Relatório OGX PG 30-09-2014_V20_conversão Debt_equity-Combinado

8/17/2019 Relatório OGX PG 30-09-2014_V20_conversão Debt_equity-Combinado

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OGX Petróleo e Gás S.A. - emrecuperação judicialEm 30 de setembro de 2014com Relatório dos Auditores Independentes sobre a Revisão dasInformações trimestrais - ITR


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OGX Petróleo e Gás S.A. - em recuperação judicial(Companhia aberta)

Informações trimestrais - ITR

30 de setembro de 2014

Índice

Relatório da administração..............................................................................................................1

Relatório sobre a revisão das informações trimestrais ..................................................................17

Informações trimestrais

Balanços patrimoniais ...................................................................................................................20Demonstrações dos resultados.....................................................................................................22Demonstrações dos resultados abrangentes ................................................................................24Demonstração das mutações do patrimônio líquido......................................................................25Demonstrações dos fluxos de caixa..............................................................................................26Demonstrações do valor adicionado .............................................................................................27Notas explicativas às informações trimestrais ...............................................................................28Relatório CVM............................................................................................................................ 142


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Relatório da Administração

Senhores Acionistas,

A Administração da OGX Petróleo e Gás S.A. (“OGX P&G” ou “Companhia”) – em RecuperaçãoJudicial, em atendimento às disposições legais e estatutárias, submete à apreciação dosSenhores o Relatório da Administração, as Informações Trimestrais (ITR) e o correspondenteRelatório dos Auditores Independentes referente ao trimestre findo em 30 de setembro de 2014.

Pri nc ip ais m étri ca s YTD Set/14 YTD Set/13

(Não r evi sad o)

Receita líquida (R$ milhões) 692 452

EBITDA da operação (R$ milhões) 148 (8)

Lucro / (Prejuízo) líquido (R$ milhões) 12.655 (7.484)

CAPEX (R$ milhões) 827 1.788

Posição de caixa (US$ milhões) 3 2

1. Mensagem da administração

O ano de 2013 foi marcado pela situação de desequilíbrio na estrutura de capital das empresasdo Grupo OGpar, que resultou no pedido de recuperação judicial da Companhia, de suacontroladora OGpar e de suas subsidiárias OGX International GmbH e OGX Áustria GmbH.

No segundo semestre de 2013 foi iniciado o processo de reestruturação financeira que visaeliminar a dívida e recapitalizar a Companhia. Diversas ações foram implementadas com oobjetivo de redimensionar e adequar as operações da Companhia aos recursos disponíveis e, aofinal do período, a Companhia direcionou todos os esforços para o início da produção no Campode Tubarão Martelo, localizado na Bacia de Campos, o que ocorreu em 5 de dezembro de 2013.

Em 16 de outubro de 2014, foi aprovada e implementada a capitalização dos créditos concursaise extraconcursais da Companhia. Para tanto, a OGX P&G obteve o Registro de Emissor –

Categoria A concedido pela CVM – Comissão de Valores Mobiliários e a listagem de suas açõesaprovada pela BM&FBovespa S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros, tornando-se aptaa realizar a conversão de sua dívida.

A conversão da dívida em capital e a efetiva entrega das ações da OGX P&G aos credores doplano de Recuperação Judicial representa o pagamento integral dos referidos créditos e tambémo passo mais importante do Plano de Recuperação Judicial. Dessa forma, o Grupo OGpar reduziu suas dívidas concursais e extraconcursais no valor aproximado de US$ 5,7 bilhões, o


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que viabilizará a manutenção das atividades da Companhia e suas subsidiárias bem como ocrescimento e desenvolvimento de suas operações que atualmente permanecem focadas naprodução dos campos de Tubarão Martelo e Tubarão Azul.

O campo de Tubarão Martelo encerrou o terceiro trimestre de 2014 com quatro poçosprodutores, totalizando 1.157 mil barris produzidos no período, o que equivale a uma produçãomédia diária de 12,6 mil barris. Nos primeiros nove meses do ano a produção total somouaproximadamente 3 milhões de barris de óleo.

O campo de Tubarão Azul produziu uma média de 3,4 mil barris de petróleo por dia no terceirotrimestre de 2014, com a sua produção total atingindo 310 mil barris de petróleo no mesmoperíodo. Nos primeiros nove meses deste ano, a produção desse campo somou 923 mil barris.

2. Eventos subsequentes – Conversão da dívida

A capitalização de crédito em 16 de outubro de 2014 implicou a conversão de uma dívida de R$13.800.970.749,52 em instrumentos de patrimônio da OGX P&G, tendo sido, inicialmente,alocados R$ 862.559,86 ao capital social e R$ 13.800.108.198,66 a reserva de capital. Nesseprocesso foram emitidas 86.255.986 novas ações ordinárias a um preço de R$ 160,00 por ação,as quais foram distribuídas aos credores proporcionalmente ao valor de seus respectivoscréditos em face da OGX P&G, conforme previsto no plano de recuperação judicial.Imediatamente após a referida alocação, foram realizados os ajustes decorrentes da adoção do

iCPC 16 – Extinção de Passivos Financeiros com Instrumentos de Patrimônio (correspondenteao IFRIC 19) e com isso reclassificou-se parte do saldo da reserva de capital para o resultado doperíodo de forma que o efeito líquido na conta de capital mais reserva de capital correspondesseao valor justo da ações emitidas.

Não obstante, a extinção das dívidas ter sido formalizada em Assembleia Geral Extraordinária,no dia 16 de outubro de 2014, em 30 de setembro de 2014 todas as condições precedentesnecessárias a conversão já haviam sido cumpridas, dessa forma, nos termos do plano derecuperação judicial a conversão já era mandatória. Consequentemente, em 30 de setembro de2014, a Companhia registrou em seus livros contábeis a extinção das dívidas, com o respectivosimpactos em patrimônio.


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Vide a seguir os impactos da conversão em 30 de setembro de 2014 e no proforma de 16 deoutubro de 2014. A diferença entre os efeitos da extinção da dívida nas duas data-bases refere-se a variação cambial de 1 de outubro de 2014 a 16 de outubro de 2014 sobre os passivosextintos.

Controladora Consolidado

Efeitos da conversão em 30 de setembro de 2014

Pós extinção dasdívidas

Pré extinção dasdívidas



30/09/2014 Variações 30/09/2014 30/09/2014 Variações 30/09/2014

PassivoFornecedores 258.237 (844.632) 1.102.869 352.620 (844.632) 1.197.252Contas a pagar para partes relacionadas 80.174 (3.726.461) 3.806.635 61.341 (3.726.461) 3.787.802Empréstimos e financiamentos 762.450 (9.237.095) 9.999.545 686.746 (9.237.095) 9.923.841Outras contas a pagar - (98.290) 98.290 244 (98.290) 98.534

1.100.861 (13.906.478) 15.007.339 1.100.951 (13.906.478) 15.007.429

Patrimônio líquido / Passivo a descobertoCapital social 8.607.353 870 8.606.483 8.607.353 870 8.606.483Adiantamento para futuro aumento de capital - - - - -Reservas de capital 439.741 349.367 90.374 439.741 349.367 90.374Ajustes acumulados de conversão (1.772) (1.772) (1.772) - (1.772)Prejuízos acumulados (5.695.511) 13.556.242 (19.251.753) (5.695.511) 13.556.242 (19.251.753)

3.349.810 13.906.478 (10.556.668) 3.349.810 13.906.478 (10.556.668)


Efeitos da conversão em 16 de outubro de 2014 -

proforma





16/10/2014 Variações 16/10/2014 16/10/2014 Variações 30/09/2014

Passivo

Fornecedores 258.237 (841.338) 1.099.575 352.620 (841.338) 1.193.958Contas a pagar para partes relacionadas 80.174 (3.697.360) 3.777.534 61.341 (3.697.360) 3.758.701Empréstimos e financiamentos 762.450 (9.163.983) 9.926.433 686.746 (9.163.983) 9.850.729Outras contas a pagar - (98.290) 98.290 244 (98.290) 98.534

1.100.861 (13.800.971) 14.901.832 1.100.951 (13.800.971) 14.901.922

Patrimônio líquido / Passivo a descobertoCapital social 8.607.353 870 8.606.483 8.607.353 870 8.606.483Adiantamento para futuro aumento de capital - - - - - -Reservas de capital 439.741 349.367 90.374 439.741 349.367 90.374Ajustes acumulados de conversão (1.772) - (1.772) (1.772) - (1.772)Prejuízos acumulados (5.695.511) 13.450.735 (19.146.246) (5.695.511) 13.450.735 (19.146.246)

3.349.810 13.800.971 (10.451.161) 3.349.810 13.800.971 (10.451.161)


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Após a capitalização, os titulares dos créditos passaram a deter, conjuntamente, participaçãoequivalente a 71,43% do capital social total da OGX P&G, de modo que a estrutura societária doGrupo OGpar passa a ser a seguinte:

Destacamos, ainda, a obtenção pela OGX P&G do Registro de Emissor – Categoria A concedidopela CVM e a listagem de suas ações aprovada pela BM&FBovespa, conforme Fatos Relevantesdivulgados em 18 de setembro de 2014 e 16 de outubro de 2014.


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3. Destaques operacionais

3.1 Produção e desenvolvimento

3.1.1 Bacia de Campos

3.1.1.1 Campo de Tubarão Azul

A – Produção

A produção do campo de Tubarão Azul no 3T14 foi de 310 mil barris de óleo, com média diáriade 3,4 mil bopd. O aumento da produção no 3T14 em relação ao 3T13 é consequência retomadasomente em fevereiro de 2014, através do poço OGX-26HP, após a renovação do acordo pararealização de testes com o uso do FPSO OSX-1 e com a resultante adequação do custo deafretamento do FPSO. A Companhia demonstrou intenção de continuar com a produção noreferido campo pelo menos até março de 2015, conforme comunicado ao mercado divulgado em20 de outubro de 2014.

