OSX – Resultados Referentes ao Ano de 2010

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Release de Resultados

RESULTADOS REFERENTES AO PRIMEIRO TRIMESTRE DE 2015

Rio de Janeiro, 14 de maio de 2015 – A OGX Petróleo e Gás S.A. – em Recuperação Judicial (Bovespa:

OGSA3) anuncia hoje seus resultados referentes ao primeiro trimestre de 2015, bem como eventos

subsequentes relevantes ao mercado.

MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO

Desde o início do ano, OGX P&G adotou medidas agressivas para se adaptar ao cenário adverso dos

preços de petróleo focando na execução e na produção e ao mesmo tempo reduzindo os custos da

Companhia. Ainda estamos renegociando nosso acordo de afretamento, temos novos custos de

operação e manutenção para os FPSOs OSX-1 e OSX-3, e estamos também cortando drasticamente os

custos de exploração e investimentos através de farm outs e farm downs dos blocos na margem

equatorial.

Apesar do cenário desfavorável, as vendas no primeiro trimestre totalizaram R$97,7 milhões, enquanto

nosso EBITDA foi negativo em R$56,3 milhões.

A produção dos quatro poços em Tubarão Martelo totalizou 961 mil barris de petróleo no primeiro

trimestre de 2015. A produção reduzida foi resultado da ausência de investimentos no campo devido

às condições de mercado. Tubarão Azul produziu um total de 267 mil barris de petróleo no primeiro

trimestre de 2015. Continuamos investindo no promissor BS-4 e esperamos o primeiro óleo em

meados de 2016.

Em 11 de abril de 2015, OGX P&G assinou um contrato de Suporte e Standstill com os credores que

detêm a maioria das debêntures conversíveis emitidas pela OGX P&G em 13 de fevereiro de 2014. O

contrato de Standstill é válido até 15 de agosto de 2015. Durante esse período, a companhia

continuará a executar as condições precedentes para a conversão, bem como os passos finais do plano

de reestruturação.

DESEMPENHO OPERACIONAL

PRODUÇÃO

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PRODUÇÃO BACIA DE CAMPOS

Campo de Tubarão Azul

A - Produção

A produção do campo de Tubarão Azul no 1T15 foi de 267 mil barris de óleo em comparação aos 272 mil

barris de óleo no trimestre anterior e aos 246 mil barris de óleo no 1T14, que teve a produção retomada

somente em fevereiro daquele ano. A contínua redução da produção é uma consequência natural do

negócio quando não há investimentos adicionais para incremento da produção.

Conforme informado no Fato Relevante de 7 de abril de 2015, a Companhia iniciou o processo de

negociações com a OSX 1 Leasing B.V., seus respectivos credores e OSX Serviços Operacionais Ltda. –

em Recuperação Judicial, sobre a estratégia de interrupção das atividades no Campo de Tubarão Azul e a

consequente desmobilização da plataforma FPSO OSX-1.

Tais negociações envolvem a liberação do FPSO OSX-1, respeitando os compromissos relacionados à

Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”), além de renegociações sobre os

custos de afretamento e operação e manutenção (“O&M”) do FPSO OSX-1.

A Companhia tem a intenção de manter as atividades no Campo de Tubarão Azul, respeitando as

questões relativas aos limites do reservatório e de viabilidade econômica do referido campo, bem como o

acordo de desmobilização ora em negociação.

Produção Total (mil bopd)

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B – Resultados Financeiros da operação

A seguir apresentamos os indicadores referentes à operação do FPSO OSX-1 no campo de Tubarão Azul:

(i) EBITDA pro-forma; (ii) custos diários; e (iii) custo por barril.

No 1T15 os custos de leasing do FPSO OSX-1 e de O&M se mantiveram em US$ 35 mil/dia e US$ 85

mil/dia, respectivamente.

