Informações Trimestrais - ITR OGX Petróleo e Gás Participações S.A. (Companhia aberta)

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1 Informações Trimestrais - ITR OGX Petróleo e Gás Participações S.A. Em 30 de junho de 2013 com Relatório dos Auditores Independentes sobre a Revisão das Informações trimestrais - ITR

2 Informações trimestrais - ITR 30 de junho de 2013 Índice Relatório da administração...1 Relatório sobre a revisão de informações trimestrais...19 Informações trimestrais Balanços patrimoniais...22 Demonstrações dos resultados...24 Demonstrações dos resultados abrangentes...26 Demonstração das mutações do patrimônio líquido...27 Demonstrações dos fluxos de caixa...28 Demonstrações do valor adicionado...29 Notas explicativas às informações trimestrais...30 Relatório CVM...133

3 Relatório da Administração Senhores Acionistas, A Administração da OGX Petróleo e Gás Participações S.A. ( OGX ou Companhia ), em atendimento às disposições legais e estatutárias, submete à apreciação dos Senhores o Relatório da Administração, as Informações Trimestrais (ITR) e o correspondente Relatório dos Auditores Independentes referente ao trimestre findo em 30 de junho de Principais métricas 2Q 2013 Acumulado 2013 Receita líquida (R$ mm) EBITDA (R$ mm) Prejuízo líquido (R$ mm) (4.722) (5.527) Preço realizado do óleo por barril (US$) CAPEX (US$ mm) Posição de caixa (US$ mm) Volume de Produção (kboepd) MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO No segundo trimestre, a OGX prosseguiu com seus esforços para o desenvolvimento da produção de óleo e gás natural frente a um ambiente corporativo e de negócios desafiador. A produção no Campo de Tubarão Azul atingiu uma média de 6,1 kboepd neste trimestre, apesar de uma série de problemas operacionais que levaram a paradas nos poços,e a produção de gás no Campo de Gavião Real, na Bacia do Parnaíba, alcançou produção média de 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Nossa receita e EBITDA permaneceram positivos e foram suportados por dois carregamentos entregues à Shell e ENAP. Este trimestre também foi marcado pela nossa decisão de otimizar nosso portfólio para se focar nos melhores ativos. Após realizar uma completa análise geológica e geofísica, a OGX concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente o aumento de produção no Campo de Tubarão Azul. A OGX também concluiu que os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, que apresentam características similares ao campo de Tubarão Azul, devem ter seus desenvolvimentos suspensos. Tais eventos fizeram com que a Companhia decidisse interromper a construção das unidades de produção FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, bem como WHP-1, WHP-3 e WHP-4 resultando em um desembolso de caixa de aproximadamente US$449 milhões em compensação a OSX. 1

4 Estes problemas foram parcialmente compensados por avanços na exploração e no desenvolvimento da produção. A OGX realizou novas e importantes descobertas de gás natural na Bacia do Parnaíba e também participou da 11ª Rodada de Licitações da ANP. Além disso, o desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo está em andamento conforme o esperado, e estimamos que o primeiro poço entre em produção ao final de A Companhia está atualmente concentrando seus esforços em adaptar suas operações e desenvolver um novo plano de negócios, que permitirá que a Companhia redimensionada prossiga seus objetivos exploratórios e de produção. 2. OUTLOOK DE CURTO PRAZO Próximos eventos Luiz Carneiro, Diretor Presidente da OGX A OGX contratou recentement o Blackstone Group como nosso consultor financeiro para nos apoiar em nossos esforços constantes de avaliação da estutura de capital. A Companhia possui importantes eventos planejados para os próximos meses: Continuação do desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo para a chegada do OSX-3 Prosseguimento das campanhas de exploração e delimitação na Bacia do Parnaíba Continuação da execução dos Planos de Avaliação de Descoberta (PADs) com a perfuração do poço de delimitação de Tulum Atualização do relatório de certificação de nosso portfólio por empresas independentes e com previsão de conclusão até o final de 2013 Início da perfuração do primeiro poço de desenvolvimento no Campo de Atlanta (Bloco BS-4), planejado para o 2S13 3. DESTAQUES OPERACIONAIS 3.1 Destaques Produção total offshore de 536 mil barris de petróleo no Campo de Tubarão Azul (Bacia de Campos) no 2T13, impactada por problemas operacionais durante os meses de abril e maio Venda de 747 mil barris de petróleo no 2T13, distribuídos em duas cargas Seis poços produtores perfurados e completados no Campo de Tubarão Martelo, na Bacia de Campos. O primeiro poço deverá entrar em produção no final de

5 Suspensão do desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, após a conclusão de que seus desenvolvimentos não seriam economicamente viáveis e a consequente decisão por interromper a construção pela OSX do FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, além da WHP-1, WHP-3 e WHP-4. Adicionalmente, o day rate do contrato de lease do FPSO OSX-2, que seria utilizado do desenvolvimento desses campos, será pago a OSX, de acordo com os termos do contrato, iniciando em Janeiro de 2014 e continuando até a venda da unidade ou sua utilização em outra localidade Produção líquida média de gás, referente à parcela de 66,66% da OGX no resultado da OGX Maranhão, foi de 12,1 kboepd, 11,4 kboepd, 13,3 kboepd e 12,8 kboepd em abril, maio, junho e julho de 2013, respectivamente, no Campo de Gavião Real, na Bacia de Parnaíba Produção total de 4,0 M m3/d (~25 kboepd) no Campo de Gavião Real alcançada após a sincronização da quarta turbina da Usina Termoelétrica (UTE) Parnaíba I com o Sistema Interligado Nacional, em 5 de abril de Produção e desenvolvimento Bacia de Campos Produção total de 536 mil barris de petróleo no Campo de Tubarão Azul no 2T13 Venda de 747 mil barris de petróleo no 2T13, distribuídos em duas cargas 395 mil barris de petróleo para Shell, em abril de mil barris de petróleo para a ENAP, em junho de 2013 Venda de 318 mil barris de petróleo para a Chevron, em agosto de 2013 Perfuração e completação de seis poços produtores no Campo de Tubarão Martelo, sendo testados cinco destes Após detalhada análise do comportamento de cada um dos três poços de produção do Campo de Tubarão Azul, a Companhia concluiu que: Não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente qualquer investimento adicional nesse Campo visando aumentar o seu perfil de produção Os poços OGX-26HP e OGX-68HP poderão cessar de produzir ao longo do ano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Azul A produção do Campo de Tubarão Azul, no segundo trimestre, atingiu média de 6,1 kboepd, refletindo um decréscimo em relação ao trimestre anterior (10,9 kboepd), devido a problemas operacionais que vinham ocorrendo desde março de Abaixo uma aberta da produção por mês: 3

6 Abril: a produção no Campo de Tubarão Azul registrou média de 1,8 kboepd, com somente o poço OGX-26HP em operação por 16 dias. Nos 14 dias restantes, o poço não produziu devido a paradas periódicas preventivas para evitar danos à bomba centrífuga submersa (BCS), que apresentou superaquecimento devido ao aumento da razão gás óleo (RGO) no poço. Maio: o poço OGX-68HP retornou a operação após o reparo da bomba centrífuga submersa (BCS) e a produção média foi de 6,8 kboepd. Junho: OGX-26HP e OGX-68HP produziram durante todos os dias de junho, alcançando média de 9,7 kboepd. Julho: OGX-26HP e OGX-68HP produziram por apenas 3 dias durante o mês de julho devido a problemas operacionais que causaram danos às respectivas BCS, e consequentemente, parada na produção. Os poços continuarão com sua produção interrompida até o reparo das respectivas BCSs; a produção média foi de 0,9 kboepd. A Companhia concluiu uma análise detalhada do comportamento de cada um dos três poços de produção do Campo de Tubarão Azul (OGX-26HP, OGX-68HP e TBAZ-1HP), desde o início de produção até a presente data. O resultado dessa análise foi no sentido de que (i) não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente qualquer investimento adicional nesse Campo visando aumentar o seu perfil de produção e (ii) os poços atualmente em operação poderão cessar de produzir ao longo do ano de O aluguel pelo afretamento do FPSO OSX-1, plataforma conectada ao Campo de Tubarão Azul, continuará a ser pago à OSX nos termos do respectivo contrato. Produção Média Mensal (kboepd) 11,0 9,1 9,3 10,2 10,9 9,7 6,8 1,8 0,9 Dias Efetivos de Produção 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Abr-13 Mai-13 Jun-13 Jul-13 OGX-26HP OGX-68HP TBAZ-1HP Total Média por poço offshore (kboepd) 11,0 6,6 5,8 5,1 4,2 3,4 5,0 4,8 4,6 4