B – Resultados da operação de Tubarão Azul

A seguir apresentamos os seguintes detalhamentos referentes a operação do FPSO OSX-1 no

campo de Tubarão Azul: (i) EBITDA pro forma; (ii) custos diários; (iii) custo por barril. Ressalta-se que no primeiro semestre de 2014 os custos acordados de leasing do FPSO OSX 1 e deO&M foram reduzidos significativamente para US$ 35 mil/dia e US$ 85 mil/dia, respectivamentee que esses valores se mantiveram até o 3T14. Não obstante os custos efetivamente incorridosno ano estão ligeiramente superiores aos atualmente acordados, em função de estaremimpactados pela venda, em 2014, de estoque constituído em 2013 com custos superiores aosatuais.


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3.1.1.2 Campo de Tubarão Martelo

A - Produção

Desde o seu início, em dezembro de 2013, a produção nesse campo totalizou 3,3 milhões debarris de óleo, sendo 1.157 mil barris produzidos no 3T14, o que equivale a uma produção média

diária no trimestre de 12,6 mil bopd, considerando o início da produção do terceiro e quartopoços em 3 julho de 2014 e 4 de setembro respectivamente, conforme Fatos Relevantesdivulgados nas respectivas datas.


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B – FPSO OSX3

Em 12 de setembro de 2014 a Companhia assinou o contrato de afretamento do FPSO OSX 3,cujos termos principais foram divulgados pela Companhia no Fato Relevante de 24 de dezembrode 2013.

O contrato prevê:(i) Redução da taxa do afretamento para uma taxa fixa diária de US$250 mil, válida a partir da data

em que a embarcação foi entregue, ou seja, 19 de novembro de 2013;(ii) Alteração nos direitos da OGX em relação à rescisão do contrato de afretamento (“Contrato de

Afretamento”) a fim de que a OGX tenha o direito de rescindir o Contrato de Afretamento

imediatamente, sem que seja devida qualquer penalidade por rescisão, observados determinadoseventos;(iii) Inclusão de direito de aquisição em favor da OGX para adquirir os Bonds emitidos pela OSX 3

Leasing B.V. (“Bonds”), em determinadas circunstâncias, caso os Bonds não tenham sidorefinanciados durante ou após a data de vencimento ou se o FPSO OSX 3 não tiver sido vendidoanteriormente a tal data;

(iv) A inclusão de direito ao Nordic Trustee ASA (“Trustee dos Bonds”) de rescindir o Contrato de Afretamento (a) mediante aviso prévio de 24 meses, caso os Bonds não tenham sido totalmentepagos ou adquiridos até 20 de março de 2015 e (b) imediatamente, mediante aviso prévio de 45dias, caso um evento de inadimplemento tenha ocorrido em relação aos Bonds exclusivamenteem virtude do descumprimento da obrigação da OGX de pagar a taxa de afretamento nos termosdo Contrato de Afretamento (conforme aditado);

(v) A inclusão de determinados direitos de rescisão para a OSX-3 e o Trustee dos Bonds, e o direitode aumentar a taxa de afretamento para US$265 mil em vez de US$250 mil, em certos casos, nahipótese da OGX não apresentar uma carta de fiança no valor de US$25 milhões em favor daOSX-3 e do Trustee dos Bonds a fim de garantir suas obrigações previstas no Contrato de Afretamento (executável na hipótese do descumprimento pela OGX da obrigação de pagar a taxade afretamento nos termos do Contrato de Afretamento).


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C – Resultados da operação de Tubarão Martelo

A seguir apresentamos os seguintes detalhamentos referentes a operação do FPSO OSX-3 nocampo de Tubarão Martelo: (i) EBITDA pro forma; (ii) custos diários; (iii) custo por barril.

Ressalta-se que o custo diário efetivamente incorrido com o leasing do OSX-3 está ligeiramenteinferior aos US$250 mil contratados, pois, em 2014, após o sucesso da negociação paraaplicação retroativa, a novembro de 2013, dessa nova taxa diária acordada, foi revertida comouma provisão de custo feita em 2013 com base na taxa anteriormente prevista, deaproximadamente US$430 mil/dia.

Em R$ mil, exceto quando indicado diferente

FPSO OSX 3

YTD Q3/14

Dias de operação 235

Produção vendida 2.484.325

Preço unitário - R$/bbls 210,32

Receita l íquida d e frete 522.504

Impostos sobre as vendas -Royalties (61.109)

Leasing (128.316)

Serviços (O&M) (66.803)

Logística (75.095)

Outros (5.797)

Custo do produto vendido (337.120)

EBITDA 185.384

% EBITDA / Receita Bruta 35,48%

EBITDA / bbls - Em R$ 74,62


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D – Nova certificação

Em 13 de outubro de 2014, a Companhia divulgou através de Fato Relevante que foi realizadanova certificação de reservas para o Campo de Tubarão Martelo em relatório elaborado pelaDeGolyer & MacNaughton, em 31 de julho de 2014, cuja principal diferença para a certificaçãoanterior, obtida em 2013, foi a classificação de 15 milhões de barris como Reservas Provadas(1P). Conforme já citado anteriormente, o campo de Tubarão Martelo produziu desde o seu iníciocerca de 3,3 milhões de barris de óleo até setembro de 2014, e suas reservas remanescentesforam avaliadas conforme tabela abaixo:

3.1.2 Bacia de Santos

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

Conforme informado no 1T14, os dois primeiros poços produtores horizontais do Campo de Atlanta (7-ATL-2HP-RJS e 7-ATL-3H-RJS) já foram perfurados e testados, tendo ambosapresentado resultados superiores às expectativas. Os resultados obtidos nos testes realizadosindicam que cada um desses poços, em condições normais de operação, deverá atingir vazãopróxima a 12.000 barris de óleo por dia.

Durante o teste no segundo poço também foi avaliada, com sucesso, a operação com bombacentrífuga submersa submarina colocada no leito marinho como alternativa contingente à suainstalação no fundo do poço, o que representa potencial redução significativa de custosoperacionais. Em função dos ganhos econômicos potenciais para o projeto, esta alternativa foiincorporada ao desenvolvimento, como contingência para o caso de falha na bomba instalada nofundo do poço.

Também foi concluída a licitação para o FPSO, sendo vencedor o cenário que permite aaceleração da entrada em produção do campo, o Sistema de Produção Antecipada (SPA). Estáprevista a perfuração e interligação de um terceiro poço produtor horizontal ao FPSO, quetambém contribuirá para a produção do SPA. Segundo a operadora, o primeiro óleo do SPA de

Atlanta é esperado para meados de 2016.

De acordo com Fato Relevante divulgado pela operadora em maio de 2014, as reservas de Atlanta certificadas como provadas (1P) e prováveis (2P) são respectivamente de 147 milhões e191 milhões barris de óleo.

Campo Operador Bloco (s) Bacia

Reservas (mmbbl)

Pr ov a da Pr ov a da +Provável

Provada +Provável

+ Possível

ubarão Martelo OGX BM-C -39 e BM-C-40 C ampos 15,0 78,5 103,6


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3.1.3 Bacia do Parnaíba

Contrato de compra e venda da OGX Maranhão (atual Parnaíba Gás Natural S.A. – PGN)

No dia 30 de outubro de 2013, a OGPar e a OGX P&G celebraram acordo de subscrição com aCambuhy Investimentos Ltda. (“Cambuhy”), Eneva S.A. e DD Brazil Holdings S.a.r.l. (“E.ON”)segundo o qual e sujeito aos termos e condições nele fixados, a Cambuhy e a E.ONconcordaram em investir na Parnaíba Gás Natural S.A. (“PGN”) um valor total deaproximadamente R$ 250 milhões, via aumento de capital. Esse aumento de capital foi efetivadoem 19 de fevereiro de 2014, reduzindo a participação da OGX P&G na PGN de 66,66% para36,36%. Também em 30 de outubro de 2013, a Companhia e a Cambuhy celebraram um Acordode Compra de Ações, por meio do qual a Cambuhy concordou em adquirir da Companhia suaparticipação remanescente na PGN por um preço de compra de R$ 200 milhões, reajustado peloIPCA. Em 6 de agosto de 2014 foi realizado o processo competitivo previsto no Plano deRecuperação Judicial e a Cambuhy apresentou o lance mínimo de R$ 200 milhões. Opagamento desse montante e a efetivação da alienação dependem de algumas condiçõesprecedentes, dentre elas o transito em julgado do processo de recuperação judicial. Associado aesse acordo de alienação de participação, foi negociado um fluxo de pagamentos do montantede R$ 145 milhões devidos pela PGN a OGX P&G, pelo acordo de compartilhamento de custos.Desse total, R$70 milhões foram recebidos até 30 de setembro de 2014 e o restante foi recebidoaté 26 de novembro de 2014.. Também associada a essa negociação, a MPX Energia Gmbhconcordou em adquirir por US$3 milhões da OGX Netherlands BV, controlada indireta da OGpar,a totalidade das ações que essa empresa possui na Parnaíba BV e concordou, ainda, em fazer

um aporte de capital de US$22 milhões na Parnaíba B.V., para que essa empresa possa liquidar a dívida de mesmo valor com a OGX Netherlands B.V.

3.2 Exploração

3.2.1 Margem Equatorial (blocos da 11ª Rodada de Licitações)

A OGX P&G segue sua campanha exploratória nos quatro blocos adquiridos na 11ª Rodada deLicitações, os quais estão localizados em águas profundas das bacias do Ceará e Potiguar (POT-M-475 – 65% OGpar; CE-M-603 e POT-M-762 - 50% OGpar; CE-M-661 - 30% OGpar). Nomomento, as companhias operadoras destes blocos estão conduzindo licitações para aaquisição dos dados sísmicos 3D que compõem o Programa Exploratório Mínimo dos contratos

de concessão. A campanha de perfuração, visando investigar a prospectividade destes blocos,está prevista para começar ao final de 2016.


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3.2.2 Colômbia

Em Fato Relevante divulgado em 19 de dezembro de 2014 a Companhia informou que concluiua venda de: 100% dos blocos localizados nas bacias do Vale Inferior Magdalena ("VIM-5" e"VIM-19) e de 100% dos direitos econômicos dos blocos localizados nas bacias de Cesar Rancheria ("CR-2", "CR-3" e "CR-4"), conforme comunicado emitido pela Agência Nacional deHidrocarburos ("ANH") aprovando oficialmente as referidas operações. Com relação aos blocosCR-2, CR-3 e CR-4, a OGX permanecerá provisoriamente como operadora dos blocos . Areferida operação está formalmente aprovada pela ANH (autoridade regulatório colombianacorrespondente à ANP).

