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Resultados 3T11
Aviso Legal
2
Essa apresentação faz referência aos termos “recursos potenciais” e “recursos contingentes” para descrever quantidades de óleo
potencialmente recuperáveis de acumulações a serem descobertas. Devido à incerteza de comercialidade e à ausência de
atividades exploratórias de perfuração, os recursos potenciais não devem ser classificados como reservas. Recursos potenciais
têm alto grau de incerteza em relação à sua existência. Não há certeza de que recursos potenciais serão descobertos e, se
descobertos, se eles poderão ser desenvolvidos economicamente. Portanto, investidores são aconselhados a não assumir que a
totalidade ou qualquer parte dos recursos potenciais da OGX exista, ou possa ser desenvolvida economicamente.
Algumas informações e conclusões aqui disponibilizadas são baseadas em projeções. Estas projeções foram preparadas com o
propósito único de analisar os riscos e benefícios potenciais para um investimento em ativos, levando em consideração
determinadas premissas. Além disso, devido a julgamentos subjetivos e incertezas inerentes a essas projeções e devido ao fato
dessas projeções serem baseadas em hipóteses, que por sua vez estão sujeitas a incertezas significativas e contingências que
estão além do controle da OGX, não existe nenhuma garantia de que as projeções ou conclusões destacadas aqui serão
realizadas. Sob nenhuma circunstancia essas projeções devem ser consideradas como uma representação, garantia ou previsão
de que a OGX atingirá ou é susceptível a atingir um determinado resultado futuro. Não existe nenhuma garantia de que os
resultados futuros da OGX ou suas projeções não se diferenciarão significativamente daqueles apresentados aqui. Assim,
investidores podem perder todos os seus investimentos caso essas projeções e conclusões não se realizem.
Esta apresentação também contém afirmações prospectivas, que podem ser identificadas por conter algumas palavras como
"acreditar", "prever", "esperar", "contemplar", "provavelmente resultará" ou outras palavras ou expressões de acepção semelhante.
Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas.
Diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos,
expectativas, estimativas e intenções expressos nesta apresentação. Em nenhuma hipótese a Companhia ou seus conselheiros,
diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou
atos de investimento ou negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco
por danos indiretos, lucros cessantes ou afins. A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações
uma revisão das afirmações ou análise das diferenças entre as afirmações e os resultados reais. É recomendado que os
investidores analisem detalhadamente o prospecto da OGX, incluindo os fatores de risco identificados no mesmo. Esta
apresentação não contém todas as informações necessárias a uma completa avaliação de investimento na Companhia. Cada
investidor deve fazer sua própria avaliação, incluindo os riscos associados, pra tomada de decisão de investimento.
Destaques 3T11 e Eventos Subseqüentes
Execução eficiente em direção à produção do 1º óleo
— Poço horizontal OGX-26HP (Waimea) preparado para produção inicial
— Instalação do sistema de ancoragem
— FPSO OSX-1 no Brasil
Progresso significativo na bacia do Parnaíba
— Aquisição de participação de 50% no bloco PN-T-102
— Perfuração e teste do primeiro poço de produção (GVR-1D)
— Contratado EPC para planta de produção de gás
Continuação da intensa campanha de delimitação
— Perfuração de 9 poços na bacia de Campos
Novos testes de formação na bacia de Santos
— OGX-47 (Maceió) e OGX-11D (Natal)
Venda do 1º óleo para a Shell
— Volume total de 1,2 milhão de barris (600 mil barris por carregamento)
— Precificação com desconto médio de US$5,50 para o Brent
Perfuração do primeiro poço na bacia do Espírito Santo
3
Destaques dos Resultados Financeiros
Resultado Financeiros 3T11
5
Resultado Financeiro Líquido: Impactado por
rendimento de aplicações financeiras, perdas
líquidas realizadas em operações de hedge,
efeito positivo do resultado do valor justo
das operações com derivativos (“marcação a
mercado”), despesas com juros e variações
cambiais
Despesas de Exploração: Referem-se
principalmente à aquisição de dados
sísmicos nas bacias do Parnaíba, Espírito
Santo e Campos
Despesas Gerais e Administrativas: Aumento
do quadro de colaboradores de 212 para
305 entre 3T10 e 3T11 e plano de opções de
compra de ações
Intangível: Impactado pela intensificação da
campanha de perfuração, principalmente nas
bacias de Campos, Santos e Parnaíba.