7 Durante o segundo trimestre, entregamos a sétima e a oitava cargas de aproximadamente 747 mil barris: 395 mil barris entregues a Shell, e 352 mil barris entregues a ENAP (Chile). Em agosto, a nona carga de aproximadamente 318 mil barris foi entregue a Chevron. A tabela a seguir apresenta o EBITDA pro-forma do OSX-1 após a entrega dos oito primeiros carregamentos. Cargas entregues ª ¹ 2ª ¹ 3ª 4ª Total ª 6ª 7ª 8ª Total 2013 Total Geral Data de entrega 28/3 21/4 26/7 15/10 5/1 7/2 6/4 17/6 Período de operação 51 dias 27 dias 98 dias 80 dias 73 dias 39 dias 59 dias 47 dias 2013 Produção referente às cargas embarcadas - em barris (bbls) R$ ('000) Receita de venda Impostos sobre as vendas Royalties (10.687) (4.938) (14.842) (15.772) (46.239) (15.351) (8.685) (7.674) (6.633) (38.343) (84.582) Leasing (24.078) (13.222) (52.708) (41.998) ( ) (39.116) (20.868) (31.378) (26.727) ( ) ( ) Serviços OSX (13.944) (7.236) (28.071) (22.499) (71.750) (25.194) (12.471) (11.808) (11.577) (61.050) ( ) Logística (12.005) (7.410) (27.795) (18.405) (65.615) (8.355) (4.310) (4.887) (4.030) (21.582) (87.197) Frete na venda (5.831) (5.831) (3.877) (1.631) - - (5.508) (11.339) Outros (871) 36 (1.183) (1.529) (3.547) (2.394) (1.200) (1.781) (1.497) (6.872) (10.419) EBITDA % EBITDA / Receita Líquida 47,81% 41,48% 17,31% 39,31% 34,92% 42,86% 45,15% 26,57% 29,91% 37,91% 36,26% EBITDA / barril - (R$/barril) 103,07 94,11 33,03 84,83 72,87 90,76 95,15 52,68 61,10 78,65 75,47 Notas: ¹ Vendas realizadas durante o Teste de Longa Duração e antes da declaração de comercialidade; não estão contabilizadas no Resultado do Período, sendo registradas como redução do Imobilizado A tabela a seguir apresenta as tarifas diárias efetivas (em USD) para cada custo associado à operação do FPSO OSX-1: Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo A OGX perfurou e completou até o momento seis poços produtores horizontais (TBMT- 2HP, TBMT-4HP, TBMT-6HP, OGX-44HP, TBMT-8H e TBMT-10H). A Companhia também já concluiu testes de formação em cinco poços produtores, com resultados em linha com nossas expectativas. 5

8 O FPSO OSX-3, que realizará a operação no Campo de Tubarão Martelo, deixou o estaleiro Jurong em Cingapura em meados de julho, e iniciou sua viagem para o Brasil, e tem chegada estimada para o 3T13. O OSX-3 tem capacidade de produção de até barris de óleo por dia e capacidade de estocagem de até 1,3 milhão de barris. O primeiro óleo do Campo de Tubarão Martelo é esperado para o 4T13. Adicionalmente, as unidades FPSO OSX-3 e WHP-2 que serão instaladas nesse campo terão o prazo do contrato de afretamento ajustado de forma a dar para a OGX o direito de terminar os contratos sem ônus a partir do 13º e 12º anos, respectivamente. Tal modificação do contrato de afretamento do FPSO OSX-3 somente entrará em vigor após a amortização total pela OSX do financiamento contraído pela mesma para construção da unidade, previsto para Recentemente a Companhia entrou em um acordo com a PETRONAS Brasil E&P Ltda. ( Petronas ) para a venda de uma participação não-operadora de 40% nos blocos BM-C- 39 e BM-C-40, por um montante total de US$850 milhões. Essa transação está sujeita à aprovação da ANP. Em 9 de agosto de 2013, a OGX recebeu a licença de instalação para começar as atividades associadas ao desenvolvimento da produção de óleo nos blocos BM-C-39 e BM-C-40. Essa licença de instalação foi concedida pelo IBAMA Desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia Após concluir detalhada análise do comportamento de cada um dos três poços produtores do Campo de Tubarão Azul (OGX-26HP, OGX-68HP e TBAZ-1HP), a Companhia decidiu por reprocessar e reinterpretar os dados geológicos e geofísicos existentes, o que permitiu a construção de novo modelo de reservatório. Esse modelo tornou evidente a intensa compartimentalização e descontinuidade desses reservatórios, o que compromete a produtividade dos mesmos. Esses resultados possibilitaram que a Companhia reprocessasse e reinterpretasse os dados da parte norte do Complexo de Waimea, área onde os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia estão localizados e que possui características similares ao Campo de Tubarão Azul Field em termos de parâmetros de reservatório. Dessa forma, a Companhia concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de tornar economicamente viável o desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia. Diante desse fato, a Companhia submeterá à ANP requerimento no sentido de suspender o desenvolvimento dos campos acima indicados. O aluguel pelo afretamento do FPSO OSX-2, plataforma que seria utilizada nesse desenvolvimento, será pago a OSX nos termos do respectivo contrato a partir de janeiro de 2014 e até que essa unidade seja vendida ou destinada a outro local. 6

9 Diante destes motivos expostos, a Companhia também decidiu interromper a construção pela OSX das seguintes unidades de produção: FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, além da WHP-1, WHP-3 e WHP Acordo celebrado entre OGX e OSX OGX e OSX assinaram um acordo relacionado aos eventos citados acima, que tem como objetivo compensar a OSX: (i) pelos gastos já incorridos pela mesma na construção das unidades cuja encomenda está sendo cancelada pela OGX e (ii) pelo direito ora estipulado em favor da OGX, nos contratos de afretamento do FPSO OSX-3 e WHP-2, no sentido de poder terminar esses contratos, sem ônus, a partir do 13º e 12º anos (o prazo original era de 20 e 25 anos respectivamente, sem direito a término antecipado). O Acordo contempla um desembolso de caixa para a OSX no valor aproximado de US$449 milhões (dos quais US$ 369 milhões já haviam sido pagos até 30 de junho de 2013). Ainda pelo acordo, aproximadamente 70% desse montante será empregado no pagamento de custos de construção do FPSO OSX-3 e WHP Bacia do Parnaíba Produção total de 4,0 M m³/d (~25 kboepd) no Campo de Gavião Real alcançada após a sincronização da quarta turbina da UTE Parnaíba I ao Sistema Interligado Nacional, em 5 de abril de 2013 Produção líquida média de gás, referente à parcela de 66,66% da OGX no resultado da OGX Maranhão, foi de 12,1 kboepd, 11,4 kboepd, 13,3 kboepd e 12,8 kboepd em abril, maio, junho e julho de 2013, respectivamente, no Campo de Gavião Real, na Bacia de Parnaíba Desenvolvimento dos Campos de Gavião Real e Gavião Azul Desde 5 de abril, a OGX tem operado contando com quatro turbinas da Usina Termelétrica Parnaíba I sincronizadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN), o que nos permitiu alcançar níveis de produção pouco acima de 4,0 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia no Campo de Gavião Real. Além disso, a UTE Parnaíba I atingiu sua capacidade instalada total de 676 MW. Abaixo segue abertura da produção mensal (parcela de 66,66% da OGX no resultado da OGX Maranhão): Abril: atingimos produção líquida média de 12,1 kboepd de gás (1,9 M m³/d) operando com quatro turbinas sincronizadas desde o dia 5 deste mês, conforme citado anteriormente. 7