A operação de venda dos blocos VIM-5 e VIM-19 prevê: o pagamento à OGX P&G de (i) cercade US$ 30 milhões e (ii) royalties de 3% da receita gerada pela venda de hidrocarbonetos nosreferidos blocos; a liberação da Companhia com relação às obrigações regulatórias (no valor aproximado de US$ 75 milhões); bem como a restituição de cerca de US$ 7,7 milhões quehaviam sido depositados como contra garantia à cartas de crédito requeridas pela ANH.

A venda dos blocos CR-2, CR-3 e CR-4 prevê transferência inicial de 70% da participação nosblocos para o comprador, permanecendo a OGX P&G provisoriamente como operadora edetentora de 30% do ativo, assim como igualmente libera a Companhia de obrigaçõesregulatórias já vencidas em processo de cobrança pela ANH no valor aproximado de US$ 72milhões, bem como proporciona a restituição de cerca de US$ 6,3 milhões que haviam sidodepositados como contra garantia à cartas de crédito requeridas pela ANH.

Os termos e condições das operações acima mencionadas estão alinhados ao Plano deRecuperação Judicial e ao processo de reestruturação da Companhia, desoneram a Companhiados custos exploratórios obrigatórios e de contingências regulatórias, bem como proporcionam ageração de caixa no curto prazo de maneira a ampliar a liquidez da Companhia.


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4. Desempenho financeiro

As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas, em milhares de Reais,exceto quando indicado o contrário, em bases consolidadas, de acordo com os padrõesinternacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board – IASB e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BRGAAP).

4.1 Demonstração dos resultados (em R$ mil)

(*) Saldos reapresentados pela perda de controle sobre a PGN e a consequente desconsolidação das informações comparativas.(i) Esse total não inclui as parcelas do Custo do Produto Vendido (CPV) referentes à Depreciação/amortização (R$ (30.038)), as quais estãoapresentadas em linhas específicas.(ii) A soma dessa linha com o montante de R$ (5.121) referente aos poços secos incluídos em (iv) corresponde ao total de Despesas com Exploraçãona DRE do ITR.(iii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação e Amortização (R$ (14.189)), corresponde ao total das Despesas Gerais e Administrativas na DRE do ITR de setembro de 2014.(iv) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE do ITR.(v) Apresentado como "Outras Despesa Operacionais" na DRE do ITR.(vi) Desse total, R$ (5.121) compõe o saldo de “despesas de exploração” no ITR (item (ii) acima) e o restante está apresentado como "Provisão/realização de impairment " na DRE do ITR.

R$ ('000)

DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS YTD Set/14 YTDSet/13

(reapres.) (*)∆ ($) Q3/14

Q3/13(reapres.)

∆ ($)

Receita líquida de vendas 692.148 451.689 240.459 178.356 70.796 107.560

Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) (465.667) (325.769) (139.898) (117.686) (75.650) (42.036)

Despesas de exploração (i i) (41.067) (54.825) 13.758 (16.139) 389.033 (405.172)

Despesas de vendas - (5.508) 5.508 - (5.508) 5.508

Despesas administrativas e gerais (i i i) (37.094) (74.060) 36.966 (3.595) (12.614) 9.019

EBITDA da operação 148.320 (8.473) 156.793 40.936 366.057 (325.121)- - -

Custos de reestruturação (i i i) (65.782) - (65.782) (13.523) - (13.523)

Outras receitas (despesas) operacionais (v) 46.266 (174.018) 220.284 58.016 (124.794) 182.810

Compensações OSX (v) - (956.839) 956.839 - - -

EBITDA ajustado incluindo ite ns não re cor re nte s 128.804 (1.139.330) 1.268.134 85.429 241.263 (155.834)

Ganho na convers ão de dívida em c apital 13.556.242 - 13.556.242 13.556.242 - 13.556.242

Depreciação/Amortização (44.227) (66.250) 22.023 (24.396) (14.885) (9.511)

Ganho de capital - farm out - - - - (1.035.376) 1.035.376

Stock option (i i i) 11.001 372 10.629 28.026 20.162 7.864

Poços secos e Impairment (vi) (41.101) (5.294.949) 5.253.848 (24.363) (416.791) 392.428Provisão para perda - Garantia PEM Colombia (v) (54.000) - (54.000) - - -

Provisão para perda de estoque de materiais (v) (132.241) - (132.241) 22.759 - 22.759

Resultado de equivalência patrimonial 909 - 909 743 - 743

EBIT 13.425.387 (6.500.157) 19.925.544 13.644.440 (1.205.627) 14.850.067

Resultado f inanceiro líquido (iv) (10.312) (393.797) 383.485 (51.055) (154.059) 103.004

Variação cambial (iv) (721.621) (412.377) (309.244) (1.344.294) (172.336) ( 1.171.958)

Derivativos (iv) (309) - (309) 1.299 - 1.299

EBT 12.693.145 (7.306.331) 19.999.476 12.250.390 (1.532.022) 13.782.412

(-) Imposto de renda (145.067) (184.461) 39.394 (67) (2.142.947) 2.142.880

Provisão para não recuperação do IRPJ/CSLL - - - - 1.555.729 (1.555.729)

L ucr o ( Pr eju íz o) líq uid o - OPER. CONT INUADAS 12.548.078 ( 7.490.792) 20.038.870 12.250.323 ( 2.119.240) 14.369.563

Lucro (Prejuízo) líquido - OPER. DESCONTINUADAS 107.276 6.544 100.732 11.078 6.544 4.534

Lucro (Pre juízo) líquido - TOTAL 12.655.354 (7.484.248) 20.139.602 12.261.401 (2.112.696) 14.374.097


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Resultado Líquido

O EBITDA das atividades operacionais, acumulado no período de nove meses findo em 30 desetembro de 2014, foi um lucro de R$ 148 milhões, em comparação com um prejuízo de R$ 8milhões no mesmo período do ano anterior. Esse resultado demonstra a melhora operacional daCompanhia que atualmente produz nos Campos de Tubarão Martelo e Tubarão Azul. Em termosde resultado contábil, a Companhia apurou um lucro líquido de R$ 12,7 bilhões nos noveprimeiros meses de 2014, em comparação ao prejuízo de R$ 7,5 bilhões no mesmo período doano anterior. O resultado acumulado em 2014 está fortemente impactado pelo ganho de R$ 13,6bilhões na extinção das dívidas com credores da recuperação judicial e a respectiva emissão deinstrumentos de patrimônio. Trata-se de um ganho contábil, que não afeta a liquidez daCompanhia. Esse efeito contábil foi parcialmente compensado por despesas que também nãotiveram efeito no caixa da OGX P&G: (a) despesa de variação cambial, sobretudo, não realizada,basicamente sobre as dívidas extintas: R$ (722) milhões; (b) provisão para ajuste do estoque demateriais de E&P ao valor esperado de realização: R$ (132) milhões; (c) provisão paracontingência associada a execução das garantias do PEM/PEA de Cesar Rancheria naColombia: R$ (54) milhões; e (d) depreciação/amortização do imobilizado e do intangível: R$(44) milhões. Outro fator a ser destacado é a queda de 50%, ou R$ 37 milhões, nas despesasgerais e administrativas decorrente de uma série de ações de redução de custos como umheadcount mais enxuto, adequado a atual dimensão da Companhia, a mudança de escritório e arenegociação de contratos com fornecedores de TI.

Receita de vendas e custo dos produtos vendidos

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

YTD 2014 Tubarão

Azul

Tubarão

Martelo Total

Sales (thousand bbls) 815 2.484 3.300

Total Sales - R$('000) 169.644 522.504 692.148

Sales - R$/bbls 208,0 210,3 209,8

Sales - US$/bbls (*) 91,7 91,9 92,1

Royalties 17.854 61.110 78.964

Leasing 23.415 128.316 151.731

O&M 44.278 66.803 111.081Logistics 40.409 75.095 115.504

Others 2.591 5.798 8.389

Total COGS- R$ ('000) 128.547 337.122 465.669

COGS - R$/bbls 157,6 135,7 141,1

COGS - US$/bbls (*) 69,5 59,3 61,8


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4.2 Balanço Patrimonial (em R$ mil)

Caixa e equivalentes de caixa

Legendas:(i) $215 mln DIP, $73 mln PPE e $50 Bridge Loan(ii) $50 mln Bridge Loan e $15 mln Magno Law(iii) R$23 mln do DIP (~8%) e R$34 mln do PPE (~20%)(iv) Todas as vendas de óleo nos nove primeiros meses do ano foramrecebidas antes de 30 de setembro de 2014.

Imobilizado (CAPEX)

R$ ('000)30/set/14 31/dez/13 Var. 30/set/14 31/dez/13 Var.