246 367 310 272 267

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

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Campo de Tubarão Martelo

A - Produção

A produção do campo de Tubarão Martelo no 1T15 foi de 961 mil barris de óleo em comparação aos 1.177

mil barris de óleo no trimestre anterior. No 1T14 a produção totalizou 967 mil barris de óleo.


FPSO OSX 1

Descrição 1T15 1T14

Dias de operação 52 42

Produção vendida 154.000 161.000

Preço unitário - R$/bbls 98,69 220,48

Receita líquida de frete 15.198 35.497

Impostos sobre as vendas - -

Royalties (1.927) (3.658)

Leasing (5.410) (5.774)

Serviços (O&M) (13.259) (9.409)

Logística (15.472) (5.698)

Outros (838) (493)

Custo do produto vendido (36.906) (25.032)

EBITDA (21.708) 10.465

% EBITDA / Receita líquida -142,83% 29,48%

EBITDA / bbls - Em R$ (140,96) 65,00

Em R$ mil, exceto quando indicado diferente

12,9

36,2

88,9

103,7

5,6

Custo diário (USD '000)Tubarão Azul

Royalties Leasing O&M Logística Outros

Total: USD 247,3

mil/dia

4,4

12,2

30,0

35,0

1,9

Custo/bbls (USD)Tubarão Azul


Total: USD 83,5 /bbl

5


Conforme Fato Relevante divulgado em 27 de fevereiro de 2015, em virtude da queda vertiginosa do

preço do petróleo no mercado internacional, de aproximadamente US$ 104/barril em agosto de 2014

para US$ 45/barril em janeiro de 2015, a Companhia se viu impossibilitada de obter os financiamentos

necessários para garantir o incremento da produção, conforme previsto no Plano de Desenvolvimento do

Campo de Tubarão Martelo.

Caso a produção no campo continue a decrescer, seguindo o padrão atual e as condições econômico-

financeiras da Companhia, como por exemplo capital de giro para financiar a produção, permitam,

estima-se para o ano de 2015 uma produção média diária de 8,0 mil barris de óleo, comparada aos 12,7

mil barris originalmente previstos.

Nesse contexto, a OGX P&G intensificou o processo de renegociação dos custos de afretamento e de

operação e manutenção do FPSO OSX-3 com a OSX-3 Leasing B.V. e OSX Serviços Operacionais Ltda.,

respectivamente, bem como de redução de custos administrativos e operacionais, a fim de tentar

manter seu equilíbrio econômico-financeiro.

Ainda nesse cenário, a ANP formalizou sua recusa ao Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão

Martelo apresentado pela OGX P&G em 23 de dezembro de 2014, por ser incompatível com o cenário

atual do preço do petróleo tipo Brent e concedeu a postergação do prazo de entrega do novo Plano de

Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo para até 31 de dezembro de 2015.

967

869

1.157

1.177961

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

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B – FPSO OSX-3

Em dezembro de 2014, a Companhia obteve decisão judicial em caráter liminar para reduzir o valor do

afretamento do FPSO OSX-3 de US$ 250 mil/dia para US$ 130 mil/dia em virtude do desequilíbrio

provocado pela queda do preço do petróleo nos mercados internacionais. Não obstante, o preço do

petróleo continuou a decrescer após a concessão da liminar fazendo com que a OGX intensificasse o

processo de redução de custos.

Nesse contexto de renegociação dos custos operacionais e de redução dos custos administrativos, a

Companhia firmou, em março de 2015, acordo com a OSX Brasil, OSX Leasing, OSX 3 Holding e OSX

Serviços visando à (i) suspensão, pelo prazo de 6 meses, dos pagamentos devidos pela OGX, que

eventualmente se encontrem em aberto, a título de contraprestação pelo afretamento da plataforma

FPSO OSX-3; (ii) suspensão, pelo mesmo prazo, dos futuros pagamentos também decorrentes do

afretamento; (iii) suspensão de outras obrigações colaterais previstas nos contratos relacionados ao

afretamento.

