Análise de Viabilidade Econômico-Financeira

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1 Análise de Viabilidade Econômico-Financeira Óleo e Gás Participações S.A. Em Recuperação Judicial Rio de Janeiro - RJ LatinFinance Advisory & Research São Paulo, 31 de Janeiro de 2014 Confidencial

2 Índice 1. Introdução Descrição da Operação Apresentação do Grupo OGX Breve Histórico Estrutura Societária Resumo das Atividades do Grupo OGX Projeções dos Ativos Operacionais Campo Tubarão Azul Campo Tubarão Martelo Campos Atlanta e Oliva Fluxo Consolidado Produção Total de Barris de Petróleo Produção de Barris de Petróleo Participação OGX Receita Operacional Líquida Custo dos Produtos Vendidos Royalties Despesas Gerais e Administrativas LAJIDA (EBITDA) Depreciação e Amortização Investimento Capital Expenditures (CAPEX) Variação do Capital de Giro Reestruturação Financeira Proposta Premissas de Novas Entradas de Caixa Premissas de Economias de Dispêndio de Caixa Premissas de Saída de Caixa Análise Financeira da OGX Análise Financeira de Curto e Médio Prazo Análise Financeira de Longo Prazo Conclusão do Estudo de Viabilidade Relação de Anexos Anexo 1 Balanço Patrimonial Ativo Anexo 2 Balanço Patrimonial Passivo Anexo 3 Demonstrativo de Resultado do Exercício Anexo 4 Demonstrativo de Fluxo de Caixa Anexo 5 Weighted Average Cost of Capital

3 1. Introdução O presente laudo de avaliação econômico-financeira ( Laudo de Avaliação ) foi preparado pela LatinFinance Advisory & Research Ltda. ( LatinFinance ) com o objetivo de emissão de um laudo técnico sobre a capacidade financeira e o plano de recuperação judicial ( Plano de Recuperação ) da Óleo e Gás Participações S.A. Em Recuperação Judicial ( Companhia ), sociedade anônima inscrita no CNPJ/MF sob o nº / , com sede na Praça Mahatma Gandhi, nº 14, Centro, na Cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, e suas subsidiárias OGX Petróleo e Gás S.A. Em Recuperação Judicial ( OGX Petróleo e Gás ), OGX International GmbH Em Recuperação Judicial ( OGX International ) e OGX Austria GmbH Em Recuperação Judicial ( OGX Austria que, em conjunto com a Companhia, OGX Petróleo e Gás e OGX International, são referidas indistintamente como OGX ). O Laudo de Avaliação foi elaborado pela LatinFinance com base em informações públicas e em informações fornecidas pela Companhia, com o objetivo de proporcionar o conhecimento necessário a respeito de seu modelo de negócios e dar suporte à LatinFinance na emissão de um parecer sobre sua viabilidade econômico-financeira no contexto do Plano de Recuperação, no âmbito da Lei Nº /05, art. 53. ( Lei de Falência e Recuperação de Empresas ). As análises e avaliações contidas neste Laudo de Avaliação se baseiam em previsões de resultados financeiros futuros. Este Laudo de Avaliação não é necessariamente indicativo de resultados futuros reais, que poderão ser significativamente mais ou menos favoráveis do que os sugeridos nestas projeções, tendo em vista, ainda, que estas análises são intrinsecamente sujeitas a incertezas e diversos eventos ou fatores que estão fora do controle da LatinFinance. As premissas utilizadas na elaboração deste Laudo de Avaliação foram, em grande parte, fornecidas pela Companhia e refletem sua expectativa em relação ao futuro, tendo impacto nos negócios atuais e futuros da Companhia e, portanto, em suas projeções financeiras. Com relação à preparação deste Laudo de Avaliação, a LatinFinance revisou, entre outras informações: (i) análises e projeções financeiras da Companhia, elaboradas pela sua administração; (ii) demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Companhia e suas subsidiárias nos últimos três anos, e na data-base de 30 de setembro de 2013; (iii) certas outras informações financeiras gerenciais relativas à Companhia e suas subsidiárias; (iv) saldos de caixa e bancos, empréstimos e outras obrigações de dívida e provisões para contingências da Companhia em 30 de setembro de 2013, em conformidade com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil; e (v) certas informações disponíveis ao público em geral. Ademais, a LatinFinance conduziu discussões com 3