10 Maio: registramos produção líquida média de 11,4 kboepd de gás (1,8 M m³/d), número pouco inferior ao mês de abril devido a intervenções periódicas na Unidade de Tratamento de Gás (UTG). Junho: a produção média total foi de 4,5 M m³/d (2,1 M m³/d líquido OGX, equivalente a 13,3 kboepd). Julho: atingimos produção líquida média de 12,8 kboepd de gás (2,0 M m³/d). A produção total terrestre no 2T13 foi de 379,7 Mm3 de gás natural. Para o segundo semestre, é esperado o início da operação comercial do projeto Parnaíba III (MC2 Nova Venécia) uma vez que a UTG estará apta a conectar o terceiro cluster de produção, fornecendo assim, capacidade de produção adicional. Parnaíba III é um projeto adquirido pela MPX Energia S.A., MPX E.ON Participações S.A. e Petra Energia S.A., e detém capacidade total de 176 MW. A tabela abaixo apresenta o EBITDA pro-forma da UTG durante o primeiro semestre de operações. A margem EBITDA pro-forma tem se mantido em aproximadamente 73% e reflete a elevada lucratividade do ativo. UTG Parnaíba Jan-13 Fev-13 Mar-13 Apr-13 May-13 Jun-13 Total Período de operação¹ De 20-jan 26-jan 26-fev 26-mar 26-abr 26-mai Até 25-jan 25-fev 25-mar 25-abr 25-mai 25-jun Produção de gás OGX Maranhão - em Mm3 3,62 35,42 44,49 76,51 80,56 95,29 335,90 R$ ('000) Receita² Impostos sobre vendas³ (433) (2.088) (2.002) (3.689) (3.561) (4.264) (16.037) Serviços (O&M) (1.089) (1.246) (1.262) (1.210) (1.156) (1.772) (7.735) Produtos químicos - (133) (67) (200) Royalties e Participação do superficiário (272) (1.038) (1.408) (2.640) (3.496) (3.288) (12.142) EBITDA % EBITDA / Receita 57,88% 76,37% 71,71% 75,74% 71,44% 73,27% 73,19% EBITDA / Mm3 - (R$/Mm3) 681,71 398,97 266,20 307,66 259,15 270,17 293,55 Notas: 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 8

11 3.3 Exploração Destaques Participação na 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP Apresentação da declaração de comercialidade da acumulação de Peró-Ingá (bloco BM-C-40) à ANP. O campo será nomeado Campo de Rêmora. Decisão pela descontinuidade da exploração das áreas de Cozumel e Cancun, na Bacia de Campos, após não identificar presença significante de hidrocarbonetos Devolução à ANP das acumulações de Tambora e Tupungato após decidir pela não continuidade de seu desenvolvimento Importantes descobertas de gás natural na Bacia do Parnaíba: SE Bom Jesus (OGX-111), Fazenda Alencar (OGX-112), NW Fazenda Chicote (OGX-113), e Fazenda Sossego (OGX-114) ª RODADA DE LICITAÇÕES No dia 14 de maio de 2013, a OGX participou da 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP e apresentou propostas vencedoras para sete blocos exploratórios em águas profundas e dois blocos exploratórios em águas rasas localizados na Margem Equatorial, além de quatro blocos terrestres situados na Bacia do Parnaíba. Os blocos offshore estão localizados na Margem Equatorial, no norte do Brasil, área até então pouco explorada e altamente promissora conforme demonstrado nas recentes descobertas na região. Os blocos terrestres estão situados na Bacia do Parnaíba, onde recentemente obtivemos importantes resultados em ambas as frentes de exploração e produção. A OGX firmou importantes parcerias em três blocos, dois com a ExxonMobil e um com a Total E&P e a QGEP, três empresas de óleo e gás, com substancial expertise e volume de recursos, além de um comprovado modelo de negócios de longo prazo e disciplina de investimentos. A Companhia está, atualmente, avaliando suas opções financeiras e opções de parcerias para o desenvolvimento dos demais blocos. Após a rodada, a OGX firmou acordo com a MPX Energia S.A. para cessão de participação de 50% nos quatro blocos exploratórios terrestres adquiridos pela OGX através da 11ª Rodada de Licitações. A MPX deverá adquirir a participação de 50% nos blocos em condições idênticas às ofertadas pela OGX na rodada. O valor de aquisição, assim sendo, será equivalente a metade dos bônus de assinatura e demais 9

12 compromissos de exploração e desenvolvimento assumidos nas propostas apresentadas à ANP Bacia de Campos Durante o segundo trimestre, a OGX obteve a aprovação da ANP dos PADS submetidos para as áreas de Viedma, Tulum e Itacoatiara, nos blocos BM-C-41, BM-C-38, BM-C-37 e BM-C-39. Em Viedma, a OGX está atualmente analisando se continuará sua exploração após a descoberta de 6 metros de net pay na seção Santoniana, através da perfuração do primeiro poço de delimitação, OGX-109. Em abril, a Companhia devolveu à ANP as acumulações de Tambora e Tupungato no bloco BM-C-41, uma vez que optou não dar prosseguimento ao seu desenvolvimento. Em junho, a OGX apresentou à ANP a declaração de comercialidade da acumulação de Peró-Ingá no bloco BM-C-40, a qual será denominada Campo de Rêmora. O seu desenvolvimento se encontra em fase de estudos preliminares e deverá ser anexado ao desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo. Começamos em agosto a perfuração do primeiro poço de delimitação, OGX-116, da acumulação de Tulum reservatório de arenitos e considerada pela Companhia como uma promissora área Bacia do Parnaíba A OGX iniciou a perfuração de cinco novos poços no segundo trimestre. Destes cinco poços, três são pioneiros: Prospecto Fazenda Alencar, OGX-112, onde realizamos uma descoberta de 22 metros de net pay de gás; Prospecto Fazenda Sossego, OGX-114, onde também descobrimos gás (14 metros de net pay); e o Prospecto Fazenda Havana, OGX-115, que segue em andamento. Adicionalmente, começamos a perfuração de dois poços pioneiros adjacentes. Um deles, SE Bom Jesus (OGX-111), é adjacente ao poço OGX-88 (Bom Jesus) onde descobrimos 20 metros de net pay de gás, enquanto o outro é adjacente ao poço OGX-107 (Fazenda Chicote), e foi denominado NW Fazenda Chicote (OGX-113), onde encontramos indícios de gás Bacia de Santos Durante o segundo trimestre, a OGX realizou teste de formação no poço OGX-94DA que faz parte do compromisso firme do PAD da acumulação de Curitiba e está atualmente analisando os resultados obtidos. O sucesso deste teste é de extrema importância para a continuidade dos trabalhos de exploração na Bacia de Santos, onde possuímos outros dois PADs para as acumulações de Belém e Natal. 10

13 3.1.6 Bacia do Espírito Santo No segundo trimestre, a Perenco, nossa parceira e operadora nos blocos desta bacia, concluiu a perfuração do poço exploratório PERN-3 (Caju), localizado no bloco BM-ES-39, e foram identificados 19 metros de net pay de gás (Cretáceo). Após a perfuração de Caju, através da sonda Ocean Star (que faz parte da nossa frota), o consórcio iniciou a perfuração do prospecto Dendê (PERN-4), no bloco BM-ES-40. Foram descobertos 10 metros de net pay (Paleoceno) em dois intervalos: 4,6 metros de gás e 5,5 metros de óleo. O Consórcio formado pela Perenco (operadora), OGX e Sinochem está atualmente avaliando se continuará a exploração destas áreas Colômbia No bloco VIM-5 um novo processamento de sísmica 3D foi realizado, interpretado e 7 prospectos foram identificados. 4. OUTROS Equipamentos de exploração e desenvolvimento Com a suspensão do desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, a Companhia reduzirá sua frota de sondas até o final do ano, terminando este ano com 2 sondas offshore. Uma das sondas, Ocean Star, está sendo compartilhada com a Perenco (50% OGX / 40% Perenco / 10% Sinochem); e após a conclusão da perfuração do poço Dendê (PERN-4), na Bacia do Espírito Santo, esta sonda deverá ser utilizada no desenvolvimento do Campo de Atlanta, sendo compartilhada com nossos parceiros no consórcio (40% OGX / 60% Consórcio). A OGX atualmente conta com as seguintes sondas em operação: 11