ATIVO PASSIVOCirculante Circulante

Caixa e equivalentes de caixa 7.819 4.210 3.609 Fornecedores 352.620 1.267.072 (914.452)Depós itos vinculados 17.732 32.262 (14.530) Im pos tos e participações a recolher 14.887 19.446 (4.559)Contas a receber 5.820 175.912 (170.092) Salários e encargos trabalhistas 20.616 15.279 5.337In stru men tos financeiros de rivativos 1.5 21 1.830 (30 9) Em prés tim os e financiam entos 686.74 6 6 28.587 58 .159Es toque de óleo 102.390 17.993 84.397 Em prés tim os com partes relacionadas 69.213 8.499.382 (8.430.169)Cré di to s c om p arte s rel aci on ad as 8 9.2 46 1 4.3 88 7 4.8 58 Con ta s a p ag ar co m p arte s rel aci on ad as 6 1.3 41 3 .6 50 .0 29 (3.5 88 .6 88 )Outros créditos 12.943 46.891 (33.948) Provisões diversas 205.720 173.790 31.930

Ativo dis ponível para venda 211.078 - 211.078 Outras contas a pagar 244 117.547 (117.303)

448.549 293.486 155.063 1.411.387 14.371.132 (12.959.745)

Não CirculanteRe alizá ve l a longopr azo 6 20 .1 37 1 .0 00 .7 69 (38 0.6 32 ) Nã oCir cula nte

Depósitos vinculados 5.232 - 5.232 Provisões diversas 218.329 344.974 (126.645)Es toque de m ateriais 63.913 270.390 (206.477)Empréstimos com partes relacionadas 83.981 2.354 81.627 21 8.3 29 3 44 .9 74 ( 12 6.6 45 )Impostos e contribuições a recuperar 160.858 140.568 20.290 Patrimônio Líquido -IRPJ e CSLL diferidos 275.096 537.163 (262.067) Capital social 8.607.353 8.476.908 130.445Créditos com partes rel acio nadas 31.0 57 - 31.057 Adia ntam ento para futuro aum ento de capita l - 16.4 81 (16 .481)Outros créditos - 11.234 (11.234) Reservas de capital 439.740 79.220 360.520

Ajustes acum ulados de conversão (1.772) (403) (1.369)Investimentos 25.783 7 25.776 P rej uízos acu mul ado s (5.6 95 .5 11) (1 8.3 50 .8 65) 1 2.6 55 .35 4

Imobilizado 3.1 49.795 2.985.7 61 164 .034 Participa ção controladora 3.349.810 (9.778.659) 13.128.469

Intangível 735.262 748.384 (13.122) Participação minoritária - 51.900 (51.900)

4.530.977 4.695.861 (164.884) 3.349.810 (9.726.759) 13.076.569

Total do Ativo 4.979.526 4.989.347 (9.821) Total do Passivo 4.979.526 4.989.347 (9.821)

CAIXA R$ ('000)

Saldo em 31/12/13 4.210

(+) Novas captações (i) 778.008

(-) Amortizações (ii) (152.588)

(-) Custo de captação (iii ) (57.921)

(+) Recebimento de vendas de óleo de dez/13 170.092

(+) Margem b ruta da venda de óleo 226.481

(-) CAPEX (826.588)

(-) G&A (inclui custode reestruturação) (106.064)

(-) Despesas de exploração (41.067)

(+) Outros 13.256

Saldo em 30/09/14 7.819

IMOBILIZADO R$ ('000)

Saldo em 31 d e dezembro de 2013 2.985.761

(+) CAPEX

Bacia de Campos 397.772

Bacia de Santos 237.732

Bacia do Espírito Santo -

Bacia do Pará-Maranhão 508

Corporativo 190.576

826.588

(-) Desconsolidação PGN (916.797)

(+) Aumento de capital OGX International 378.819

(+) SNUC 2.375

(+) Provisão para abandono de poços (49.597)

(-) Depreciação (36.253)

(-) Impairment (35.980)

(-) Baixa de Poços Secos (5.121)

Saldo em 30 d e setembro de 2014 3.149.795


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Ativo disponível para venda

Refere-se a participação societária nãocontroladora de 36,36% na Parnaíba GásNatural S.A. (PGN) que está destinada avenda e foi mensurada ao valor justo.

Fornecedores, contas a pagar com partesrelacionadas e outras contas a pagar

A redução desses saldos no período de novemeses findo em 30 de setembro de 2014 estáfortemente impactada pela conversão dedívidas associadas a recuperação judicial. Asdívidas registradas nessas rubricas e extintasem setembro de 2014 através da emissão deinstrumentos de patrimônio totalizavam R$4.669.383.

Empréstimos e financiamentos e empréstimose financiamentos com partes relacionadas

A variação do passivo de “empréstimos e

financiamentos”, de 31 de dezembro de 2013até 30 de setembro de 2014 estádemonstrada no quadro a seguir:

Legendas:(i) $215 mln DIP, $73 mln PPE e $50 Bridge Loan(ii) Assunção da dívida (Bonds) da OGX Austria, da qual a OGX P&G eragarantidora(iii) Juros DIPs, debentures 12.431, 1º e 2º PPE e Bridge, menos estornodos juros do 1º PPE e das debentures 12.431 de nov e dez/13(iv) Extinção das dívidas da recuperação judicial com a emissão deinstrumentos de patrimônio

(v) $50 mln Bridge Loan e $15 mln Magno Law(vi) R$23 mln do DIP (~8%) e R$34 mln do PPE (~20%)(vii) Com a consolidação da participação societária nas companhiasoffshore a dívida (PPE e debênture) com a OGX Austria passou a ser eliminada.

5. Gestão de pessoas

A Companhia encerrou o terceiro trimestre de 2014 com 139 colaboradores próprios e 724terceirizados, responsáveis pela condução de todas as atividades administrativas, deexploração e produção de petróleo, representando um decréscimo de 59% em relação aomesmo período do ano anterior. Ressaltamos que não estão incluídos nesses totais do 3T14

os colaboradores da Parnaíba Gás Natural S.A.

R$ ('000)

Saldo em 31/12/13 9.127.969

(+) Novas captaçõe s (i) 859.264

(+) Assunção da dívi da da OGX Áustria (ii) 8.537.624

(+) Juros incorridos (iii) (24.305)

(+) Amortização do custode captação 30.945

(+/-)Varia ção cambial 478.154

(-) Conversão de dívida em ca pital (iv) (9.237.095)

(-) Pagamento de juros (7.822)

(-) Amortização de principal (v) (150.237)

(-) Pagamento do custo de captação (vi) (58.083)

(-) Consolidação novas participações socie tárias (vii) (8.161.634)

(-) Desconsolidação da PGN (638.821)

Saldo em 30/09/14 755.959


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6. Declaração da diretoria

Em observância às disposições constantes no artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, aDiretoria declara que discutiu, revisou e concordou com o relatório dos auditores independentes(PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes), emitido, em 22 de dezembro de 2014 ecom as informações trimestrais relativas ao período findo em 30 de setembro de 2014.

7. Aderência à câmara de arbitragem

A Companhia, seus acionistas, administradores e membros do Conselho de Administração seobrigam a resolver, por meio de arbitragem, toda e qualquer disputa ou controvérsia que possasurgir entre eles, relacionada, ou oriunda, em especial, da aplicação, validade, eficácia,interpretação, violação e seus efeitos das disposições contidas no Contrato de Participação noNovo Mercado, no Regulamento de Listagem do Novo Mercado, no Estatuto Social, nos acordosde acionistas arquivados na sede da Companhia, na Lei das Sociedades por Ações, nas normaseditadas pelo Conselho Monetário Nacional, pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM, nosregulamentos da Bovespa, nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do mercado decapitais em geral, nas Cláusulas Compromissórias e no Regulamento de Arbitragem da Câmarade Arbitragem do Mercado, conduzida em conformidade com este último Regulamento.


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PricewaterhouseCoopers, Av. José Silva de Azevedo Neto 200, 1º e 2º, Torre Evolution IV, Barra da Tijuca, Rio de Janeiro, RJ, Brasil 22775-056

T: (21) 3232-6112, F: (21) 3232-6113, www.pwc.com/br

PricewaterhouseCoopers, Rua da Candelária 65, 20º, Rio de Janeiro, RJ, Brasil 20091-020, Caixa Postal 949,

T: (21) 3232-6112, F: (21) 2516-6319, www.pwc.com/br

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Relatório sobre a revisão de informações trimestrais

Aos Administradores e AcionistasOGX Petróleo e Gás S.A. - Em recuperação judicial

Introdução

Revisamos as informações contábeis intermediárias, individuais e consolidadas, da OGX Petróleo e GásS.A. - Em recuperação judicial, contidas no Formulário de Informações Trimestrais - ITR referente ao

trimestre findo em 30 de setembro de 2014, que compreendem o balanço patrimonial em 30 de setembrode 2014 e as respectivas demonstrações do resultado e do resultado abrangente para os períodos de três ede nove meses findos nessa data e das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o períodode nove meses findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notasexplicativas.

A administração é responsável pela elaboração das informações contábeis intermediárias individuais deacordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 – Demonstração Intermediária e das informaçõescontábeis intermediárias consolidadas de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 – DemonstraçãoIntermediária e com a norma internacional de contabilidade IAS 34 – Interim Financial Reporting,emitida pelo International Accounting Standards Board (IASB), assim como pela apresentação dessasinformações de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários,aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR. Nossa responsabilidade é a de expressar umaconclusão sobre essas informações contábeis intermediárias com base em nossa revisão.

Alcance da revisão

Conduzimos nossa revisão de acordo com as normas brasileiras e internacionais de revisão de informaçõesintermediárias (NBC TR 2410 – Revisão de Informações Intermediárias Executada pelo Auditor daEntidade e ISRE 2410 – Review of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditorof the Entity, respectivamente). Uma revisão de informações intermediárias consiste na realização deindagações, principalmente às pessoas responsáveis pelos assuntos financeiros e contábeis e na aplicaçãode procedimentos analíticos e de outros procedimentos de revisão. O alcance de uma revisão ésignificativamente menor do que o de uma auditoria conduzida de acordo com as normas de auditoria e,consequentemente, não nos permitiu obter segurança de que tomamos conhecimento de todos os assuntossignificativos que poderiam ser identificados em uma auditoria. Portanto, não expressamos uma opiniãode auditoria.


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OGX Petróleo e Gás S.A. - Em recuperação judicial

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Outros assuntos - demonstraçõesdo valor adicionado

Revisamos, também, as demonstrações do valor adicionado (DVA), individuais e consolidadas, referentesao período de nove meses findo em 30 de setembro de 2014, preparadas sob a responsabilidade daadministração da Companhia, cuja apresentação nas informações intermediárias é requerida de acordocom as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários aplicáveis à elaboração de InformaçõesTrimestrais – ITR e considerada informação suplementar pelas IFRS, que não requerem a apresentação daDVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de revisão descritosanteriormente e, com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve aacreditar que não foram elaboradas de maneira consistente, em todos os seus aspectos relevantes, emrelação às informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas tomadas em conjunto.

