo 9.1 para a apresentação do Plano de Desenvolvimento e pelo tempo


3 Inserir os nomes dos respectivos garantidores.

4 Esta cláusula só se aplica aos casos onde o signatário não é a empresa habilitada, nos termos do Edital de Licitação

adicional exigido nos termos do parágrafo 9.3 para a revisão de tal Plano de Desenvolvimento, mas não poderá realizar qualquer trabalho ou conduzir qualquer Operação na área sem a prévia aprovação da ANP.

(c) Se o Concessionário tiver realizado e notificado uma Descoberta próximo ao final da Fase de Exploração, de modo que não seja possível completar a Avaliação da Descoberta e apresentar Declaração de Comercialidade antes do final da Fase de Exploração, de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, a Fase de Exploração poderá ser prorrogada, mediante prévia aprovação pela ANP de um Plano de Avaliação, o qual deverá ser concluído dentro do prazo aprovado pela ANP. Se esta Avaliação levar a uma Declaração de Comercialidade, o Concessionário poderá reter a área aprovada, nos termos do sub-item (b) acima.

5.1.3. Como uma condição para continuar a Fase de Exploração de um Período Exploratório para o próximo, o Concessionário será obrigado a fornecer à ANP, antes do término do Período de Exploração em curso, uma Carta de Crédito satisfazendo os requisitos da Cláusula 15 com relação ao Programa Exploratório Mínimo para o próximo Período de Exploração. Se o Concessionário não fornecer tal Carta de Crédito ao término do Período de Exploração em curso, a Fase de Exploração será automaticamente encerrada e o Concessionário devolverá toda a Área de Concessão original, nos termos do parágrafo 5.1.2.

5.1.4. O Concessionário poderá voluntariamente encerrar a Fase de Exploração a qualquer momento, mediante notificação por escrito à ANP. Tal encerramento não desobrigará o Concessionário de completar integralmente o Programa Exploratório Mínimo relativo ao Período de Exploração em curso.

Programa Exploratório Mínimo


5.2 Durante a Fase de Exploração, o Concessionário executará integralmente, em cada Período de Exploração, o Programa Exploratório Mínimo para tal Período de Exploração, conforme contido no Anexo II - Programa de Trabalho e Investimento, devendo para isso despender os montantes que se façam necessários. Caso o Concessionário inicie um Período de Exploração que inclua compromissos relativos a poços como parte do Programa Exploratório Mínimo, o Concessionário estará então obrigado a perfurar um poço até o objetivo mais profundo indicado no Anexo II, antes do término da Fase de Exploração, seja naquele Período de Exploração ou em um Período de Exploração subsequente. Caso o Concessionário decida encerrar a Fase de Exploração antes do início de um Período de Exploração que inclua compromisso de perfuração de poços, o Concessionário não será obrigado a perfurar um poço até o objetivo mais profundo indicado no Anexo II.

5.2.1 O não cumprimento das disposições deste parágrafo dará à ANP o direito de executar a Carta de Crédito prevista na Cláusula Décima-Quinta, sem prejuízo da adoção de outras medidas cabíveis.

5.2.2 O Concessionário poderá, a seu critério, executar trabalhos exploratórios adicionais além daqueles incluídos no Programa Exploratório Mínimo para o Período de Exploração em curso, apresentando à ANP o programa dos trabalhos adicionais antes do início de sua execução.

Opções após Conclusão do Programa Exploratório Mínimo


5.3 Depois de haver cumprido integralmente as obrigações de trabalho estabelecidas no Programa Exploratório Mínimo para qualquer Período de Exploração, conforme o parágrafo 5.2, o Concessionário poderá, a seu critério e mediante notificação por escrito à ANP, feita até a data de término de tal Período de Exploração:

(a) dar por encerrada a Fase de Exploração, retendo apenas eventuais áreas estabelecidas nos termos dos parágrafos 5.1.2, 5.3.1, 7.1.2 e 9.2, caso em que todas as demais parcelas da Área de Concessão serão imediatamente devolvidas pelo Concessionário à ANP, observado o disposto nos parágrafos 3.6 e 3.7; ou

(b) informar não ter havido Descobertas que, a critério do Concessionário, justifiquem investimentos em Desenvolvimento, o que implicará na terminação deste Contrato na data de recebimento da notificação respectiva, com a conseqüente extinção da concessão e a imediata devolução de toda a Área da Concessão, observado o disposto nos parágrafos 3.6 e 3.7

5.3.1 Sempre que, na data de término da Fase de Exploração, ainda não estiver esgotado o prazo do parágrafo 9.1, com relação a uma Declaração de Comercialidade feita pelo Concessionário, este estará obrigado, para os propósitos do parágrafo 5.3 (a), a antecipar, na notificação respectiva, e para aprovação da ANP, a delimitação da Área de Desenvolvimento a ser retida, observando para isso o disposto no parágrafo 9.2.

5.3.2 Caso o Concessionário deixe de efetuar a notificação de que trata o parágrafo 5.3, este Contrato encerrar-se-á de pleno direito ao final da Fase de Exploração, com a conseqüente extinção da concessão, ficando o Concessionário obrigado a devolver imediatamente toda a Área da Concessão, observado o disposto nos parágrafos 3.6 e 3.7.


Cláusula Sexta - Descoberta e Avaliação Notificação de Xxxxxxxxxx

6.1 Qualquer Descoberta, dentro da Área da Concessão, de Petróleo, Gás Natural, outros hidrocarbonetos, minerais e, em geral, quaisquer recursos naturais, será notificada pelo Concessionário à ANP, em caráter exclusivo e por escrito, no prazo máximo de 72 (setenta e duas) horas. A notificação será acompanhada de todos os dados e informações disponíveis pertinentes.

Outros Recursos Naturais


6.2 No caso de Descoberta de quaisquer recursos naturais que não Petróleo ou Gás Natural, sobre os quais nenhum direito terá o Concessionário, nos termos do parágrafo 2.4, ficará este obrigado a cumprir as instruções e permitir a execução das providências pertinentes que a respeito sejam oportunamente determinadas pela ANP ou outras autoridades competentes, cabendo-lhe ainda, enquanto aguarda essas instruções, abster-se de quaisquer medidas que possam por em risco ou de alguma forma prejudicar as reservas descobertas. O Concessionário não será obrigado a suspender as atividades, exceto nos casos em que essas coloquem em risco os recursos naturais descobertos, sendo que qualquer interrupção das atividades, exclusivamente devida à descoberta de outros recursos naturais, terá seu prazo computado e reconhecido pela ANP para efeito da prorrogação referida no parágrafo 5.1.


Avaliação


6.3 O Concessionário pode, a seu critério, avaliar uma Descoberta de Petróleo ou Gás Natural, conforme o parágrafo 6.1, a qualquer momento durante a Fase de Exploração. A Avaliação da Descoberta será realizada integral e necessariamente durante a Fase de Exploração, que em nenhuma hipótese poderá ser prorrogada, exceto conforme previsto nos parágrafos 5.1 ou 7.1.2.

6.3.1 Caso o Concessionário decida avaliar a Descoberta, o mesmo notificará a ANP e entregará à mesma o respectivo Plano de Avaliação antes do início proposto para as atividades de Avaliação de cada campo. O Concessionário será autorizado a iniciar a execução do Plano de Avaliação imediatamente após sua apresentação à ANP.

6.3.2 Caso o Plano de Avaliação contemple a realização de testes de poços de longa duração, o Concessionário não poderá iniciar tais testes sem a autorização prévia da ANP.