14 5. RESULTADOS FINANCEIROS 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 milhares de Reais, exceto quando indicado o contrário. Demonstração dos resultados DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS YTD Jun/13 YTD Jun/12 2T13 2T12 R$ ('000) Receita líquida de vendas Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) ( ) - ( ) ( ) - ( ) Despesas de exploração (ii) (45.765) ( ) (17.914) (47.134) Despesas de vendas (5.508) - (5.508) Despesas administrativas e gerais (iii) (87.087) ( ) (49.138) (62.883) EBITDA ( ) ( ) Depreciação (82.493) (3.091) (79.402) (43.717) (1.558) (42.159) Amortização (4.001) (3.540) (461) (1.783) Ganho de capital - farm out (vi) Stock option (iii) (19.790) (5.589) (14.201) (28.969) Poços/Áreas secos ou subcomerciais (ii) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Impairment (vi) ( ) - ( ) ( ) - ( ) Workover (v) (49.218) - (49.218) (49.218) - (49.218) Compensações OSX (v) ( ) - ( ) ( ) - ( ) Resultado de equivalência patrimonial (1.306) - (1.306) (827) - (827) EBIT ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Receita financeira (iv) ( ) (57.999) Despesa financeira (iv) ( ) ( ) (75.167) ( ) ( ) (42.451) Resultado financeiro líquido ( ) (40.566) ( ) ( ) (33.516) ( ) Variação cambial (iv) ( ) ( ) (85.839) ( ) ( ) ( ) Derivativos (iv) (5.380) (5.137) EBT ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (-) Imposto de renda Provisão para não recuperação do IRPJ/CSLL ( ) - ( ) ( ) - ( ) Prejuízo líquido do exercício (pro forma) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Incorporação OGX Campos (13.102) (13.102) Prejuízo líquido do exercício (contábil) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Atribuído a: Acionistas não controladores (3.474) (21.018) (8.619) Acionistas controladores ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Reconciliação com as informações trimestrais apresentadas no ITR de junho 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$ 2.214), as quais estão apresentadas em linhas específicas. (ii) A soma dessas linhas corresponde ao total de Despesas com Exploração na DRE do ITR de junho de (iii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação (R$ 8.527) e Amortização (R$ 1.787) não-cpv, corresponde ao total das Despesas Gerais e Administrativas na DRE do ITR de junho de (iv) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE do ITR de junho de (v) Apresentado como "Outras Despesa Operacionais" na DRE do ITR de junho de (vi) Apresentado como "Ganho na alienação de ativos e Perda por redução ao valor recuperável na DRE do ITR de junho de

15 Resultado do trimestre O resultado do trimestre findo em 30 de junho de 2013 foi um prejuízo líquido de R$4,7 bilhões, grande parte sem impacto no caixa. Esse resultado foi afetado, sobretudo, pela provisão para perda ( impairment ) dos investimentos realizados nos campos de Tubarão Azul, Tubarão Areia, Tubarão Gato e Tubarão Tigre, no valor de R$3,6 bilhões; pelos poços secos e áreas subcomerciais devolvidas à ANP, no valor de R$491 milhões; e pelas despesas de variação cambial não realizada, também, de R$491 milhões. Uma despesa de R$957 milhões (US$449 milhões), relacionada a compensações devidas à OSX, já impactaram o nosso caixa em R$779 milhões.o principal efeito positivo no resultado do 2T13 foi o ganho de R$ 1,0 bilhão decorrente do acordo estratégico com a Petronas, anunciado em maio Receita de vendas As vendas de óleo e de gás realizadas em 2013 estão apresentadas na tabela a seguir: Custo dos produtos vendidos O custo dos produtos vendidos em 2013 está apresentado a seguir: 13

16 Despesas de exploração As despesas de exploração caíram R$91 milhões em relação ao observado no mesmo período do ano anterior. A redução da campanha exploratória está associada à transição da Companhia para a fase de produção. Despesas gerais e administrativas Houve uma redução de R$30 milhões nas despesas gerais e administrativas em relação ao mesmo período do ano anterior, impulssionada, sobretudo, por uma redução no quadro de funcionários da Companhia. Ganho no Acordo Estratégico com a Petronas farm out Em abril de 2013 a Companhia assinou acordo com a Petronas para a venda de uma participação não operadora (farm out) de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos, por um valor total de US$ 850 milhões. Essa alienação gerou um ganho de R$ 1,0 bilhão em 2T13. Impairment, Poços Secos e áreas subcomerciais No segundo trimestre de 2013 a Companhia registrou uma despesa de R$ 3,6 bilhões com o impairment dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato, Tubarão Areia e Tubarão Azul. Após uma análise detalhada do comportamento do reservatório do Campo de Tubarão Azul e do reprocessamento dos reservatórios dos outros três campos, a administração conclui que estes campos não conseguirão gerar fluxos de caixa suficiente para recuperar os gastos capitalizados e registrou o impairment da totalidade do saldo de tais ativos. Ainda no segundo trimestre a Companhia reconheceu uma despesa de R$491 milhões com poços secos e áreas subcomerciais. Essa despesa está associada sobretudo a devolução das áreas onde se encontravam as acumulações de Tambora e Tupungato na Bacia de Campos. Compensações OSX Devido à suspensão do desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia a Companhia decidiu interromper a construção das unidades FPSO OSX- 4, FPSO OSX-5, bem como as WHP-1, WHP-3 e WHP-4. Com isso, OSX e OGX assinaram um acordo pelo qual a OGX faria um desembolso de caixa imediato para OSX de cerca de US$ (equivalente a R$ 957 milhões) a título de compensação pelos gastos já incorridos na construção dessas unidades. Resultado financeiro líquido As despesas líquidas de R$ 134 milhões no 2T13 são explicadas por: (a) parcela não capitalizada dos juros sobre os financiamentos no valor de R$ 145 milhões, parcialmente compensada por (b) receita de aplicações financeiras de R$ 11 milhões. 14

17 Variação cambial No 2T13 a Companhia reconheceu uma despesa variação cambial, sobretudo, não realizada de R$491 milhões. Essa despesa é ocasionada pela uma exposição cambial líquida (passivo líquido) em US$ oriunda, basicamente, dos senior unsecured notes, com vencimentos em 2018 e A Companhia optou por não contratar instrumento financeiro de proteção dessa exposição contábil, pois, pretende liquidar este passivo líquido em US$ através do resultado a ser auferido na mesma moeda com a venda de óleo. Dessa forma, a exposição cambial estaria protegida por um hedge natural a ser gradativamente gerado quando da venda do óleo produzido. Imposto de renda e provisão para não recuperação No 2T13, devido à suspensão do desenvolvimento do campos de Tubarão Areia, Tubarão Gato e Tubarão Tigre e a baixa expectativa de produção de Tubarão Azul, a Companhia atualizou o modelo utilizado para avaliar a recuperação dos créditos de impostos diferidos, excluindo os referidos campos. Em função dessa exclusão foi provisionado um montante de R$ 1,5 bilhão referente à parte do saldo de IRPJ e CSLL diferidos, de forma a refletir a atual expectativa de realização. Não obstante, o montante provisionado permanece registrado em nossos livros fiscais e havendo mudanças no cenário futuro, poderá ser utilizado integralmente pela Companhia. Balanço Patrimonial R$ ('000) Balanço Patrimonial 30/jun/13 31/dez/12 30/jun/13 31/dez/11 ATIVO PASSIVO Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa Fornecedores Depósitos vinculados Impostos, contribuições e participações a recolher Contas a receber Salários e encargos trabalhistas Instrumentos financeiros derivativos Empréstimos e financiamentos Estoque de óleo Instrumentos financeiros derivativos Outros créditos Contas a pagar com partes relacionadas Provisões diversas Outras contas a pagar Não Circulante Não Circulante Empréstimos e financiamentos Realizável a longo prazo Receita líquida a apropriar Estoque de materiais Provisões diversas Impostos e contribuições a recuperar Imposto de renda e contribuição social diferidos Créditos com partes relacionadas Patrimônio Líquido Outros créditos Capital social Reservas de capital Outros resultados abrangentes (649) - Investimentos Ajustes acumulados de conversão Prejuízos acumulados ( ) ( ) Imobilizado Atribuído a participação dos acionistas controladores Intangível Participações de acionistas não controladores Total do Ativo Total do Passivo