Outros assuntos - auditoriae revisão das cifras do ano anterior

As Informações Trimestrais - ITR mencionadas no primeiro parágrafo incluem informações contábeiscorrespondentes ao resultado, mutações do patrimônio líquido, fluxos de caixa e valor adicionado dotrimestre findo em 30 de setembro de 2013 e aos balanços patrimoniais em 31 de dezembro de 2013,apresentadas para fins de comparação. Não revisamos, nem foram revisadas por outros auditoresindependentes, as informações do trimestre findo em 30 de setembro de 2013.O exame das demonstrações financeiras individuais do exercício findo em 31 de dezembro de 2013 foiconduzido sob a responsabilidade de outros auditores independentes, que emitiram relatório de auditoria

com data de 27 de março de 2014, com abstenção de opinião em razão de várias incertezas relacionadas aoprocesso de recuperação judicial existentes naquela data. Posteriormente, outros auditores, distintos dosanteriormente citados neste parágrafo, examinaram as demonstrações financeiras individuais econsolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2013 e emitiram relatório de auditoria com data de11 de agosto de 2014, sem ressalvas e com parágrafo de ênfase em relação às incertezas significativasdecorrentes do processo de recuperação judicial da Companhia, dos prejuízos acumulados e do excesso depassivos sobre ativos circulantes.

Rio de Janeiro, 22 de dezembro de 2014

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

CRC 2SP000160/O-5 "F" RJ

Marcos Donizete PanassolContador CRC 1SP155975/O-8 "S" RJ


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Balanços patrimoniais

30 de setembro de 2014 e 31 dezembro de 2013(Em milhares de reais)

Controladora ConsolidadoNota 30/09/2014 31/12/2013 30/09/2014 31/12/2013

AtivoCirculante

Caixa e equivalentes de caixa 5 5.820 361 7.819 4.210Depósitos vinculados 6 17.732 30.463 17.732 32.262Contas a receber 7 1.705 63.425 5.820 175.912Instrumentos financeiros derivativos 30 1.521 1.830 1.521 1.830Estoque de óleo 8 104.214 17.920 102.390 17.993Créditos com partes relacionadas 14 114.970 100.000 89.246 14.388Outros créditos e despesas antecipadas 9 12.744 41.722 12.943 46.891

Ativo não circulante disponível para venda 10 211.078 - 211.078 -

Total do ativo circulante 469.784 255.721 448.549 293.486

Não circulanteRealizável a longo prazoDepósitos vinculados 6 5.232 - 5.232 -Estoques de materiais 8 57.873 230.598 63.913 270.390Empréstimos com partes relacionadas 14 9.323.592 2.354 83.981 2.354Impostos e contribuições a recuperar 13 148.596 133.417 160.858 140.568Imposto de renda e contribuição social diferidos 13 275.096 420.096 275.096 537.163Créditos com partes relacionadas 14 30.862 81.923 31.057 -Outros créditos e despesas antecipadas 9 - 11.234 - 11.234

9.841.251 879.622 620.137 961.709

Investimentos 10 6.352 103.809 25.783 7Imobilizado 11 2.582.598 2.055.038 3.149.795 2.985.761Intangível 12 735.262 735.570 735.262 748.384

Total do ativo não circulante 13.165.463 3.774.039 4.530.977 4.695.861

Total do ativo 13.635.247 4.029.760 4.979.526 4.989.347


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Balanços patrimoniais

30 de setembro de 2014 e 31 dezembro de 2013(Em milhares de reais)

Controladora ConsolidadoNota 30/09/2014 31/12/2013 30/09/2014 31/12/2013

PassivoCirculante

Fornecedores 15 258.237 974.186 352.620 1.267.072Impostos, contribuições e participações governamentais a

recolher 13 14.819 1.510 14.887 19.446Salários e encargos trabalhistas 20.616 11.236 20.616 15.279Contas a pagar para partes relacionadas 14 80.174 3.648.030 61.341 3.650.029

Empréstimos e financiamentos 16 762.450 - 686.746 628.587Empréstimos com partes relacionadas 14 e 16 52.229 8.499.382 69.213 8.499.382Provisões diversas 17 205.720 173.790 205.720 173.790Outras contas a pagar 18 - 223.882 244 117.547

Total do passivo circulante 1.394.245 13.532.016 1.411.387 14.371.132

Não circulanteEmpréstimos com partes relacionadas 14 e 16 8.593.977 - - -Provisões diversas 17 218.329 276.403 218.329 344.974Provisão para perda de investimento em controladas 10 78.886 - - -

Total do passivo não circulante 8.891.192 276.403 218.329 344.974

Patrimônio líquido / Passivo a descobertoCapital social 19 8.607.353 8.476.908 8.607.353 8.476.908

Adiantamento para futuro aumento de capital 19 - 16.481 - 16.481Reservas de capital 20 439.740 79.220 439.740 79.220 Ajustes acumulados de conversão 10 (1.772) (403) (1.772) (403)Prejuízos acumulados (5.695.511) (18.350.865) (5.695.511) (18.350.865)

Atribuído a:Participação dos acionistas controladores 3.349.810 (9.778.659) 3.349.810 (9.778.659)Participações de acionistas não controladores - - - 51.900

Total patrimônio líquido / passivo a descoberto 3.349.810 (9.778.659) 3.349.810 (9.726.759)

Total do passivo e patrimônio líquido / passivo a descoberto 13.635.247 4.029.760 4.979.526 4.989.347

As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais.


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Demonstrações dos resultadosPeríodos findos em 30 de setembro de 2014 e 2013(Em milhares de reais, exceto pelo prejuízo básico e diluído por ações)

Controladora

Nota01/07/2014 a30/09/2014

01/01/2014 a30/09/2014

01/07/2013 a30/09/2013

(Não revisado)

01/01/2013 a30/09/2013

(Não revisado)

Receita líquida de venda 21 178.356 692.148 70.796 451.689

Custo dos produtos vendidos 22 (127.029) (495.705) (80.073) (386.779)

Lucro bruto 51.327 196.443 (9.277) 64.910

Despesas operacionais

Despesas com exploração 24 (17.138) (46.188) (19.876) (1.697.369)

Despesas administrativas e gerais 23 (3.589) (105.508) (8.422) (84.436)Outras despesas operacionais 26 80.775 (139.975) (124.794) (1.130.857)

60.048 (291.671) (153.092) (2.912.662)

Ganho na alienação de ativos - - (1.035.376) -Provisão/realização de impairment (23.364) (35.980) (7.882) (3.652.405)

Ganho na conversão de dívida em capital 34 13.556.242 13.556.242 - -

Resultado de equivalência patrimonial 10 (190.697) (190.531) - -

Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro 13.453.556 13.234.503 (1.205.627) (6.500.157)

Resultado financeiro

Receitas financeiras 25 (617.220) 15.489 6.192 38.036

Despesas financeiras 25 (586.013) (556.914) (332.587) (844.210)

(1.203.233) (541.425) (326.395) (806.174)

Resultado antes dos tributos sobre o lucro 12.250.323 12.693.078 (1.532.022) (7.306.331)

Imposto de renda e contribuição social 13 - (145.000) (587.218) (184.461)

Resultado líquido nas operações em continuidade 12.250.323 12.548.078 (2.119.240) (7.490.792)

Operações descontinuadas 10 (c) 11.078 107.276 6.544 6.544

Lucro (prejuízo) do período 12.261.401 12.655.354 (2.112.696) (7.484.248)

Prejuízo básico e diluído por ação (em R$) – operações continuadas 33 1,49119 (0,89630)



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Demonstrações dos resultadosPeríodos findos em 30 de setembro de 2014 e 2013(Em milhares de reais, exceto pelo prejuízo básico e diluído por ações)

Consolidado

Nota01/07/2014 a30/09/2014

01/01/2014 a30/09/2014

01/07/2013 a30/09/2013

(Não revisado)

01/01/2013 a30/09/2013

(Não revisado)

Receita líquida de venda 21 178.356 692.148 70.796 451.689

Custo dos produtos vendidos 22 (127.029) (495.705) (80.073) (386.779)

Lucro bruto 51.327 196.443 (9.277) 64.910

Despesas operacionaisDespesas com exploração 24 (17.138) (46.188) (19.876) (1.697.369)

Despesas administrativas e gerais 23 (4.145) (106.064) (8.422) (84.436)Outras receitas (despesas) operacionais 26 80.775 (139.975) (124.794) (1.130.857)

59.492 (292.227) (153.092) (2.912.662)

Ganho na alienação de ativos - - (1.035.376) -Provisão/realização de impairment (23.364) (35.980) (7.882) (3.652.405)

Ganho na conversão de dívida em patrimônio 34 13.556.242 13.556.242 - -

Resultado de equivalência patrimonial 10 743 909 - -

Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre olucro 13.644.440 13.425.387 (1.205.627) (6.500.157)

Resultado financeiro

Receitas financeiras 25 (615.779) 16.612 6.192 38.036

Despesas financeiras 25 (778.271) (748.854) (332.587) (844.210)

(1.394.050) (732.242) (326.395) (806.174)

Resultado antes dos tributos sobre o lucro 12.250.390 12.693.145 (1.532.022) (7.306.331)

Imposto de renda e contribuição social 13 (67) (145.067) (587.218) (184.461)

Resultado líquido nas operações em continuidade 12.250.323 12.548.078 (2.119.240) (7.490.792)

Operações descontinuadas 10 (c) 11.078 107.276 6.544 6.544

Lucro (prejuízo) do período 12.261.401 12.655.354 (2.112.696) (7.484.248)

Prejuízo básico e diluído por ação (em R$) 33 1,49119 (0,89630)



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Demonstrações dos resultados abrangentesPeríodos findos em 30 de setembro de 2014 e 2013(Em milhares de reais)

Controladora e Consolidado

01/07/2014 a30/09/2014

01/01/2014 a30/09/2014

01/07/2013 a30/09/2013

(Não revisado)

01/01/2013 a30/09/2013

(Não revisado)

Lucro (prejuízo) do período 12.261.401 12.655.354 (2.112.696) (7.484.248) Ajustes de conversão de moeda estrangeira (791) (1.369) 407 71

Total do resultado abrangente 12.260.610 12.653.985 (2.112.289) (7.484.177)



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Demonstrações das mutações do patrimônio líquidoPeríodos findos em 30 de setembro de 2014 e 2013(Em milhares de reais)

Outros Participação deParticipação de

acionistas

NotaCapital

social/AFACReserva de

capitalresultados

abrangentesLucro (prejuízos)

acumuladosacionistas

controladoresnão

controladores Total

Saldos em 31 de dezembro de 2012 8.350.186 178.793 (795) (1.477.606) 7.050.578 - 7.050.578

