Mensagem da Administração

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1 RESULTADOS REFERENTES AO TERCEIRO TRIMESTRE DE 2016 Rio de Janeiro, 11 de novembro de 2016 a OGX Petróleo e Gás S.A. em Recuperação Judicial (Bovespa: OGSA3; OTC: OXPRY.PK) ( OGX P&G ou Companhia ) anuncia hoje seus resultados referentes ao terceiro trimestre de 2016, bem como eventos subsequentes relevantes ao mercado. Mensagem da Administração No terceiro trimestre de 2016, a administração da OGPar e da OGX P&G continuaram em tratativas junto aos credores da OSX-3 Leasing B.V. e do Empréstimo Adicional, buscando alcançar um acordo para os litígios e dívidas em aberto. Os termos gerais foram propostos formalmente aos credores, conforme fato relevante divulgado ao mercado em 28 de outubro de 2016, e a Companhia acredita em um desfecho satisfatório nas próximas semanas. Em julho de 2016, com a contínua recuperação do preço do petróleo no mercado internacional, a Companhia retomou a produção no Campo de Tubarão Martelo, tendo registrado no terceiro trimestre uma produção de 845 mil barris de petróleo. A produção no campo tem se mostrado estável, devido à alta qualificação técnica da equipe, e permitirá a volta da geração de caixa. Nesse cenário de retomada da produção e solução junto aos credores, a Companhia começa a olhar para o futuro para se preparar para a transição entre o estágio de saída do processo de recuperação judicial e a retomada da normalidade de suas atividades. Considerando o atual momento econômico do Brasil, a administração da Companhia entende poder obter recursos no futuro, para suportar investimentos que tragam nova perspectiva de crescimento para a mesma. Ativos em Desenvolvimento Campos de Atlanta e Oliva ( BS-4 ) O Campo de Atlanta é um campo de óleo do pós-sal, localizado na Bacia de Santos, vinculado ao Bloco BS-4 no qual a Companhia possui 40% de participação. O campo é operado pela Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ( QGEP ) com 30% de participação e tem como sócia a Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda. com 30%.

2 Em 10 de Novembro de 2016, a Companhia divulgou em comunicado ao mercado que a chegada do FPSO Petrojarl I foi postergada para o terceiro trimestre de Dessa forma, o primeiro óleo do Sistema de Produção Antecipada ( SPA ) de Atlanta está programado para ocorrer somente no final de 2017, conforme divulgado pela operadora do Bloco BS-4. Nesta primeira fase, o potencial de produção está estimado em 20 mil bbl/d, com dois poços produtores que já estão perfurados e equipados com árvore de natal molhada e bomba submersa. Essa estimativa possui margem de variação, positiva ou negativa, de 10% conforme divulgação pela operadora, e a produção do campo poderá ser ampliada com a instalação de um terceiro poço produtor. Conforme previsto no Plano de Recuperação da OGX, a alienação de ativos é uma das medidas de reestruturação da companhia. Os sucessivos atrasos na chegada do referido FPSO Petrojarl I e, consequentemente, na ocorrência do primeiro óleo do SPA, impactam significativamente a previsão de fluxo de caixa da companhia, motivo pelo qual a OGX vem intensificando seus esforços na busca de potenciais interessados em adquirir parte de sua participação no Bloco BS-4. O afretamento do FPSO Petrojarl I tem duração de cinco anos, com cláusula de rescisão válida após o terceiro ano e os equipamentos e as soluções submarinas necessárias já foram contratadas pelo Consórcio. A OGX Austria GmbH, subsidiária integral da OGX P&G, possui um contrato de venda de óleo (COSA - Crude Oil Sales Agreement) correspondente à parte da OGX na produção para o SPA do Campo de Atlanta. O contrato assinado tem prazo de três anos, podendo ser estendido por mais um ano. A venda do petróleo para a Shell Western Supply and Trading Ltd. ( Shell ) será Free on Board ( FOB ) no FPSO, com mecanismo de preço netback. O investimento estimado do consórcio é de US$ 100 milhões para 2016 e US$ 150 milhões para 2017, sendo a OGX P&G responsável por 40% desse CAPEX previsto. 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.