18 Caixa e Equivalentes de Caixa O saldo de disponibilidades totalizava R$ 722 milhões (equivalente a US$ 326 milhões) em 30 de junho de A redução em relação a 31 de dezembro de 2012 decorre, substancialmente, de: (a) CAPEX de R$1,2 bilhão; (b) pagamento de juros de R$344 milhões; e (c) pagamento de compensações à OSX de R$779 milhões; parcialmente compensados por (d) EBITDA pro-forma do FPSO OSX-1 de R$154 milhões; e (e) EBITDA pro-forma da UTG Parnaíba de R$99 milhões. Adicionalmente, os nossos principais custos, em base de competência, foram US$348 milhões no segundo trimestre, valor praticamente em linha com o trimestre anterior, quando a Companhia iniciou o processo de racionalização do Capex com uma redução gradual na frota de sondas de perfuração. Nota: ¹ Considera taxa de câmbio média equivalente a: BRL 1,77/USD (1T12); BRL 1,96/USD (2T12); BRL 2,03/USD (3T12); BRL 2,06/USD (4T12); BRL 2,00/USD (1T13); BRL 2,07/USD (2T13) 16

19 Imobilizado (CAPEX) O imobilizado inclui, sobretudo, 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 30 de junho de 2013, o Capex apresentou um aumento de cerca de R$ 1,2 bilhão. Intangível/Fornecedores R$376 milhões registrados em Intangível estão relacionados aos bonus de assinatura dos blocos com propostas vencedoras na 11ª Rodada da ANP. Uma vez que até 30 de junho de 2013 esses valores não tinham sido pagos, o montante também afeta a rubrica de Fornecedores. Empréstimos e financiamentos A variação do passivo de empréstimos e financiamentos, de 31 de dezembro de 2012 até 30 de junho de 2013 está demonstrada no quadro a seguir: EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS R$ ('000) 6. GESTÃO DE PESSOAS Saldo em 31 de dezembro de 2012: ( ) (-) Novas captações - (-) Juros incorridos ( ) (-) Variação cambial ( ) (+) Pagamento de juros (+) Custo de captação - (-) Amortização do custo de captação (8.777) Saldo em 30 de junho de 2013: ( ) 17

20 A OGX encerrou o segundo trimestre de 2013 com 351 colaboradores próprios e terceirizados, responsáveis pela condução de todas as atividades administrativas, de exploração e produção de petróleo, representando um decréscimo de aproximadamente 41% em relação ao mesmo período do ano anterior. Através de nossa estratégia de contratação de renomados fornecedores mundiais para a condução de atividades operacionais, mantemos uma estrutura enxuta de alta performance focada na excelência operacional e com vasta experiência no setor de óleo e gás. 7. DECLARAÇÃO DA DIRETORIA Em observância às disposições constantes no artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, a Diretoria declara que discutiu, reviu e concordou com a opinião expressa no relatório dos auditores independentes, emitido em 14 de agosto de 2013, e com as informações trimestrais relativas ao período findo em 30 de junho de 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

21 Centro Empresarial PB 370 Praia de Botafogo, 370 5º ao 8º andares - Botafogo Rio de Janeiro, RJ, Brasil Tel: Fax: ey.com.br Relatório sobre a revisão de informações trimestrais - ITR Aos Acionistas, Conselheiros e Diretores da OGX Petróleo e Gás Participações S.A. Rio de Janeiro - RJ Introdução Revisamos as informações contábeis intermediárias, individuais e consolidadas, da OGX Petróleo e Gás S.A., contidas no Formulário de Informações Trimestrais ITR referentes ao trimestre findo em 30 de junho de 2013, que compreendem o balanço patrimonial em 30 de junho de 2013 e as respectivas demonstrações do resultado e do resultado abrangente para os períodos de três e seis meses findos naquela data e das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o período de seis meses findo naquela data, incluindo as notas explicativas. A administração da Companhia é responsável pela elaboração das informações contábeis intermediárias individuais de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 (R1) - Demonstração Intermediária, e das informações contábeis intermediárias consolidadas de acordo com o CPC 21 (R1) e com a norma internacional IAS 34 - Interim Financial Reporting, emitida pelo International Accounting Standards Board - IASB, assim como pela apresentação dessas informações de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR. Nossa responsabilidade é a de expressar uma conclusão sobre essas informações contábeis intermediárias com base em nossa revisão. Alcance da revisão Conduzimos nossa revisão de acordo com as normas brasileiras e internacionais de revisão de informações intermediárias (NBC TR Revisão de Informações Intermediárias Executada pelo Auditor da Entidade e ISRE Review of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditor of the Entity, respectivamente). Uma revisão de informações intermediárias consiste na realização de indagações, principalmente às pessoas responsáveis pelos assuntos financeiros e contábeis e na aplicação de procedimentos analíticos e de outros procedimentos de revisão. O alcance de uma revisão é significativamente menor do que o de uma auditoria conduzida de acordo com as normas de auditoria e, consequentemente, não nos permitiu obter segurança de que tomamos conhecimento de todos os assuntos significativos que poderiam ser identificados em uma auditoria. Portanto, não expressamos uma opinião de auditoria. 19

22 Relatório sobre a revisão de informações trimestrais - ITR -- Continuação Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de qualquer fato que nos leve a acreditar que as informações contábeis intermediárias individuais incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21 (R1) aplicável à elaboração de Informações Trimestrais ITR e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários. Conclusão sobre as informações intermediárias consolidadas Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de qualquer fato que nos leve a acreditar que as informações contábeis intermediárias consolidadas incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21 (R1) e o IAS 34 aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários. Ênfase Sem ressalvar nossa conclusão, chamamos a atenção para a Nota Explicativa 1 às Informações Trimestrais, que indica que a Companhia incorreu em prejuízo consolidado de R$ mil durante o período findo em 30 de junho de 2013, e que a continuidade das operações da Companhia e controladas, na ausência de outras opções, está substancialmente condicionada a aportes de capital a serem efetuados pelo acionista controlador em futuro próximo. Chamamos a atenção também para as Notas Explicativas nº 11 e 12 às informações trimestrais, que indicam que a Companhia e suas controladas despenderam montantes significativos relacionados principalmente a custos de exploração e avaliação, cuja recuperação está sujeita ao sucesso de suas campanhas exploratórias. O investimento em montantes significativos na exploração e desenvolvimento de reservas de petróleo e gás podem não resultar em descoberta de reservas economicamente viáveis. Essas condições indicam a existência de incerteza significativa que geram dúvida significativa quanto à capacidade de continuidade operacional da Companhia, a realização de seus ativos e a liquidação de suas obrigações. As informações intermediárias não incluem quaisquer ajustes que seriam requeridos caso algum dos investimentos não apresente o resultado esperado, que dependem do sucesso de suas operações futuras e dos aportes de recursos acima mencionados. 20

