Relatório da Administração

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1 Relatório da Administração Senhores Acionistas, A Administração da Óleo e Gás Participações S.A. ( OGPar ou Companhia ) em Recuperação Judicial, em atendimento às disposições legais e estatutárias, submete à apreciação dos Senhores o Relatório da Administração, as Demonstrações Financeiras e o Relatório dos Auditores Independentes referentes ao quarto trimestre de 2013, ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2013, bem como eventos subsequentes relevantes ao mercado. Principais métricas 4Q 2013 Acumulado 2013 Receita líquida (R$ mm) EBITDA (R$ mm) Prejuízo líquido (R$ mm) (9.786) (17.430) CAPEX (R$ mm) Posição de caixa (R$ mm) Mensagem da administração O ano de 2013 foi de muitos desafios porque as dificuldades financeiras da Companhia, nos levaram a apresentar um pedido de Recuperação Judicial em outubro passado. Mas também um ano de reinvenção, simbolizada pela nossa mudança de nome, no qual aproveitamos os últimos meses para dar passos decisivos rumo ao resgate e à reorganização da OGPar, propiciando à companhia uma chance de recomeçar. Desde o final do ano, temos concluído diversas etapas que proporcionam à companhia meios de prosseguir com suas operações e se fortalecer para o futuro. Na véspera de Natal, após árduas negociações, chegamos a um Plano ( Plan Support Agreement ) com a maioria de nossos bondholders para uma restruturação financeira capaz de extinguir a dívida da companhia e convertê-la em ações. Em fevereiro, concluímos um Acordo de Subscrição que recentemente garantiu à OGPar o recebimento da primeira tranche de um financiamento DIP (debtor-inpossession), no valor de US$ 125 milhões. Uma outra tranche de US$ 90 milhões estará disponível para subscrição a todos os credores da OGpar mediante aprovação do Plano de Recuperação apresentado à Justiça, entre outras condições precedentes. Enquanto isso, continuamos produzindo no campo de Tubarão Martelo e, após três meses de produção, alcançamos a importante marca de um milhão de barris. Também seguimos com a produção em fase de testes no campo de Tubarão Azul.

2 Tais conquistas em condições tão desafiadoras são resultado dos intensos esforços de nossos colaboradores, parceiros de negócios e demais stakeholders. Esperamos pela aprovação de nosso plano na próxima assembleia de credores. Ainda há muito trabalho pela frente, mas os acontecimentos dos últimos meses são um voto confiança na capacidade da OGPar de emergir de seus problemas como uma companhia mais saudável, livre de dívidas, que produz petróleo e gera valor para seus acionistas. A Administração 2. Recuperação Judicial e Reestruturação Em 30 de outubro de 2013 a Óleo e Gás Participações S.A. ( OGPar ou Companhia ), antiga OGX Participações S.A., em vista da situação financeira em que se encontrava, dos prejuízos acumulados até então, bem como do vencimento recente e vindouro de grande parte de seu endividamento, ajuizou, na Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, pedido de Recuperação Judicial, em conjunto com suas controladas, OGX Petróleo e Gás S.A. ( OGX P&G ), OGX International GmbH ( OGX International ) e OGX Austria GmbH ( OGX Austria ). A administração da OGPar entendeu que, diante dos desafios decorrentes de sua situação econômico-financeira, a Recuperação Judicial era a medida mais adequada, para a preservação da continuidade de seu negócio e proteção dos interesses da OGPar e de seus stakeholders. Em 14 de fevereiro de 2014 as Companhias apresentaram, individualmente, o Plano com a discriminação dos meios de recuperação a serem empregados e demonstração de viabilidade econômica. O edital contendo a relação de credores foi publicado em 6 de março de O Plano deverá ser deliberado e aprovado pelos credores em assembleia geral de credores. Dentre as principais premissas do Plano destacam-se: Aportes de Recursos Novos: Para que a Compahia possa recompor o capital de giro necessário para a continuidade de suas atividades, bem como o desenvolvimento do seu plano de negócios, era e continua sendo essencial que se obtivesse e se obtenha recursos novos, junto a novos financiadores. Esses recursos serão oriundos de debêntures conversíveis, no valor total de US$ 215 milhões a serem captados pela OGX P&G através de duas séries, a primeira de US$ 125 milhões, já recebida em 13 de março de 2014 e a segunda de US$ 90 milhões, sujeita a certas condições precedentes, como a aprovação do Plano. Reestruturação de dívidas: Além da obtenção de novos recursos, é indispensável que a Companhia possa reestruturar as dívidas contraídas perante seus credores concursais. Além disso, a Companhia também buscará a renegociação de seu endividamento junto aos credores extraconcursais. Forma: A reestruturação das dívidas ocorrerá, desde que cumpridas certas condições precedentes, através da conversão dos créditos em capital da OGX