Conteúdo do Plano de Avaliação


6.4 O Plano de Avaliação conterá a descrição do trabalho que o Concessionário propõe executar para a Avaliação da Descoberta, bem como todos os dados e informações essenciais disponíveis, incluindo mas não se limitando ao cronograma das atividades (levantamentos geológicos, geofísicos, perfuração de poços, testes de poços e similares), especificação de estudos e análises complementares, e indicação dos investimentos necessários, tudo de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo.

Modificações do Plano de Avaliação


6.5 A ANP terá prazo de até 60 (sessenta) dias, contados do recebimento do Plano de Avaliação, para solicitar ao Concessionário modificações justificadas do Plano de Avaliação. Caso a ANP solicite tais modificações, o Concessionário deverá apresenta- las no prazo de 30 (trinta) dias contados da referida solicitação, repetindo-se então o procedimento previsto neste parágrafo 6.5. A execução das atividades de Avaliação já iniciadas será interrompida, se justificadamente exigida pela ANP. Quaisquer alterações no Plano de Avaliação, que forem sugeridas pelo Concessionário, estarão sujeitas à prévia comunicação por escrito à ANP, aplicando-se quanto a estas alterações, o procedimento previsto neste parágrafo 6.5.


Cláusula Sétima - Declaração de Comercialidade Opção do Concessionário

7.1 Antes do término da Fase de Exploração, o Concessionário, por meio de notificação à ANP, efetuará ou não a Declaração de Comercialidade da Descoberta assim avaliada, nos termos do parágrafo 7.1.1, ou retardará essa Declaração de Comercialidade, nos termos dos parágrafos 5.1.2(c) ou 7.1.2, se aplicáveis. O Concessionário juntará à sua notificação um relatório detalhado com os resultados da Avaliação, bem como todos os dados e informações técnicas pertinentes, que justifiquem a proposta da área a ser

retida para a Descoberta, incluindo ainda suas justificativas para pleitear a aplicação dos parágrafos 5.1.2(c) ou 7.1.2, se for este o caso.

7.1.1 Caberá ao Concessionário, a seu critério exclusivo, a decisão de fazer ou não a Declaração de Comercialidade da Descoberta avaliada, utilizando para isso a notificação de que trata o parágrafo 7.1.

7.1.2 O Concessionário poderá justificar, perante a ANP, nos termos do parágrafo 7.1, que a quantidade e a qualidade do Gás Natural Não-Associado descoberto e avaliado são tais que (i) sua comercialidade depende exclusivamente da criação de mercado ou da instalação de infra-estrutura de Transporte para atender simultaneamente à Produção do Concessionário e de terceiros concessionários e, ainda, que (ii) a criação desse mercado ou instalação dessa infra-estrutura poderá ser viável dentro de um prazo de até 5 (cinco) anos. Nesse caso, o Concessionário terá o direito de solicitar à ANP e esta, a seu exclusivo critério, poderá lhe conceder um xxxxx xx xx xxxxxx 0 (xxxxx) anos, a contar da notificação feita pelo Concessionário nos termos do parágrafo 7.1, para fazer ou não a Declaração de Comercialidade respectiva, obrigando-se, se a fizer, a apresentar, juntamente com a Declaração de Comercialidade, uma proposta fundamentada de utilização do Gás Natural Não-Associado, acompanhada do respectivo Plano de Desenvolvimento. Ao fazer a solicitação prevista neste parágrafo 7.1.2, o Concessionário submeterá simultaneamente à aprovação da ANP a delimitação da Área de Desenvolvimento a ser retida, observando a esse respeito o disposto no parágrafo 9.2. A extensão da Fase de Exploração deste Contrato pelo prazo de 5 (cinco) anos aqui previsto se aplicará exclusivamente a esta Área de Desenvolvimento, valendo para todas as demais parcelas da Área da Concessão os prazos e condições aplicáveis de acordo com as demais cláusulas deste Contrato. A critério exclusivo da ANP, em bases tecnicamente justificáveis e para cada caso específico, o referido prazo de 5 (cinco) anos poderá ser aumentado para até 10 (dez) anos.

Devolução da Área da Descoberta


7.2 Se o Concessionário decidir não fazer a Declaração de Comercialidade de uma Descoberta avaliada, nos termos desta Cláusula Sétima, ou se, tendo efetuado essa Declaração de Comercialidade, deixar de entregar à ANP, no prazo devido, o Plano de Desenvolvimento exigido nos termos dos parágrafos 7.1.2 e 9.1, a área em questão estará sujeita à devolução prevista neste Contrato.

Continuação de Exploração e/ou Avaliação


7.3 O fato de o Concessionário efetuar uma ou mais Declarações de Comercialidade, nos termos desta Cláusula Sétima, não implicará na redução ou modificação dos direitos ou obrigações de Exploração do Concessionário, que continuarão em vigor de acordo com os prazos e condições definidos neste Contrato.


CAPÍTULO III - DESENVOLVIMENTO E PRODUÇÃO


Cláusula Oitava - Fase de Produção Duração

8.1 A Fase de Produção, com relação a cada Campo, começará na data da entrega, pelo Concessionário à ANP, da Declaração de Comercialidade a ele aplicável, nos termos da Cláusula Sétima, e terá a duração de 27 (vinte e sete) anos, podendo ser reduzida ou prorrogada, segundo o disposto nos parágrafos 8.2, 8.3 e 8.5.

8.1.1 Tendo em vista que a Fase de Produção se aplica separadamente a cada Campo, nos termos do parágrafo 8.1, fica expressamente entendido que todas as referências a prorrogação ou encerramento deste Contrato contidas nos parágrafos 8.2 a 8.6 significam prorrogação ou encerramento deste Contrato exclusivamente com relação a cada Campo em separado.

Prorrogação pelo Concessionário


8.2 O Concessionário poderá pleitear a prorrogação do prazo estabelecido no parágrafo 8.1, devendo para tanto encaminhar, com antecedência mínima de 12 (doze) meses do término desse prazo, solicitação por escrito à ANP, devidamente acompanhada de relatório técnico-econômico, do qual constarão o prazo de extensão pleiteado, as previsões de produção, as operações e serviços a serem executados e os investimentos a serem feitos, se for este o caso, e, ainda, os custos operacionais esperados, e todos os demais elementos usualmente apresentados em tais relatórios.

8.2.1 A ANP, num prazo máximo de 3 (três) meses a contar do recebimento da solicitação do Concessionário, informará a este a sua decisão, ficando entendido que a ANP não estará obrigada a aprovar a proposta do Concessionário, podendo recusá-la in totum ou exigir modificações, inclusive investimentos adicionais no Campo objeto da prorrogação. Entretanto, caso o Campo em questão ainda esteja em Produção comercial, tanto a solicitação do Concessionário quanto a eventual recusa da ANP deverão ser devidamente justificadas. Da mesma forma, o Concessionário não recusará injustificadamente, pedidos da ANP para investimentos adicionais no Campo objeto da prorrogação

8.2.2 A falta de resposta da ANP, no prazo de 3 (três) meses acima referido, implicará em aprovação tácita da proposta do Concessionário, prorrogando-se este Contrato nos termos ali previstos.


Prorrogação pela ANP


8.3 A ANP poderá, mediante notificação por escrito feita com uma antecedência mínima de

8 (oito) meses do término do prazo estabelecido no parágrafo 8.1, solicitar ao Concessionário que prossiga com a operação do Campo pelo tempo adicional que a ANP julgar conveniente, com a conseqüente prorrogação deste Contrato. A solicitação da ANP não será injustificadamente recusada pelo Concessionário, ficando porém entendido que este não será obrigado a prosseguir com a operação em condições que, a seu exclusivo critério, lhe sejam antieconômicas.