23 Relatório sobre a revisão de informações trimestrais ITR -- Continuação Outros assuntos Demonstrações do valor adicionado Revisamos, também, as demonstrações do valor adicionado (DVA), individuais e consolidadas, referentes ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2013, preparadas sob a responsabilidade da administração da Companhia, cuja apresentação nas informações intermediárias é requerida de acordo com as normas expedidas pela CVM - Comissão de Valores Mobiliários aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e considerada informação suplementar pelas IFRS, que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de revisão descritos anteriormente e, com base em nossa revisão, não temos conhecimento de qualquer fato que nos leve a acreditar que não foram elaboradas, em todos os seus aspectos relevantes, de forma consistente com as informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas tomadas em conjunto. Rio de Janeiro, 14 de agosto de 2013 ERNST & YOUNG TERCO Auditores Independentes S.S. CRC - 2SP /O-6-F-RJ Paulo José Machado Contador CRC - 1RJ /O-4 Daniel de Araujo Peixoto Contador CRC - 1BA /O-9-S-RJ 21

24 Balanços patrimoniais 30 de junho de 2013 e 31 de dezembro de 2012 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado Nota 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa Depósitos vinculados Contas a receber Instrumentos financeiros derivativos Estoque de óleo Outros créditos Total do ativo circulante Não circulante Realizável a longo prazo Estoques de materiais Impostos e contribuições a recuperar Imposto de renda e contribuição social diferidos Créditos com partes relacionadas Outros créditos Investimentos Imobilizado Intangível Total do ativo não circulante Total do ativo

25 Controladora Consolidado Nota 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Passivo Circulante Fornecedores Impostos, contribuições e participações governamentais a recolher Salários e encargos trabalhistas Empréstimos e financiamentos Instrumentos financeiros derivativos Contas a pagar para partes relacionadas Provisões diversas Outras contas a pagar Total do passivo circulante Não circulante Empréstimos e financiamentos Provisões diversas Receita líquida a apropriar Total do passivo não circulante Patrimônio líquido Capital social Reservas de capital Ajustes acumulados de conversão Outros resultados abrangentes (649) - (649) - Prejuízos acumulados ( ) ( ) ( ) ( ) Atribuído a: Participação dos acionistas controladores Participações de acionistas não controladores Total patrimônio líquido Total do passivo e patrimônio líquido As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 23

26 Demonstrações dos resultados Períodos findos em 30 de junho de 2013 e 2012 (Em milhares de reais, exceto pelo prejuízo básico e diluído por ações) Nota 01/04/2013 a 30/06/ /01/2013 a 30/06/2013 Controladora 01/04/2012 a 30/06/ /01/2012 a 30/06/2012 Despesas operacionais Despesas administrativas e gerais 23 (2.696) (5.475) (16.788) (54.035) (2.696) (5.475) (16.788) (54.035) Resultado de equivalência patrimonial 10 ( ) ( ) ( ) ( ) Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) ( ) ( ) Resultado financeiro Receitas financeiras Despesas financeiras 25 (987) (1.485) (9) (119) Resultado antes dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) ( ) ( ) Imposto de renda e contribuição social 13 (304) (839) (5) (5) Prejuízo do exercício ( ) ( ) ( ) ( ) Prejuízo básico e diluído por ação (em R$) 33 (1,70682) (0,16149) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 24

27 Demonstrações dos resultados Períodos findos em 30 de junho de 2013 e 2012 (Em milhares de reais, exceto pelo prejuízo básico e diluído por ações) Nota 01/04/2013 a 30/06/ /01/2013 a 30/06/2013 Consolidado 01/04/2012 a 30/06/ /01/2012 a 30/06/2012 Receita líquida de venda Custo dos produtos vendidos 22 ( ) ( ) - - Lucro bruto Despesas operacionais Despesas com vendas - (5.508) - - Despesas com exploração 24 ( ) ( ) ( ) ( ) Despesas administrativas e gerais 23 (53.228) ( ) (24.246) ( ) Outras despesas operacionais 26 ( ) ( ) - - ( ) ( ) ( ) ( ) Ganho na alienação de ativos Perda por redução ao valor recuperável 27 ( ) ( ) - - Resultado de equivalência patrimonial 10 (827) (1.306) 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 13 (17.561) Prejuízo do exercício ( ) ( ) ( ) ( ) Atribuído aos acionistas não controladores (3.474) (8.619) (21.018) Atribuído aos acionistas controladores ( ) ( ) ( ) ( ) Prejuízo básico e diluído por ação (em R$) 33 (1,70682) (0,16149) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 25

28 Demonstrações dos resultados abrangentes Períodos findos em 30 de junho de 2013 e 2012 (Em milhares de reais) 01/04/2013 a 30/06/ /01/2013 a 30/06/2013 Controladora 01/04/2012 a 30/06/ /01/2012 a 30/06/2012 Prejuízo do exercício ( ) ( ) ( ) ( ) Ajustes de conversão de moeda estrangeira Incorporação OGX Campos - - (13.102) (13.102) Outros resultados abrangentes (649) (649) - - Total do resultado abrangente ( ) ( ) ( ) ( ) 01/04/2013 a 30/06/ /01/2013 a 30/06/2013 Consolidado 01/04/2012 a 30/06/ /01/2012 a 30/06/2012 Prejuízo do exercício ( ) ( ) ( ) ( ) Ajustes de conversão de moeda estrangeira Incorporação OGX Campos - - (13.102) (13.102) Outros resultados abrangentes (649) (649) - - Total do resultado abrangente ( ) ( ) ( ) ( ) Total do resultado abrangente atribuído a: Participação dos acionistas não controladores (3.474) (8.619) (21.018) Participação dos acionistas controladores ( ) ( ) ( ) ( ) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 26

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30 Demonstrações dos fluxos de caixa Períodos findos em 30 de junho de 2013 e 2012 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado Nota 30/06/ /06/ /06/ /06/2012 Fluxos de caixa das atividades operacionais Prejuízo do exercício ( ) ( ) ( ) ( ) Ajustes para reconciliar o prejuízo ao fluxo de caixa das atividades operacionais Depreciação do imobilizado e amortização do intangível 11, 12, 22 e Resultado de equivalência patrimonial Opções de ações (pro rata, cancelamento/anulação e garantias) 17 e Baixas de poços secos e áreas subcomerciais 11 e Impairment de ativos 11 e Receita líquida de MTM dos instrumentos financeiros derivativos (18.837) (17.201) Variação cambial não realizada sobre empréstimos e financiamentos Juros/encargos sobre financiamento 16 e Amortização dos custos de captação Redução (aumento) de imposto de renda e contribuição social diferidos ( ) ( ) Juros e variação cambial sobre provisão para abandono Outros - (1) 1 - Caixa gerado pelas (aplicado nas) operações (512) (33.480) Variação nos ativos e passivos Redução (aumento) de outros créditos e partes relacionadas ( ) (37.846) Redução (aumento) de impostos e contribuições a recuperar 13 (2.251) (14.814) Redução (aumento) contas a receber ( ) - Redução (aumento) de estoques (10.001) Aumento (redução) de fornecedores Aumento (redução) de salários e encargos trabalhistas 44 7 (17.104) (18.340) Aumento (redução) de impostos e contribuições a recolher (14.489) (700) (11.806) Aumento (redução) de outras contas a pagar - (839) (7.516) (69.298) Aumento (redução) de receita líquida do farm out a apropriar (3.684) ( ) (46.786) Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades operacionais (351) (37.164) ( ) Fluxos de caixa das atividades de investimentos Redução (aumento) de títulos e valores mobiliários Redução (aumento) de depósitos vinculados (15.523) (Aumento) de capital em participações acionárias 10 (a) ( ) (90.123) - - (Aquisições) de ativo imobilizado ( ) ( ) Alienação de ativo imobilizado (Aquisições) de bens intangíveis ( ) (2.259) Alienação de bens intangíveis Ajustes de conversão de moeda estrangeira Incorporação OGX Campos (13.102) Outros (13.788) - Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades de investimentos ( ) (52.042) ( ) ( ) Fluxos de caixa das atividades de financiamentos Aumento de capital 19 (a) Aumento de capital acionistas não controladores Captações de empréstimos e financiamentos Pagamento de juros ( ) ( ) Pagamento de custos de captação (39.032) Caixa líquido gerado pelas (aplicados nas) atividades de financiamentos ( ) Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa ( ) (78.519) ( ) Demonstração do aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa Saldo final de caixa e equivalentes de caixa Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa ( ) (78.519) ( ) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 28