4 membros integrantes da administração da Companhia e seus consultores com relação às suas avaliações sobre os negócios e operações, condições financeiras, informações contábeis históricas, e perspectivas futuras. A LatinFinance considera que as informações recebidas da Companhia foram preparadas razoavelmente e refletem o melhor entendimento possível da Companhia a respeito de suas operações. Adicionalmente, o escopo deste Laudo não incluiu a auditoria ou revisão das demonstrações financeiras da Companhia. Entre as fontes de informações públicas consultadas para a elaboração deste Laudo, podemos citar: (i) Comissão de Valores Mobiliários (CVM); Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP); Banco Central do Brasil (BCB); Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), entre outros. Embora se tratem de fontes confiáveis e comumente aceitas, tais informações não foram submetidas a avaliações independentes, e, portanto, não é possível dimensionar sua exatidão. A LatinFinance não assume qualquer responsabilidade caso os resultados futuros difiram substancialmente das projeções apresentadas no Laudo de Avaliação e não presta qualquer representação ou garantia em relação a tais estimativas. O Laudo de Avaliação é necessariamente baseado em condições econômicas, monetárias, de mercado e outras em vigor, bem como em informações disponibilizadas pela Companhia, e a LatinFinance não assume qualquer responsabilidade de atualizar, revisar ou reafirmar esta opinião com base em circunstâncias, desenvolvimentos ou eventos que ocorram após esta data. As premissas e projeções consideradas neste Laudo de Avaliação podem ser alteradas por diversos fatores, entre os quais (i) mudanças no cenário regulatório do setor de atuação da Companhia, incluindo o término antecipado de concessões de exploração da Companhia; (ii) mudanças de tarifas, impostos, tributos ou outras alterações governamentais; (iii) alterações nas condições macroeconômicas, como a taxa básica de juros, taxa de câmbio, risco país, etc.; (iv) impedimento, atraso ou dificuldade da Companhia na implementação do Plano de Recuperação; (v) mudanças em relação à expectativa atual da Companhia em fatores operacionais como nível de produção e preço médio do petróleo vendido, entre outros; (vi) dificuldade da Companhia em realizar seus investimentos previstos em função de alterações de preço ou atrasos operacionais. Além disso, em função dos julgamentos subjetivos e das incertezas inerentes às projeções, e considerando que as projeções se baseiam em determinadas suposições sujeitas a incertezas e contingências relevantes externas ao controle da LatinFinance, não há garantia de que as projeções ou conclusões extraídas das mesmas serão concretizadas. A LatinFinance não será responsável por perdas diretas ou lucros cessantes que sejam decorrentes do uso deste material. 4

5 Este Laudo foi realizado a pedido da Companhia e não deve ser interpretado por qualquer credor como recomendação de investimento ou opinião em relação à recuperação judicial, nem deve ser utilizado por qualquer credor como instrumento para tomada de decisão de voto ou para exercer quaisquer outros direitos no contexto da recuperação judicial. Adicionalmente, este Laudo de Avaliação deverá ser considerado somente em sua totalidade para fins de avaliação independente e, portanto, qualquer análise ou conclusão baseada em partes isoladas ou segmentos tomados fora do contexto geral do Laudo de Avaliação será considerada incompleta e, possivelmente, incorreta. Por fim, este Laudo de Avaliação não deve ser utilizado para nenhuma outra finalidade além do encaminhamento ao Juízo da Recuperação Judicial, como parte integrante do Plano de Recuperação, conforme estabelecido na Lei Nº /05, art. 53. Apresentamos a seguir o currículo das pessoas físicas e jurídicas que foram envolvidas na elaboração do Laudo de Avaliação: LatinFinance Advisory & Research Ltda. A LatinFinance é uma empresa independente especializada em assessoria financeira. A LatinFinance assessora empresas, famílias e investidores institucionais em fusões, aquisições, vendas, joint ventures, reestruturações e outras transações estratégicas. Fundada em dezembro de 2001, a empresa reúne profissionais com longa experiência no mercado financeiro, profundo conhecimento setorial, sólida reputação e vasta rede de relacionamentos. A LatinFinance tem extensa experiência na elaboração de laudos de avaliação com diversas finalidades, entre os quais se destacam: fairness opinion na avaliação dos ativos da Endesa Brasil aportados no aumento de capital da Enersis, no Chile (2012), fairness opinion na avaliação dos ativos da Alupar para marcação a mercado do investimento do FI-FGTS na Companhia (2010, 2011 e 2012), laudo de avaliação dos ativos do Grupo Peixoto de Castro com objetivo de aumento de capital pelos seus acionistas (2011), laudo de avaliação para o investimento de capital da AG Angra na Geo Radar (2009). Robert Chalita. Robert é formado em Administração de Empresas pela PUC-RJ e possui MBA em Finanças pela Johnson School, Cornell University. Antes de associar-se à LatinFinance em 2009, Robert acumulou experiência em ofertas no mercado global e local de capitais e trabalhou em bancos de investimento (Pactual e Bozano) e em bancos de atacado estrangeiros (Santander e HSBC). Além disso, Robert foi assessor estratégico do Governo do Estado de São Paulo. Adriano de Marchi Fernandes. Adriano é formado em Administração de Empresas pela Universidade de São Paulo (FEA-USP) e tem Mestrado em Economia e Finanças pelo Insper. Antes de associar-se à LatinFinance em 2007, Adriano trabalhou na área de vendas para redes de telecomunicações da Siemens e também na área de Equity Research do Banco Santander. 5