3 P&G, podendo haver para os credores quirografários que assim desejarem, o recebimento da quantia de até R$ ,00 (trinta mil reais) em dinheiro, sendo o restante do valor do crédito convertido em capital social nos termos do Plano. Empresas OSX: Dentre os credores extraconcursais que manifestaram intenção de aderir ao plano destacam-se as partes relacionadas OSX 2 Leasing BV e OSX WHP1 & 2 Leasing BV, com créditos de US$ 557,349,243 e US$ 528,637,970, respectivamente, referentes à indenizações pelo cancelamento da contratação dos equipamentos FPSO OSX-2 e WHP-2. Adicionalmente, a OSX 1 Leasing BV, com um crédito concursal de US$ 414,012,787, referente à indenização pelo término do contrato de afretamento do FPSO OSX-1, também manifestou intenção de aderir ao Plano. 3. Destaques operacionais 3.1 Produção e desenvolvimento Bacia de Campos Desenvolvimento do Campo de Tubarão Azul Em julho de 2013, a Companhia concluiu novos estudos de reservatório com base no histórico dos três poços do Campo de Tubarão Azul (OGX-26HP, OGX-68HP e TBAZ-1HP), desde o início de sua produção em janeiro de Com base nestes estudos, foi definida uma estratégia de produção para o Campo de Tubarão Azul através apenas do poço OGX-26HP. A produção do Campo de Tubarão Azul, no ano de 2013, foi de 1,6 milhão de barris de petróleo, com média de 4,3 mil bpd, refletindo um decréscimo relevante em relação ao ano anterior, que apresentou média de 9,9 mil bpd, devido aos problemas operacionais, derivados das bombas centrífugas submersas ( BCS ), que ocorreram desde março de 2013 causando o fechamento dos poços por vários meses. Apesar do reparo da BCS do poço OGX-26HP ter sido concluído em outubro de 2013, não foi possível reiniciar imediatamente a produção desse poço devido ao processo de adequação do custo de afretamento diário do FPSO OSX-1. Posteriormente, conforme fato relevante divulgado em 03 de fevereiro de 2014, foi assinado um acordo para realização de testes com o uso do FPSO OSX-1 para viabilizar o retorno à produção do Campo. Durante o período de testes no Campo de Tubarão Azul, no mês de fevereiro de 2014, a produção somou 105,5 mil barris, mas, mesmo com o início dos testes, de acordo com os estudos existentes, o campo poderá cessar a produção ainda no ano de 2014.

4 Produção média mensal (mil boepd) Em 2013, foram vendidos 2,3 milhões de barris de petróleo, produzidos no campo de Tubarão Azul, distribuídos em cinco cargas diferentes: mil barris em janeiro e junho de mil barris em fevereiro de mil barris em abril de mil barris em agosto de 2013

5 A tabela a seguir apresenta o EBITDA pro-forma do OSX-1 em 2013, em Milhares de R$: A tabela a seguir demonstra o detalhamento dos custos diários associados à operação do FPSO OSX-1 relacionados ao período de operação de cada uma das cargas de óleo entregues durante o ano de 2013: Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo A Companhia iniciou a produção no Campo de Tubarão Martelo em 5 de dezembro de 2013, através do poço horizontal TBMT-8HP, seguido pelo poço OGX-44HP. A Licença de Operação foi emitida no fim de novembro de 2013, 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 nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, localizados na Bacia de Campos. O FPSO OSX-3 tem capacidade de produção de até 100 mil barris de óleo por dia e capacidade de estocagem de até 1,37 milhão de barris. Em 3 de março de 2014, o campo alcançou a importante marca de 1 milhão de barris de óleo produzidos e a Companhia planeja que o terceiro e o quarto poços iniciem sua produção no primeiro semestre de 2014, após a finalização da completação superior dos poços TBMT-2HP e TBMT-6HP. A primeira carga do óleo de Tubarão Martelo no montante equivalente a de 256 mil barris foi monetizada logo no início de 2014.