8.3.1 A falta de resposta do Concessionário num prazo de 3 (três) meses contados a partir da data da solicitação da ANP será considerada como aceitação pelo Concessionário da proposta da ANP.

Conseqüência da Prorrogação


8.4 Ocorrendo a prorrogação da Fase de Produção, nos termos dos parágrafos 8.2 ou 8.3, continuarão as Partes obrigadas pelos exatos termos e condições deste Contrato, exceção feita exclusivamente às eventuais modificações acordadas em função e para os propósitos de tal prorrogação. Ao final desta, serão aplicáveis, mutatis mutandis, os referidos parágrafos 8.2 e 8.3, para efeitos de uma eventual nova prorrogação.

Terminação Antecipada


8.5 O Concessionário terá o direito de encerrar este Contrato com relação a qualquer Campo (ou todos os Campos), mediante notificação por escrito à ANP, com antecedência mínima de 6 (seis) meses da data prevista para este encerramento antecipado. Durante tal período de 6 meses, o Concessionário não interromperá ou suspenderá a Produção no(s) Campo(s) em questão.

Devolução do Campo


8.6 Concluída a Fase de Produção, ou encerrado este Contrato nos termos do parágrafo 8.5, o Campo será devolvido à ANP, que poderá, se assim julgar conveniente, adotar as medidas cabíveis para prosseguir com a operação do mesmo. Neste caso, o Concessionário envidará todos os esforços e adotará todas as providências cabíveis no sentido de, ao longo dos últimos 6 (seis) meses de Fase de Produção ou do período de 6 (seis) meses do parágrafo 8.5, transferir adequadamente as operações para a nova operadora, de modo a não prejudicar a administração e produção do Campo. Em qualquer hipótese, contudo, ficará o Concessionário obrigado a cumprir o disposto no parágrafo 3.6, observado ainda o disposto no parágrafo 3.7.


Cláusula Nona - Plano de Desenvolvimento Conteúdo

9.1 Dentro do prazo de 180 (cento e oitenta) dias contados da data de entrega de uma Declaração de Comercialidade, nos termos do parágrafo 7.1 e exceto conforme previsto no parágrafo 12.1, ou na data da Declaração de Comercialidade, no caso do parágrafo 7.1.2, o Concessionário entregará à ANP o respectivo Plano de Desenvolvimento, preparado de acordo com a legislação aplicável e as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. O Plano de Desenvolvimento conterá, entre outros aspectos julgados relevantes, o seguinte:

a) a área que o Concessionário propõe reservar como Área de Desenvolvimento, delimitada de acordo com o disposto no parágrafo 9.2;

b) a duração estimada para a execução do Desenvolvimento, com o cronograma das atividades e os investimentos previstos, acompanhados de estudos de avaliação técnica e econômica,

c) estimativa das reservas recuperáveis e dos níveis de produção, assim como informação detalhada sobre os Reservatórios e as propriedades físicas e químicas

dos fluidos e das rochas, com a indicação dos percentuais de impurezas e produtos associados nele contidos;

d) número de poços e perfis de produção, bem como informações pertinentes sobre construções, instalações e equipamentos de extração, tratamento, coleta, armazenamento, medição, Transferência, Transporte e, se for o caso, de Tratamento ou Processamento de Gás Natural e de Estocagem de Gás Natural, observado o disposto no parágrafo 9.6;

e) sistemas de elevação artificial e de recuperação secundária, se for o caso;

f) determinação do Ponto de Medição, que estará localizado dentro da Área de Desenvolvimento, a menos que a ANP autorize ou determine outra opção;

g) previsão de Data de Início da Produção;

h) as normas de segurança industrial e das populações, os requerimentos de licenças e os estudos de impacto e proteção ambiental e outras providências que sejam necessárias por força da legislação aplicável, das instruções da ANP ou recomendáveis de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo; e

i) procedimento para abandono do Campo e critérios para a provisão dos fundos necessários, através da oportuna criação de mecanismos de garantia, fundos de reserva ou financiamento, observado o disposto nos parágrafos 3.6, 18.6 a 18.8.1 e na Cláusula Vigésima.


Área de Desenvolvimento


9.2 A Área de Desenvolvimento a que se refere o parágrafo 9.1 (a) estará circunscrita por uma única linha traçada segundo um reticulado de 9,375’’ (nove segundos e trezentos e setenta e cinco milésimos) de latitude por 9,375’’ (nove segundos e trezentos e setenta e cinco milésimos) de longitude, de modo a abranger, além de uma faixa circundante de segurança técnica de no máximo 1 (um) km, a totalidade da Xxxxxx ou Jazidas a serem produzidas, determinada com base nos dados e informações obtidas ao longo da Exploração e Avaliação, e de acordo com as Melhores Práticas de Indústria do Petróleo.

9.2.1 Se, ao longo do Desenvolvimento, ficar comprovado que a Xxxxxx ou Jazidas abrangidas pela Área de Desenvolvimento definida nos termos do parágrafo

9.2 se estendem para além da mesma, o Concessionário poderá solicitar sua modificação à ANP, a fim de nela incorporar outras parcelas da Área da Concessão original, desde que tais parcelas não tenham ainda sido devolvidas em cumprimento das disposições deste Contrato aplicáveis à devolução de parcelas.

9.2.2 Concluído o Desenvolvimento, o Concessionário reterá, da Área de Desenvolvimento, apenas a área do Campo que daí resultar, devolvendo imediatamente à ANP as parcelas restantes, observado o disposto nos parágrafos 3.6 e 3.7.

9.2.3 A Área de cada Campo a que se refere o parágrafo 9.2.2 estará circunscrita por uma única linha traçada segundo um reticulado de 9,375” (nove segundos e trezentos e setenta e cinco milésimos) de latitude por 9,375” (nove segundos e trezentos e setenta e cinco milésimos) de longitude.

Aprovação e Execução do Plano de Desenvolvimento


9.3 A ANP terá até 60 (sessenta) dias, contados do recebimento do Plano de Desenvolvimento, para aprová-lo ou solicitar ao Concessionário quaisquer modificações que julgar cabíveis. Caso a ANP não se pronuncie dentro desse prazo, o Plano de Desenvolvimento será considerado aprovado. Se a ANP sugerir modificações, o Concessionário terá 60 (sessenta) dias, a contar do recebimento da notificação, para discuti-las com a ANP.

9.3.1 Uma vez aprovado o Plano de Desenvolvimento, o Concessionário conduzirá todas as Operações com relação à Área de Desenvolvimento em questão de acordo com tal Plano de Desenvolvimento, sujeito a alterações de tal Plano de Desenvolvimento conforme previsto no parágrafo 9.4.

Revisões e Alterações


9.4 Caso ocorram mudanças nas condições técnicas ou econômicas utilizadas na elaboração do Plano de Desenvolvimento, o Concessionário poderá submeter modificações à ANP, acompanhadas de exposição de motivos. Se o Plano de Desenvolvimento, a qualquer momento, deixar de atender à legislação aplicável ou às Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, o Concessionário será obrigado a adequa-lo às mesmas. As modificações estarão sujeitas à revisão e aprovação da ANP aplicando- se, mutatis mutandis, o disposto no parágrafo 9.3. Se a ANP entender que um Plano de Desenvolvimento deixou de atender à legislação aplicável e às Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, esta poderá exigir que o Concessionário faça as alterações apropriadas.