6 Caique Vatti Junqueira. Caique é formado em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas (FGV) com ênfase em Corporate Finance e Mercados Financeiros. Antes de associar-se à LatinFinance em 2010, trabalhou nas áreas de fusões e aquisições da IGC Partners e da Derivados do Brasil, braço de investimento do BTG Pactual. Murilo Trajano Pinheiro. Murilo é formado em Economia pelo Insper (Instituto de Ensino e Pesquisa). Antes de associar-se à LatinFinance, em 2012, trabalhou na área de consultoria financeira da Accenture. 2. Descrição da Operação Criado em 2007, o grupo OGX realizou no Brasil, ao longo dos últimos seis anos, atividades exploratórias de petróleo e gás nas Bacias de Campos, Santos, Espírito Santo, Parnaíba e Pará- Maranhão. Considerando desde sua criação, o grupo OGX já investiu mais de R$ 10 bilhões em suas atividades no Brasil, sendo que, de 2010 a 2012, o grupo mobilizou um conjunto de dez sondas de perfuração, possibilitando uma campanha exploratória em larga escala, investigando áreas que até então não vinham sendo priorizadas no país. Os estudos e investigações realizados, apesar de terem possibilitado a descoberta de petróleo em campos não óbvios, apontaram um potencial exploratório muito maior do que o efetivamente encontrado, e, em alguns desses campos, a produção esperada mostrou-se comercialmente inviável. Ainda que alguns campos tenham correspondido às expectativas iniciais e gerado o volume projetado, a atividade de prospecção de petróleo necessita de grandes montantes de investimento, não só na fase exploratória, mas também no desenvolvimento das acumulações descobertas e, à medida que alguns campos não produziram os volumes esperados, os rentáveis foram tendo mais dificuldade de suportar e compensar os demais. Essa situação teve um efeito negativo muito forte nas receitas do grupo, comprometendo a administração do fluxo financeiro da Companhia e afetando sua capacidade de honrar as obrigações financeiras assumidas nos termos em que haviam sido contratadas. Contudo, é de suma importância destacar que uma situação financeira equalizada e equilibrada com o porte apenas dos ativos com exploração favorável de petróleo permitiria um desenvolvimento econômico saudável do grupo, estabelecendo-se como fonte produtora e gerando importantes nichos de empregos, o que evidencia ainda mais que a atual situação decorre de situações adversas na estimativa do potencial de alguns ativos e não necessariamente na gestão e operação do negócio como um todo. 6

7 Dessa forma, não obstante os prejuízos sofridos e causados, porém ciente de seus equívocos e detentor de importantes e rentáveis ativos administrados por profissionais de reconhecida competência, o grupo OGX, com fundamento nos artigos 47 e 48 da Lei Nº , de 09/02/2005, apresentou pedido de Recuperação Judicial, tendo por objetivo permitir que o grupo supere essa crise econômico-financeira, preservando os direitos de seus credores, no melhor interesse destes e de todos outros envolvidos ou afetados pela situação. Fazem parte deste pedido de Recuperação Judicial as seguintes empresas: i. Óleo e Gás Participações S.A.; ii. OGX Petróleo e Gás S.A.; iii. OGX International GmbH; e iv. OGX Austria GmbH. 3. Apresentação do Grupo OGX 3.1. Breve Histórico A OGX possui um portfólio composto por 2 campos produtores, 4 campos em fase inicial de desenvolvimento e 26 blocos exploratórios, dos quais 21 são blocos exploratórios marítimos localizados no Brasil, nas Bacias de Campos, Santos, Espírito Santo, Pará-Maranhão, Ceará e Potiguar, e 5 são blocos exploratórios terrestres localizados na Colômbia, distribuídos nas bacias de Cesar-Ranchería e do Vale Inferior do Madalena. Este portfólio já não considera os ativos da OGX na Bacia do Parnaíba, em função do processo de venda de sua participação na OGX Maranhão. A área total de extensão dos blocos é de aproximadamente 7,3 mil km² em mar e 36 mil km² em terra, sendo 24 mil km² no Brasil e 12 mil km² na Colômbia. Desde sua criação, em julho de 2007, a Companhia estabeleceu posição de destaque no setor brasileiro de exploração e produção de petróleo e gás natural por meio da aquisição de um portfólio composto por blocos diversificados. Através de uma colocação privada de ações realizada em novembro de 2007, a Companhia captou aproximadamente US$ 1,3 bilhão, o que forneceu recursos para a participação na 9ª Rodada de Licitações da ANP. Nesta rodada, a OGX adquiriu o direito de concessão de 21 blocos exploratórios nas bacias de Santos, Campos, Espírito Santo e Pará-Maranhão, totalizando 6,4 mil km². Em março de 2008, a OGX expandiu seu portfólio adquirindo participação em mais um bloco exploratório na Bacia de Santos, através de um contrato de farm-in. Foram assim adquiridos 50% dos direitos do bloco BM-S-29, totalizando 6,8 mil km² de área marítima de exploração. Em maio 7