Aumento de capital 96.722 - - - 96.722 - 96.722Reconhecimento pro rata e

cancelamento/anulação de opções de ações 20 - (17.390) - - (17.390) - (17.390) Ajustes de conversão de moeda estrangeira - - 71 - 71 - 71Prejuízo líquido do período - - - - - -

- - - (7.484.248) (7.484.248) - (7.484.248)Saldos em 30 de Setembro de 2013 8.446.908 161.403 (724) ( 8.961.854) (354.267) - (354.267)

Aumento de capital / AFAC 46.481 - - - 46.481 47.688 94.169Reconhecimento pro rata e

cancelamento/anulação de opções de ações 20 - (82.183) - - (82.183) - (82.183) Ajustes de conversão de moeda estrangeira - - 321 - 321 - 321Prejuízo líquido do período - - - (9.389.011) (9.389.011) 4.212 (9.384.799)

Saldos em 31 de dezembro de 2013 8.493.389 79.220 (403) (18.350.865) (9.778.659) 51.900 (9.726.759)

Aumento de capital / Adiantamento par a futuroaumento de capital 10 e 19 113.094 - - - 113.094 - 113.094

Reconhecimento pro rata e

cancelamento/anulação de opções de ações 20 - 11.153 - - 11.153 - 11.153 Ajustes de conversão de moeda estrangeira 10 - - (1.369) (1.369) - (1.369)Lucro líquido do período - - - 12.655.354 12.655.354 - 12.655.354Outros efeitos da extinção de passivo comemissão de instrumentos de patrimônio: 34

Alocado em capital social 870 - - - 870 - 870 Alocado em reserva de capital - 349.367 - - 349.367 - 349.367

Desconsolidação PGN:Capital Social - - - - - (122.864) (122.864)(Prejuízos) acumulados - - - - - 70.964 70.964

Saldos em 30 de Setembro de 2014 8.607.353 439.740 (1.772) (5.695.511) 3.349.810 - 3.349.810



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Demonstrações dos fluxos de caixaPeríodos findos em 30 de setembro de 2014 e 2013(Em milhares de reais)


Nota 30/09/201430/09/2013

(Não revisado) 30/09/201430/09/2013

(Não revisado)Fluxos de caixa das atividades operacionais

Lucro / (Prejuízo) do período nas operações em continuidade 12.548.078 (7.490.792) 12.548.078 (7.490.792)Lucro/ (Prejuízo) do período nas operações descontinuadas 107.276 6.544 107.276 6.544

Ajustes para reconciliar o resultado ao fluxo de caixa das atividades operacionais:Depreciação do imobilizado e amortização do intangível 11,12,22 e 23 29.951 (33.431) 29.999 4.460Resultado de equivalência patrimonial 10 190.531 - (909) -Resultado de equivalência patrimonial PGN 10 (21.880) - - -

Ajuste da parcela não controladora a valor justo – PGN 10 (30.605) - - -Ganho da perda de controle sobre PGN 10 (43.713) - - -Correção IPCA ativo não circulante disponível para venda (11.078) - - -Opções de ações (pro rata, cancelamento/anulação e garantias) 20 (22.192) (2.087) (22.192) (2.087)Provisões para garantia de PEM/PEA 17 39.558 - 39.558 -Baixas de poços secos e áreas subcomerciais 11 e 12 5.162 1.642.543 5.162 1.692.588Provisão/realização de impairment 11 e 12 35.096 3.652.405 35.980 3.652.405Provisão para perdas de estoques 8 132.241 - 132.241 -MTM dos instrumentos financeiros derivativos 25 309 (1.027) 309 (47.316)Variação cambial não realizada sobre empréstimos e financiamentos 16 1.031.098 472.488 478.154 472.488

Juros/encargos sobre financiamento 16 (30.203) 411.412 (24.305) 411.412 Amortização dos custos de captação 16 30.945 - 30.945 -Redução (aumento) de imposto de renda e contribuição social diferidos 13 145.000 184.413 262.067 74.202Juros e variação cambial sobre provisãopara abandono 14.865 1.779 14.866 15.392

Caixa gerado pelas (aplicado nas) operações 14.150.439 (1.155.753) 13.637.229 (1.210.704)

Variação nos ativos e passivosRedução (aumento) de outros créditos e partes relacionadas 9 e 14 (12.812.791) (114.786) (3.731.048) (150.227)Redução (aumento) de impostos e contribuições a recuperar 13 (15.179) 26.082 (20.290) 24.505Redução (aumento) contas a receber 7 61.720 (14.302) 170.092 (15.591)Redução (aumento) de estoques 8 (37.511) 117.262 (1.861) 45.093Redução (aumento) de ativos não circulantes mantidos para venda - - (211.078) -

Aumento (redução) de fornecedores 15 (715.949) 173.026 (914.452) 488.843 Aumento (redução) de salários e encargos trabalhistas 9.380 (6.573) 5.337 (1.195) Aumento (redução) de impostos e contribuições a recolher 13 13.309 (12.547) (4.559) (3.473) Aumento (redução) de receita líquida do farm out a apropriar - - - - Aumento (redução) de outras contas a pagar 18 (223.882) 83.796 (117.303) 86.150

(13.720.903) 251.958 (4.825.162) 474.105Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades operacionais 429.536 (903.795) 8.812.067 (736.599)

Fluxos de caixa das atividades de investimentosRedução (aumento) de depósitos vinculados 6 7.499 ( 15.791) 9.298 ( 15.791)

Aumento de capital em participações acionárias 10 (16.031) - (21.949) -Redução de capital em participações acionárias 9.871 - (2.918) -

Aquisição de investimentos 10 (112.970) - - - Aquisições de ativo imobilizado 11 (655.035) (1.418.688) (752.343) (1.717.371) Alienação de ativo imobilizado 11 6.725 1.429 6.916 (6.174) Aquisição de bens intangíveis 12 (4.672) (110.730) (4.672) (110.682) Ajustes de conversão de moeda estrangeira 10 (229) 71 (1.369) 71Outros investimentos em companhias não consolidadas 10 - (103.266) (51.900) 51.633Consolidação investidas 10 - - (567.196) (661.283)Desconsolidação do imobilizado e intangível por perda de controle da PGN - - 971.148 -

Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades de investimentos (764.842) (1.646.975) (414.985) (2.459.597)

Fluxos de caixa das atividades de financiamentos Aumento de capital / AFAC 113.964 96.722 113.964 96.722 Aumento da reserva de capital na conversão da dívida 16 349.367 - 349.367 -Captações de empréstimos e financiamentos 16 9.330.671 55.750 9.396.888 55.750

Amortização de principal 16 (150.237) - (150.237) -Pagamento de juros 16 (7.822) (336.580) (7.822) (336.580)Pagamento de custos de captação 16 (58.083) - (58.083) -Empréstimos extintos com a emissão de instrumentos de patrimônio 16 (9.237.095) - (9.237.095) -Empréstimos reconhecidos na consolidação investidas 16 - - (8.161.634) 658.248Desconsolidação dos financiamentos por perda de controle da PGN 16 - - (638.821) -

Caixa líquido gerado pelas (aplicados nas) atividades de financiamentos 340.765 (184.108) (8.393.473) 474.140 Aumento (redução) no caixa e equivalentes de cai xa 5.459 (2.734.878) 3.609 (2.722.056)

Demonstração do aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixaSaldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 361 2.856.466 4.210 2.856.466Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 5.820 121.588 7.819 134.410

Aumento (redução) no caixa e equivalentes de cai xa 5.459 (2.734.878) 3.609 (2.722.056)



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Demonstrações do valor adicionadoPeríodos findos em 30 de setembro de 2014 e 2013(Em milhares de reais)

Controladora ConsolidadoNota 30/09/2014 30/09/2013

(Não revisado)30/09/2014 30/09/2013

(Não revisado)

Receita líquida de vendasVenda de produtos 21 692.148 451.689 692.148 451.689

Insumos adquiridos de terceirosCustos dos produtos, mercadorias e serviços vendidos,

menos royalties 22 (416.742) (342.312) (416.742) (342.312)Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (129.032) (2.797.494) (130.4 13) (2.759 .603)

(545.774) (3.139.806) (547.1 55) (3.101 .915)

Valor adicionado bruto 146.374 (2.688.117) 144.993 (2.650.226)

RetençõesDepreciação do imobilizado e amortização do intangível (46.549) 33.431 (46.598) (4.460) Amortização do custo de captação (30.945) - (30.945) -

(77.494) 33.431 (77.543) (4.460)

Valor adicionado líquido produzido pela Companhia 68.880 (2.654.686) 67.450 (2.654.686)

Valor adicionado recebido em transferênciaResultado de equivalência patrimonial 10 (190.531) - 909 -Operações descontinuadas 107.276 6.544 107.276 6.544Receitas financeiras 25 15.489 520.538 16.930 520.538(Provisão)/realização de impairment 27 (35.980) (3.652.405) (35.980) (3.652.405)Ganho na conversão de dívida em capital 34 13.556.242 - 13.556.242 -

13.452.496 (3.125.323) 13.645.377 (3.125 .323)

Valor adicionado total a distribuir 13.521.376 (5.780.009) 13.712.827 (5.780 .009)

Distribuição do valor adicionadoEmpregados

Remuneração direta 47.177 102.235 46.419 102.235Benefícios 2.980 9.420 2.980 9.420FGTS 2.600 5.254 2.600 5.254

52.757 116.909 51.999 116.909

TributosImpostos, taxas e contribuições 177.388 216.151 177.339 216.151Royalties 22 78.963 44.467 78.963 44.467

Despesas financeiras, juros, variação cambial e outros 25 556.914 1.326.712 749.172 1.326.712

Remuneração de capitais própriosLucro (prejuízo) do período atribuído aos acionistas não

controladores - - - -Lucro (prejuízo) do período atribuído aos acionistas

controladores 12.655.354 (7.484.248) 12.655.354 (7.484 .248)

Valor adicionado total distribuído 13.521.376 (5.780.009) 13.712.827 (5.780 .009)



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Notas explicativas às informações trimestrais--ContinuaçãoPeríodo findo em 30 de setembro de 2014(Em milhares de reais, exceto quando mencionado em contrário)

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1. Contexto operacional

1.1.Estrutura societária

Em 30 de Setembro de 2014 o Grupo OGpar apresentava a seguinte estruturasocietária:


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1.1.Estrutura societária--Continuação

OGX Petróleo e Gás S.A. – Em recuperação judicial (“OGX P&G”) foiconstituída, sob a forma de sociedade por quotas de responsabilidade em 27 de

junho de 2007. Com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem por objeto social,mediante autorização ou concessão da União, a pesquisa, a lavra, o refino, oprocessamento, o comércio e o transporte de petróleo e gás natural e de outros

hidrocarbonetos, bem como quaisquer outras atividades correlatas. A OGX P&Gpoderá, ainda, diretamente ou através de subsidiárias, exercer as atividadesintegrantes de seu objeto social no País ou fora do território nacional e participar docapital de outras sociedades. Em 2 de julho de 2012 foi convertida em sociedadeanônima e por conta da mudança do tipo societário a referência a essa companhiafoi alterada de “OGX Ltda.” para “OGX P&G”.