6 A tabela a seguir apresenta o EBITDA pro-forma do OSX-3 em 2013, em Milhares de R$: A seguir temos o detalhamento dos custos diários associados à operação do FPSO OSX-3 relacionados à primeira carga entregue pela Companhia: Como previsto no Plan Support Agreement, assinado pelas partes em dezembro de 2013, a Companhia negociava com a OSX e suas credoras, no âmbito do Plano de Recuperação Judicial, a redução, retrospectiva ao início da produção, do daily rate do OSX 3 para US$ 250 mil. Em 13 de março de 2014 o Grupo OSX divulgou Fato Relevante confirmando ter encerrado as negociações de reestruturação dos financiamentos da OSX 3 Leasing BV e anunciou ter chegado a um acordo em princípio sobre os termos da reestruturação proposta, dentre eles a alteração da taxa diária de afretamento do OSX 3, retroativa a 19 de novembro de 2013, que passou a ser de US$ 250 mil. Caso esse daily rate tivesse sido originalmente aplicado à primeira carga o custo do leasing teria sido de R$ 11,2 milhões e o EBITDA teria sido de R$ 28,7 milhões, correspondente a 48,14% da Receita Bruta.

7 3.1.2 Bacia do Parnaíba Desenvolvimento dos Campos de Gavião Real e Gavião Azul No 4T13 a produção média total de 5,3 M m³/d (~33,6 kboepd) no Campo de Gavião Real, foi destinada à operação das UTEs Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV. Em 22 de outubro de 2013, com o início da operação comercial da UTE Parnaíba III, o Complexo Termelétrico Parnaíba, controlado pela ENEVA S.A. (antiga MPX Energia S.A.) passou a operar com cinco turbinas à gás, totalizando 845 MW. Em 12 de dezembro de 2013, a capacidade do Complexo atingiu 901 MW, com o início de operação comercial da UTE Parnaíba IV, com capacidade de 56 MW. Abaixo segue a abertura da produção mensal: Produção Mensal em mil boepd no Parnaíba (Participação óleo e Gás) 14,1 16,5 16,6 17,4 17,7 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 A produção total terrestre no ano de 2013 foi de 1,4 bilhão de metros cúbicos de gás natural, dos quais 70% cabem a Parnaíba Gás Natural S.A. ( PGN - antiga OGX Maranhão). Essa produção foi integralmente tratada na Unidade de Tratamento de Gás UTG da PGN e entregues às usinas termelétricas da ENEVA S.A. Em outubro de 2013 com a conexão de quatro poços adicionais ao terceiro cluster de produção do campo de Gavião Real a produção de gás natural passou a se dar a partir de 13 poços. As atividades de interligação de dois outros clusters com mais três poços continuam em andamento, bem como a ampliação da capacidade de tratamento da UTG Parnaíba para 8,0 milhões de metros cúbicos por dia. A tabela abaixo apresenta o EBITDA pro-forma da UTG após doze meses de operação. A margem EBITDA pro-forma tem se mantido em aproximadamente 74% e reflete a elevada lucratividade do ativo.

8 ¹ Data de fechamento para valores contábeis: 25º dia do mês ² Receita bruta composta por receita da venda de gás e receita da locação da UTG ³ Impostos sobre vendas consistem de: PIS/COFINS/ICMS Contrato de compra e venda de controlada No dia 30 de outubro de 2013, a OGPar e a OGX P&G celebraram acordo de subscrição ( Acordo de Subscrição ) com a Cambuhy Investimentos Ltda. ( Cambuhy ), Eneva S.A. ( Eneva ) 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.ON concordaram em investir na Parnaíba Gás Natural S.A. ( PGN ) um valor total de aproximadamente R$250 milhões, via aumento de capital. Adicionalmente, também em 30 de outubro de 2013, a Companhia e a Cambuhy celebraram um Acordo de Compra de Ações ( ACA ), por meio do qual a Cambuhy concordou em adquirir da Companhia sua participação remanescente na PGN por um preço de compra de R$200 milhões. A concretização desse acordo depende de algumas condições precedentes como a realização de um processo competitivo no âmbito da Recuperação Judicial, no qual a Cambuhy obrigou-se a participar do processo competitivo e a apresentar lance não inferior a R$200 milhões, bem como a aprovação do referido Plano. Em 19 de fevereiro de 2014 um fundo de investimento gerido pela Cambuhy subscreveu ações equivalentes a R$200 milhões e a E.ON subscreveu ações equivalentes a R$50 milhões ( Aumento de Capital ). Após a conclusão do Aumento de Capital, a OGX P&G, sociedade controlada da Companhia, tornou-se detentora de 36,36% do capital social da PGN. A Eneva, a E.ON e a Cambuhy tornaram-se detentoras de 18,18%, 9,09% e 36,37%, respectivamente, do capital social da PGN. Conforme previsto no Acordo de Subscrição, a PGN utilizou R$50 milhões dos recursos obtidos com o aporte para fazer uma liquidação parcial da dívida que possuía com a OGX P&G pelo acordo de compartilhamento de custos.

