OGX Petróleo e Gás S.A. em recuperação judicial Em 31 de dezembro de 2014 com Relatório dos Auditores Independentes sobre as Demonstrações

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1 OGX Petróleo e Gás S.A. em recuperação judicial Em 31 de dezembro de 2014 com Relatório dos Auditores Independentes sobre as Demonstrações Financeiras

2 (Companhia aberta) Demonstrações Financeiras 31 de dezembro de 2014 Índice Relatório da administração...03 Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações financeiras...22 Demonstrações Financeiras Balanços patrimoniais...25 Demonstrações dos resultados...27 Demonstrações dos resultados abrangentes...28 Demonstração das mutações do patrimônio líquido...29 Demonstrações dos fluxos de caixa...30 Demonstrações do valor adicionado Demonstrações Financeiras Padronizadas Formulário CVM

3 Relatório da Administração Senhores Acionistas, A Administração da OGX Petróleo e Gás S.A. ( OGX P&G 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 exercício social findo em 31 de dezembro de 2014, bem como eventos subsequentes relevantes ao mercado. Principais métricas YTD Dez/14 YTD Dez/13 Receita líquida (R$ milhões) EBITDA da operação (R$ milhões) 141 (45) Lucro / (Prejuízo) líquido (R$ milhões) (16.873) CAPEX (R$ milhões) Posição de caixa (US$ milhões) Mensagem da administração 2014 foi um ano difícil para o nosso setor e um ano tanto de sucessos como desafios para OGX P&G, refletido nos resultados financeiros e operacionais do quarto trimestre e no resultado anual. OGX P&G continua a focar na execução e produção enquanto reduz os custos para adaptar às condições de mercado mais adversas. Apesar do contexto atual de baixa do preço de petróleo, os fundamentos do setor permanecem fortes e continuaremos a garantir que o nosso negócio esteja bem posicionado para beneficiar-se de uma retomada do mercado. Enquanto isso, a companhia continua a executar os estágios finais do plano de reestrutruação. De acordo com as condições do plano, a OGX P&G concluiu a venda dos ativos na Colômbia em dezembro de Após as aprovações da CVM e da BMF&Bovespa, a OGX P&G foi listada na bolsa de valores em 16 de outubro de 2014, permitindo ao Grupo completar a capitalização do crédito. Ações da OGX P&G foram entregues aos credores registrados no plano de reestruturação, liberando o Grupo OGPar, OGX P&G, OGX Austria e a OGX International da dívida pré-reestruturação conforme estipulado no plano de recuperação judicial. 3

4 A produção dos quarto poços no campo de Tubarão Martelo totalizou 1,177 milhão de barris de petróleo no quarto tirmestre de A produção total em 2014 foi de 4,2 milhões de barris de petróleo. O campo de Tubarão Azul produziu um total de 1,2 milhão de barris de petróleo em 2014 e 272 mil barris de petróleo no quarto trimestre de Vendas em 2014 totalizaram R$989 milhões, um crescimento de 93% quando comparado à A companhia registrou um EBITDA positivo de R$141 milhões no ano, refletindo o foco da gestão na continuidade da melhoria nas operações. A nova realidade do mercado levou a companhia a revisar o seu plano de negócios e reportar um ajuste não-recorrente por impairment dos ativos no valor de R$2,7 bilhões nos campos de Tubarão Martelo e Rêmora. Considerando a nova realidade do mercado, tomamos medidas agressivas para fortalecer e adaptar o negócio às condições de baixo preço do petróleo, focando em redução de custos e melhoria da eficiência. Reduzimos as despesas operacionais através da renegociação dos acordos de leasing com a OSX, diminuímos nossas despesas gerais e administrativas e cortamos significativamente os custos de exploração para focar os nossos esforços nos ativos em produção, Tubarão Martelo e Tubarão Azul. 2. Destaques operacionais 2.1 Produção e desenvolvimento Bacia de Campos Campo de Tubarão Azul A Produção A produção do Campo de Tubarão Azul no ano de 2014 foi de 1,2 milhão de barris de petróleo, com média diária de 3,4 mil barris, refletindo um decréscimo relevante em relação ao ano anterior, que apresentou média diária de 4,3 mil barris devido à retomada da produção no campo somente em fevereiro de 2014 com apenas um poço produtor (OGX-26HP), após a solução dos problemas operacionais derivados das bombas centrífugas submersas ( BCS ), que ocorreram desde março de 2013 causando o fechamento dos poços por vários meses. No 4T14, a produção do campo de Tubarão Azul foi de 272 mil barris de óleo, com média diária de 3,1 mil barris, em comparação aos 310 mil barris de óleo, com média diária de 3,4 mil barris produzidos no trimestre anterior. A contínua redução da produção é uma consequência natural do negócio de exploração de petróleo quando não há investimentos adicionais para incremento da produção. 4

5 B Resultados da operação de Tubarão Azul A seguir apresentamos os dados financeiros associados 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 de O&M foram reduzidos significativamente para US$ 35 mil/dia e US$ 85 mil/dia, respectivamente e que esses valores se mantiveram até o quarto trimestre de Não obstante os custos efetivamente incorridos no ano estão ligeiramente superiores aos atualmente acordados, em função de estarem impactados pela venda, em 2014, de estoque constituído em 2013 com custos superiores aos atuais. 5