Em 30 de setembro de 2014, como forma de otimizar os custos operacionais doGrupo OGPar, as participações que a Óleo e Gás Participações S.A. possuía naOGX International e na OGX R-11 foram transferidas para a OGX P&G.

Ainda, em 30 de setembro de 2014 todas as condições precedentes necessárias a

extinção das dívidas concursais e extraconcursais da OGX P&G através da emissãode instrumentos de patrimônio já haviam sido cumpridas, de forma que a conversão já era mandatória nos termos do plano de recuperação judicial, aprovado peloscredores e homologado pelo Juízo da Recuperação Judicial. A conversão econsequente diluição da participação da OGPar para 28,57% foi formalizada em 16de outubro de 2014.

Sucursal Colômbia (“OGX Colômbia”): Sucursal da OGX P&G, constituída em26 de outubro de 2010 para gerir as operações dos blocos exploratórios adquiridosno país.


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Parnaíba Gás Natural S.A. (“PGN”): Constituída em 25 de setembro de 2009,sob a razão social OGX Maranhão Petróleo e Gás Ltda.. Sediada na cidade doRio de Janeiro, tem o mesmo objeto social da OGX P&G. Em 29 de dezembro de2011 foi transformada de sociedade limitada em sociedade por ações. Em 10 desetembro de 2013 a OGPar transferiu as ações que detinha da PGN para a OGX

P&G através de um aumento de capital. Em 30 de outubro de 2013 sua razãosocial foi alterada de OGX Maranhão Petróleo e Gás S.A. para a atual. Em 19 defevereiro de 2014 a DD Brazil Holdings S.À.R.L. (“E.ON”) e um fundo deinvestimento gerido pela Cambuhy Investimentos Ltda. (“Cambuhy”) concluíram oinvestimento na Parnaíba Gás Natural S.A. (“PGN”), por meio de um aumento decapital, conforme previsto no Acordo de Subscrição celebrado em 30 de outubrode 2013, entre a Companhia, E.ON, Cambuhy, Eneva S.A., PGN e outros. Após aconclusão do Aumento de Capital, a OGX Petróleo e Gás S.A., tornou-sedetentora de 36,36% do capital social da PGN. A Eneva, a E.ON e a Cambuhytornaram-se detentoras de 18,18%, 9,09% e 36,37%, respectivamente, do capitalsocial da PGN.

OGX R-11 Petróleo e Gás S.A. (“OGX R-11”) : Constituída em 4 de outubro de2013, com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem o mesmo objeto social da OGXP&G.

OGX International GmbH – Em recuperação judicial (“OGX International”):Constituída em 11 de novembro de 2009, com sede na cidade de Viena, na Áustria,tem por objeto social a participação em outras empresas e em qualquer tipo denegócio.

OGX Austria GmbH – Em recuperação judicial (“OGX Austria”): Constituída em11 de novembro de 2009, com sede na cidade de Viena, na Áustria, tem por objetosocial todas as atividades relacionadas ao comércio de petróleo, gás natural e todosos demais hidrocarbonetos, incluindo importação, exportação, processamento,

transporte e armazenagem. Pode, também, adquirir, manter e alienar participaçõesem outras empresas e celebrar contratos de locação. Atualmente, essa empresaestá engajada na atividade de comercialização dos hidrocarbonetos produzidos por sociedades ligadas.


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1. Contexto operacional--Continuação


OGX Netherlands Holding B.V. (“OGX Netherlands Holding”): Constituída em23 de julho de 2012, com sede em The Hague, na Holanda, tem por objeto social aexploração, produção e comercialização de petróleo e seus subprodutos, gásnatural e outros hidrocarbonetos. Pode, ainda, participar no capital de outrassociedades e prestar serviços técnicos na indústria de petróleo e gás, bem como se

engajar em outras atividades associadas a essa indústria. Atualmente, a suaprincipal atividade consiste na participação no capital de outras sociedadesholandesas.

OGX Netherlands B.V. (“OGX Netherlands”): Constituída em 19 de março de2010, com sede em The Hague, na Holanda, tem por objeto social a exploração,produção e comercialização de petróleo e seus subprodutos, gás natural e outroshidrocarbonetos. Pode, ainda, prestar serviços técnicos na indústria de petróleo egás, bem como se engajar em outras atividades associadas a essa indústria.

Atualmente, a sua principal operação consiste na aquisição e arrendamento, para aOGX P&G, de equipamentos a serem utilizados na indústria de petróleo e gás.

Parnaíba B.V. (“Parnaíba B.V.”): Constituída em 15 de novembro de 2012, comsede em The Hague, na Holanda, possui o mesmo objeto social que a OGXNetherlands. Atualmente, a sua principal operação consiste na aquisição earrendamento para a PGN, de equipamentos a serem utilizados na indústria depetróleo e gás.

Atlanta Field B.V. (“Atlanta Field”): Constituída em 02 de novembro de 2012, comsede em Rotterdam, na Holanda. Atualmente, a sua principal operação consiste naaquisição e arrendamento de equipamentos a serem utilizados na exploração eprodução de petróleo e gás pelo Consórcio formado por OGX P&G, Queiroz GalvãoE&P e Barra Energia, para atuação nos campos de Atlanta e Oliva.


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1.2.Portfólio

Campos de desenvolvimento e produção

Em 30 de setembro de 2014 a Companhia e sua coligadas possuiam participaçãonos seguintes campos:

Nº País Bacia Campo Operador % Grupo OGPar Fase de Produção

Contratual

1 Brasil Campos Tubarão Azul OGX P&G 100% (OGX P&G) 09/05/2012 a 09/05/20392 Brasil Campos Tubarão Martelo OGX P&G 100% (OGX P&G) 19/04/2012 a 19/04/20393 Brasil Campos Rêmora OGX P&G 100% (OGX P&G) 07/06/2013 a 07/06/20404 Brasil Santos Atlanta Queiroz Galvão E&P 40% (OGX P&G) 27/12/2006 a 27/12/20335 Brasil Santos Oliva Queiroz Galvão E&P 40% (OGX P&G) 27/12/2006 a 27/12/20336 Brasil Parnaíba Gavião Real PGN 70% (PGN) 29/04/2011 a 29/04/20387 Brasil Parnaíba Gavião Azul PGN 70% (PGN) 29/04/2011 a 29/04/20388 Brasil Parnaíba Gavião Branco PGN 70% (PGN) 06/12/2012 a 06/12/2039

Em de 14 de fevereiro de 2014 a Companhia anunciou a devolução do Campo deTubarão Tigre (que engloba as áreas de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão

Areia) em função de não terem sido identificadas soluções viáveis para odesenvolvimento técnico-econômico desse campo.

Concessões exploratórias

Em 30 de setembro de 2014 a Companhia e suas coligadas participavam dasseguintes concessões nas bacias brasileiras e dos seguintes Contratos de

Avaliação Técnica e Contratos de Exploração e Produção nas bacias colombianas:

Áreas retidas até 30 de setembro de 2014

Nº País Bacia Bloco Operador % Grupo OGPar Fase de exploração contratual

1 Br as il Es píri to- Sa nto B M- ES- 39 P er en co 5 0% ( OGX P&G) 14 /10 /2 01 4 ( fi m d o s egu nd o p er íodo )2 Br as il Es píri to- Sa nto B M- ES- 40 P er en co 5 0% ( OGX P&G) 14 /10 /2 01 4 ( fi m d o s egu nd o p er íodo )3 Br as il Es píri to- Sa nto B M- ES- 41 P er en co 5 0% ( OGX P&G) 14 /10 /2 01 4 ( fi m d o s egu nd o p er íodo )4 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-13 OGX P&G 100% (OG X P&G) (*)5 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-14 OGX P&G 100% (OG X P&G) (*)6 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-15 OGX P&G 100% (OG X P&G) (*)7 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-16 OGX P&G 100% (OG X P&G) (*)8 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-17 OGX P&G 100% (OG X P&G) (*)9 Brasil Parnaí ba BT-PN-1 PGN 50% (PG N) 10/ 10/2016 (fim do Pl ano de Av al iação de Descobertas - “PAD”)

10 Brasil Parnaí ba BT-PN-4 PGN 70% (PG N) Plano de Avaliação de Descobertas (“PAD”) em aprovação11 Brasil Parnaí ba BT-PN-5 PGN 70% (PG N) 27/ 06/2016 (fi m do Pl ano de Av al iação de Descobertas - “PAD”)12 Brasil Parnaí ba BT-PN-6 PGN 70% (PG N) Plano de Avaliação de Descobertas (“PAD”) em aprovação13 Brasil Parnaí ba BT-PN-7 PGN 70% (PG N) 26/ 02/2016 (fi m do Pl ano de Av al iação de Descobertas - “PAD”)14 Brasil Parnaí ba BT-PN-8 PGN 70% (PG N) Plano de Avaliação de Descobertas (“PAD”) em aprovação15 B rasil Parnaí ba BT-PN-10 PGN 70% (PG N) Plano de Avaliação de Descobertas (“PAD”) em aprovação1 6 Br as il Po ti gu ar P OT -M- 475 OGX P&G 1 00 % ( OGX P &G) 15 /09 /2 02 0 ( fi m d o s egu nd o p er íodo )1 7 Br as il Po ti gu ar P OT -M- 762 E xxo nM ob il 5 0% ( OGX P&G) 28 /08 /2 02 0 ( fi m d o s egu nd o p er íodo )18 Brasil Ceará CE-M-661 T otal E&P 30% (O GX P&G) 04/ 08/2020 (fi m do segundo perí odo)19 Brasil Ceará CE-M-603 ExxonMobil 50% (O GX P&G) 28/ 08/2020 (fi m do segundo perí odo)20 Colômbia Valle Inferior Magdalena VIM-5 OGX P&G 100% (OGX P&G) 18/11/2014 (fim da primeira fase)21 Colômbia Valle Inferior Magdalena VIM-19 OGX P&G 100% (OGX P&G) 28/05/2016 (fim da primeira fase)(*) O prazo do período exploratório dos blocos Pará-Maranhão esta suspenso até que sejam obtidas as respectivas licenças ambientais.