3 Ativos na Bacia de Campos Campo de Tubarão Azul Em janeiro deste ano a OGX concluiu a desmobilização da plataforma FPSO OSX-1, tendo cumprido com todos os compromissos assumidos com a OSX 1 Leasing B.V. ( OSX-1 ), seus respectivos credores e a OSX Serviços Operacionais Ltda. em Recuperação Judicial. O sucesso na referida desmobilização é resultado da capacidade de negociação da OGX com seus credores e agentes reguladores. Como parte do acordo firmado entre a OGX, OGpar e OSX-1 Leasing B.V., a OSX-1 creditou US$ 32 milhões em garantia exclusivamente para o cumprimento das obrigações associadas ao abandono dos poços do Campo de Tubarão Azul. Como não se encontrou alternativa viável para retomada das atividades no Campo de Tubarão Azul, transcorrido o período de um ano de suspensão da produção, a OGX P&G, na condição de operadora, iniciará o processo de desativação e abandono do referido campo em conformidade com as normas da ANP e órgãos reguladores de meio ambiente. As Companhias estão em fase de preparo e negociação da contratação de prestadores de serviços que participarão do referido processo. Campo de Tubarão Martelo A Produção Em 5 de março de 2016, a Companhia realizou a interrupção temporária da produção no Campo de Tubarão Martelo em função da queda persistente do preço do petróleo do mercado internacional que tornava a operação do campo economicamente inviável à época. Após quatro meses de interrupção, a Companhia retomou a produção no Campo de Tubarão Martelo no dia 1º de julho de 2016, tendo em vista a recuperação do preço do petróleo no mercado internacional e as tratativas com a representante dos detentores de bonds emitidos pela OSX 3 Leasing B.V., que permitiu continuar as operações na plataforma. As atividades nos quatro poços estão estabilizadas e operando normalmente, graças à alta qualificação técnica da equipe. No terceiro trimestre de 2016 foram produzidos 845 mil barris de petróleo, em comparação aos 855 mil barris registrados no mesmo período do ano anterior.

4 O gráfico abaixo demonstra a evolução da produção diária da Companhia em barris de petróleo após a retomada da produção no Campo de Tubarão Martelo, divulgada por meio de fato relevante no dia 4 de julho de O incremento atípico da produção notada no início da retomada da operação dos poços deveu-se ao aumento de pressão nas reservas causado pelo acúmulo de hidrocarbonetos e água durante o período em que a produção permaneceu interrompida Produção de Óleo Diária (barris) /07/ /07/ /08/ /09/2016 Ativo Exploratório Margem Equatorial No terceiro trimestre de 2016, a Companhia foi notificada pela Exxon, operadora do Consórcio do Bloco Exploratório POT-762, requerendo o pagamento de R$ 53,7 milhões, correspondentes ao percentual de não cumprimento do Programa Exploratório Mínimo ( PEM ) acordado no Contrato de Concessão do Bloco durante o primeiro semestre de A OGX solicitou a habilitação retardatária do crédito perante o Juízo em que tramita o processo de Recuperação Judicial, considerando que o valor cobrado pela Exxon decorre de uma obrigação assumida antes da impetração da Recuperação Judicial da OGX. Em cumprimento ao Plano de Recuperação Judicial, a Companhia cedeu sua participação nos blocos CE-M-603 e POT-M-475, operados pela ExxonMobil Exploração Brasil Ltda., após receber aprovação final da ANP em agosto deste ano.