6 Em R$ mil, exceto quando indicado diferente FPSO OSX 1 Descrição YTD Q4/14 YTD Q4/13 Dias de operação Produção vendida Preço unitário - R$/bbls 185,96 199,06 Receita líquida de frete Impostos sobre as vendas - - Royalties (24.046) (44.767) Leasing (33.118) ( ) Serviços (O&M) (68.289) (80.503) Logística (72.445) (27.843) Outros (3.726) (8.955) Custo do produto vendido ( ) ( ) EBITDA % EBITDA / Receita líquida 6,08% 27,98% EBITDA / bbls - Em R$ 11,31 55, Campo de Tubarão Martelo A - Produção Desde o seu início, em dezembro de 2013, a produção nesse campo totalizou 4,5 milhões de barris de óleo, sendo mil barris produzidos no 4T14, o que equivale a uma produção média diária no trimestre de 12,8 mil barris de óleo. A produção total no 4T14 permaneceu praticamente constante em relação ao trimestre anterior. 6

7 Conforme Fato Relevante divulgado em 27 de fevereiro de 2015, em virtude da queda vertiginosa do preço do petróleo no mercado internacional, de aproximadamente US$104/barril em agosto de 2014 para US$45/barril em janeiro de 2015, a Companhia se viu impossibilitada de obter os financiamentos necessários para garantir o incremento da produção, conforme previsto no Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo. Caso o comportamento da produção no campo se mantenha dentro do padrão atual e as condições econômico-financeiras da Companhia, como por exemplo capital de giro para financiar a produção, permitam, estima-se para o ano de 2015 uma produção média diária de 8,0 mil barris de óleo, comparada aos 12,7 mil barris previstos no relatório de certificação de reservas elaborado pela DeGolyer and MacNaughton e disponibilizado em 13 de outubro de Nesse contexto, a OGX P&G intensificou o processo de renegociação dos custos de afretamento e de operação e manutenção do FPSO OSX-3 com a OSX-3 Leasing B.V. e OSX Serviços Operacionais Ltda., respectivamente, bem como redução de custos administrativos e operacionais, a fim de tentar manter seu equilíbrio econômico-financeiro. Ainda nesse cenário, a Agência de Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( ANP ) formalizou sua recusa ao Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo apresentado pela OGX P&G em 23 de dezembro de 2014, por ser incompatível com o cenário atual do preço do petróleo tipo Brent. Em virtude desses fatores, a OGX P&G contratou uma empresa especializada para elaborar uma previsão independente de produção do campo e agora o Conselho de Administração da Companhia em conjunto com seus Diretores, está avaliando se as medidas de redução de custos implementadas ou em negociação serão suficientes para manter a continuidade da operação do campo nos atuais níveis de preço do petróleo e decidirão por sua manutenção, pela desativação temporária das instalações de produção ou pela devolução para a ANP. 7

8 Conforme comunicado ao mercado em 5 de março de 2015, a ANP concedeu a postergação do prazo de entrega do novo Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo de 8 de março de 2015 para até 31 de dezembro de B FPSO OSX-3 Conforme divulgado em Fato Relevante de 16 de março de 2015, a OGPar e a OGX P&G, na qualidade de afretadora da FPSO OSX-3, firmaram acordo com sociedades que integram o Grupo OSX, dentre elas a OSX-3 Leasing B.V. ( OSX Leasing ), na qualidade de proprietária da FPSO OSX-3, para suspender, pelo prazo de 6 meses: (i) os pagamentos devidos pela OGX P&G, que eventualmente se encontrem em aberto, a título de contraprestação pelo afretamento da plataforma FPSO OSX-3; (ii) os futuros pagamentos a serem devidos pela OGX P&G, a título de contraprestação pelo afretamento da plataforma FPSO OSX-3. A celebração deste acordo, que ocorre em conformidade com o Artigo 47 da Lei /2005, está alinhada a outras medidas que vem sendo adotadas pela administração das Companhias em função da queda acentuada do preço do petróleo no mercado internacional e tem como objetivo possibilitar à OGX P&G a manutenção hígida da operação da plataforma FPSO OSX-3. Transcorrido o período de 6 meses, voltam a vigorar as condições do contrato previamente firmado. C Resultados da operação de Tubarão Martelo A seguir apresentamos os dados financeiros da operação do FPSO OSX-3, no campo de Tubarão Martelo: (i) EBITDA pro forma; (ii) custos diários; (iii) custo por barril. O custo diário de afretamento do OSX3 foi reduzido em 2014 de US$ 430 mil/dia para US$ 250 mil/dia, após o sucesso da negociação para aplicação retroativa, a novembro de 2013, dessa taxa. Posteriormente, em dezembro de 2014, a Companhia obteve liminar reduzindo a taxa para US$ 130 mil/dia. 8