9 3.2 Exploração ª Rodada de Licitações No dia 14 de maio de 2013, a OGpar participou da 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP e submeteu ofertas vencedoras para sete blocos exploratórios de águas profundas e dois blocos exploratórios em águas rasas, todos localizados na Margem Equatorial, além de quatro blocos terrestres situados na Bacia do Parnaíba. Dentre o total de treze ofertas vencedoras, a OGpar assinou contratos de concessão para quatro blocos de águas profundas, situados nas bacias do Ceará e Potiguar. Nestes blocos, foram firmadas importantes parcerias, com companhias detentoras de substancial expertise e volume de recursos, com destaque para a ExxonMobil, nos blocos CE-M-603 e POT-M-762 (50% OGpar e 50% ExxonMobil), bem como Total E&P e Queiroz Galvão Exploração e Produção ( QGEP ), no bloco CE-M-661 (30% OGpar, 45% Total e 25% QGEP). Em novembro de 2013, a Companhia emitiu comunicado informando sobre a celebração de um acordo de cessão de direitos com a ExxonMobil, com objetivo de vender a participação de 35% do bloco POT-M475, incluindo a transferência da operação para o novo parceiro. Em fevereiro de 2014, esta transação recebeu aprovação final da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), oficializando a nova parceria Bacia de Campos Em 2013, em virtude do fim ou proximidade do fim dos prazos das concessões e da ausência de perspectivas concretas de rentabilidade futura das mesmas, a Companhia fez o impairment integral dos investimentos em Tulum, Viedma, Vesuvio e Itacoatiara, na Bacia de Campos e baixou os custos incorridos com poços posteriormente caracterizados como secos e com áreas devolvidas a ANP, como o complexo de Tambora/Tupungato. O investimento total (inception to date) baixado ou provisionado para perda nessas áreas exploratórias (que não inclui os investimentos nos campos de Tubarão Azul, Tubarão Tigre, Tubarão Areia, Tubarão Gato, Rêmora ou Tubarão Martelo) no exercício de 2013 totalizou aproximadamente R$ 2,3 bilhões. Em fevereiro de 2014 a Companhia comunicou a ANP a devolução das referidas áreas exploratórias, o que não afetará o seu plano de negócios, que consta do Plano de Recuperação Judicial, uma vez que o valor econômico destes projetos não foi considerado em nenhuma das projeções da Companhia Bacia do Parnaíba A PGN concluiu a perfuração do poço exploratório Fazenda Santa Vitória, 1-OGX-121-MA, que apresentou uma espessura porosa vertical de 73,6m (net-pay) e 574 UGT s indicados no detector de gás. A descoberta foi realizada em areias da Formação Poti. Esse poço está localizado próximo às instalações da UTG e dos campos de Gavião Azul, Gavião Real e Gavião Branco, viabilizando a produção do gás dessa descoberta com maior rapidez.