Encerramento Antecipado do Desenvolvimento


9.5 A qualquer tempo durante a Fase de Produção, o Concessionário poderá, mediante uma notificação com antecedência mínima de 6 (seis) meses, encerrar este Contrato em relação à Área de Desenvolvimento pertinente, submetendo, concomitantemente, um programa de desativação das instalações (“Programa de Desativação das Instalações”), descrevendo em detalhe a proposta de tamponar e abandonar os poços, a desativação e remoção de plantas, equipamentos e outros ativos e todas as demais considerações relevantes. O Programa de Desativação das Instalações deverá cumprir estritamente a legislação aplicável e estar de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, observando ainda o disposto na Cláusula Vigésima.

9.5.1 A ANP terá o prazo de 30 (trinta) dias, contados da data de recebimento do Programa de Desativação das Instalações, para aprová-lo ou solicitar ao Concessionário as modificações que julgar cabíveis. Caso a ANP não se pronuncie dentro desse prazo, o Programa de Desativação será considerado aprovado. Se a ANP solicitar modificações, o Concessionário terá 60 (sessenta) dias, contados da data de recebimento da notificação, para apresentá-las à ANP, que não rejeitará injustificadamente o Plano de Desativação de Instalações para uma Área de Desenvolvimento, se ele atender à legislação aplicável e estiver de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. A ANP poderá requerer que o Concessionário não tampone e abandone poços e/ou não desative ou remova certas instalações e equipamentos, ficando esta, responsável por tais poços, instalações e equipamentos após a saída do Concessionário.


9.5.2 O encerramento antecipado das atividades de Desenvolvimento ou Produção, conforme disposto no parágrafo 9.5, implicará na conseqüente extinção da Concessão em relação à Área de Desenvolvimento respectiva, imediatamente após o cumprimento do Programa de Desativação das Instalações, com a imediata devolução de tal Área de Desenvolvimento, observado o disposto nos parágrafos 3.6 e 3.7, não cabendo ao Concessionário qualquer indenização pelos investimentos realizados.

Construções, Instalações e Equipamentos


9.6 Serão de inteira responsabilidade do Concessionário, por sua conta e risco, todas as construções, instalações e o fornecimento dos equipamentos para a extração, tratamento, coleta, armazenamento, medição e Transferência da Produção, nos termos deste Contrato. Com relação a Tratamento ou Processamento de Gás Natural, Estocagem de Gás Natural e Transporte, será de aplicação o disposto nos artigos 53, 54, 56 a 59 da Lei de Petróleo, ficando expressamente entendido que a solução desses assuntos pelo Concessionário, inclusive com relação ao aporte dos recursos necessários, será obrigatória para que possa caracterizar a comercialidade e desenvolver a Descoberta.


Xxxxxxxx Xxxxxx - Data de Início da Produção e Programas de Produção Data de Início da Produção

10.1 O Concessionário manterá a ANP informada sobre as previsões quanto à Data de Início da Produção de cada Campo, obrigando-se a confirmá-la à ANP, por escrito, no prazo máximo de 24 (vinte e quatro) horas de sua ocorrência.

Programa de Produção


10.2 No máximo até o dia 31 de outubro de cada ano civil, o Concessionário entregará à ANP, com relação a cada Campo, o Programa de Produção previsto para o ano civil seguinte, discriminando, mês a mês, os níveis de Produção com base no comportamento da Xxxxxx ou Jazidas e em função das instalações do Campo e das operações programadas. O Programa de Produção será consistente com o Plano de Desenvolvimento para o Campo, a legislação aplicável e as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. O Programa de Produção conterá ainda as explicações cabíveis, sempre que o total anual da Produção nele indicado sofrer uma variação igual ou maior do que 10% (dez por cento), quando comparado com o total anual respectivo previsto no Plano de Desenvolvimento em vigor aplicável ao Campo.

10.2.1 O Programa de Produção relativo ao ano civil em que a Produção tiver início será entregue pelo Concessionário à ANP com antecedência mínima de 60 (sessenta) dias da Data de Início da Produção prevista.

10.2.2 Uma vez entregue o Plano de Produção, estará o Concessionário obrigado a cumpri-lo, ficando quaisquer alterações do mesmo sujeitas aos parágrafos

10.3 e 10.4, observado ainda o disposto no parágrafo 10.5.

Modificação pela ANP


10.3 A ANP terá o prazo de 30 (trinta) dias, contados do recebimento do Programa de Produção, para solicitar ao Concessionário quaisquer modificações que julgar cabíveis, sempre que esse Plano de Produção não atender às disposições do parágrafo 10.2. Caso a ANP solicite tais modificações, o Concessionário terá 30 (dias) dias contados da data da referida solicitação, para discuti-las com a ANP. O Concessionário estará obrigado a cumprir o Plano de Produção submetido à ANP, com as modificações que possam ter sido determinadas pela ANP, conforme aqui previsto, aplicando a estas modificações o procedimento previsto neste parágrafo 10.3, observado ainda o disposto no parágrafo 10.5.

10.3.1 Se, ao se iniciar o período a que se refere um Programa de Produção, as Partes estiverem em conflito em razão da aplicação do disposto no parágrafo 10.3, será utilizado, em qualquer mês e até a solução desse conflito, o nível de Produção mais baixo entre aqueles propostos pelo Concessionário e pela ANP.


Revisão


10.4 As Partes poderão acordar, a qualquer tempo, a revisão de um Programa de Produção em curso, desde que tal revisão satisfaça aos padrões determinados no parágrafo 10.2. Quando uma revisão for proposta por iniciativa da ANP, o Concessionário terá 30 (trinta) dias, contados do recebimento da notificação, para discuti-la com a ANP e, se o Concessionário concordar, apresentar à ANP um Programa de Produção revisto. A ANP poderá revisar o Programa de Produção na medida em que tal revisão for necessária para fazer com que tal Programa atenda aos padrões determinados no parágrafo 10.2. Recebida essa revisão, ou se tal revisão for recebida por iniciativa do Concessionário, serão de aplicação, mutatis mutandis, as disposições do parágrafo 10.3.

Variação Autorizada


10.5 O volume efetivamente produzido em cada Campo, a cada mês, não poderá variar em mais de 15% (quinze por cento) em relação ao nível de Produção previsto para esse mês no Programa de Produção em curso, exceto quando essa variação resultar de motivos técnicos, caso fortuito ou força maior, conforme justificativa a ser apresentada à ANP até o 15º (décimo-quinto) dia do mês seguinte.


Cláusula Décima-Primeira - Medição, Entrega e Disponibilidade da Produção Medição

11.1 A partir da Data de Início da Produção de cada Campo, o volume e a qualidade do Petróleo e Gás Natural produzidos serão determinados periódica e regularmente no Ponto de Medição, por conta e risco do Concessionário, com a utilização dos métodos, equipamentos e instrumentos de medição previstos no Plano de Desenvolvimento respectivo, e observadas as regras específicas emanadas da ANP no que se refere a:

a) periodicidade da medição;

b) procedimentos a serem utilizados para a medição dos volumes produzidos;

c) a freqüência das aferições, testes e calibragem dos equipamentos utilizados;

d) as providências a serem adotadas em decorrência de correções nas medições e respectivos registros, para determinação da exata quantidade de Petróleo e Gás

Natural efetivamente recebida pelo Concessionário, não obstante quaisquer documentos já emitidos sobre o assunto, inclusive os boletins de medição e os boletins mensais de Produção de que tratam os parágrafos 11.1.2 e 11.3.