Demonstrações Financeiras - Principais Itens
R$ ('000) 3T11 3T10 9M11
Resultado Financeiro Líquido 138.829 (62.916) 126.573
Receitas Financeiras 1.158.124 (6.211) 1.448.884
Despesas Financeiras (1.019.295) (56.705) (1.322.311)
Despesa com Exploração (50.175) (15.467) (125.157)
Despesa com G&A (78.854) (117.475) (209.340)
Impostos (35.778) (6.434) 30.625
Resultado do período (25.978) (202.292) (177.298)
Atribuído aos acionistas não controladores (8.488) (2.823) (17.167)
Atribuído aos acionistas controladores (17.490) (199.469) (160.131)
Balanço
R$ ('000) 30/9/2011 31/12/2010 Δ
Disponibilidades* 6.701.228 4.788.166 1.913.062
Intangível 6.814.548 4.589.418 2.225.130
Gastos com perfuração exploratória e estudos 5.249.486 2.948.754 2.300.732
Gastos com mobilização de sondas 73.339 148.941 (75.602)
Bonus de assinatura dos blocos exploratórios 1.491.723 1.491.723 -
Dívida Financeira 4.752.827 - 4.752.827
* Caixa e equivalemtes de caixa + títulos e valores mobiliários
Sólida Posição de Caixa
6
Sólida posição de caixa de R$6.7 bilhões, ou US$3.6
bilhões, para suportar os compromissos exploratórios, o
desenvolvimento e o início da produção
~80% da posição de caixa protegida contra variações
cambiais
— US$2.5 bilhões investidos no exterior em time
deposits
— US$465 milhões “hedgeados” através de contratos
de NDFs (non deliverable forward)
Caixa alocado em R$: Taxa média bruta acumulada
equivalente a aproximadamente 103.4% do CDI, ou 13%
a.a., gerando R$79.0 milhões de receita de aplicação
financeira no período.
Caixa alocado em US$: Taxa média bruta acumulada
equivalente a aproximadamente 1.4% a.a., gerando
US$8.5 milhões de receita de aplicação financeira no
período
Caixa investido somente em ativos de renda fixa junto a
instituições financeiras de grande solidez no país
Alocação por InstituiçãoR$ bilhões US$ bilhões
Evolução da Posição de Caixa Alocação do Caixa
0,0
2,0
4,0
6,0
0,0
2,0
4,0
6,0
2T11 JUL AGO SET
Caixa em R$ Caixa em US$
Bradesco37%
Itau Unibanco36%
BTG Pactual8%
Santander8%
Votorantim5%
CS4%
Outros3%
Execução em andamento
Recebimento das primeiras licenças
(LP e LI)
Audiência Pública: 16/07/11Licença Prévia (LP): 08/09/11
Licença de Instalação (LI): 16/09/11
Instalação da Bóia
Mobilização dos equipamentos na locação
Instalação da bóia em andamento
Início da instalação dos equipamentos
submarinos
10 EstacasAmarras
MWA (Arco Flutuante Submerso)
Bacia de Campos : Passos até o 1º Óleo
8
Lançamento das linhas
Instalação das linhas flexíveis e umbilicaisConexão à árvore de natal molhada
1º Óleo
Recebimento da Licença de Operação (LO)
Início de produção
FPSO OSX-1
Chegada ao Brasil em 06/10/11Conexão ao sistema de produção
Bacia de Campos : Passos até o 1º Óleo
9
Bacia do Parnaíba: Últimos Eventos e Desenvolvimento do Projeto
Aquisição de participação de 50% no bloco PN-T-102
3ª sonda terrestre contratada e início da operação esperado para 4T11
Perfurado e testado o primeiro poço de produção na bacia, GVR-1 (Campo de Gavião Real)
EPC contratado para construção da planta de processamento de gás
— Contrato assinado com Valerus-Geogas (Companhia brasileira de engenharia)
EPC contratado pela MPX para os projetos:
— UTE Maranhão III (A-3) 517 MW
— UTE Maranhão IV + V (Bertin) 676 MW
10
Campanha Exploratória
Bacia de Campos: Campanha de Delimitação
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Nota: 1 Números indicam a área de perfuração de acordo com relatórios da D&M de Dez/10 e net pay
Atividades 2011¹
Poço Área de Perfuração
OGX-35D 3C – Albiano 80m
OGX-36D/OGX-39HP 3C – Albiano 60m
OGX-40D 2C – Albiano 107m
OGX-41D/OGX-44HP 2C – Albiano 92m
OGX-42D 3C – Albiano 82m
OGX-43D Delineação – Albiano 50m
OGX-45D Delineação – Maastric. 5m
OGX-48 3C – Albiano 12m
OGX-50D/OGX-55HP 1C – Albiano 52m
OGX-53D/OGX-60HP 1C – Em andamento
OGX-54 Delineação – Albiano: 24m
OGX-56D 3C – Albiano: 60m
OGX-61 3C - Em andamento