9 Em R$ mil, exceto quando indicado diferente FPSO OSX 3 Descrição YTD Q4/14 YTD Q4/13 Dias de operação Produção vendida Preço unitário - R$/bbls 193,05 232,66 Receita líquida de frete Impostos sobre as vendas - - Royalties (90.419) (5.952) Leasing ( ) (20.393) Serviços (O&M) ( ) (5.268) Logística ( ) (7.836) Outros (14.087) (582) Custo do produto vendido ( ) (40.031) EBITDA % EBITDA / Receita Bruta 32,76% 32,79% EBITDA / bbls - Em R$ 63,24 76, Campo de Rêmora Conforme divulgado em Fato Relevante de 12 de março de 2015, a OGX P&G notificou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( ANP ) a devolução do Campo de Rêmora, localizado na Bacia de Campos, bloco C-M-499. O desenvolvimento do Campo de Rêmora como projeto exclusivo (stand alone) demonstrou ser economicamente inviável devido às estimativas de volumes baixos de óleo recuperáveis. Deste modo, a Companhia entendeu que manter a concessão deste campo implicaria em assumir compromissos de prazos, investimentos e produção com a ANP que poderiam não ser cumpridos, o que culminou na decisão de devolução do mesmo. Como consequência, a OGX P&G realizou o impairment de 461 milhões no seu ativo. A devolução deste campo não afetará o plano de negócios das Companhias, uma vez que o valor econômico do projeto não foi considerado em suas respectivas projeções, seja no âmbito das negociações com os credores ou em seu Plano de Recuperação Judicial. 9

10 2.1.2 Bacia de Santos Desenvolvimento dos Campos de Atlanta e Oliva ( BS-4 ) Os testes de formação realizados nos dois poços horizontais do Sistema de Produção Antecipada (SPA) indicaram que a capacidade de produção é de aproximadamente 12 mil barris por dia por poço, na faixa superior do intervalo simulado antes da realização dos testes. Durante o teste do segundo poço, a bomba elétrica submersa foi colocada no leito marinho, ao invés de dentro do poço, uma opção que o Consórcio usará durante o desenvolvimento do campo, por se tratar de uma alternativa mais econômica. Em maio de 2014, a QGEP divulgou os resultados do relatório de certificação de reservas do Campo de Atlanta, elaborado pelos consultores independentes Gaffney, Cline & Associates (GCA) e datado de 31 de março de Os principais destaques do relatório foram as reservas 1P de 147 milhões de bopd, 2P de 191 milhões de bopd e 3P de 269 milhões de bopd. Conforme Fato Relevante divulgado em 17 de dezembro de 2014, o Consórcio responsável pelo desenvolvimento do Campo de Atlanta assinou contrato para afretamento e operação da unidade de produção FPSO Petrojarl I, da Teekay Offshore Partners L.P. A unidade será customizada de acordo com as especificações necessárias para a operação neste campo e está programada para chegar à locação em 14 meses. O início da produção está programado para meados de Nesta primeira fase, a produção será de 25 mil bopd, podendo atingir cerca de 30 mil bopd com três poços em produção, dois dos quais já estão perfurados e equipados com árvore de natal molhada e bomba submersa. A unidade Petrojarl I terá capacidade de armazenar 180 mil bopd e o contrato é válido para um período de 5 anos, com cláusula de término a partir do terceiro ano. O Capex associado ao SPA considerando dois poços é de US$ 520 milhões. O Consórcio considera ainda a perfuração de um terceiro poço de produção, o que elevará o Capex total do SPA. O custo operacional total de afretamento e manutenção estimado para o SPA é de US$ 480 mil por dia, incluindo os custos de leasing, serviços, logística, seguro e fundo de abandono, entre outros. Todos os valores divulgados referem-se à totalidade do Consórcio. A seguir apresentamos a produção média anual estimada para o Campo de Atlanta, baseada nas reservas 2P, conforme o plano de desenvolvimento. Salientamos que as reservas 3P permanecem inalteradas com valores de 269 milhões de bopd. A produção associada ao Sistema Definitivo (SD) está baseada na premissa de contratação de um FPSO de maior capacidade a partir de 2019 e perfuração de poços adicionais. 10

11 A projeção acima representa uma estimativa baseada nas expectativas e premissas do operador e estão sujeitas a diversos riscos e incertezas. A QGEP é o operador do Bloco BS-4, onde estão localizados os campos de Atlanta e Oliva, com participação de 30% e tem como sócios a OGX P&G e Barra Energia com participação de 40% e 30%, respectivamente. O primeiro óleo do Campo de Oliva é esperado para 2021, já que a viabilidade deste campo está ligada à operação do Campo de Atlanta. 11