11.1.1 A ANP poderá, diretamente ou através de terceiros por ela autorizados, examinar e testar os equipamentos e instrumentos de medição aqui referidos, para o que notificará o Concessionário com 24 (vinte e quatro) horas de antecedência da data do exame ou teste.

11.1.2 A partir da Data de Início da Produção de cada Campo, o Concessionário manterá sempre, de forma completa e acurada, e observado o disposto no parágrafo 11.1 (d), boletins de medição do Petróleo e Gás Natural produzidos nesse Campo, contendo as vazões praticadas e a Produção acumulada. Tais boletins estarão disponíveis para inspeção pela ANP a qualquer tempo, mediante notificação com 24 (vinte e quatro) horas de antecedência da data da inspeção.

11.1.3 Na eventualidade de problemas técnicos que prejudiquem ou impossibilitem a realização da medição na forma prevista nesta Cláusula Décima-Primeira, o Concessionário informará isso imediatamente à ANP que indicará as alternativas que julgar apropriadas, podendo inclusive, se for o caso, autorizar a utilização de medições estimadas, com base no Programa de Produção em vigor e nos valores medidos nos meses anteriores, observados os respectivos boletins mensais de que trata o parágrafo 11.3 . A ANP poderá, a seu critério, determinar a suspensão da produção até a correção ou remoção dos referidos problemas técnicos, caso o Concessionário não consiga executar um plano, aceito pela ANP, de correção ou remoção desses problemas.

11.1.4 Caberá ao Concessionário promover, no menor prazo possível, o reparo ou substituição de qualquer equipamento ou instrumento de medição defeituoso. O Concessionário informará a ANP desse reparo ou substituição e, se possível, com antecedência suficiente para permitir que representantes autorizados da mesma estejam presentes ao ato, se a ANP assim julgar conveniente.

Transferência de Propriedade


11.2 O Concessionário receberá e assumirá, no Ponto de Medição, a propriedade dos volumes de Petróleo e Gás Natural medidos nos termos desta Cláusula Décima- Primeira, observado o disposto nos parágrafos 2.2, 2.2.1 e 2.3. A quantificação desses volumes estará sujeita, a qualquer tempo, às correções de que trata o parágrafo 11.1 (d).


Boletins Mensais


11.3 Até o 15º (décimo-quinto) dia de cada mês, e a partir do mês seguinte àquele em que ocorrer a Data de Início da Produção de cada Campo, o Concessionário entregará à ANP um boletim mensal de Produção para esse Campo, especificando os volumes de Petróleo e Gás Natural efetivamente produzidos e recebidos durante o mês anterior, as quantidades consumidas nas Operações, queimadas em flares, reinjetadas ou perdidas por responsabilidade do Concessionário ao longo do mesmo período, conforme o disposto no parágrafo 11.6, e ainda a Produção acumulada desse Campo até o momento. Estes boletins serão elaborados com base nos boletins de medição de que

trata o parágrafo 11.1.2, e estarão sujeitos às correções de que trata o parágrafo 11.1 (d).

Livre Disposição


11.4 Observados os termos do parágrafo 11.5, estará assegurada ao Concessionário a livre disposição dos volumes de Petróleo e Gás Natural por ele recebidos de acordo com o parágrafo 11.2.

Abastecimento do Mercado Nacional


11.5 Se, em caso de emergência nacional, declarada pelo Presidente da República, houver necessidade de limitar exportações de Petróleo ou Gás Natural, a ANP poderá, mediante notificação por escrito com antecedência de 30 (trinta) dias, determinar que o Concessionário atenda, com Petróleo e Gás Natural por ele produzidos e recebidos nos termos deste Contrato, às necessidades do mercado interno ou de composição dos estoques estratégicos do País. A participação do Concessionário aqui referida será feita, em cada mês, na proporção de sua participação na produção nacional de Petróleo e Gás Natural do mês anterior.

Consumo nas Operações


11.6 O Concessionário poderá utilizar, como combustível, na execução das Operações, Petróleo e Gás Natural produzidos na Área da Concessão, desde que em quantidades razoáveis e compatíveis com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. O Concessionário informará à ANP dessas quantidades e sua utilização através de notificações detalhadas e específicas, obrigando-se, a partir da Data de Início da Produção de cada Campo, a incluir tais informações nos boletins mensais de Produção previstos no parágrafo 11.3, ficando ainda entendido que todas essas quantidades serão computadas para efeito de pagamento dos Royalties e das Participações de Terceiros, previstas na Cláusula Vigésima-Segunda.

Produção de Teste


11.7 Os resultados de quaisquer testes de produção realizados pelo Concessionário serão informados à ANP imediatamente após a conclusão dos mesmos. Os volumes de Petróleo e Gás Natural obtidos durante esses testes serão de propriedade do Concessionário e computados para efeito de pagamento das Participações Governamentais e de terceiros, previstas na Cláusula Vigésima-Segunda.

Gás Natural Associado


11.8 Os volumes de Gás Associado produzidos sob este Contrato poderão ser utilizados pelo Concessionário nos termos do parágrafo 11.6, ficando a queima do mesmo sujeita à prévia aprovação por escrito da ANP, que não será injustificadamente recusada, ressalvado, em qualquer caso, o disposto no artigo 47, § 3º, da Lei do Petróleo.

Perdas


11.9 Quaisquer perdas de Petróleo ou Gás Natural ocorridas sob a responsabilidade do Concessionário serão incluídas no volume total da Produção a ser computada para efeito de pagamento dos royalties e das participações de terceiros, previstos na Cláusula Vigésima-Segunda, nos termos do artigo 47, § 3º, da Lei do Petróleo, sem prejuízo da aplicação do disposto nas Cláusulas Vigésima-Sétima e Vigésima-Oitava.

Cláusula Décima-Segunda - Produção Unificada


Acordo para Individualização da Produção


12.1 No caso de uma Descoberta sob este Contrato, em que a Jazida possa se estender para fora da Área de Concessão, o Concessionário informará oficialmente esse fato à ANP no momento em que o Concessionário tomar conhecimento de tal extensão.

12.1.1. Se um outro concessionário tiver direitos às áreas adjacentes para as quais a Jazida se estende, a ANP, por sua vez, notificará tal concessionário com vistas a que todos as partes interessadas se reunam e celebrem um acordo que leve ao desenvolvimento comum e à individualização da Produção.

12.1.2 Caso não haja um concessionário com direitos a tal área adjacente, mas a ANP, a seu exclusivo critério, entender que foi realizada uma Avaliação da Xxxxxx ou Xxxxxxx em questão, de modo a permitir que ela tome uma decisão com relação à individualização, a própria ANP poderá agir como se fosse o concessionário de tal área, para efeito da negociação e celebração do acordo para individualização da Produção previsto no parágrafo 12.1. Contudo, a qualquer momento, antes, durante ou depois dessa negociação e celebração do acordo, a ANP poderá licitar os referidos Bloco ou Blocos, caso em que, uma vez selecionado o concessionário ou concessionários respectivos, estes assumirão as responsabilidades que lhes cabem nos termos desta Cláusula Décima-Segunda e estarão obrigados a cumprir o acordo de individualização assinado pela ANP.