8 de 2009 a ANP aprovou a aquisição de uma parcela adicional de 15%, elevando a participação da empresa neste bloco para 65%. Em março de 2008, a OGX contratou, para a avaliação de seus recursos potenciais, a DeGolyer & MacNaughton ( D&M ), empresa de consultoria em certificação de reservas no setor de petróleo e gás natural, com mais de 70 anos de experiência. Este estudo, tendo como base dados sísmicos em sua maioria 2D indicou que os 22 blocos exploratórios possuíam recursos potenciais riscados estimados de cerca de 4,8 bilhões de barris de óleo equivalente ( BOE ), considerando uma probabilidade média de sucesso de 27%. Em novembro de 2009, após a aquisição e interpretação dos novos dados sísmicos e da aquisição de participação em sete blocos terrestres na Bacia do Parnaíba, um novo estudo foi feito pela D&M, certificando os recursos potenciais riscados líquidos em 6,7 bilhões de BOE (considerando uma probabilidade de sucesso de 34,5%). Em junho de 2008, a Companhia realizou sua Oferta Pública de Ações, onde foram captados recursos no montante de R$ 6,7 bilhões em uma oferta 100% primária, tornando-se a maior já realizada no Brasil até então. Os recursos seriam destinados à campanha de exploração e desenvolvimento das descobertas. Em setembro de 2009, a perfuração do poço 1-OGX-1-RJS, no bloco BM-C-43, localizado na Bacia de Campos, deu início à campanha de perfuração da OGX como operadora em seus blocos. Como forma de expandir seu portfólio, a OGX adquiriu 70% de participação em sete blocos exploratórios terrestres na bacia do Parnaíba. No intuito de reforçar o posicionamento na região, em setembro de 2011, a OGX adquiriu 50% de participação em mais um bloco na mesma bacia. Em paralelo, a OGX firmou um acordo com a MPX Energia S.A. (atualmente Eneva Energia S.A. Eneva ), com objetivo de formalizar a transferência da participação da OGX para uma nova sociedade de propósito específico, a OGX Maranhão, em que a OGX detinha 66,7% e a Eneva 33,3% do capital social, além de também formalizar a intenção de celebrar um acordo para a comercialização do gás a ser produzido. Adicionalmente, a Companhia adquiriu, em junho de 2010, cinco blocos exploratórios em três bacias terrestres na Colômbia: Cesar-Ranchería, Vale Inferior do Madalena e Vale Médio do Madalena. Em fevereiro e março de 2011, a Companhia assinou os contratos de concessão para os cinco blocos exploratórios adquiridos. Em maio de 2012, a OGX devolveu o bloco VMM-26, na bacia do Vale Médio do Madalena, na Colômbia, devido às restrições ambientais desse bloco, prosseguindo com seu projeto exploratório nos 4 blocos remanescentes. Posteriormente, a OGX participou da Ronda Colombia 2012, adquirindo um bloco exploratório terrestre adicional no Vale 8