De forma a promover a redução e a otimização do custo de extração e produção de petróleo no Campo

de Tubarão Martelo, OSX Serviços e OGX decidiram, amigavelmente, pela rescisão do contrato de

operação e manutenção da plataforma FPSO OSX-3, comprometendo-se a negociar os termos para a

transferência das atividades relacionadas à operação e manutenção do FPSO OSX-3 (tais como

tripulação, contratos, sistemas operacionais, licenças, know-how etc.) para a OGX, bem como uma

indenização a ser paga pela OGX para a OSX Serviços em contrapartida às receitas que esta deixará de

obter com a atividade.

C – Resultados Financeiros da Operação

A seguir apresentamos os indicadores referentes à operação do FPSO OSX-3 no campo de Tubarão

Martelo: (i) EBITDA pro-forma; (ii) custos diários; e (iii) custo por barril.

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Campo de Rêmora

Conforme divulgado em Fato Relevante de 12 de março de 2015, a OGX P&G notificou à ANP a devolução

do Campo de Rêmora, localizado na Bacia de Campos, bloco C-M-499.

O desenvolvimento do Campo de Rêmora como projeto exclusivo (stand alone) demonstrou ser

economicamente inviável devido às estimativas de volumes baixos de óleo recuperável. Deste modo, a

Companhia entendeu que manter a concessão deste campo implicaria em assumir compromissos de

prazos, investimentos e produção com a ANP que poderiam não ser cumpridos, o que culminou na decisão

de devolução do mesmo. A OGX P&G realizou o impairment no seu ativo em 2014.

A devolução deste campo não afetará o plano de negócios da Companhia, uma vez que não houve

atividade no referido campo e o valor econômico do projeto não foi considerado em sua projeção, seja no

âmbito das negociações com os credores ou em seu Plano de Recuperação Judicial.

DESENVOLVIMENTO BACIA DE SANTOS

Em R$ mil, exceto quando indicado diferente

FPSO OSX 3

Descrição 1T15 1T14

Dias de operação 72 78

Produção vendida 840.000 862.000

Preço unitário - R$/bbls 98,20 214,97

Receita líquida de frete 82.484 185.300

Impostos sobre as vendas - -

Royalties (10.571) (20.831)

Leasing (18.953) (51.691)

Serviços (O&M) (24.316) (22.443)

Logística (34.480) (22.908)

Outros (8.920) (1.699)

Custo do produto vendido (97.240) (119.572)

EBITDA (14.756) 65.728

% EBITDA / Receita Bruta -17,89% 35,47%

EBITDA / bbls - Em R$ (17,57) 76,25

51,2

91,7

117,6

166,8

43,2

Custo diário (USD '000)Tubarão Martelo


Total: USD 470,5

mil/dia

4,4

7,8

10,1

14,3

3,7

Custo/bbls (USD)Tubarão Martelo


Total: USD 40,3/bbl

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Desenvolvimento dos Campos de Atlanta e Oliva (“BS-4”)

Os testes de formação realizados nos dois poços horizontais do Sistema de Produção Antecipada (“SPA”)

indicaram que a capacidade de produção é de aproximadamente 12 mil barris por dia por poço, na faixa

superior do intervalo simulado antes da realização dos testes. Durante o teste do segundo poço, a bomba

elétrica submersa foi posicionada na coluna de teste, próxima ao leito marinho, uma opção que o

consórcio está avaliando para esse campo, por se tratar de uma alternativa mais econômica do que no

fundo do poço.

Em maio de 2014, a Queiroz Galvão Exploração e Produção (“QGEP”) divulgou os resultados do relatório

de certificação de reservas do Campo de Atlanta, elaborado pelos consultores independentes Gaffney,

Cline & Associates e datado de 31 de março de 2014. Os principais destaques do relatório foram as

reservas 1P de 147 milhões de bbls, 2P de 191 milhões de bbls e 3P de 269 milhões de bbls.