12 2.1.3 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 OGX P&G e a OGpar celebraram acordo de subscrição com a Cambuhy 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.ON concordaram em investir na Parnaíba Gás Natural S.A. ( PGN ) um valor total de aproximadamente R$ 250 milhões, via aumento de capital. Esse aumento de capital foi efetivado em 19 de fevereiro de 2014, reduzindo a participação da OGX P&G na PGN de 66,66% para 36,36%. Também em 30 de outubro de 2013, a Companhia e a Cambuhy celebraram um Acordo de Compra de Ações, 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, reajustado pelo IPCA. Em 6 de agosto de 2014 foi realizado o processo competitivo previsto no Plano de Recuperação Judicial e a Cambuhy apresentou o lance mínimo de R$ 200 milhões. O pagamento desse montante e a efetivação da alienação dependem de algumas condições precedentes, dentre elas o transito em julgado do processo de recuperação judicial. Associado a esse acordo de alienação de participação, foi negociado um fluxo de pagamentos do montante de R$ 145 milhões devidos pela PGN a OGX P&G, pelo acordo de compartilhamento de custos. Esse montante foi integralmente recebido até 31 de dezembro de Também associada a essa negociação, a MPX Energia Gmbh concordou em adquirir por US$ 3 milhões da OGX Netherlands BV, 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. 2.2 Exploração Margem Equatorial (blocos da 11ª Rodada de Licitações) Num contexto de queda dos preços do petróleo, que reduz a posição de caixa previamente estimada pela Companhia, a OGX P&G está avaliando fazer farm outs ou farm downs nos blocos de exploração adquiridos na 11ª Rodada de Licitações, os quais estão localizados em águas profundas das bacias do Ceará e Potiguar (POT-M % OGpar; CE-M-603 e POT- M % OGpar; CE-M % OGpar). Com isso busca-se diminuir o CAPEX e as despesas de exploração previstos já a partir do segundo semestre de 2016, quando espera-se maiores gastos com a perfuração de dois poços previstos no Programa Exploratório Mínimo. 12

13 2.2.2 Colômbia Em 19 de dezembro de 2014 foi concluída a 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 de Hidrocarburos ( ANH ) aprovando oficialmente as referidas operações. A venda dos blocos VIM-5 e VIM-19 prevê (i) o pagamento à OGX P&G de cerca de US$ 30 milhões e royalties de 3% da receita gerada pela venda de hidrocarbonetos nos referidos blocos; (ii) a liberação da Companhia com relação às obrigações regulatórias (no valor aproximado de US$ 75 milhões); e (iii) a restituição de cerca de US$ 7,7 milhões que haviam sido depositados como contra garantia às cartas de crédito requeridas pela ANH. A venda dos blocos CR-2, CR-3 e CR-4 prevê a transferência inicial de 70% da participação nos blocos para o comprador, permanecendo a OGX P&G provisoriamente como operadora e detentora de 30% do ativo, e libera a Companhia de obrigações regulatórias já vencidas em processo de cobrança pela ANH no valor aproximado de US$ 72 milhões, bem como proporciona a restituição de cerca de US$ 6,3 milhões que haviam sido depositados como contra garantia às cartas de crédito requeridas pela ANH. Os termos e condições das operações acima mencionadas estão alinhados ao Plano de Recuperação Judicial e ao processo de reestruturação da Companhia, desoneram a Companhia dos custos exploratórios obrigatórios e de contingências regulatórias, bem como proporcionam a geração de caixa no curto prazo de maneira a ampliar a liquidez da Companhia. 13

14 3. Desempenho financeiro As informações 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). 3.1 Demonstração dos resultados (em R$ mil) DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS YTD Dez/14 YTD Dez/13 (reapres.) (*) ($) Q4/14 Q4/13 (reapres.) Receita líquida de vendas (*) Saldos reapresentados pela perda de controle sobre a PGN e a consequente desconsolidação das informações comparativas. (i) Esse total não inclui as parcelas do Custo do Produto Vendido (CPV) referentes à Depreciação/amortização (R$ (82.282)), as quais estão apresentadas em linhas específicas. (ii) A soma dessa linha com o montante de R$ (4.876) referente aos poços secos incluídos em (vi) corresponde ao total de Despesas com Exploração na DRE da DFP. (iii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação e Amortização (R$ (8.648)), corresponde ao total das Despesas Gerais e Administrativas na DRE da DFP de dezembro de (iv) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE da DFP. (v) Apresentado como "Outras Despesas Operacionais" na DRE do ITR. (vi) Desse total, R$ (4.876) compõe o saldo de despesas de exploração na DFP (item (ii) acima) e o restante está apresentado como Provisão/realização de impairment " na DRE da DFP. R$ ('000) Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) ( ) ( ) ( ) ( ) (40.031) ( ) Despesas de exploração (i i) (58.348) (65.799) (17.281) (10.974) (6.307) Despesas de vendas (5.508) Despesas administrativas e gerais (i i i) (67.854) ( ) (30.760) (51.370) EBITDA da operação (45.159) (7.781) (36.686) Custos de reestruturação (i i i) ( ) - ( ) (39.292) - (39.292) Outras receitas (despesas) operacionais (v) ( ) (11.993) ( ) Compensações OSX (v) - ( ) EBITDA ajustado incluindo itens não recorrentes ( ) (59.066) ( ) Ganho na conversão de dívida em capital ( ) - ( ) Depreciação/Amortização (90.930) (76.870) (14.060) (46.703) (10.620) (36.083) Ganho na venda de ativos - Colombia Stock option (i i i) (11.565) (90.955) (22.566) ( ) Poços secos e Impairment (vi) ( ) ( ) ( ) ( ) Provisão para perda - Garantia PEM Colombia (v) Provisão para perda / desvalorização estoque (v) ( ) - ( ) Resultado de equivalência patrimonial EBIT ( ) ( ) ( ) Resultado financeiro líquido (iv) ( ) ( ) ( ) ( ) (24.734) Variação cambial (iv) ( ) ( ) ( ) Derivativos (iv) (10.335) (10.026) EBT ( ) ( ) ( ) (-) Imposto de renda ( ) (69.854) Provisão para não recuperação do IRPJ/CSLL Lucro (Prejuízo) líquido - OPER. CONTINUADAS ( ) ( ) ( ) Lucro (Prejuízo) líquido - OPER. DESCONTINUADAS Lucro (Prejuízo) líquido - TOTAL ( ) ( ) ( ) ($) 14