9 Inferior do Madalena. Os cinco blocos na Colômbia totalizam uma área de aproximadamente de 12,2 mil km² em bacias sedimentares terrestres de diferentes estágios de maturidade, que apresentam relevante potencial exploratório. Em abril de 2011, a OGX divulgou relatórios elaborados pela DeGolyer & MacNaughton, contemplando 34 blocos em 5 bacias sedimentares no Brasil e em 3 bacias na Colômbia, onde o volume potencial de recursos estimado pela Companhia foi de 10,8 bilhões de BOE. Em maio de 2011, a OGX realizou uma emissão de dívida no exterior ( bonds ) no valor de US$ 2,6 bilhões, acompanhada por nova emissão, em março de 2012, no valor de US$ 1,1 bilhão, totalizando uma dívida com credores internacionais de US$ 3,6 bilhões, aproximadamente, cujos recursos foram utilizados para colocar em prática o plano de negócios da Companhia. Em janeiro de 2012 a OGX deu início à produção de seu primeiro óleo através do Teste de Longa Duração (TLD) na acumulação de Waimea, futuro Campo de Tubarão Azul, na Bacia de Campos. Em maio de 2013, a OGX participou da 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP e submeteu ofertas vencedoras para 13 blocos exploratórios, incluindo nove blocos nas bacias da Margem Equatorial Brasileira, além de quatro blocos terrestres situados na Bacia do Parnaíba. Dentre as ofertas vencedoras, a OGX assinou contratos de concessão apenas para quatro blocos (CE-M-603, CE-M-661, POT-M-475 e POT-M-762), em águas profundas, firmando importantes parcerias em três blocos, dois com a ExxonMobil Exploração Brasil Ltda. ( Exxon ), nos blocos CE- M-603 e POT-M-762 (50% OGX e 50% Exxon) e um com a Total E&P do Brasil Ltda. ( Total ) e a Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ( Queiroz Galvão ), no bloco CE-M-661 (30% OGX, 45% Total e 25% Queiroz Galvão). Tais parceiros possuem substancial expertise e volume de recursos, além de um comprovado modelo de negócios de longo prazo e disciplina de investimentos. Em outubro de 2013, a OGX celebrou contrato com a Exxon tendo como objetivo a venda de 35% de participação no bloco POT-M-475, transferindo a operação da concessão para o parceiro, bloco este localizado na Bacia de Potiguar e, arrematado na 11ª Rodada de Licitações da ANP. Ainda em outubro de 2013, a OGX anunciou a celebração de um acordo para venda de sua participação na controlada OGX Maranhão Petróleo e Gás S.A. ( OGX Maranhão atualmente denominada Parnaíba Gás Natural S.A.), por meio de um acordo de subscrição de R$ 250 milhões, que deverá ser seguido por uma venda da participação remanescente por um valor de R$ 200 milhões. 9

10 Em novembro de 2013, a OGX recebeu a Licença de Operação (LO) pelo Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis IBAMA, autorizando a operação da Unidade FPSO OSX-3 e respectivas estruturas submarinas referentes à atividade de desenvolvimento e escoamento da produção de petróleo no Campo de Tubarão Martelo, localizado nos blocos BM-C- 39 e BM-C-40, na Bacia de Campos. Em dezembro de 2013, a OGX deu início à produção de petróleo neste campo, através do poço horizontal TBMT-8H Estrutura Societária Abaixo apresentamos a estrutura societária do grupo OGX: A Companhia é uma empresa de capital aberto com ações negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa). No dia 24 de janeiro de 2014, a Companhia possuía um valor total de capitalização de mercado ( market capitalization ) de R$ 1,0 bilhão e um valor de firma ( enterprise value ) de aproximadamente R$ 9,7 bilhões. Em 28 de novembro de 2013, o Grupo EBX possuía uma participação de 50,2% na Companhia, representado pela soma das participações da Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC e Centennial Asset Mining Fund LLC. O restante da participação de 49,8% está representado por ações dispersas no mercado ( free float ). Entre julho e setembro de 2013, o volume médio diário transacionado pelas ações da Companhia na Bovespa foi de R$ 118 milhões. Na carteira teórica do índice Ibovespa do quadrimestre entre setembro e dezembro de 2013, a OGXP3 era a 4ª ação mais representativa do índice, com 4,25% de participação. A Companhia é uma sociedade holding, não operacional e, em 30 de setembro 2013, possuía as seguintes controladas diretas: OGX Petróleo e Gás e OGX International, além das controladas indiretas OGX Maranhão, OGX Austria, OGX Netherlands, OGX Netherlands Holding BV e Parnaiba BV. A Companhia ainda possuía as seguintes controladas em conjunto: OGMP 10