Conforme Fato Relevante divulgado em 17 de dezembro de 2014, o consórcio responsável pelo

desenvolvimento do Campo de Atlanta assinou contrato para afretamento e operação da unidade de

produção FPSO Petrojarl I, da Teekay Offshore Partners L.P. A unidade será customizada de acordo com

as especificações necessárias para a operação neste campo e está programada para chegar à locação em

14 meses. O início da produção está programado para meados de 2016. Nesta primeira fase, a produção

é estimada em 25 mil bopd podendo atingir 30 mil bopd, capacidade máxima do Petrojarl I, com três

poços em produção. Desses poços, dois já estão perfurados e equipados com árvore de natal molhada e

bomba submersa.

A unidade Petrojarl I terá capacidade de armazenar 180 mil bopd e o contrato é válido para um período

de 5 anos, com cláusula de término a partir do terceiro ano. O Capex estimado para 2015 e 2016, até o

primeiro óleo é de US$ 322 milhões (dos quais 40% cabem a OGX P&G), o que já inclui o custo estimado

do terceiro poço e do sistema de coleta do SPA. O custo operacional total de afretamento e manutenção

estimado para o SPA é de US$ 480 mil por dia, incluindo os custos de leasing, serviços, logística, seguro e

fundo de abandono, entre outros. Esses valores referem-se à totalidade do consórcio.

A seguir, apresentamos a produção média anual estimada para o Campo de Atlanta, baseada nas reservas

2P, conforme o plano de desenvolvimento. Salientamos que as reservas 3P permanecem inalteradas com

valores de 269 milhões de bbls. A produção associada ao Sistema Definitivo (“SD”) está baseada na

premissa de contratação de um FPSO de maior capacidade a partir de 2019 e perfuração de poços

adicionais.


9


A projeção acima representa uma estimativa baseada nas expectativas e premissas do operador e estão

sujeitas a diversos riscos e incertezas. A QGEP é o operador do Bloco BS-4, onde estão localizados os

campos de Atlanta e Oliva, com participação de 30% e tem como sócios a OGX P&G e Barra Energia com

participação de 40% e 30%, respectivamente.

O primeiro óleo do Campo de Oliva é esperado para 2021, já que a viabilidade deste campo está ligada à

operação do Campo de Atlanta.

EXPLORAÇÃO

PORTFOLIO EXPLORATÓRIO MARGEM EQUATORIAL

Num contexto de queda dos preços do petróleo, que reduz a posição de caixa previamente estimada

pela Companhia e dificulta investimentos adicionais, a OGX P&G tem empreendido esforços em realizar

farm outs ou farm downs para os blocos de exploração adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP,

os quais estão localizados em águas profundas das bacias do Ceará e Potiguar (POT-M-475 – 65% OGX

P&G; CE-M-603 e POT-M-762 - 50% OGX P&G; CE-M-661 - 30% OGX P&G). Com isso busca-se diminuir

o CAPEX e as despesas de exploração, sobretudo do segundo semestre de 2016, quando se espera

maiores gastos com o início da campanha de perfuração de dois poços previstos no Programa

Exploratório Mínimo.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Produção SPA Produção SD

10


Neste cenário, a Companhia constituiu provisão para impairment integral destes ativos no 1T15.

GESTÃO DE PESSOAS

A Companhia encerrou o 1T15 com 203 colaboradores próprios e 570 terceirizados, um aumento de

aproximadamente 16% comparado ao trimestre anterior.

O número de colaboradores próprios no 1T15 é 48% superior ao trimestre anterior, pois a Companhia

decidiu, em conjunto com a OSX Serviços, pela rescisão do contrato de O&M da plataforma FPSO

OSX-3, transferindo as atividades para a OGX P&G, incluindo os 99 colaboradores relacionados à

operação e manutenção do FPSO OSX-3. Em contrapartida, em janeiro de 2015, a Companhia reduziu

em 31 colaboradores seu quadro de funcionários, representando, aproximadamente, 40% de sua

folha de pagamentos. Ambos os eventos estão associados a estratégia de redução de custos

administrativos e operacionais, visando preservar o equilíbrio econômico financeiro da Companhia.