OGX-62 3C – Santoniano: 26m Albiano: 20m
OGX-64 3C – Em andamento
OGX-65D 1C – Em andamento
Atividades 2010
OGX-9D
OGX-13
OGX-21D/OGX-26HP
Perfurado em 3T11
Intensa campanha para delimitar acumulações descobertas
Novos resultados de poços perfurados em áreas 3C e de delineação
Início de delimitação na acumulação de Peró-Ingá
Foco na retenção de áreas para o período de produção
Continuação do desenvolvimento de Waimea rumo à produção
Novo reprocessamento sísmico no bloco BM-C-43 para melhor imageamento de seção subvulcânica
Foco na campanha de delimitação para acelerar desenvolvimento da produção
Destaques
Peró-Ingá*
Waimea*
* Imagens ilustrativas
OGX Poços de delimitação
OGX Poços pioneiros
Bacia do Espírito Santo: Início das Atividades em Águas Profundas
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Área de fronteira com importantes
descobertas recentes em blocos
vizinhos
Sistema petrolífero ativo
comprovado na região
Operador e parceiro: Perenco
2 locações de poço acordadas:
— Moriche
— Guarapari
Primeiro poço sendo atualmente
perfurado em águas profundas
(~1,100m)
Descobertas recentes de outras companhias
Destaques
Iniciada a campanha de perfuração em uma nova bacia com locações de 2 poços já definidas para esse ano
OGX Poços pioneiros
4 acumulações já descobertas das quais 2 foram declaradas comerciais
Bacia do Parnaíba: Importantes Novas Descobertas e Teste de Formação
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Campanha Exploratória
Poços Pioneiros
Atividades 2010
OGX-16
OGX-22
Atividades 2011
OGX-34
OGX-49
OGX-59
OGX-66
Perfurado em 3T11
Poços de Delimitação
Atividades 2011¹
Poço Área de Perfuração
OGX-38 3C: 43m
OGX-46D 3C: 15m
OGX-51D 3C: 8m
OGX-57 3C: -
Teste de formação do primeiro poço produtor
Campo de Gavião Real (poço GVR-1)
Primeiro poço de produção perfurado e testado
Gás seco
Resultados expressivos – Potencial Produtivo (AOF):
— 3,5 M m³/dia de gás
CaracterísticasChama: 23m0% areia0% líquido
Nova aquisição (3T11)OGX Poços de delimitaçãoOGX Poços pioneiros
Maceió (OGX – 47)
Gás e condensado (~20% com aprox. 50° API)
Resultados de potencial produtivo (AOF):
— Poço vertical: 1,0M m³/dia de gás
— Poço horizontal: 2,5M m³/dia de gás
Recent Horizontal Wells TestedBacia de Santos: Resultados Positivos de Testes de Formação
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Resultados positivos de 2 testes de formação confirmam a existência de um novo pólo de gás e condensado na região
Natal (OGX-11D)
Gás e condensado (~25% com aprox. 47° API)
Resultados de potencial produtivo (AOF):
— Poço vertical: 1,0 M m³/dia de gás e 1,2 mil bbl/dia de condensado
— Poço horizontal: 5,0M m³/dia de gás e 6 mil bbl/dia de condensado
Testes de formação realizadosCampanha Exploratória
Atividades 2010
MRK-2B
OGX-11D
OGX-12
OGX-17
OGX-19
Atividades 2011
OGX-23
OGX-24
OGX-30
OGX-47
OGX-63
Perfurado em 3T11
Venda do 1º Óleo para a Shell
Contrato de venda assinado para as 2
primeiras cargas totalizando volume de 1,2
milhões de barris (600 mil barris por carga)
Precificação com desconto médio de
US$5,50 para o Brent (referência GoM)
Transação confirma a qualidade do óleo da
acumulação de Waimea e a capacidade de
execução das equipes da OGX
Assinado ainda LOI para explorar futuras
oportunidades de negócios com a Shell
Estratégico para futuras parcerias
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Eventos Subseqüentes
Início da produção na acumulação de Waimea (OGX-26HP)
Perfuração do segundo poço e resultados de perfuração na bacia do Espírito
Santo
Continuação das campanhas exploratória e de delimitação nas bacias de
Campos, Parnaíba e Santos
Novos testes de formação nas bacias de Campos, Santos e Parnaíba
Começo da campanha exploratória na Colômbia com aquisição de dados
sísmicos
Participação em próximas rodadas de licitação da ANP
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