5 Outros Ativos Participação Societária Em 3 de outubro de 2016, foi homologado o aumento de capital da Eneva S.A. ( Eneva ), no qual a OGX P&G subscreveu ações da Eneva, mediante a contribuição da totalidade de sua participação acionária detida na Parnaíba Gás Natural S.A. ( PGN ). Com a conclusão da operação a Companhia deixou de possuir participação acionária na PGN e passou a deter 6,22% do capital social da Eneva. Gestão de Pessoas A Companhia encerrou o terceiro trimestre de 2016 com 214 colaboradores próprios e 170 terceirizados, apresentando um aumento de aproximadamente 1% na quantidade de colaboradores próprios e terceirizados comparado ao trimestre anterior e uma redução de 37% comparado ao período findo em 31 de dezembro de 2015.

6 Desempenho Financeiro As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas em bases consolidadas, de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board IASB e em Reais, exceto quando indicado o contrário. A produção do Campo de Tubarão Martelo após a retomada da produção, no terceiro trimestre foi de 845 mil barris de petróleo. A redução de 48% na quantidade total produzida no comparativo 9M2015 X 9M2016 refere-se substancialmente à interrupção da produção do campo entre março e junho de A Companhia comercializou no 3T16 o total de 747 mil barris de petróleo com receita de R$ 92,4 milhões. Até o terceiro trimestre de 2015, a Companhia manteve a produção do Campo de Tubarão Azul e em 2016 suspendeu durante aproximadamente 4 meses a produção no Campo de Tubarão Martelo. Prejuízo líquido de R$ 293,9 milhões no 3T16, frente ao prejuízo de R$ 194,9 milhões para o mesmo período do ano anterior. Produção Total TBMT - (bbls mil) M2015 9M2016 3T15 3T16 Receita Líquida - (R$ Milhões) 491,8 146,0 228,8 92,4 9M2015 9M2016 3T15 3T16 Lucro (Prejuízo) - (R$ Milhões) 9M2015 9M2016 3T15 3T16 Prejuízo Líquido de R$ 231,9 milhões nos primeiros nove meses de 2016, frente ao prejuízo de R$ 514,6 milhões para o mesmo período do ano anterior. (514,6) (231,9) (194,9) (293,9) A piora no EBITDA da operação é reflexo substancialmente das vendas de óleo no 1T16, que foram fortemente impactadas pelas menores cotações do preço do petróleo no cenário internacional. EBITDA Operacional - (R$ Milhões) 9M2015 9M2016 3T15 3T16 (42,3) (47,4) (125,9) (149,8) Saldo de caixa de R$ 67,1 milhões ao final do terceiro trimestre de 2016 Saldo Caixa - (R$ Milhões) 23,5 67,1 4T15 3T16