DESEMPENHO FINANCEIRO

As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas em bases consolidadas, de acordo

com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting

Standards Board – IASB e em Reais, exceto quando indicado o contrário.

Principais métricas 1T15 4T14 1T14

Receita líquida (R$ milhões) 98 297 221

EBITDA da operação (R$ milhões) (56) (8) 76

Lucro / (Prejuízo) líquido (R$

milhões) (68)

(2.734) 129

CAPEX (R$ milhões) 11 93 267

Posição de caixa (US$ milhões) 20 67 19

Demonstração de Resultados

11


Os saldos de 31 de março de 2014 reapresentados em função de: (a) perda de controle sobre a PGN e a consequente desconsolidação das

informações comparativas; e (b) apresentação em 2015 dos resultados dos blocos exploratórios da 11ª Rodada da ANP como “operações

descontinuadas” e o consequente ajuste das informações comparativas.

(i) Esse total não inclui as parcelas do Custo do Produto Vendido (CPV) referentes à Depreciação/amortização (R$ (15.119)), as quais estão

apresentadas em linhas específicas.

(ii) A soma dessa linha com o montante de R$ 70, referente aos poços secos incluídos em (vi), corresponde ao total de “Despesas com Exploração”

na DRE do ITR.

(iii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação e Amortização (R$ (5.828)), corresponde ao total das “Despesas

Administrativas e Gerais” na DRE do ITR de março de 2015.

(iv) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE do ITR.

(v) Apresentado como "Outras Despesas Operacionais" na DRE do ITR.

(vi) Desse total, R$ 70 compõe o saldo de “despesas de exploração” na DFP (item (ii) acima) e o restante está apresentado como

“Provisão/realização de impairment" na DRE do ITR.

Receita x Custos

As vendas realizadas pela Companhia no 1T15 totalizaram R$ 97,7 milhões, correspondentes à

comercialização de 994 mil barris de óleo.

R$ ('000)

DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS 1T15 1T14 ∆ ($)

Receita líquida de vendas 97.682 220.797 (123.115)

Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) (134.146) (144.606) 10.460

Despesas de exploração (i i) (2.292) (6.567) 4.275

Despesas administrativas e gerais (i i i) (17.515) 6.775 (24.290)

EBITDA da operação (56.271) 76.399 (132.670)

Custos de reestruturação (i i i) (16.880) (37.490) 20.610

Outras receitas (despesas) operacionais (v) (946) (6.868) 5.922

EBITDA ajustado incluindo itens não recorrentes (74.097) 32.041 (106.138)

Depreciação/Amortização (20.947) (10.194) (10.753)

Stock option (i i i) 21.934 (1.577) 23.511

Poços secos e Impairment (vi) 250.906 (8.512) 259.418

Provisão para perda / desvalorização estoque (v) (10.828) - (10.828)

Resultado de equivalência patrimonial 3.590 - 3.590

EBIT 170.558 11.758 158.800

Resultado financeiro líquido (iv) (31.694) (250.475) 218.781

Variação cambial (iv) (111.188) 339.957 (451.145)

Derivativos (iv) 3.529 (680) 4.209

EBT 31.205 100.560 (69.355)

(-) Imposto de renda (7.254) (23.395) 16.141

Lucro (Prejuízo) líquido - OPER. CONTINUADAS 23.951 77.165 (53.214)

Lucro (Prejuízo) líquido - OPER. DESCONTINUADAS (92.395) 51.411 (143.806)

Lucro (Prejuízo) líquido - TOTAL (68.444) 128.576 (197.020)

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A tabela a seguir apresenta uma comparação entre receitas e custos referentes às operações dos

campos de Tubarão Azul e Tubarão Martelo no 1T15:

(*) Convertido pelo câmbio médio do trimestre, ponderado pelas vendas.