15 Resultado Líquido O EBITDA das atividades operacionais, acumulado no exercício findo em 31 de dezembro de 2014, foi positivo em R$ 141 milhões, em comparação a perda de R$ 45 milhões no ano anterior. Esse resultado reflete a melhora dos aspectos operacionais da Companhia com o início da produção em Tubarão Martelo, no quarto trimestre de 2013 e a retomada da produção em Tubarão Azul, no primeiro trimestre de Em termos de resultado contábil, a Companhia apurou um lucro líquido de R$ 9,9 bilhões em 2014, em comparação ao prejuízo de R$ 16,9 bilhões em O resultado de 2014 está fortemente impactado pelo ganho de R$ 13,5 bilhões na extinção das dívidas com credores da recuperação judicial e a respectiva emissão de instrumentos de patrimônio. Trata-se de um ganho contábil, que não afeta a liquidez da Companhia. Esse efeito contábil foi parcialmente impactado por despesas que também não tiveram efeito no caixa da OGX P&G, com destaque para: (a) impairment de ativos, em especial do campo de Tubarão Martelo, no valor de R$ (2,7) bilhões, em virtude da revisão para baixo das projeções de preços de venda do óleo; (b) despesa de variação cambial, sobretudo não realizada, de R$ (635) milhões; (c) provisão para ajuste dos estoques a valor de realização, num total de R$ (130) milhões, dos quais R$ (120) milhões referem-se a perdas estimadas com estoque de materiais de E&P e o restante é relativo a perdas estimadas na venda do estoque de óleo. Receita de vendas e custo dos produtos vendidos YTD 2014 Tubarão Azul Tubarão Martelo Total Qtde vendida (bbls/mil) Total vendido - R$ ('000) Vendas - R$/bbls 186,0 193,1 191,5 Vendas - US$/bbls (*) 79,2 80,9 80,9 Royalties Leasing O&M Logística Outros Total Custos - R$ ( 000) Custos - R$/bbls 174,7 129,8 139,9 Custos - US$/bbls (*) 74,4 54,4 58,9 (*) Convertido pelo câmbio médio do trimestre, ponderado pelas vendas. 15

16 Impairment A queda expressiva nas cotações do petróleo, a partir do quarto trimestre de 2014 (vide gráfico abaixo fonte: Nasdaq), tem afetado significativamente as empresas produtoras, em especial suas receitas e margens operacionais, além de dificultar a obtenção de financiamentos e a capacidade de realizar investimentos. A OGX P&G, assim como toda a indústria, vem sofrendo os efeitos dessa conjuntura e vem buscando estratégias para mitigar seus impactos e garantir a continuidade da operação, dentre essas estratégias destacamos: renegociação da taxa de afretamento do FPSO OSX3, renegociação dos custos de operação e manutenção do FPSO e redução das despesas gerais e administrativas. No entanto, a revisão do Business Plan concluída em fevereiro de 2015 apontou que no cenário de custos e despesas atuais, os preços projetados para o Brent não seriam suficientes para garantir a viabilidade econômica do projeto e, por isso, foi constituída uma provisão para não realização dos ativos (impairment) de Tubarão Martelo e Rêmora, no valor de R$ 2,6 bilhões. A Companhia está avaliando se as medidas de redução de custos implementadas ou em negociação serão suficientes para manter a continuidade da operação do campo e decidirão por sua manutenção, pela desativação temporária das instalações de produção ou pela devolução para a ANP. 16