31 Demonstrações do valor adicionado Períodos findos em 30 de junho de 2013 e 2012 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado Nota 30/06/ /06/ /06/ /06/2012 Receita líquida de vendas Venda de produtos Insumos adquiridos de terceiros Custos dos produtos, mercadorias e serviços 22 vendidos, menos royalties - - ( ) - Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (3.858) (52.836) ( ) ( ) (3.858) (52.836) ( ) ( ) Valor adicionado bruto (3.858) (52.836) ( ) ( ) Retenções Depreciação do imobilizado e amortização do intangível - - (85.501) (12.757) Amortização do custo de captação (8.777) (7.884) - - (94.278) (20.641) Valor adicionado líquido produzido pela Companhia (3.858) (52.836) ( ) ( ) Valor adicionado recebido em transferência Resultado de equivalência patrimonial 10 ( ) ( ) (1.306) - Receitas financeiras Resultado líquido farm out e impairment ( ) - ( ) ( ) ( ) Valor adicionado total a distribuir ( ) ( ) ( ) Distribuição do valor adicionado Empregados Remuneração direta Benefícios FGTS Tributos Impostos, taxas e contribuições ( ) ( ) Royalties Despesas financeiras, juros, variação cambial e outros Remuneração de capitais próprios Prejuízo do exercício atribuído aos acionistas não controladores - - (3.474) (21.018) Prejuízo do exercício atribuído aos acionistas controladores ( ) ( ) ( ) ( ) Valor adicionado total distribuído ( ) ( ) ( ) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 29

32 Notas explicativas às informações trimestrais 1. Contexto operacional 1.1. Estrutura societária A OGX Petróleo e Gás Participações S.A. ( OGX Participações ou Companhia ) foi constituída em 10 de abril de 2006, sob a razão social Centennial Asset Participação Corumbá S.A. Após a cisão do acervo líquido associado a outros negócios que não petróleo e gás, a razão social foi alterada, em 3 de setembro de 2007, para a denominação atual. Com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem como objeto social a participação no capital de outras sociedades, que atuam no segmento de petróleo e gás, nacionais ou estrangeiras, constituídas sob qualquer tipo societário. Em 30 de junho de 2013 a Companhia apresentava a seguinte estrutura societária: OGX Petróleo e Gás S.A. ( OGX P&G ):Constituída, sob a forma de sociedade por quotas de responsabilidade em 27 de junho de Com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem por objeto social, mediante autorização ou concessão da União, a pesquisa, a lavra, o refino, o processamento, o comércio e o transporte de petróleo e gás natural e de outros hidrocarbonetos, bem como quaisquer outras atividades correlatas. A OGX P&G poderá, ainda, diretamente ou através de subsidiárias, exercer as atividades integrantes de seu objeto social no País ou fora do território nacional e participar do capital de outras sociedades. Em 2 de julho de 2012 foi convertida em sociedade anônima e por conta da mudança do tipo societário a referência a essa companhia foi alterada de OGX Ltda. para OGX P&G. 30

33 1. Contexto operacional--continuação 1.1. Estrutura societária--continuação Sucursal Colômbia ( OGX Colômbia ): Sucursal da OGX P&G, constituída em 26 de outubro de 2010 para gerir as operações dos blocos exploratórios adquiridos no país na Open Round Colombia OGX Maranhão Petróleo e Gás S.A. ( OGX Maranhão ): Constituída em 25 de setembro de 2009, com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem o mesmo objeto social da OGX P&G. Seus acionistas são a OGX Participações (66,67%) e a empresa ligada MPX Energia S.A. (33,33%). Em 29 de dezembro de 2011 foi transformada de sociedade limitada em sociedade por ações. OGMP Transporte Aéreo Ltda. ( OGMP ): Constituída em 6 de abril de 2011, com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem por objeto social a aquisição de aeronaves para a prestação de serviços de taxi aéreo e locação de aeronaves com tripulação, incluindo-se as operações off-shore. Poderá ainda participar do capital de outras sociedades. Tem como quotistas a OGX Participações (50%) e a empresa ligada MPX Energia S.A. (50%) e atualmente possui uma única aeronave para atender suas quotistas e demais empresas do Grupo EBX. OGX International GmbH ( OGX International ): Constituída em 11 de novembro de 2009, com sede na cidade de Viena, na Áustria, tem por objeto social a participação em outras empresas e em qualquer tipo de negócio. OGX Austria GmbH ( OGX Austria ): Constituída em 11 de novembro de 2009, com sede na cidade de Viena, na Áustria, tem por objeto social todas as atividades relacionadas ao comércio de petróleo, gás natural e todos os demais hidrocarbonetos, incluindo importação, exportação, processamento, transporte e armazenagem. Pode, também, adquirir, manter e alienar participações em outras empresas e celebrar contratos de locação. Atualmente, essa empresa está engajada na atividade de comercialização dos hidrocarbonetos produzidos por sociedades ligadas. 31

34 1. Contexto operacional--continuação 1.1. Estrutura societária--continuação OGX Netherlands Holding B.V. ( OGX Netherlands Holding ): Constituída em 23 de julho de 2012, com sede em The Hague, na Holanda, tem por objeto social a exploração, produção e comercialização de petróleo e seus subprodutos, gás natural e outros hidrocarbonetos. Pode, ainda, participar no capital de outras sociedades e prestar serviços técnicos na indústria de petróleo e gás, bem como se engajar em outras atividades associadas a essa indústria. Atualmente, a sua principal atividade consiste na participação no capital de outras sociedades holandesas. OGX Netherlands B.V. ( OGX Netherlands ): Constituída em 19 de março de 2010, com sede em The Hague, na Holanda, tem por objeto social a exploração, produção e comercialização de petróleo e seus subprodutos, gás natural e outros hidrocarbonetos. Pode, ainda, prestar serviços técnicos na indústria de petróleo e gás, bem como se engajar em outras atividades associadas a essa indústria. Atualmente, a sua principal operação consiste na aquisição e arrendamento, para a OGX P&G, de equipamentos a serem utilizados na indústria de petróleo e gás. Parnaíba B.V. ( Parnaíba B.V. ): Constituída em 15 de novembro de 2012, com sede em The Hague, na Holanda, possui o mesmo objeto social que a OGX Netherlands. Atualmente, a sua principal operação consiste na aquisição e arrendamento para a OGX Maranhão, de equipamentos a serem utilizados na indústria de petróleo e gás. Atlanta Field B.V. ( Atlanta Field ): Constituída em 02 de novembro de 2012, com sede em Rotterdam, na Holanda. Atualmente, a sua principal operação consiste na aquisição e arrendamento de equipamentos a serem utilizados na exploração e produção de petróleo e gás pelo Consórcio formado por OGX P&G, Queiroz Galvão E&P e Barra Energia, o qual atuará nos campos de Atlanta e Oliva. 32

35 1. Contexto operacional--continuação 1.2. Acontecimentos recentes Acordo de Farm out com a Petronas Em abril de 2013 a Companhia assinou acordo com a Petronas para a venda de uma participação não operadora (farm out) de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C- 40, na Bacia de Campos, por um valor total de US$ 850 milhões. Os blocos compreendem o Campo de Tubarão Martelo. Após a aprovação da ANP, US$ 250 milhões estarão imediatamente disponíveis para a OGX. Os US$ 600 milhões adicionais serão depositados em uma contacustódia e serão liberados conforme abaixo: US$ 500 milhões no início da produção US$ 100 milhões quando forem atingidas as seguintes metas de produção: US$ 50 milhões quando forem produzidos 40 kboepd US$ 25 milhões quando forem produzidos 50 kboepd US$ 25 milhões quando forem produzidos 60 kboepd Os reflexos dessa transação estão apresentados nas Notas Explicativas nº 11, 12 e 27. Suspensão do desenvolvimento dos Campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato, Tubarão Areia e adequação do afretamento de unidades de produção No segundo trimestre de 2013 a Companhia concluiu uma análise detalhada do comportamento de cada um dos três poços de produção do Campo de Tubarão Azul desde o início de produção. O resultado dessa análise apontou que (i) não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente qualquer investimento adicional nesse Campo visando aumentar o seu perfil de produção e (ii) os poços atualmente em operação poderão cessar de produzir ao longo do ano de A Companhia submeterá a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP ( ANP ) uma revisão do Plano de Desenvolvimento com base nas conclusões resultantes da referida análise. O aluguel pelo afretamento do FPSO OSX-1, plataforma conectada ao Campo de Tubarão Azul, continuará a ser pago à OSX nos termos do respectivo contrato. 33