10 No dia 12 de março de 2014 encerrou-se o 2 período exploratório na Bacia do Parnaíba, referente a 9 rodada de licitações da ANP. O final dessa fase exploratória foi marcada pela proposição de 8 Planos de Avaliação de Descobertas (PAD) e o inicio da elaboração dos relatórios de devolução de áreas à ANP. O dia 12 de março marca não só o final de uma fase exploratória, mas também o inicio de uma nova fase liderada pela PGN onde o foco da exploração volta-se para avaliação das áreas solicitadas através dos PAD s Bacia de Santos Em virtude do fim ou proximidade do fim dos prazos das concessões e da ausência de perspectivas concretas de rentabilidade futura das mesmas a Companhia fez o impairment integral dos investimentos nas descobertas de Curitiba, Belém e Natal na Bacia de Santos e baixou os custos incorridos com poços posteriormente caracterizados como secos e com áreas devolvidas a ANP, como a descoberta de Fortaleza. O investimento total (inception to date) baixado ou provisionado para perda nessas áreas exploratórias no exercício de 2013 totalizou aproximadamente R$ 2,2 bilhões. Em fevereiro de 2014 a Companhia comunicou à ANP a devolução das referidas áreas exploratórias, o que não afetará o seu plano de negócios, que consta do Plano de Recuperação Judicial, uma vez que o valor econômico destes projetos não foi considerado em nenhuma das projeções da Companhia Bacia do Espírito Santo Com a perfuração dos poços 1-PERN-3 (Prospecto Caju) e 1-PERN-4 (Prospecto Dendê), o consórcio, operado pela Perenco, continua avaliando o potencial exploratório destas áreas. A Companhia, no entanto, não apresenta previsão para efetuar os investimentos nessa bacia e, portanto, constituiu, no 4T13, uma provisão para realizados nessa área, num montante de aproximadamente R$329 milhões. A fase exploratória dos três blocos remanescentes nesta bacia irá finalizar em outubro de A eventual devolução dessas áreas não afetará o plano de negócios da Companhia, que consta do Plano de Recuperação Judicial, uma vez que o valor econômico destes projetos não foi considerado em nenhuma das projeções da Companhia Colômbia Prosseguem as negociações de farm-out, visando à cessão parcial de interesses no conjunto de blocos CR-2, CR-3 e CR-4, na Bacia de Cesar-Ranchería, assim como no bloco VIM-5, na Bacia do Vale Inferior do Magdalena. Além disso, iniciou-se o processo de farm-out do bloco VIM-19, situado na mesma bacia, o qual foi arrematado pela OGpar na Rodada 2012 de Licitações da Colômbia.

11 4. Resultados financeiros 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 padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board IASB e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP). 4.1 Demonstração dos resultados Reconciliação com as informações trimestrais apresentadas na DFP de dezembro de 2013, em atendimento a Instrução CVM nº 527 de 2012: (i) Esse total não inclui as parcelas do Custo do Produto Vendido (CPV) referentes à Depreciação (R$ ) e Amortização (R$ 2.416), as quais estão apresentadas em linhas específicas. (ii) A soma dessas linhas corresponde ao total de Despesas com Exploração na DRE da DF de dezembro de (iii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação (R$ 9.226) e Amortização (R$ 4.609) não-cpv, corresponde ao total das Despesas Gerais e Administrativas na DRE do DF de dezembro de (iv) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE da DF de dezembro de (v) Apresentado como "Outras Despesas Operacionais" na DRE da DF de dezembro de 2013.

12 Resultado Líquido Encerramos 2013 com prejuízo líquido de R$ 17,4 bilhões. Esse resultado foi substancialmente afetado por: (a) provisão para perda ( impairment ) de parte dos investimentos realizados nas Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo no valor de R$ 8,9 bilhões; (b) despesa decorrente da rescisão dos contratos de afretamento de equipamentos requisitados a OSX no valor de R$ 4,6 bilhões, dos quais R$ 3,5 bilhões (US$ 1,5 bilhão) deverão ser convertidos em capital, nos termos do Plano de Recuperação Judicial; (c) despesa de R$ 1,8 bilhão com poços secos e áreas subcomerciais devolvidas; (d) despesas financeiras, sobretudo, juros de financiamentos, no valor de R$ 655 milhões; e (e) despesa de variação cambial, basicamente não realizada de R$ 1 bilhão. Dentre os principais efeitos positivos no resultado de 2013 destaca-se os EBITDAs de R$ 272 milhões (74% da receita bruta) na operação de gás no Parnaíba e de R$ 180 milhões (33% da receita bruta) na produção offshore dos campos de Tubarão Azul e Tubarão Martelo. Receita de vendas As vendas de óleo e de gás realizadas pela Companhia e suas subsidiárias ao longo de 2013 estão apresentadas na tabela a seguir:

13 Custo dos produtos vendidos O custo dos produtos vendidos pela Companhia e por suas subsidiárias ao longo de 2013 está apresentado na tabela a seguir: Despesas de exploração As despesas de exploração reduziram R$ 151 milhões em relação ao observado em 2012 em decorrência da transição da Companhia para a fase de produção. Stock options O efeito positivo no resultado de 2013 está associado a anulação (forfeiture) dos pacotes de stock options dos colaboradores que deixaram o grupo ao longo de Poços Secos, áreas subcomerciais devolvidas e Impairment Em 2013 a Companhia concluiu um estudo detalhado do reservatório do Campo de Tubarão Azul, incorporando o comportamento dos poços produtores, e concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente quaisquer investimentos adicionais que pudessem aumentar o perfil de produção do campo. Com a queda do volume produzido, causando danos às bombas centrífugas submersas, e dados os custos de produção, a Companhia decidiu, naquele momento, paralisar a produção no referido campo. Os dados oriundos de Tubarão Azul permitiram que a Companhia concluísse, também, que os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia não apresentavam perspectiva de lucratividade futura. Em decorrência desses eventos a OGPar constituiu provisão para perda (impairment) integral dos investimentos realizados nesses campos num total de R$ 3,9 bilhões.

14 Adicionalmente, em virtude do fim dos prazos de algumas concessões ou da ausência de perspectivas concretas de rentabilidade futura a Companhia fez o impairment integral dos investimentos em Tulum, Viedma, Vesuvio e Itacoatiara, na Bacia de Campos, em Curitiba, Belém e Natal na Bacia de Santos e em Caju e Dendê na Bacia do Espírito Santo, num total de R$ 4,2 bilhões. Também ao longo de 2013 foram baixados os custos incorridos com poços secos e áreas devolvidas a ANP, como o complexo de Fortaleza na Bacia de Santos e Tambora/Tupungato na Bacia de Campos, num total de R$ 1,8 bilhão. Outras despesas operacionais OS gastos de R$ 227 milhões registrados como outras despesas operacionais estão associados, sobretudo, a: (a) custos de reparo dos poços e bombas centrífugas submersas do campo de Tubarão Azul (workover) no valor de R$ 133 milhões; (b) custos operacionais de R$ 78 milhões que foram incorridos com a operação do FPSO OSX-1 a partir de agosto de 2013, quando a produção do campo de Tubarão Azul foi paralisada. Esses custos compreendem: afretamento e pessoal do FPSO, combustível e embarcações de apoio logístico. Compensações OSX Em decorrência do estudo que apontou a falta de viabilidade econômica dos campos de Tubarão Areia, Tubarão Gato e Tubarão Tigre a Companhia cancelou a encomenda dos FPSO OSX-4, OSX-5 e da WHP-1 e por conta disso pagou uma compensação de R$ 957 milhões a OSX. Posteriormente, a OSX apresentou notificação de encerramento dos afretamentos dos FPSOs OSX-1 OSX-2 e WHP-2, citando que a recuperação judicial e os eventos de insolvência a ela associados seriam situações de término dos contratos. No contexto da recuperação judicial, as partes assinaram um acordo de cooperação (Plan Support Agreement) em dezembro de 2013 que previa uma compensação de US$ 1,5 bilhão a ser feita para o Grupo OSX, por conta desses cancelamentos. O acordo prevê que uma vez cumpridas certas condições precedentes o montante de US$ 1,5 bilhão seria convertido em capital. Enquanto as condições precedentes não são cumpridas a Companhia mantém esse montante provisionado em suas demonstrações financeiras como uma obrigação com o Grupo OSX. Resultado financeiro líquido Finalizamos o ano de 2013 com R$ 603 milhões de despesas financeiras líquidas. Esse resultado é substancialmente afetado por: (a) juros não capitalizados sobre financiamentos no valor de R$ 578 milhões; (b) provisão de multa e juros de mora no valor de R$ 30 milhões. Dentre os principais efeitos positivos no resultado financeiro destacam-se o rendimento das aplicações financeiras no valor de R$ 36 milhões e a atualização de créditos tributários no valor de R$ 13 milhões.

15 4.2 Balanço Patrimonial Caixa e Equivalentes de Caixa O saldo de disponibilidade totalizava R$ 26 milhões (equivalente a US$ 11 milhões) em 31 de dezembro de A redução em relação a 31 de dezembro de 2012 decorre substancialmente dos seguintes eventos: (a) CAPEX de R$ 2,4 bilhões; (b) pagamento de juros de empréstimos e financiamentos no valor de R$ 375 milhões; e (c) pagamento de compensações à OSX de R$ 956 milhões (equivalente a US$ 408 milhões); parcialmente compensados por (d) EBITDA pro-forma dos FPSOs OSX-1 e OSX-3 de R$ 181 milhões; e (e) EBITDA pro-forma da UTG Parnaíba de R$ 272 milhões. Imobilizado (CAPEX) O imobilizado inclui, sobretudo, os gastos relativos às campanhas de perfuração e completação e equipamentos de E&P adquiridos pela Companhia e suas subsidiárias. De 31 de dezembro de 2012 a 31 de dezembro de 2013, o Capex incorrido foi de aproximadamente R$ 2,4 bilhões.