7 Demonstração dos Resultados R$ ( 000) Demonstração dos Resultados 9M16 9M15 $ 3T16 3T15 $ Operações Continuadas Receita Líquida de vendas ( ) ( ) Custos dos produtos vendidos (CPV) (i) ( ) ( ) ( ) ( ) Despesas de exploração (897) (842) (55) (419) (93) (326) Despesas administrativas e gerais (ii) (54.762) (45.442) (9.320) (18.940) (17.431) (1.509) EBITDA da operação ( ) ( ) (24.012) (47.448) (42.284) (5.164) Custos de reestruturação (ii) (6.687) (34.288) (5.692) Outras receitas (despesas) operacionais (iv) (84.728) (39.921) (44.807) ( ) (486) ( ) EBITDA ajustado com itens não recorrentes ( ) ( ) (41.218) ( ) (48.462) (97.843) Depreciação / Amortização (14.717) (38.631) (175) (10.560) PIS e COFINS Diferidos (iv) ( ) (6.428) ( ) Stock option (ii) (2.329) (25.396) (2.146) (57) (2.089) Poços secos e Impairment (18.110) ( ) ( ) Provisão para perda / desvalorização estoque (iv) (30.308) (37.644) Resultado de equivalência patrimonial (1.475) (3.387) Realização de ajustes acumulados de conversão EBIT (51.549) ( ) (75.205) ( ) Resultado financeiro líquido (iii) ( ) (89.558) ( ) ( ) (31.781) ( ) Variação cambial (iii) ( ) (8.638) (25.039) Derivativos (iii) (2.267) EBT ( ) ( ) ( ) ( ) (56.200) Imposto de renda - (7.254) Provisão para não recuperação IRPJ/CSLL Lucro (Prejuízo) líquido Oper. Continuadas ( ) ( ) ( ) ( ) (56.200) Lucro (Prejuízo) líquido Oper. Descontinuadas (47.183) (82.873) (41.098) (42.789) Lucro (Prejuízo) líquido ( ) ( ) ( ) ( ) (98.989) (i) Esse total não inclui as parcelas do Custo do Produto Vendido (CPV) referentes à depreciação/amortização (R$ (19)), as quais estão apresentadas em linhas específicas. (ii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação e Amortização (R$ (14.698)), corresponde ao total das Despesas Administrativas e Gerais na DRE das Informações Trimestrais de 30 de setembro de (iii) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE das Informações Trimestrais de 30 de setembro de (iv) Apresentado como "Outras Despesas Operacionais" na DRE das Informações Trimestrais de 30 de setembro de EBITDA O EBITDA da operação nos primeiros nove meses de 2016 foi negativo em R$ 149,9 milhões, comparado ao EBITDA negativo de R$ 125,9 milhões para o mesmo período do exercício anterior. Este resultado é reflexo substancialmente da margem de comercialização do óleo, que reduziu de -54% para -64% no comparativo de 2016 com 2015 no mesmo período do ano pois as vendas ocorridas durante o 1T16 foram fortemente afetadas pela queda acentuada do preço do petróleo no período e a Companhia não registrou produção no 2T16 por conta da interrupção temporária no Campo de Tubarão Martelo.

8 Resultado Líquido O prejuízo líquido de R$ 231,9 milhões apurados pela Companhia durante os nove primeiros meses de 2016, frente ao prejuízo líquido de R$ 514,7 milhões para o mesmo período do exercício anterior, é reflexo substancialmente da (i) margem bruta negativa de R$ 94,2 milhões no Campo de Tubarão Martelo, em decorrência das menores cotações internacionais do petróleo em janeiro e fevereiro de 2016; (ii) custos operacionais de R$ 151,6 milhões do Campo de Tubarão Martelo durante o período de interrupção da produção; (iii) juros provisionados sobre o financiamento DIP e o incremental facility de R$ 87,0 milhões; (iv) custos de reestruturação e despesas gerais e administrativas de R$ 61,4 milhões; (v) ajuste de marcação a mercado da participação detida pela Companhia na Eneva de R$ 29,9 milhões; (vi) baixa dos recebíveis negociados no acordo de aumento de capital da Eneva no valor total de R$ 107,9 milhões; (vii) notificação enviada pela Exxon com cobrança de R$ 53,7 milhões relativas à obrigações do PEM com a cessão compulsória do Bloco POT-762. Entretanto, esses efeitos foram parcialmente compensados pela (i) receita de variação cambial, basicamente, não realizada de R$ 89,5 milhões; (ii) o efeito positivo de R$ 116,7 milhões da provisão referente à apuração de PIS e COFINS diferidos incidentes sobre receitas de variação cambial não realizada e (iii) reconhecimento de créditos de PIS e COFINS extemporâneos no valor de R$ 116,7 milhões. Receita x Custos A tabela a seguir apresenta a composição de receitas e custos referentes à operação do Campo de Tubarão Martelo no acumulado dos nove primeiros meses de Não houve produção no 2T16. Tubarão Martelo 1T16 3T16 9M2016 Qtde vendida (bbls / mil) Total vendido R$ ( 000) Vendas US$ / bbls (*) 21,1 38,1 29,4 Royalties Leasing O&M Logística Outros Total Custo R$ ( 000) Custo US$ / bbls (*) 47,1 49,7 48,3 (*) Convertido pelo câmbio médio do trimestre, ponderado pelas vendas.