11 Transporte Aéreo Ltda., controlada em conjunto com a empresa Eneva e Atlanta Field BV, controlada em conjunto com Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda. ( Barra Energia ) e Queiroz Galvão. A OGX Petróleo e Gás, controlada da Companhia com 99,9% de participação societária, possui direitos de exploração em 26 blocos, sendo 23 destes operados pela própria OGX. Em setembro de 2013, foi aprovado um aumento de capital da OGX Petróleo e Gás através da transferência para a mesma das ações da OGX Maranhão anteriormente detidas pela Companhia. Após o aumento de capital, a OGX Petróleo e Gás passou a deter uma participação de 66,7% no capital social da OGX Maranhão, em sociedade com a Eneva. A OGX Maranhão possui direitos de exploração em 8 blocos na Bacia do Parnaíba, todos operados pela própria OGX. A OGX International é uma controlada integral da Companhia com 100% de participação societária, constituída na Áustria, e representa o braço do grupo OGX no exterior. A OGX Internacional, por sua vez, é controladora direta da OGX Austria e da OGX Netherlands Holding BV. Essas empresas não exercem atividade operacional autônoma, e servem como veículos para a emissão de dívidas e recebimento de receitas no exterior, com o objetivo de financiar as atividades do grupo OGX no Brasil Resumo das Atividades do Grupo OGX Em 31 de janeiro de 2014, a Companhia possuía, através de suas controladas, e já não considerando os blocos da Bacia do Parnaíba, direitos de exploração em 26 blocos exploratórios, sendo eles: 1) 6 blocos offshore na Bacia de Campos; 2) 5 blocos offshore na Bacia do Pará-Maranhão; 3) 3 blocos offshore na Bacia de Santos; 4) 5 blocos onshore na Bacia Colombiana; 5) 3 blocos offshore na Bacia do Espírito Santo; 6) 2 blocos offshore na Bacia do Ceará, adquiridos durante a 11ª Rodada de Licitação da ANP; 7) 2 blocos offshore na Bacia Potiguar, adquiridos durante a 11ª Rodada de Licitação da ANP. Abaixo apresentamos um mapa com a localização dos diferentes blocos exploratórios detidos pela OGX: 11

12 Em 31 de outubro de 2013, a OGX Petróleo e Gás anunciou a celebração de um acordo de subscrição com a Cambuhy Investimentos Ltda. ( Cambuhy ), Eneva e DD Brazil Holdings S.a.r.l. ( E.ON ) segundo o qual a Cambuhy e a E.ON concordaram em investir na OGX Maranhão um valor total de aproximadamente R$ 250 milhões. O investimento será realizado via aumento de capital na OGX Maranhão, no qual a Cambuhy irá subscrever ações equivalentes a R$ 200 milhões e a E.ON subscreverá ações equivalentes a R$ 50 milhões. Adicionalmente, a OGX Petróleo e Gás e a Cambuhy celebraram um contrato de compra e venda de ações, por meio do qual a Cambuhy concordou em adquirir da Companhia sua participação remanescente na OGX Maranhão por um preço de compra de R$ 200 milhões, sujeito a certos termos e condições que incluíam a aprovação do CADE (Conselho Administrativo de Defesa Econômica), da ANP (Agencia Nacional de Petróleo), além da aprovação dos credores da OGX. A transação também inclui o encerramento de um acordo que previa o compartilhamento de certos custos, nos termos em que a OGX Petróleo e Gás receberá um montante de aproximadamente R$ 145 milhões, correspondente ao valor líquido da dívida da OGX Maranhão com a OGX Petróleo e Gás, e que será pago de acordo com as seguintes condições acordadas: i. R$ 50 milhões em fevereiro de 2014; 12

13 ii. R$50 milhões composto por cinco parcelas de R$ 10 milhões de julho a novembro de 2014; e iii. R$ 45 milhões em janeiro de Adicionalmente, a MPX Austria fará pagamento de aproximadamente US$ 25 milhões à Parnaíba B.V., aproximadamente R$ 55 milhões. 4. Projeções dos Ativos Operacionais O grupo OGX definiu uma estratégia que possibilita sua recuperação através dos Blocos Exploratórios mais desenvolvidos e rentáveis. Desse modo, não foram considerados no plano de recuperação, assim como nas projeções, os campos ou áreas exploratórias em processo final de venda, ou com potencial de extração incerto ou com muita necessidade de investimento para se tornarem operacionais, conforme a relação que segue: Campos e áreas exploratórias da Bacia de Parnaíba Os ativos dessa Bacia estão envolvidos em uma operação de venda para a Cambuhy e E.ON, conforme mencionado anteriormente neste documento. A desmobilização destes ativos irá gerar aproximadamente R$400 milhões, importantes recursos para o grupo, que serão utilizados para viabilizar as outras operações. Blocos Exploratórios da Bacia Potiguar e do Ceará Os ativos conquistados pelo grupo na 11ª Rodada de Leilões da ANP não serão considerados para efeito de projeção de fluxo de caixa devido às diversas incertezas ainda associadas aos mesmos. Esses ativos representam um Valor Patrimonial de aproximadamente R$ 84 milhões, considerando somente a participação da OGX nos ativos em dezembro de Blocos Exploratórios nas Bacias Colombianas Estes ativos também não serão considerados para efeito de projeção de fluxo de caixa devido à incerteza em relação à sua taxa de retorno. Blocos Exploratórios da Bacia do Espírito Santo Os três blocos sob concessão nesta bacia são operados pela Perenco Petróleo e Gás do Brasil Participações S.A. ( Perenco ), e possuem previsão de término para a fase exploratória em outubro de Todos os compromissos de trabalho exploratórios (PEM) referentes a esses blocos já foram cumpridos. Estes ativos também não serão considerados para efeito de projeção de fluxo de caixa. Blocos Exploratórios da Bacia do Pará-Maranhão Os contratos dos cinco blocos sob concessão nesta bacia, BM-PAMA-13 a 17, estão suspensos em virtude da não liberação pelo IBAMA das respectivas licenças de operação. No entanto, apesar desta bacia não ser considerada para efeitos de projeção de fluxo de caixa, os ativos presentes nela ainda são de posse da Companhia e 13