EBITDA

O EBITDA da operação no 1T15 foi negativo em R$ 56,3 milhões, em comparação ao EBITDA negativo

de R$ 7,8 milhões no 4T14, devido principalmente à persistente queda do preço do petróleo nos

mercados internacionais.

Resultado Líquido

A Companhia apurou prejuízo de R$ 68,4 milhões no primeiro trimestre de 2015, em comparação com

o lucro líquido de R$ 128,6 milhões no mesmo período do exercício anterior.

Esse resultado foi impactado por: (i) margem bruta negativa de R$ 36 milhões nos campos de Tubarão

Martelo e Tubarão Azul, como reflexo da queda significativa do preço do petróleo nos mercados

internacionais; (ii) impairment integral dos blocos exploratórios da bacia do Pará-Maranhão, no valor

de R$ 24 milhões e daqueles adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP, nas bacias do Ceará

(CEM-603 e CEM-661) e Potiguar (POT-M-762 e POT-M-475), no montante de R$ 95 milhões, também

em função da atual conjuntura de preços do petróleo que dificultou a capacidade da Companhia de

efetuar novos investimentos na exploração dessas áreas; (iii) despesa de variação cambial,

basicamente, não realizada de R$ 111 milhões; (iv) custos de reestruturação e despesas gerais e

administrativas de R$ 34 milhões; e (v) despesas e custos, sem efeito caixa, de depreciação e

amortização no valor de R$ 21 milhões. Esses efeitos foram parcialmente compensados pela redução

1T15Tubarão

Azul

Tubarão

MarteloTotal

Qtde vendida (bbls/mil) 154 840 994

Total vendido - R$ ('000) 15.198 82.484 97.682

Vendas - R$/bbls 98,7 98,2 98,3

Vendas - US$/bbls (*) 34,4 34,2 34,2

Royalties 1.927 10.571 12.498

Leasing 5.410 18.953 24.363

O&M 13.259 24.316 37.575

Logística 15.472 34.480 49.952

Outros 838 8.920 9.758

Total Custos - R$ (´000) 36.906 97.240 134.146

Custos - R$/bbls 239,6 115,8 135,0

Custos - US$/bbls (*) 83,5 40,3 47,0

13


de aproximadamente R$ 275 milhões nos custos de abandono estimados para os campos de Tubarão

Martelo e Tubarão Azul, em função da revisão dos projetos, com: (a) redução do número de poços de

Tubarão Martelo de 6 produtores e 3 injetores para apenas os atuais 4 poços produtores; e (b) redução

dos custos estimados para o arrendamento de sondas e barcos de apoio em um cenário de baixo preço

do petróleo e redução na demanda por esses equipamentos.

No que tange à margem bruta negativa do primeiro trimestre, a Companhia completou, nas últimas

semanas, importantes etapas da estratégia de redução de custos para que esses campos voltem a

contribuir com uma geração de caixa positiva, dentre elas: (a) rescindiu o contrato de O&M do FPSO

OSX-3 com a OSX Serviços e incorporou a tripulação do FPSO; (b) acordou a suspensão pelo prazo de

6 meses dos pagamentos do leasing do mesmo FPSO; (c) renegociou contratos com embarcações de

apoio e helicópteros, reduzindo os respectivos custos em 22% e 30%; e (d) transferiu seus estoques

de equipamentos da base logística no Caju-RJ para uma base logística em Duque de Caxias-RJ,

obtendo uma redução de custos de 42%.

Balanço Patrimonial

R$ ('000)

31/mar/15 31/dez/14 Var. 31/mar/15 31/dez/14 Var.