9 Despesas Gerais e Administrativas e Custos de Reestruturação As despesas gerais e administrativas e custos de reestruturação diminuíram em R$ 18,3 milhões no acumulado de 2016 em comparação ao mesmo período de 2015 devido, principalmente, à redução de serviços prestados por terceiros e dos menores gastos com consultores, em virtude da evolução da recuperação judicial. Análise Patrimonial A Companhia realizou análise patrimonial, com base no Balanço Patrimonial de 30 de setembro de 2016 (Anexo I), de forma a identificar seus principais ativos e passivos e avaliar a situação financeira e capacidade de honrar seus compromissos. Segue composição nos gráficos abaixo. Ativo Passivo 67,1 158,5 12,5 6,6 Ativos BS-4 IRPJ e CSLL diferidos 165,8 Outros ativos 283,7 193,2 212, ,7 Titulos e valores mobiliários (Eneva) Investimento Atlanta Field Depósitos vinculados 309,0 524, ,5 DIP OSX3 Abandono Incremental Facility 358,2 Caixa e equivalentes Estoque de óleo 597,0 Outros Passivos Contas a receber 30/09/2016 Disponibilidades Passivo Circulante Liquidez Imediata 0,0299 De acordo com a análise patrimonial em 30 de setembro de 2016, a Companhia registrava 95,8% do ativo total como Não Circulante. Destes, aproximadamente R$ 1.820,9 milhões estão distribuídos da seguinte forma: (i) ativo imobilizado e intangível relacionados ao campo de BS-4 no valor de R$ 1.103,7 milhões; (ii) participação de 6,22% na Eneva ajustada a mercado no valor de R$ 193,2 milhões e (iii) ativo fiscal diferido decorrente de prejuízos fiscais no valor de R$ 358,2

10 milhões. Em 30 de setembro de 2016, a Companhia também concentrava 71% do seu endividamento total da seguinte forma: (i) financiamento DIP no valor de R$ 1.023,9 milhões; (ii) financiamento Incremental Facility no valor de R$ 309 milhões e (iii) contas a pagar para OSX pelo afretamento do FPSO OSX3 no valor de R$ 597 milhões. Em razão deste cenário e levando em consideração os atuais preços do petróleo, a Companhia não possui liquidez suficiente para pagar ou cumprir com estes compromissos. Por esse motivo, a Companhia negocia junto a estes credores a conversão dos valores devidos em ações da OGX. Evolução da Posição de Caixa Na tabela abaixo segue a variação de caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras consolidado, que ao final do 3T16 totalizaram R$ 67,0 milhões. R$ ( 000) Demonstração dos Fluxos de Caixa 30/09/2016 Fluxo de caixa das atividades operacionais Prejuízo do período das operações em continuidade ( ) Prejuízo do período das operações descontinuadas (47.183) Ajustes para reconciliar o resultado ao fluxo de caixa das atividades operacionais: Depreciação do imobilizado e amortização do intangível Resultado de equivalência patrimonial (233) Atualização ativo não circulante disponível para venda (2.442) Opções de ações (pro rata, cancelamento/anulação e garantias) 233 Perdas por redução ao valor recuperável de ativos Op. Descontinuadas 148 Perdas por redução ao valor recuperável de ativos Provisão para perdas de estoques (42.883) Provisões diversas Variação cambial não realizada s/ empréstimos e financiamentos Juros/encargos sobre financiamento ativos e passivos provisionados PIS e COFINS diferidos ( ) Juros e variação cambial sobre provisão para abandono ( ) Ajuste a valor justo ativos financeiros Perda na alienação de participação societária Outros Caixa aplicado nas operações (43.513) (Aumento) redução nos ativos operacionais: Aumento (redução) nos passivos operacionais: (66.890) Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades operacionais Fluxo de caixa das atividades de investimento Caixa líquido aplicado nas atividades de investimento (78.213) Fluxo de caixa das atividades de financiamento Caixa líquido aplicado nas atividades de financiamento Variação no caixa e equivalentes de caixa Demonstração da variação no caixa e equivalentes de caixa Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa Saldo final de caixa e equivalentes de caixa Variação no caixa e equivalentes de caixa