12.1.3 O acordo a que se referem os parágrafos 12.1.1 ou 12.1.2 contemplará eqüitativamente os direitos e obrigações dos concessionários interessados, definindo a área unificada, o Operador da mesma, as participações de cada um na Exploração, Avaliação, Desenvolvimento e Produção da Xxxxxx, o Plano de Desenvolvimento respectivo e o prazo para sua apresentação à ANP, os pagamentos de Participações Governamentais e de terceiros, respeitados, para cada concessionário envolvido, os montantes especificados no respectivo contrato de concessão, e em geral todos os demais aspectos normalmente contemplados em acordos do gênero, conforme as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, e observando, conforme aplicáveis, os termos da legislação pertinente e dos contratos de concessão referentes aos Blocos em que se situa a área unificada.


12.1.4 Quando solicitada, a ANP poderá atuar no sentido de mediar as negociações do acordo de individualização da Produção, buscando conciliar os interesses dos concessionários interessados para que cheguem a um consenso.


12.1.4 Caso não haja um concessionário para a área adjacente e/ou a Avaliação da Jazida seja insuficiente para permitir discussões significativas a respeito da individualização, o Concessionário poderá proceder a Declaração de Comercialidade, conforme previsto neste Contrato. Se o Concessionário entender que o Desenvolvimento daquelas partes da Jazida, dentro da Área de Concessão, pode ser realizado de acordo com a legislação aplicável e as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, poderá submeter um Plano de Desenvolvimento, conforme disposto na Cláusula Nove.

Modificações do Acordo pela ANP


12.2 Se o Concessionário firmar um acordo para individualização da Produção, a ANP terá o prazo de 60 (sessenta) dias, contados do recebimento do acordo devidamente assinado por todos os concessionários envolvidos, para solicitar quaisquer modificações que julgar cabíveis. Caso a ANP não se manifeste, dentro desse prazo, o referido acordo será considerado final e definitivo. Caso a ANP solicite modificações, o Concessionário e as outras partes interessadas terão 60 (sessenta) dias contados da data da referida solicitação para discuti-las com a ANP. Tornado definitivo o acordo para individualização da Produção, estarão os concessionários interessados obrigados a cumpri-lo integralmente, ficando quaisquer alterações do mesmo sujeitas à prévia aprovação por escrito da ANP, aplicando-se, quanto a essas alterações, o procedimento previsto neste parágrafo 12.2.


Suspensão das Operações


12.3 Enquanto não aprovado pela ANP o acordo para individualização da Produção aqui previsto, nos termos do parágrafo 12.2, ficarão suspensos o Desenvolvimento e a Produção da Jazida objeto do mesmo, a menos que de outro modo autorizado pela ANP, a seu exclusivo critério, e desde que obtido para isso o acordo unânime e expresso de todas as partes envolvidas.


CAPÍTULO IV - EXECUÇÃO DAS OPERAÇÕES


Cláusula Décima-Terceira - Execução pelo Concessionário Exclusividade e Responsabilidade do Concessionário

13.1 Durante a vigência deste Contrato, e desde que observados os termos e condições do mesmo, o Concessionário terá, com a exceção prevista no parágrafo 2.5, o direito exclusivo de realizar as Operações na Área da Concessão, obrigando-se para isso, por sua conta e risco, a aportar todos os investimentos e a arcar com todos os gastos necessários, a fornecer todos os equipamentos, máquinas, pessoal, serviços e tecnologia apropriados, e a assumir e responder integral e objetivamente pelas perdas e danos causados, direta ou indiretamente, pelas Operações e sua execução, independentemente da existência de culpa, tanto a terceiros quanto à ANP e à União, de acordo com os parágrafos 2.2, 2.2.1 e demais disposições aplicáveis deste Contrato.

13.1.1 Sem prejuízo de outras formas de associação propostas pelo Concessionário, hipótese em que os respectivos instrumentos constitutivos serão previamente analisados e aprovados pela ANP, as disposições dos parágrafos 13.1.2 a

13.1.5 serão de aplicação a partir do momento em que o Concessionário efetuar pela primeira vez uma cessão de direitos nos termos da Cláusula Vigésima-Sexta, caso em que apresentará à ANP, conforme ali exigido, o Contrato de Consórcio firmado com os cessionários, do qual constará obrigatoriamente a indicação da empresa-líder e a responsabilidade solidária dos participantes para com a ANP e a União.

Do Operador

13.2 Por meio deste instrumento o Concessionário designa o Operador para conduzir e executar todas as Operações e atividades previstas neste Contrato em nome do Concessionário e para submeter todos os planos, programas, propostas e outras comunicações à ANP, e para receber todas as respostas, solicitações, propostas e outras comunicações da ANP, em nome do Concessionário. O Operador será responsável pelo integral cumprimento de todas as obrigações do Concessionário estabelecidas neste Contrato relativas a qualquer aspecto das Operações para as quais ele é o Operador, exceto as obrigações determinadas nas Cláusulas 26 e 31.

13.2.1 O Operador inicial é

5, o qual firmou este Contrato na Data de Entrada

em Vigor. Um novo Operador ou Operadores adicionais para atividades específicas poderão ser designados conforme aqui disposto.

13.2.2 O Operador deterá, a todo momento, no mínimo, 30% de participação em cada Área ou Campo de Exploração no qual esteja agindo como Operador constituindo inadimplemento grave deste Contrato deter o operador percentagem menor. Se, como resultado de uma provável cessão for constatado que o Operador poderá deter, em qualquer momento, menos de 30% de participação, o Concessionário providenciará a designação de um novo Operador e submeterá à aprovação da ANP, antes da destituição do Operador anterior.

13.2.3 O Concessionário poderá nomear uma Pessoa outra que não o Operador original para atuar como Operador em qualquer atividade de Exploração ou Desenvolvimento ou Campo, desde que tal Pessoa comprove experiência, qualificação e capacidade financeira adequadas, bem como detenha porcentagem mínima acima estabelecida e tenha sua nomeação aprovada pela ANP.

13.2.4 O Operador com relação a qualquer atividade ou Xxxxx poderá renunciar à sua posição como Operador a qualquer momento, através de notificação às outras Partes com antecedência mínima de 90 (noventa) dias da data da efetiva renúncia.


13.2.5 O Operador poderá ser destituído pela ANP em caso de descumprimento de qualquer das cláusulas deste Contrato, se não corrigir a sua falta dentro de 90 (noventa) dias do recebimento de notificação da ANP indicando o alegado descumprimento.

13.2.6 Na hipótese de renúncia ou destituição de um Operador, o Concessionário nomeará um novo Operador que atenda aos requisitos deste parágrafo 13.2 e o apresentará à ANP para aprovação.

13.3.7 Somente após o novo Operador ter sido indicado pelo Concessionário e aprovado pela ANP é que poderá dar início às suas atividades, assumindo todos os direitos e obrigações previstos neste Contrato, devendo o antigo Operador transferir-lhe a custódia de todos os bens utilizados nas Operações, os registros de contabilidade, arquivos e outros documentos mantidos pelo Operador relativamente à Área de Concessão e às Operações em questão.

13.3.8 Após a transferência dos bens e informações acima descritos, seja no caso de renúncia ou destituição, o Operador anterior será liberado e desobrigado de todas as obrigações e responsabilidades de Operador, posteriores à data da transferência. No entanto, o



5 Inserir o nome da companhia designada como Operador na licitação.

Operador anterior continuará responsável por quaisquer atos, ocorrências ou circunstâncias que tenham ocorrido durante a sua gestão.