17 3.2 Balanço Patrimonial (em R$ mil) R$ ('000) 31/dez/14 31/dez/13 Var. 31/dez/14 31/dez/13 Var. ATIVO PASSIVO Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa Fornecedores ( ) Depósitos vinculados (14.116) Impostos e participações a recolher Contas a receber ( ) Salários e encargos trabalhistas (409) Instrumentos financeiros derivativos Empréstimos e financiamentos Impostos e contribuições a recuperar Empréstimos compartes relacionadas ( ) Estoque de óleo Contas a pagar compartes relacionadas ( ) Créditos com partes relacionadas (14.388) Provisões diversas Outros créditos Outras contas a pagar ( ) ( ) Ativo não circulante disponível para venda Não Circulante Não Circulante Realizável a longo prazo ( ) Provisões diversas Depósitos vinculados Estoque de materiais ( ) Empréstimos com partes relacionadas Patrimônio Líquido - Impostos e contribuições a recuperar ( ) Capital social IRPJ e CSLL diferidos (93.262) Adiantamento para futuro aumento de capital (16.481) Créditos compartes relacionadas Reservas de capital Outros créditos (11.234) Ajustes acumulados de conversão (21.592) (403) (21.189) Investimentos Prejuízos acumulados ( ) ( ) Imobilizado ( ) Participação controladora ( ) Intangível (73.319) Participação minoritária (51.900) ( ) ( ) Total do Ativo ( ) Total do Passivo ( ) Caixa e equivalentes de caixa CAIXA Legendas: (i) $215 mln DIP, $73 mln PPE e $50 Bridge Loan e mútuos (ii) $50 mln Bridge Loan e mútuos (iii) R$23 mln do DIP (~8%) e R$34 mln do PPE (~20%) R$ ('000) Saldo em 31/12/ (+) Novas captações (i) (-) Amortizações (ii) ( ) (-) Custo de captação (iii) (58.083) (+) Variação Contas a Receber (+) Margem bruta da venda de óleo (-) CAPEX ( ) (-) G&A (inclui custo de reestruturação) ( ) (-) Despesas de exploração (58.348) (+) Venda ativos Colômbia (+) Reestituição IRPJ (+) Recebimento PGN (+) Outros (7.651) Saldo em 31/12/ Imobilizado (CAPEX) IMOBILIZADO R$ ('000) Saldo em 31 de dezembro de (+) CAPEX Bacia de Campos Bacia de Santos Bacia do Parnaíba Bacia do Espírito Santo - Bacia do Pará-Maranhão 628 Corporativo (-) Desconsolidação PGN ( ) (+) Aumento de capital OGX International (+) SNUC (+) Provisão para abandono de poços (-) Provisões Drilling / Adiantamentos Netherlands ( ) (-) Depreciação (92.790) (-) Impairment ( ) (-) Baixa de Poços Secos (4.876) Saldo em 31 de dezembro

18 Ativo não circulante disponível para venda Refere-se a participação societária não controladora de 36,36% na Parnaíba Gás Natural S.A. (PGN) que está destinada a venda e foi mensurada ao valor justo. Fornecedores, contas a pagar com partes relacionadas e outras contas a pagar A redução desses saldos ao longo de 2014 decorre, sobretudo, da conversão de dívidas associadas a recuperação judicial. As dívidas registradas nessas rubricas e extintas em setembro de 2014 através da emissão de instrumentos de patrimônio totalizavam R$ 4,6 bilhões. Empréstimos e financiamentos e empréstimos e financiamentos com partes relacionadas A variação do passivo de empréstimos e financiamentos, de 31 de dezembro de 2013 até 31 de dezembro e 2014 está demonstrada no quadro a seguir: EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS R$ ('000) Saldo em 31 de dezembro de (+) Novas captações (i) (+) Eliminação da dívida da OGX Austria (ii) ( ) (+) Juros incorridos (iii) (+) Amortização do custo de captação (+/-) Variação cambial ( ) (-) Pagamento de juros (7.822) (-) Amortização de principal (iv) ( ) (-) Pagamento do custo de captação (v) (58.083) (-) Desconsolidação da PGN ( ) Saldo em 31 de dezembro de Legendas: (i) $215 mln DIP, $73 mln PPE e $50 Bridge Loan e mútuos (ii) Com a consolidação da participação societária nas companhias offshore a dívida (PPE e debênture) com a OGX Austria passou a ser eliminada. (iii) Juros DIPs, 2º PPE e Bridge, menos estorno dos juros do 1º PPE e das debentures de nov e dez/13, quando o Plano de recuperação judicial foi aprovado em junho de (iv) $50 mln Bridge Loan e mútuos. (v) R$23 mln do DIP (~8%) e R$34 mln do PPE (~20%) 18

19 4. Gestão de pessoas A Companhia encerrou o exercício de 2014 com 137 colaboradores próprios e 781 terceirizados, uma redução de aproximadamente 30% comparado ao ano anterior. Esses números não incluem os funcionários da Parnaíba Gás Natural S.A. 5. 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 (PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes), emitido, em 23 de março de 2015 e com as demonstrações financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de Comitê de auditoria O Comitê de Auditoria Estatutário ( CAE ) da OGX Petróleo e Gás Em Recuperação Judicial ( Companhia ou OGX ) não realizou atividades ao longo do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014, tendo em vista ter sido instalado por decisão do Conselho de Administração da Companhia de 28 de janeiro de 2015, conforme divulgado em Comunicado ao Mercado de 30 de janeiro de 2015, não competindo, portanto, aos membros do CAE em exercício, a elaboração de relatório anual resumido contendo a descrição de (i) suas atividades, os resultados e conclusões alcançados e as recomendações feitas relativas ao exercício de 2014; e (ii) quaisquer situações nas quais exista divergência significativa entre a administração da companhia, os auditores independentes e o CAE em relação às demonstrações financeiras da companhia para o exercício de Os membros do Comitê de Auditoria informam, no entanto, que realizaram, ao longo de fevereiro e março de 2015, diligências junto à diretoria e colaboradores da Companhia no sentido de estruturar seu calendário anual de compromissos e identificar os pontos que demandam prioridade, os quais serão incluídos nas pautas das próximas reuniões para o exercício em vigor. Além disso, cabe informar que em reunião do CAE de 20 de março de 2015, tomaram conhecimento do objetivo dos trabalhos de auditoria que estão sendo desenvolvidos pelos auditores independentes e dos principais riscos abrangidos. Por fim, o CAE faz saber que seu respectivo regimento interno está sob análise de seus membros e será oportunamente submetido à aprovação do Conselho de Administração da OGX. 19