14 representam um Valor Patrimonial de aproximadamente R$ 9,7 milhões, considerando somente a participação da OGX nos ativos em dezembro de Blocos Exploratórios nas Bacias de Campos e Santos - Foi solicitada à ANP a extensão dos prazos concedidos a vários Planos de Avaliação de descoberta da OGX, até a deliberação e aprovação do Plano de Recuperação da OGX, observado o prazo máximo de 180 (cento e oitenta) dias, ex vi do art. 60, 40 da Lei Nº /05. Esta solicitação foi apreciada pela ANP em reunião de diretoria realizada em 15 de janeiro de 2014, tendo sido indeferido o pedido de postergação solicitado e dado um prazo de 30 dias desta deliberação para a entrega do Relatório Final de Avaliação destas descobertas. Estas áreas exploratórias serão devolvidas e, portanto, estes ativos também não serão considerados para efeito de projeção de fluxo de caixa. Campo de Tubarão Azul (Bacia de Campos) Este ativo na Bacia de Campos poderá voltar a produzir dependendo da renegociação dos custos referentes à plataforma (FPSO OSX1) utilizada em sua operação. No entanto, para efeitos de projeção e análise da Companhia, consideramos como premissa para as projeções apenas os investimentos a serem realizados com o abandono da operação já existente, como abordado na seção seguinte. Campos de Tubarão Tigre, Gato e Areia A OGX solicitou à ANP um prazo maior para estudar um projeto que possa tornar econômico o desenvolvimento dos volumes descobertos neste campo, cujos reservatórios se mostram de baixíssima produtividade. Como tal prazo não foi concedido e as análises conduzidas até o momento não estão revertendo este quadro, é possível que a Companhia devolva estas áreas. Estes ativos também não serão considerados para efeito de projeção de fluxo de caixa. Campos de Rêmora Os reservatórios desse Campo são muito pequenos. Dessa maneira, devido à incerteza em relação à sua taxa de retorno, estes ativos também não serão considerados para efeito de projeção de fluxo de caixa. Em resumo, os principais ativos operacionais da Companhia, e que são considerados para efeitos de projeção, são: Campo de Tubarão Martelo e os Campos de Atlanta e Oliva. Esses ativos serão abordados nas seções seguintes, com informações operacionais e financeiras detalhadas, projetadas de acordo com o plano de recuperação. As projeções dos ativos operacionais citados foram baseadas nas premissas e documentos enviados pela OGX. Foi considerada uma taxa de câmbio Real/Dólar de R$ 2,20 e as projeções apresentadas estão em termos reais. 14

15 4.1. Campo de Tubarão Azul O primeiro óleo da OGX foi extraído do campo de Tubarão Azul (acumulação de Waimea), em águas rasas da Bacia de Campos, a cerca de 80 quilômetros da costa de Arraial do Cabo (RJ). O início da produção ocorreu em janeiro de 2012, com um teste de longa duração, e a produção inicial se mostrou bastante positiva. No entanto, com a entrada em operação dos demais poços, a produção do campo começou a apresentar um declínio bastante acentuado. O comportamento dos poços produtores de Tubarão Azul, bem como o reprocessamento e a reinterpretação dos dados geológicos daquela área, evidenciaram não só as limitações de produção deste campo, mas também de outras acumulações próximas, principalmente dos campos de Tubarão Tigre, Gato e Areia. Diante dessa situação, o grupo OGX decidiu interromper a operação nesse campo, dada sua baixa viabilidade econômica. Dessa maneira, os únicos investimentos projetados são os relacionados ao abandono da operação, detalhado no próximo item Investimento Capital Expenditures (CAPEX) Gráfico CAPEX (R$ Milhões) i. Despesas com abandono. 15