16 Empréstimos e financiamentos A variação do passivo de empréstimos e financiamentos, de 31 de dezembro de 2012 até 31 de dezembro de 2013 está demonstrada no quadro a seguir: Em 3T13 o principal dos Senior Unsecured Notes foi reclassificado para o curto prazo, por conta do não pagamento dos juros vencidos em 1º de outubro de Esse não pagamento é um evento default, previstos para os Notes, que torna tais financiamentos imediatamente vencíveis. O Plano de Recuperação Judicial apresentado pela Companhia em fevereiro de 2014 propõe a conversão integral dos Senior Unsecured Notes (que totalizavam R$ 8,9 milhões em 31 de dezembro de 2013) em capital.

17 5. Gestão de pessoas A OGPar encerrou o quarto trimestre de 2013 com 224 colaboradores próprios e terceirizados, responsáveis pela condução de todas as atividades administrativas, de exploração e produção de petróleo, representando um decréscimo de 82% em relação ao mesmo período do ano anterior. 6. Declaração da diretoria Em observância às disposições constantes no artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, a Diretoria declara que discutiu, revisou e concordou com o relatório dos auditores independentes, emitido em 27 de março de 2014, e com as demonstrações financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de Não obstante, a Diretoria entende que a abstenção de opinião por parte dos auditores decorre exclusivamente do cenário de incertezas associado ao sucesso do Plano de Recuperação Judicial e não decorre de limitação de escopo ou de divergências em relação à adoção de práticas ou ajustes contábeis. A Diretoria entende, ainda, que a evolução do seu Plano de Reestruturação ao longo dos últimos meses, com o início da produção de óleo em Tubarão Martelo, a assinatura dos Plan Support Agreements e a captação de US$ 125 milhões associados a primeira série das debêntures conversíveis, tem contribuído para dirimir as incertezas quanto ao sucesso do Plano de Recuperação Judicial e a Reestruturação da Companhia. 7. Aderência à câmara de arbitragem A Companhia, seus acionistas, administradores e membros do Conselho de Administração se obrigam a resolver, por meio de arbitragem, toda e qualquer disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada, ou oriunda, em especial, da aplicação, validade, eficácia, interpretação, violação e seus efeitos das disposições contidas no Contrato de Participação no Novo Mercado, no Regulamento de Listagem do Novo Mercado, no Estatuto Social, nos acordos de acionistas arquivados na sede da Companhia, na Lei das Sociedades por Ações, nas normas editadas pelo Conselho Monetário Nacional, pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM, nos regulamentos da Bovespa, nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do mercado de capitais em geral, nas Cláusulas Compromissórias e no Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado, conduzida em conformidade com este último Regulamento.

18 8. Auditores Independentes Em atendimento à determinação da Instrução CVM Nº 381/2003, informamos que os nossos auditores independentes, a Ernst & Young Auditores Independentes S/S, assim como suas partes relacionadas no Brasil e no exterior, não prestaram, durante o exercício de 2013 serviços não relacionados à auditoria externa. Os honorários totais referentes à auditoria de 2013, originalmente acordados em R$ , foram aumentados para R$ diante de uma maior percepção de risco por parte dos auditores que os levou a alterar o escopo inicialmente previsto. Antes de contratar qualquer serviço a ser prestado por nosso auditor independente buscamos avaliar se tal serviço geraria situações de conflito de interesse. Nessa avaliação consideramos que: (a) o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho, (b) o auditor não deve exercer funções gerenciais na Companhia e (c) o auditor não deve promover os interesses da Companhia. Entendemos que não houve conflito de interesses em nenhum dos serviços prestados em 2013 por nosso auditor independente ou por suas partes relacionadas. Destacamos, ainda, que as Demonstrações Financeiras da Companhia aqui apresentadas estão de acordo com os critérios da legislação societária brasileira e correspondem às informações financeiras auditadas. As informações não financeiras, assim como outras informações operacionais, não foram objeto de auditoria por parte da Ernst & Young Auditores Independentes S/S ou de suas partes relacionadas.