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1.3. Devolução de áreas

A Companhia havia solicitado à Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural eBiocombustíveis (“ANP”), em 14 de novembro de 2013, a extensão dos prazosconcedidos aos Planos de Avaliação das Descobertas (PADs) dos complexos deItacoatiara, Viedma, Vesúvio e Tulum, localizados na Bacia de Campos, e doscomplexos de Natal e Belém, localizados na Bacia de Santos, até a deliberação e

aprovação do Plano de Recuperação da OGX, observado o prazo máximo de 180dias. Esses PADs tinham prazos de término entre novembro de 2013 e janeiro de2014. O pedido de extensão dos prazos visava a adequação da conclusão dasoperações exploratórias ao processo de recuperação judicial, bem como o estudode alternativas econômicas que poderiam viabilizar essas prospecções, tais como abusca de parceiros (farm-out ). Contudo, em reunião de Diretoria da ANP de 15 de

janeiro de 2014 o pedido de prorrogação dos prazos foi indeferido e por conta dissoa Companhia comunicou a ANP, em 14 de fevereiro de 2014, a devolução dasáreas.

Adicionalmente, também em 14 de fevereiro de 2014, a OGX P&G comunicou à ANP que, em decorrência de resultados insatisfatórios obtidos nos testes de

formação realizados, aliados às análises geológicas complementares, concluiu queestava inviabilizado o aproveitamento técnico e econômico do complexo deCuritiba, na Bacia de Santos. Essa área foi devolvida durante o primeiro semestrede 2014.

Ainda em fevereiro de 2014 a Companhia comunicou a devolução do campo deTubarão Tigre, que engloba as áreas de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão

Areia, na Bacia de Campos. A devolução das áreas está associada a umaavaliação que concluiu pela inviabilidade econômica do projeto.

Em 31 de dezembro de 2013 a Companhia havia constituído provisão para perdaspor redução ao valor recuperável (“impairment”) do valor integral dos ativos

associados aos complexos de Itacoatiara, Viedma, Vesúvio, Tulum, Natal, Belém eCuritiba e ao campo de Tubarão Tigre. Vide Notas Explicativas nº 11, 12 e 27.

A devolução dessas áreas não afeta o plano de negócios da Companhia, queconsta do plano de recuperação judicial, uma vez que o valor econômico destesprojetos não foi considerado em nenhuma das projeções da Companhia.


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1.4. Recuperação Judicial

I. Processo de recuperação judicial do Grupo OGX

Em 30 de outubro de 2013 a Óleo e Gás Participações S.A. – Em RecuperaçãoJudicial (“OGPar”), em vista da situação financeira desfavorável em que seencontrava, dos prejuízos já acumulados, bem como do vencimento recente evindouro de grande parte de seu endividamento, ajuizou, na Comarca da Capital doEstado do Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial perante o Juízo da 4ª

Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro (“Juízo daRecuperação” - Processo nº 0377620-56.2013.8.19.0001), em conjunto com suascontroladas, OGX Petróleo e Gás S.A. – Em Recuperação Judicial (OGX P&G),OGX International GmbH – Em Recuperação Judicial e OGX Austria GmbH – EmRecuperação Judicial, nos termos dos artigos 51 e seguintes da Lei n.º 11.101/05(“LFR”), em medida de urgência, mediante deliberação de seu Conselho de

Administração em 30 de outubro de 2013 (“Recuperação Judicial”).

A administração da OGPar e suas controladas entendeu que, diante dos desafiosdecorrentes de sua situação econômico-financeira, a Recuperação Judicial era amedida mais adequada para a preservação da continuidade de seu negócio eproteção dos interesses da OGPar e de seus stakeholders.

Em 21 de novembro de 2013, o Juízo da Recuperação proferiu decisão (i) deferindoo processamento da Recuperação Judicial em relação às empresas OGPar e OGXP&G, bem como (ii) indeferindo o processamento da Recuperação Judicial emrelação à OGX International e OGX Austria, por entender que não teria jurisdiçãosobre as referidas companhias. Contra a referida decisão foi interposto o Agravo deInstrumento nº 0064658-77.2013.8.19.0000, ao qual foi dado provimento em 19 defevereiro de 2014, por decisão unânime. Em 23 de julho de 2014, foi negadoprovimento aos embargos de declaração opostos pelo Ministério Público contra oreferido acórdão.

Em 14 fevereiro de 2014, as companhias apresentaram, individualmente, seusrespectivos planos de recuperação judicial (“Plano”) com a discriminação dos meios

de recuperação a serem empregados; demonstração de viabilidade econômica; elaudos econômico-financeiro e de avaliação dos bens e ativos das companhias. Ascompanhias apresentaram, ainda, a relação dos credores que serão pagos nostermos e condições indicados no Plano.

O edital contendo a relação de credores foi publicado em 06 de março de 2014 e osinteressados apresentaram ao administrador judicial (“Deloitte”) suas habilitaçõesou divergências quanto aos créditos relacionados.


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1.4. Recuperação Judicial -- Continuação

O Plano foi aprovado pelos credores em assembleia geral realizada em 3 de junhode 2014, sendo homologado pelo Juízo da Recuperação, conforme decisãopublicada no Diário Oficial de Justiça em 26 de junho de 2014 (“DecisãoHomologatória”).

II. Plano de recuperação do Grupo OGX

Em resumo, o Plano do Grupo OGX prevê os seguintes meios de recuperação: (i) aobtenção de novos financiamentos; (ii) a alienação de ativos; (iii) oredimensionamento das operações; (iv) o pagamento em dinheiro de parte dasdívidas; (v) conversão de parte das dívidas em capital social da OGX P&G; e (vi)reorganização societária do Grupo OGX.

O Grupo OGX obteve a captação dos seguintes financiamentos na forma dosartigos 66 e 67 da LFR, em ordem cronológica:

i. Empréstimos Ponte: empréstimos de curtíssimo prazo contraídos pelaOGPar nos valores de US$ 15 milhões e US$ 50 milhões, utilizados para

recomposição do capital de giro da OGX e quitação de obrigações junto aoConsórcio BS-4;

ii. Empréstimo DIP: concedido por credores, mediante a subscrição dedebêntures, no montante total de US$ 215 milhões, as quais serãoconvertidas em capital, na hipótese de preenchimento de determinadascondições precedentes, fazendo com que esses credores se tornemacionistas da OGX ("Empréstimo DIP"); e

iii. Empréstimo Adicional: no valor de aproximadamente US$ 73 milhões, cujaprincipal destinação foi viabilizar a quitação de cash calls em aberto junto aoConsórcio BS-4, tendo em vista da importância deste ativo para a OGX.


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1.4. Recuperação Judicial--Continuação

II. Plano de recuperação do Grupo OGX—Continuação

A. Detalhamento do Empréstimo DIP

Forma: A OGX P&G emitiu debêntures conversíveis no valor total de US$ 215milhões (“Debêntures”). As Debêntures foram emitidas em 3 séries, a saber:

i. Debêntures 1ª Série: emitidas, subscritas e integralizadas pelo valor total deUS$ 125 milhões;

ii. Debêntures 2ª Série: emitidas, subscritas e integralizadas pelo valor total deUS$ 82,5 milhões; e

iii. Debêntures 3ª Série: emitidas, subscritas e integralizadas pelo valor de US$7,5 milhões.

Destinação: Os recursos obtidos por meio do Empréstimo DIP foram e serãodestinados ao pagamento de obrigações extraconcursais, financiamento dedeterminados investimentos em capital e despesas operacionais para manutençãodas atividades da OGX P&G, bem como para o pagamento de despesas

relacionadas ao processo de Recuperação Judicial. Garantias:

alienação fiduciária sobre o petróleo e gás de titularidade da OGX P&G em qualquer dos seguintes campos de produção, respeitadas as participações da OGX P&G emcada um desses campos de produção: (a) Bloco BS-4; (b) Tubarão Martelo; e (c)Blocos POT-M-762, CE-M-661, POT-M-475 e CE-M-603;

cessão fiduciária de: (a) todos os direitos creditórios oriundos da comercialização depetróleo e gás de titularidade da OGX, (b) dos direitos de crédito detidos pela OGXP&G frente à Parnaíba Gás Natural oriundos do Shared Costs Agreement Termination and Release, celebrado entre a OGX P&G, a Parnaíba Gás Natural eEneva S.A., em 30.10.2013, bem como das notas promissórias emitidas pela

Parnaíba Gás Natural em favor da OGX P&G relacionadas ao Shared Costs Agreement Termination and Release; e (c) da conta vinculada na qual serãodepositados os recursos decorrentes dos direitos creditórios acima mencionados;

cessão fiduciária de: (a) direitos creditórios detidos pela OGX P&G contra a Uniãofundados no direito de reembolso pelo recolhimento a maior de Imposto de RendaPessoa Jurídica, e (b) da conta vinculada na qual serão depositados os recursosdecorrentes dos direitos creditórios acima mencionados;


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Notas explicativas às informações trimestrais--ContinuaçãoPeríodo findo em 30 de setembro de 2014(

Documents

Relatório OGX PG 30-09-2014_V20_conversão Debt_equity-Combinado