16 4.2. Campo de Tubarão Martelo Em função das características geológicas do campo de Tubarão Azul, a OGX teve suas reservas revistas e certificadas pela DeGolyer e MacNaughton, tendo confirmado a viabilidade do projeto de desenvolvimento da produção do campo de Tubarão Martelo (denominado acumulação de Waikiki durante a fase exploratória), situado em águas rasas, em lâmina d agua entre 100 e 110 m, na porção sul da Bacia de Campos, a cerca de 80 quilômetros da costa de Arraial do Cabo, litoral norte do Estado do Rio de Janeiro (RJ). A produção de óleo do campo de Tubarão Martelo foi iniciada em 5 de dezembro de 2013, através do poço horizontal 7-TBMT-8H-RJS, e, logo em seguida, o segundo poço (9-OGX-44HP-RJS, também horizontal) entrou em produção. A vazão inicial obtida confirmou as expectativas da Companhia e, no início de 2014, mais dois poços serão interligados. O plano original de desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo foi aprovado pela ANP e se encontra em andamento uma revisão, com adequação do plano ao projeto que está sendo implantado, e que é resultado da visão atualizada e realista das suas reservas. Abaixo se encontra o detalhamento do cronograma esperado para a entrada em operação dos outros poços do Campo de Tubarão Martelo: Data Poço abr/14 Produtor (Fase 1 poço 3) mai/14 Produtor (Fase 1 poço 4) mar/16 Injetor (Fase 2) abr/16 Produtor (Fase 2 poço 1) mai/16 Produtor (Fase 2 poço 2) jun/16 Produtor (Fase 2 poço 3) jul/16 Injetor (Fase 2 2 poços) 16

17 Produção Total de Barris de Petróleo Gráfico Produção Total Anual de BOE (mil) i. Produção estimada a partir do relatório de certificação de reservas elaborado pela DeGolyer e MacNaughton, conforme Fato Relevante divulgado pela Companhia em 03 de outubro de Produção de Barris de Petróleo Participação OGX Gráfico Produção Anual de BOE - Participação OGX (mil) i. Participação da OGX de 100,0% sobre o total em 2014; ii. A partir de 2015, participação da OGX de 60,0% sobre o total, após a venda de 40,0% de participação, conforme premissa da projeção. 17

18 Receita Operacional Líquida Gráfico Receita Operacional Líquida (R$ Milhões) i. Preço do Óleo - US$ 110,00; ii. Desconto por Qualidade US$ 5,00; iii. Custo do Frete e de Seguros em 2014 US$ 5,00; iv. Custo do Frete e de Seguros a partir de 2015 US$ 2,00; v. Preço FOB em 2014 US$ 100,00; vi. Preço FOB a partir de 2015 US$ 103, Custo dos Produtos Vendidos Gráfico Custo dos Produtos Vendidos (R$ milhões) i. Aluguel (Rental) OSX; ii. iii. iv. Serviços OSX; Seguro para Plataforma; Elevação Artificial (Artificial Lift); v. Consumíveis; vi. vii. Logística; Outros gastos. 18

19 Royalties Gráfico Royalties (R$ milhões) i. 10% de Royalties sobre o preço de referência da ANP utilizado para a venda do BOE Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização LAJIDA (EBITDA) 32% 22% 44% 54% 48% 38% 41% 30% 30% 28% 13% 24% 12% 1% 7% 10% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Gráfico LAJIDA ou EBITDA (R$ Milhões) Investimento Capital Expenditures (CAPEX) Gráfico CAPEX (R$ Milhões) i. Investimento e despesa de abandono. 19

20 Campos de Atlanta e Oliva Os campos de Atlanta e Oliva estão localizados a 185 km da costa brasileira em lâmina d'água de aproximadamente metros, com óleo de 14º a 16º API. Os direitos de concessão dos campos pertencem ao consórcio formado pela Queiroz Galvão, com 30% de participação e operadora, pela Barra Energia, com mais 30% de participação, e pela OGX, com os 40% de participação restante. O início da produção é esperado para abril de Produção Total de Barris de Petróleo Gráfico Produção Total Anual de BOE (mil) i. Produção estimada pelo simulador numérico Eclipse, na versão Black-Oil E-100 da Schlumberger software utilizado pela OGX para realizar as projeções de produção Produção de Barris de Petróleo Participação OGX Gráfico Produção Anual de BOE - Participação OGX (mil) i. Participação da OGX de 20,0% sobre o total, após a venda de metade da participação atual de 40,0%, em 2014, conforme premissa da projeção. 20

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