20 7. Auditores Independentes Em atendimento à determinação da Instrução CVM Nº 381/2003, informamos que os nossos auditores independentes, a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, assim como suas partes relacionadas no Brasil e no exterior, prestaram os seguintes serviços não relacionados à auditoria externa do Grupo OGPar, durante o exercício de 2014: (a) (b) assessoria contábil das companhias offshore (Holanda e Austria) para atender as regras locais, a um custo de ,59 e USD ,51, equivalentes respectivamente à R$ ,41 e R$ ,49, utilizando a taxa de câmbio de 31 de dezembro de revisão DIPJ da Óleo e Gás Participações S.A. e da OGX Petróleo e Gás S.A.., a um custo de R$ ,00. (c) retificação de obrigações acessórias da OGX Petróleo e Gás S.A.., a um custo de R$ ,00. (d) serviços de assessoria fiscal permanente, a um custo de R$ ,00 (e) consultoria de recursos humanos no valor de R$ 5.958,00 (f) revisão do tratamento contábil que a OGX Petróleo e Gás S.A. pretendia adotar na conversão de dívida em instrumentos de patrimônio no valor de R$ ,80 Os serviços de auditoria externa realizados pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes durante o exercício de 2014 foram: (a) auditoria externa do exercício de 2014 da Óleo e Gás Participações S.A., conforme detalhamento abaixo: Honorários totais: R$ ,02 Honorários pagos em 2014: R$ ,22 Reembolso de despesas de auditoria em 2014: R$ 2.317,02 (b) auditoria externa do exercício de 2014 da OGX Petróleo e Gás S.A., conforme detalhamento abaixo: Honorários totais: R$ ,44 Honorários pagos em 2014: R$ ,90 20

21 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 2014 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. 8. 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. 21

22 Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações financeiras Aos Administradores e Acionistas OGX Petróleo e Gás S.A. - em recuperação judicial Examinamos as demonstrações financeiras individuais da OGX Petróleo e Gás S.A. - em recuperação judicial (a "Companhia" ou "Controladora") que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2014 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as demonstrações financeiras consolidadas da OGX Petróleo e Gás S.A. - em recuperação judicial e suas controladas ("Consolidado") que compreendem o balanço patrimonial consolidado em 31 de dezembro de 2014 e as respectivas demonstrações consolidadas do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações financeiras A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações financeiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou por erro. Responsabilidade dos auditores independentes Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelo auditor e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e das divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou por erro. PricewaterhouseCoopers, Av. José Silva de Azevedo Neto 200, 1º e 2º, Torre Evolution IV, Barra da Tijuca, Rio de Janeiro, RJ, Brasil T: (21) , F: (21) , PricewaterhouseCoopers, Rua da Candelária 65, 20º, Rio de Janeiro, RJ, Brasil , Caixa Postal 949, T: (21) , F: (21) , 22

23 Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Opinião Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da OGX Petróleo e Gás S.A. - em recuperação judicial e da OGX Petróleo e Gás S.A. - em recuperação judicial e suas controladas em 31 de dezembro de 2014, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa, bem como o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB). Ênfase - Continuidade operacional Conforme mencionado em maiores detalhes na Nota 1, em 30 de outubro de 2013, a Óleo e Gás Participações S.A. - em recuperação judicial, controladora da Companhia àquela data, ajuizou, na Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial em conjunto com suas controladas. Em 21 de novembro de 2013, foi deferido o processamento da recuperação judicial da Óleo e Gás Participações S.A. - em recuperação judicial e de sua controlada OGX Petróleo e Gás S.A. - em recuperação judicial. Em 14 de fevereiro de 2014, a Óleo e Gás Participações S.A. e suas controladas apresentaram seus planos de recuperação judicial com a discriminação dos meios de recuperação a serem empregados, demonstração de suas viabilidades econômicas e laudos econômico-financeiro e de avaliação dos bens e ativos das companhias. Em 3 de junho de 2014, em assembleia geral, os planos foram aprovados pelos credores, sendo posteriormente, em 13 de junho de 2014, homologados pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial do Rio de Janeiro. Adicionalmente, a Companhia, em 31 de dezembro de 2014, apresentou excesso de passivos sobre ativos circulantes no montante de R$ mil e R$ mil, na controladora e no consolidado, respectivamente. Portanto, a readequação da estrutura financeira e patrimonial da Companhia depende do sucesso das ações do plano de recuperação judicial, conforme detalhado na Nota 1.4, bem como das ações da administração para gestão do fluxo de caixa operacional no curto prazo, detalhadas na Nota 1.5. Esse contexto suscita dúvida substancial sobre a continuidade operacional da Companhia. As demonstrações financeiras não incluem quaisquer ajustes em virtude das incertezas envolvidas. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto. 23