13.3.9 O Concessionário tem conhecimento de que a ANP poderá, como condição para aprovação de um novo Operador, exigir, dentre outros requisitos, que o novo Operador e o Operador anterior adotem as providências necessárias para a total transferência de informações e demais aspectos relacionados a este Contrato, podendo exigir ainda que auditoria e inventário sejam realizados até a transferência das operações para o novo Operador. Os custos da auditoria e do inventário serão pagos pelo Concessionário.

Diligência na Condução das Operações


13.3 O Concessionário planejará, preparará, executará e controlará as Operações de maneira diligente, eficiente e apropriada, de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, respeitando sempre as disposições deste Contrato e das leis, regulamentos e demais normas em vigor, inclusive aquelas sobre operações, emitidas ou que venham a ser emitidas pela ANP, e não praticando qualquer ato que configure ou possa configurar infração da ordem econômica. Com base nesse princípio, e sem com isto limitar sua aplicação, ficará o Concessionário obrigado a adotar, em todas as Operações, as medidas necessárias para a conservação dos Reservatórios e de outros recursos naturais, para a segurança das pessoas e dos equipamentos, e para proteção do meio ambiente, nos termos da Cláusula Vigésima, e a obedecer as normas e procedimentos técnicos, científicos e de segurança pertinentes, inclusive quanto à recuperação de fluidos, objetivando a racionalização da Produção e o controle do declínio das reservas.

13.3.1 O Concessionário se compromete a empregar, sempre que apropriadas e economicamente justificáveis, para a realização das Operações, suas experiências técnicas e tecnologias mais avançadas, inclusive aquelas que melhor possam incrementar o rendimento econômico e a Produção das Jazidas.

Licenças, Autorizações e Permissões


13.4 Caberá ao Concessionário, por sua conta e risco, obter todas as licenças, autorizações, permissões e direitos, exigidos nos termos da lei, por determinação das autoridades competentes ou em razão de direito de terceiros, quer expressamente referidos ou não neste Contrato, e que sejam necessários para a execução das Operações, visando inter alia a livre entrada, saída, importação, exportação, desembaraço alfandegário, movimentação, construção, instalação, posse, uso ou consumo, tanto no que diz respeito ao País quanto à Área da Concessão, de quaisquer pessoas, serviços, processos, tecnologias, equipamentos, máquinas, materiais e bens em geral, inclusive para a utilização de recursos naturais, instalação ou operação de meios comunicação e transmissão de dados, e transporte por via terrestre, fluvial, lacustre, marítima ou aérea.

13.4.1 Caso as licenças, autorizações, permissões e direitos referidos no parágrafo

13.4 dependam de acordo com terceiros, tais como proprietários de terra, comunidades urbanas, rurais ou indígenas, governos locais ou outras entidades ou pessoas com legítimo direito, a negociação e execução de tais acordos será da exclusiva responsabilidade do Concessionário, por sua conta e risco; sendo que a ANP fornecerá a assistência descrita no parágrafo 14.3.

13.4.2 O Concessionário responderá pela infração do direito de uso de materiais e processos de execução protegidos por marcas, patentes ou outros direitos, correndo por sua conta o pagamento de quaisquer ônus, comissões,

indenizações ou outras despesas decorrentes da referida infração, inclusive as judiciais.

Livre Acesso à Área da Concessão


13.5 Durante a vigência deste Contrato, e respeitado o disposto nos parágrafos 13.4 e 13.4.1, o Concessionário terá livre acesso à Área da Concessão e às suas instalações nela localizadas.

Perfuração e Abandono de Poços


13.6 O Concessionário notificará previamente a ANP, por escrito, sobre o início da perfuração de qualquer poço na Área da Concessão, juntando, nessa oportunidade, um programa de trabalho com informações detalhadas sobre as operações de perfuração previstas, bem como sobre os equipamentos e materiais a serem para tanto utilizados.

13.6.1 O Concessionário poderá interromper a perfuração de um poço e abandoná-lo antes de alcançar o objetivo geológico previsto, observada a legislação aplicável, de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. Se o poço em questão representar parte do Programa Exploratório Mínimo e este não alcançar o objetivo pretendido, o mesmo não será considerado para cumprir as obrigações do Programa Exploratório Mínimo, a menos que a ANP, a seu exclusivo critério, assim o decida.

Programas de Trabalhos Adicionais


13.7 O Concessionário poderá, a qualquer momento, propor a execução de trabalhos adicionais na Área da Concessão, para além daqueles incluídos em quaisquer planos ou programas já aprovados nos termos deste Contrato. O programa respectivo, especificando os trabalhos adicionais propostos e os investimentos necessários, será submetido à ANP, observando-se a respeito os termos dos parágrafos 6.3, 6.5, 9.3, 9.4, 10.3, 10.4, 16.2 e 16.3.


Cláusula Décima-Quarta: Controle das Operações e Assistência pela ANP Acompanhamento e Fiscalização pela ANP

14.1 A ANP, diretamente ou mediante convênios com órgãos dos Estados ou do Distrito Federal, exercerá o acompanhamento e fiscalização permanentes das Operações realizadas na Área da Concessão com o objetivo de assegurar-se de que o Concessionário está cumprindo integral e rigorosamente as obrigações por ele assumidas nos termos deste Contrato e da legislação aplicável.

14.1.1 A ação ou omissão do acompanhamento e fiscalização de que trata o parágrafo 14.1 de nenhum modo excluirá ou reduzirá a responsabilidade do Concessionário pelo fiel cumprimento das obrigações aqui assumidas.

Acesso e Controle


14.2 A qualquer tempo, a ANP terá livre acesso à Área da Concessão e às Operações em curso, bem como a todos os registros e dados técnicos disponíveis, para fins do acompanhamento e fiscalização referidos no parágrafo 14.1, bem como para a inspeção de instalações e equipamentos, inclusive, mas não se limitando, àqueles casos

expressamente referidos em outros parágrafos deste Contrato. A ANP dará ciência, préviamente ao Concessionário, da realização de tais inspeções e zelará para que as mesmas não prejudiquem a execução normal das Operações.

14.2.1 Para fins do acompanhamento e fiscalização referidos no parágrafo 14.1, o Concessionário fornecerá aos representantes da ANP transporte, alimentação, alojamento e demais serviços adequados nas locações em igualdade de condições àqueles fornecidos ao seu próprio pessoal.

14.2.2 Adicionalmente, caberá ao Concessionário, sempre que previsto na legislação aplicável, prestar as informações cabíveis e permitir livre acesso às autoridades que tenham competência sobre quaisquer de suas atividades.

Assistência ao Concessionário


14.3 A ANP, quando solicitada e sempre no estrito limite legal de sua competência e atribuições, e observado o disposto nos parágrafos 14.3.1 e 14.3.2, poderá prestar assistência ao Concessionário na obtenção das licenças, autorizações, permissões e direitos referidos no parágrafo 13.4. Além disso, a ANP instruirá os processos visando à declaração de utilidade pública de que trata o parágrafo 18.4.1.

14.3.1 A ANP poderá recusar-se a prestar a assistência de que trata o parágrafo 14.3 caso o Concessionário deixe de fazer a solicitação cabível com antecedência razoável e suficiente, de modo não apenas a permitir uma ação eficaz da ANP, mas também a evitar que tal ação seja tida, pelos terceiros envolvidos, como interferência intempestiva ou indevida.

14.3.2 Em hipótese alguma a ANP assumirá qualquer responsabilidade pela execução ou não da atividade para a qual sua assistência tiver sido solicitada nos termos do parágrafo 14.3, responsabilidade essa que continuará integralmente com o Concessionário, por sua conta e risco.