ATIVO PASSIVO

Circulante Circulante

Caixa e equivalentes de caixa 62.870 177.607 (114.737) Fornecedores 183.896 168.018 15.878

Depósitos vinculados 17.198 18.146 (948) Impostos e participações a recolher 20.877 22.970 (2.093)

Contas a receber 8.011 32.624 (24.613) Salários e encargos trabalhistas 9.362 14.870 (5.508)

Instrumentos f inanceiros derivativos 6.090 2.561 3.529 Empréstimos e f inanciamentos 1.167.034 936.574 230.460

Impostos e contribuições a recuperar 4.089 14.326 (10.237) Empréstimos com partes relacionadas 90.077 76.301 13.776

Estoque de óleo 74.470 35.893 38.577 Contas a pagar com partes relacionadas 86.972 56.058 30.914

Outros créditos 32.637 53.582 (20.945) Provisões diversas 300.917 175.768 125.149

205.365 334.739 (129.374) Outras contas a pagar 7.663 3.964 3.699

1.866.798 1.454.523 412.275

Ativo não circulante disponível para venda 221.276 214.260 7.016

Não Circulante

Não Circulante Provisões diversas 85.431 363.033 (277.602)

Realizável a longo prazo 692.149 661.001 31.148 85.431 363.033 (277.602)

Depósitos vinculados 17.038 5.349 11.689

Estoque de materiais 60.877 58.791 2.086

Empréstimos com partes relacionadas 113.999 95.548 18.451

Impostos e contribuições a recuperar 22.205 15.147 7.058 Patrimônio Líquido

IRPJ e CSLL diferidos 436.647 443.901 (7.254) Capital social 8.607.346 8.607.346 -

Créditos com partes relacionadas 41.383 42.265 (882) Reservas de capital 439.814 461.941 (22.127)

Investimentos 43.809 32.103 11.706 Ajustes acumulados de conversão (222.525) (21.592) (200.933)

Prejuízos acumulados (8.497.828) (8.429.384) (68.444)

Imobilizado 541.338 518.699 22.639 326.807 618.311 (291.504)

Intangível 575.099 675.065 (99.966)

1.852.395 1.886.868 (34.473)

Total do Ativo 2.279.036 2.435.867 (156.831) Total do Passivo 2.279.036 2.435.867 (156.831)

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Provisões Diversas (Circulante e Não Circulante)

As reduções nas estimativas de custo de abandono de Tubarão Martelo e Azul decorrem de: (a) revisão

do projeto de Tubarão Martelo que agora contará apenas com os atuais 4 poços produtores e não mais

com 6 produtores e 3 injetores; e (b) revisão para baixo das estimativas de custos diários de sondas e

barcos de apoio, em um cenário de queda do preço do petróleo que diminui a demanda e

consequentemente reduz o custo desses equipamentos.

Caixa e Equivalentes de Caixa

Intangível

A queda de aproximadamente R$ 100 milhões no Intangível decorre do impairment dos blocos

adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP: POT-M-475 e POT-M-762 na Bacia do Potiguar e CEM-

603 e CEM-661 na Bacia do Ceará, além dos blocos BM-PAMA-13, BM-PAMA-14, BM-PAMA-15, BM-

PAMA-16 e BM-PAMA-17 na Bacia do Pará Maranhão. O impairment dessas áreas exploratórias decorre

da diretriz da Companhia de focar seus recursos nos ativos geradores de caixa no curto prazo, ou seja,

nos projetos de desenvolvimento e produção.

PROVISÕES DIVERSAS ('000 R$)

31/03/2015 31/12/2014 Var. (R$)

Provisão para abandono

TBMT 155.619 298.975 (143.356)

TBAZ 131.419 154.197 (22.778)

Atlanta e Oliva 42.548 23.187 19.361

329.586 476.359 (146.773)

Provisão p/ compensação ambiental 42.884 40.871 1.213

Ganho mínimo garantido 13.879 21.571 (7.692)

TOTAL 386.349 538.801 (153.252)

CAIXA R$ ('000)

Saldo em 31/12/14 177.607

(+) Margem bruta da venda de óleo (36.464)

(-) CAPEX (10.557)

(-) G&A (inclui custo de reestruturação) (34.395)

(-) Despesas de exploração (2.292)

(-) Garantia Teekay (11.552)

(-) Pagamento Royalties 2014 (7.600)

(-) Pagamento Cash Call 2014 (9.000)

(+) Outros (2.877)

Saldo em 31/03/15 62.870

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Empréstimos e Financiamentos com Terceiros e com Partes Relacionadas

A variação do passivo de 31 de dezembro de 2014 até 31 de março de 2015 está demonstrada no quadro

a seguir.