11 Títulos e valores mobiliários Durante o 3T16 a Companhia reconheceu contabilmente os efeitos do aumento de capital da Eneva, mediante a contribuição da totalidade da participação detida pela Companhia na Parnaíba Gás Natural. De tal forma, a Companhia passou a deter, o total de ações, representativas de 6,22% do total das ações de emissão da Eneva. Em 30 de setembro de 2016, o valor desta participação ajustado a mercado é de R$ 193,2 milhões. CAPEX e Outros Gastos Exploratórios A Companhia registrou durante os primeiros nove meses de 2016, CAPEX para o Campo de Atlanta no total de R$ 54,4 milhões. CAPEX (em R$ milhões) 54,4 30,6 9M2015 9M2016 Empréstimos e financiamentos com terceiros e Obrigações com partes relacionadas Em 30 de setembro de 2016 os empréstimos e financiamentos a pagar e obrigações com partes relacionadas estavam divididos da seguinte forma: (i) financiamento DIP no valor de R$ 1.023,9 milhões; (ii) financiamento Incremental Facility no valor de R$ 309 milhões e (iii) contas a pagar para OSX pelo afretamento do FPSO OSX3 no valor de R$ 597 milhões.

12 Contatos OGX Investidores: Márcia Mainenti Victor Rosenzvaig Mídia: Cibele Flores AVISO LEGAL Este documento contém algumas afirmações e informações relacionadas à Companhia que refletem a atual visão e/ou expectativa da Companhia e de sua administração a respeito do seu plano de negócios. Estas afirmações incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, realizações ou desempenho futuros, podendo conter palavras como acreditar, prever, esperar, contemplar, provavelmente resultará ou outras palavras ou expressões de acepção semelhante. Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas. Advertimos que diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas, estimativas e intenções expressas neste documento. Em nenhuma hipótese a Companhia ou seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou atos de investimento ou negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco por danos indiretos, lucros cessantes ou afins. A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações uma revisão das afirmações ou análise das diferenças entre as afirmações e os resultados reais. Esta apresentação não contém todas as informações necessárias a uma completa avaliação de investimento na Companhia. Cada investidor deve fazer sua própria avaliação, incluindo os riscos associados, para tomada de decisão de investimento.

13 Anexo I Balanço Patrimonial R$ ( 000) Ativo 30/09/ /12/2015 $ Circulante ( ) Caixa e equivalentes de caixa Depósitos vinculados Contas a receber Instrumentos financeiros derivativos Impostos e contribuições a recuperar (15.000) Estoque de óleo (4.636) Outros créditos (3.761) Ativo não circulante mantido para venda ( ) Não Circulante Realizável a longo prazo Títulos e valor mobiliários Depósitos vinculados Estoque de materiais (9.779) Empréstimos com partes relacionadas (12.143) Impostos e contribuições a recuperar (50.496) IRPJ e CSLL diferidos Créditos com partes relacionadas (47.775) Investimento Imobilizado (98.069) Intangível (1.715) Total do Ativo ( ) R$ ( 000) Passivo 30/09/ /12/2015 $ Circulante ( ) Fornecedores (87.891) Impostos e participações a recolher Salários e encargos trabalhistas (10.345) Empréstimos e financiamentos ( ) Empréstimos com partes relacionadas Contas a pagar para partes relacionadas Provisões diversas (35.331) Outras contas a pagar Não Circulante ( ) Provisões diversas (10.199) PIS e COFINS diferidos ( ) Empréstimos com partes relacionadas (56.148) Patrimônio Líquido ( ) ( ) Capital social Reservas de capital Ajustes acumulados de conversão ( ) ( ) Prejuízos acumulados ( ) ( ) ( ) Total do Passivo ( )