Cláusula Décima-Quinta - Garantia Financeira do Programa Exploratório Mínimo Garantia Financeira

15.1 Na assinatura deste Contrato, o Concessionário, por sua própria conta e risco, fornecerá à ANP uma ou mais Cartas de Crédito irrevogáveis no formato do Anexo III, de instituições financeiras aceitas pela ANP, no valor de R$ relativo ao Programa Exploratório Mínimo para o primeiro Período de Exploração.

15.2 Com antecedência mínima de 90 dias do início de cada Período de Exploração subsequente, o Concessionário deverá informar à ANP o valor de mercado estimado para as atividades do Programa Exploratório Mínimo de cada Período de Exploração subsequente, indicando a base para tal estimativa e detalhando o custo para as diferentes atividades do Programa Exploratório Mínimo. Até que o poço profundo descrito no Anexo II seja perfurado, o custo estimado deste poço será incluído no orçamento do Programa Exploratório Mínimo do Período de Exploração considerado. A ANP terá um prazo de 30 dias para contestar justificadamente tal estimativa (ou alocação) de custos e apresentar para o Concessionário sua estimativa (ou alocação) diferente. Caso a ANP não apresente contestação dentro de 30 dias, as estimativas do Concessionário serão consideradas aceitas. Antes do início de cada Período de Exploração subsequente, o Concessionário deverá, por sua própria conta e risco,

entregar à ANP uma ou mais Cartas de Crédito irrevogáveis no formato do Anexo III, de instituições financeiras aceitas pela ANP e no valor do custo de mercado estimado para as atividades do Programa Exploratório Mínimo para o Período de Exploração subsequente, conforme determinado acima.

15.3 Durante cada Período de Exploração, o valor da Carta de Crédito relativa ao Período será reduzido mediante solicitação do Concessionário a cada 3 meses, com início previsto para 3 meses após a data de assinatura deste Contrato. Esta redução será no valor alocável ao trabalho realizado pelo Concessionário até a data da solicitação (ou a porção pro-rata de tal valor, baseado na participação do Concessionário que forneceu a Carta de Crédito no consórcio, caso mais de uma Carta de Crédito tenha sido fornecida pelo Concessionário), após atestado emitido pela ANP de que tal atividade foi adequadamente realizada. O valor total alocado a cada item de trabalho está indicado no Anexo II para o primeiro Período de Exploração e será determinado conforme disposto no parágrafo 15.2 para cada Período de Exploração subsequente. Reduções relativas a montantes alocáveis para custos de perfuração serão feitas somente quando um poço atingir o objetivo mínimo previsto e for concluído. Reduções de montantes alocáveis para custos com levantamentos sísmicos serão feitas progressivamente, a medida em que os dados sísmicos forem sendo adquiridos, processados e entregues à ANP. Esta redução será feita proporcionalmente à obrigação sísmica total do Programa Exploratório Mínimo, com um mínimo de 250 quilômetros para sísmica 2D e 20 quilômetros quadrados para sísmica 3D, conforme for o caso. Qualquer Carta de Xxxxxxx será devolvida após atestado fornecido pela ANP de que todo o Programa Exploratório Mínimo requerido para o Período de Exploração foi realizado. Não havendo nenhuma divergência com relação à conclusão do trabalho, a ANP emitirá os atestados acima mencionados no prazo de 30 dias após a apresentação pelo Concessionário de documentação certificando tal conclusão.

15.4 Se o Concessionário não cumprir o Programa Exploratório Mínimo conforme especificado na Cláusula Quinta, a ANP ficará autorizada a executar tais Cartas de Crédito como compensação por tal descumprimento, sem prejuízo de outras obrigações e deveres que o Concessionário tenha que cumprir ou do direito da ANP de buscar outras reparações cabíveis.

Sanções e Rescisão


15.5 A execução da garantia referida nesta Cláusula Décima-Quinta, nos termos nela definidos, será feita sem prejuízo da aplicação do disposto nas Cláusulas Vigésima- Sétima e Vigésima-Oitava.


Cláusula Décima-Sexta - Programas e Orçamentos Anuais Apresentação à ANP

16.1 Até o dia 31 (trinta e um) de outubro de cada ano, o Concessionário apresentará à ANP o Programa Anual de Trabalho e seu respectivo Orçamento Anual, detalhando as atividades e investimentos a serem realizados durante o ano seguinte. Os Programas Anuais de Trabalho e respectivos Orçamentos Anuais serão subdivididos em trimestres, e guardarão estrita concordância com os planos e programas de trabalho e investimento exigidos e aprovados nos termos deste Contrato.

16.1.1 O primeiro Programa Anual de Trabalho e seu respectivo Orçamento Anual, cobrindo o restante do ano em curso, serão apresentados pelo Concessionário no prazo máximo de 60 (sessenta) dias contados da Data de Entrada em Vigor deste Contrato. No caso de faltarem menos de 90 (noventa) dias para o final desse ano, o primeiro Programa Anual de Trabalho e seu respectivo Orçamento Anual contemplarão também, separadamente, o ano imediatamente seguinte.

16.1.2 Uma vez aprovado um Plano de Desenvolvimento, o Programa Anual de Trabalho e seu respectivo Orçamento Anual para cada ano em que estiver se realizando o referido Plano de Desenvolvimento incluirá também uma previsão dos Programas Anuais de Trabalho e respectivos Orçamentos Anuais para os dois anos seguintes.


Revisões e Alterações


16.2 O Concessionário poderá periodicamente alterar o Programa Anual de Trabalho e respectivo Orçamento Anual em curso, com vistas a adaptá-los ao eventual ingresso em uma fase subseqüente ou a incorporar alterações ou Operações previstas em planos, programas e modificações respectivas adotados nos termos deste Contrato. Tal alteração será notificada à ANP e apresentada juntamente com sua respectiva fundamentação.

Sem Prejuízo das Obrigações Assumidas


16.3 A apresentação de Programas Anuais de Trabalho e seus respectivos Orçamentos Anuais, bem como as revisões e alterações dos mesmos, de acordo com esta Cláusula Décima-Sexta, de nenhum modo prejudicará, invalidará ou diminuirá as obrigações de trabalho e investimento assumidas pelo Concessionário nos termos deste Contrato.


Cláusula Décima-Sétima - Dados e Informações Fornecidos pelo Concessionário à ANP

17.1 O Concessionário manterá a ANP constantemente informada a respeito do progresso e dos resultados das Operações, de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, e em cumprimento fiel das normas e procedimentos estabelecidos pela ANP sobre o assunto, inclusive quanto à periodicidade e forma (disquetes, fitas, cópias em papel, etc.). Com base nesse princípio, e sem com isto limitar sua aplicação, o Concessionário colocará sempre à disposição da ANP, além dos demais documentos exigidos em outras cláusulas deste Contrato, cópias de mapas, seções e perfis, dados e informes geológicos e geofísicos, inclusive interpretações, dados e registros de poços e testes, além de relatórios ou outros documentos definidos em regulamentação específica a ser emitida pela ANP, que contenham as informações necessárias para a caracterização do progresso dos trabalhos, obtidos como resultado das Operações e deste Contrato.

17.1.1 A qualidade das cópias e demais reproduções de dados e informações de que trata o parágrafo 17.1 terá fidelidade absoluta e padrão equivalente ao original, inclusive no que se refere à cor, tamanho, legibilidade, clareza, compatibilidade e quaisquer outras características pertinentes.

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Filed: December 4th, 2020