Legenda:

(i) Juros DIPs, 2º PPE

EVENTO SUBSEQUENTE - Contrato de Suporte e Standstill

Em 10 de abril de 2015, a Companhia assinou um contrato de Suporte e Standstill para concessão de

período de standstill e acordo junto aos credores que detêm a maioria das debêntures conversíveis

emitidas pela OGX P&G e do empréstimo adicional pois, em função principalmente da queda do preço

do petróleo no mercado internacional, a Companhia não possuía até aquele momento, os recursos

financeiros necessários para o pagamento do Empréstimo Adicional, assim como não havia atingido o

cumprimento de todas as condições precedentes para a conversão das debêntures.

O Contrato de Suporte e Standstill determina que, sujeito à satisfação total de cada um dos termos e

condições ali estabelecidos, durante o período de standstill, os credores anuentes se absterão de, e

votarão de modo a instruir seus representantes a se absterem de, iniciar qualquer demanda judicial ou

extrajudicial, ou tomar qualquer medida para cobrar valores ou executar quaisquer garantias no

âmbito do Financiamento DIP ou do empréstimo adicional. O período de standstill, exceto se vencido

antecipadamente em razão de um evento de vencimento, permanecerá em vigor até a conversão do

Financiamento DIP ou 15 de agosto de 2015, o que ocorrer primeiro.

A fim de incentivar os Credores Anuentes a celebrar o Contrato de Suporte e Standstill, o Grupo OGX

tomará medidas para preservar o valor das garantias, incluindo a participação da OGX no BS-4, e a

sua participação acionária na Parnaíba Gás Natural S.A.

EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS ('000 R$)

Saldo em 31 de dezembro de 2014 1.012.875

(+) Juros incorridos (i) 22.550

(+) Amortização do custo de captação 9.905

(+/-) Variação cambial 211.781

Saldo em 31 de março de 2015 1.257.111

EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS ('000 R$)

DIP 912.416

Incremental facility 254.618

Mútuo OGPar 44.139

Mútuo PGN 45.938

1.257.111

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Imobilizado (CAPEX)

Contatos OGpar

Investidores:

Márcia Mainenti

Marianna Sampol

[email protected]

+55 21 3916-4545

Mídia:

Cibele Flores

[email protected]

+55 21 3916-4505

IMOBILIZADO R$ ('000)

Saldo em 31 de dezembro de 2014 518.699

(+) CAPEX

Bacia de Campos 4.437

Bacia de Santos 2.717

Bacia do Ceará e Potiguar 3.363

Bacia do Pará-Maranhão 40 10.557

(+) SNUC 2.012

(-) Provisão para abandono de poços (249.149)

(+) CTA Internacionais 24.272

(-) Depreciação (15.037)

(+) Impairment (inclui oper. descontinuadas) 254.761

(+) Baixa de Poços Secos 70

(-) Alienação Imobilizado Administrativo (4.847)

Saldo em 31 de março de 2015 541.338

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AVISO LEGAL

Este documento contém algumas afirmações e informações relacionadas à Companhia que refletem a

atual visão e/ou expectativa da Companhia e de sua administração a respeito do seu plano de negócios.

Estas afirmações incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou

implicam resultados, realizações ou desempenho futuros, podendo conter 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. Advertimos que diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais

divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas, estimativas e intenções expressas

neste documento. 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. 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, para tomada de decisão de investimento.

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