24 Outros assuntos Informação suplementar - Demonstrações do Valor Adicionado Examinamos também as Demonstrações do Valor Adicionado (DVA), individuais e consolidadas, referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2014, preparadas sob a responsabilidade da administração da Companhia, cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como informação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior O exame das demonstrações financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2013, apresentadas para fins de comparação, foi conduzido 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 ao processo de recuperação judicial existentes naquela data. Posteriormente, outros auditores, distintos dos anteriormente citados neste parágrafo, examinaram as demonstrações financeiras individuais e consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2013 e emitiram relatório de auditoria com data de 11 de agosto de 2014, sem ressalvas e com parágrafo de ênfase em relação às incertezas significativas decorrentes do processo de recuperação judicial da Companhia, dos prejuízos acumulados e do excesso de passivos sobre ativos circulantes. Rio de Janeiro, 23 de março de 2015 PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes CRC 2SP000160/O-5 "F" RJ Marcos Donizete Panassol Contador CRC 1SP155975/O-8 "S" RJ 24

25 (Companhia aberta) Balanços patrimoniais 31 de dezembro de 2014 e 2013 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado Nota 31/12/ /12/ /12/ /12/2013 Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa Depósitos vinculados Contas a receber Impostos e Contribuições a Recuperar Instrumentos financeiros derivativos Estoque de óleo Créditos com partes relacionadas Empréstimos e financiamentos com partes relacionadas Outros créditos e despesas antecipadas Ativo não circulante disponível para venda Total do ativo circulante Não circulante Realizável a longo prazo Depósitos vinculados Estoques de materiais Empréstimos com partes relacionadas Impostos e contribuições a recuperar Imposto de renda e contribuição social diferidos Créditos com partes relacionadas Outros créditos e despesas antecipadas Investimentos Imobilizado Intangível Total do ativo não circulante Total do ativo

26 (Companhia aberta) Balanços patrimoniais 31 de dezembro de 2014 e 2013 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado Nota 31/12/ /12/ /12/ /12/2013 Passivo Circulante Fornecedores Impostos, contribuições e participações governamentais a recolher Salários e encargos trabalhistas Contas a pagar para partes relacionadas Empréstimos e financiamentos Empréstimos com partes relacionadas 14 e Provisões diversas Outras contas a pagar Total do passivo circulante Não circulante Empréstimos com partes relacionadas Provisões diversas Provisão para perda de investimento em controladas Total do passivo não circulante Patrimônio líquido / (passivo a descoberto) Capital social 19 e Adiantamento para futuro aumento de capital Reservas de capital Ajustes acumulados de conversão (21.592) (403) (21.592) (403) Prejuízos acumulados ( ) ( ) ( ) ( ) Atribuído a: Participação dos acionistas controladores ( ) ( ) Participações de acionistas não controladores Total patrimônio líquido / (passivo a descoberto) ( ) ( ) Total do passivo e patrimônio líquido / (passivo a descoberto) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 26

27 (Companhia aberta) Demonstrações dos resultados Exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 2013 (Em milhares de reais, exceto pelo prejuízo básico e diluído por ações) Controladora Consolidado Nota 31/12/ /12/ /12/ /12/2013 (reapresentada) Receita líquida de venda Custo dos produtos vendidos 22 ( ) ( ) ( ) ( ) Lucro bruto Despesas operacionais Despesas com exploração 24 (63.224) ( ) (63.224) ( ) Despesas administrativas e gerais 23 ( ) (58.828) ( ) (58.828) Outras despesas operacionais 26 (5.208) ( ) (19.255) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Ganho na conversão da dívida em Instrumento de Patrimônio Provisão/realização de impairment 27 ( ) ( ) ( ) ( ) Resultado de equivalência patrimonial 10 ( ) Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) Resultado financeiro Receitas financeiras Despesas financeiras 25 ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Resultado antes dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) Imposto de renda e contribuição social ( ) ( ) Resultado líquido nas operações em continuidade ( ) ( ) Operações descontinuadas Lucro (prejuízo) do exercício ( ) ( ) Lucro (prejuízo) básico e diluído por ação (em R$) ,16478 (2,01202) 190,16478 (2,01202) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 27

28 (Companhia aberta) Demonstrações dos resultados abrangentes Exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 2013 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado 31/12/ /12/ /12/ /12/2013 Lucro (prejuízo) do exercício ( ) ( ) Ajustes de conversão de moeda estrangeira (21.189) 392 (21.189) 392 Total do resultado abrangente ( ) ( ) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 28