36 1. Contexto operacional--continuação 1.2. Acontecimentos recentes--continuação Acordo de Farm out com a Petronas--Continuação Suspensão do desenvolvimento dos Campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato, Tubarão Areia e adequação do afretamento de unidades de produção --Continuação O comportamento dos poços produtores de Tubarão Azul levou a Companhia a reprocessar e reinterpretar os dados geológicos e geofísicos existentes, o que permitiu a construção de novo modelo de reservatório, onde ficou evidente a intensa compartimentalização e descontinuidade desses reservatórios, o que compromete a produtividade dos mesmos. Dessa forma, a Companhia concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de tornar economicamente viável o desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia. Diante desse fato, a Companhia submeterá à ANP requerimento no sentido de suspender o desenvolvimento desses três campos. O aluguel pelo afretamento do FPSO OSX-2, plataforma que seria utilizada nesse desenvolvimento, será pago a OSX nos termos do respectivo contrato a partir de janeiro de 2014 e até que essa unidade seja vendida ou destinada a outro local. Pelos mesmos motivos, a Companhia decidiu interromper a construção, pela OSX, das seguintes unidades de produção: FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, além da WHP-1, WHP-3 e WHP-4. O Campo de Tubarão Martelo continuará a ser desenvolvido normalmente, com primeiro óleo previsto para o 4º trimestre de 2013 e utilizando as unidades FPSO OSX-3 e WHP-2. Em função desses eventos, as partes celebraram um acordo pelo qual a OGX faria um desembolso imediato de caixa para a OSX no valor aproximado de US$ 449 milhões. Pelo acordo, aproximadamente 70% desse montante será empregado no pagamento de custos de construção do FPSO OSX-3 e WHP-2. 34

37 1. Contexto operacional--continuação 1.2. Acontecimentos recentes--continuação Acordo de Farm out com a Petronas--Continuação Suspensão do desenvolvimento dos Campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato, Tubarão Areia e adequação do afretamento de unidades de produção --Continuação Por conta desses eventos a Companhia reconheceu os seguintes reflexos em suas demonstrações financeiras: 1.3. Portfólio Impairment dos campos de Tubarão Azul, Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia: vide Notas Explicativas nº 11, 12 e 27. Compensações às empresas OSX: vide Notas Explicativas nº 14 e 26. Campos de desenvolvimento e produção Em 30 de junho de 2013 as controladas da Companhia possuíam participação nos seguintes campos: Nº País Bacia Campo Operador % OGX 1 Brasil Campos Tubarão Azul OGX P&G 100% (OGX P&G) 2 Brasil Campos Tubarão Martelo OGX P&G 100% (OGX P&G) 3 Brasil Campos Rêmora OGX P&G 100% (OGX P&G) (*) 4 Brasil Santos Atlanta Queiroz Galvão E&P 40% (OGX P&G) 5 Brasil Santos Oliva Queiroz Galvão E&P 40% (OGX P&G) 6 Brasil Parnaíba Gavião Real OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 7 Brasil Parnaíba Gavião Azul OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 8 Brasil Parnaíba Gavião Branco OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) (*) Uma vez que o farm out para a Petronas seja concluído, com a aprovação da ANP a participação da OGX nesse campo será reduzida para 60%. 35

38 1. Contexto operacional--continuação 1.3. Portfólio--Continuação Campos de desenvolvimento e produção--continuação Conforme explicado na seção 1.2 dessa Nota Explicativa, a Companhia decidiu submeter requerimento a ANP solicitando a suspensão do desenvolvimento dos seguintes campos: Nº País Bacia Campo Operador % OGX 1 Brasil Campos Tubarão Areia OGX P&G 100% (OGX P&G) 2 Brasil Campos Tubarão Tigre OGX P&G 100% (OGX P&G) 3 Brasil Campos Tubarão Gato OGX P&G 100% (OGX P&G) Concessões exploratórias Em 30 de junho de 2013 as controladas da Companhia participavam das seguintes concessões nas bacias brasileiras e dos seguintes Contratos de Avaliação Técnica e Contratos de Exploração e Produção nas bacias colombianas: Nº País Bacia Bloco Operador % OGX 1 Brasil Campos BM-C-37 OGX P&G 70% (OGX P&G) 2 Brasil Campos BM-C-38 OGX P&G 70% (OGX P&G) 3 Brasil Campos BM-C-39 OGX P&G 100% (OGX P&G) 4 Brasil Campos BM-C-40 OGX P&G 100% (OGX P&G) 5 Brasil Campos BM-C-41 OGX P&G 100% (OGX P&G) 6 Brasil Campos BM-C-42 OGX P&G 100% (OGX P&G) 7 Brasil Campos BM-C-43 OGX P&G 100% (OGX P&G) 8 Brasil Espírito-Santo BM-ES-39 Perenco 50% (OGX P&G) 9 Brasil Espírito-Santo BM-ES-40 Perenco 50% (OGX P&G) 10 Brasil Espírito-Santo BM-ES-41 Perenco 50% (OGX P&G) 11 Brasil Santos BM-S-56 OGX P&G 100% (OGX P&G) 12 Brasil Santos BM-S-58 OGX P&G 100% (OGX P&G) 13 Brasil Santos BM-S-59 OGX P&G 100% (OGX P&G) 14 Brasil Santos BS-4 Queiroz Galvão E&P 40% (OGX P&G) 15 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-13 OGX P&G 100% (OGX P&G) 16 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-14 OGX P&G 100% (OGX P&G) 17 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-15 OGX P&G 100% (OGX P&G) 18 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-16 OGX P&G 100% (OGX P&G) 19 Brasil Pará-Maranhão BM-PAMA-17 OGX P&G 100% (OGX P&G) 20 Brasil Parnaíba BT-PN-1 OGX Maranhão 50% (OGX Maranhão) 21 Brasil Parnaíba BT-PN-4 OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 22 Brasil Parnaíba BT-PN-5 OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 23 Brasil Parnaíba BT-PN-6 OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 24 Brasil Parnaíba BT-PN-7 OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 25 Brasil Parnaíba BT-PN-8 OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 26 Brasil Parnaíba BT-PN-9 OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 27 Brasil Parnaíba BT-PN-10 OGX Maranhão 70% (OGX Maranhão) 28 Colômbia Cesar Ranchería CR-2 OGX P&G 100% (OGX P&G) 29 Colômbia Cesar Ranchería CR-3 OGX P&G 100% (OGX P&G) 30 Colômbia Cesar Ranchería CR-4 OGX P&G 100% (OGX P&G) 31 Colômbia Valle Inferior del Magdalena VIM-5 OGX P&G 100% (OGX P&G) 32 Colômbia Valle Inferior del Magdalena VIM-19 OGX P&G 100% (OGX P&G) 36

39 1. Contexto operacional--continuação 1.3. Portfólio--Continuação 11ª Rodada de Licitações, organizada pela ANP Em 14 de maio de 2013 foi realizada a 11ª Rodada de Licitações. A OGX P&G, individualmente ou em parcerias, arrematou os blocos listados a seguir. A assinatura dos referidos contratos de concessão está prevista para agosto de Nº País Bacia Bloco Operador % OGX 1 Brasil Foz do Amazonas FZA-M-184 OGX P&G 100% (OGX P&G) 2 Brasil Barreirinhas BAR-M-213 OGX P&G 100% (OGX P&G) 3 Brasil Barreirinhas BAR-M-389 OGX P&G 100% (OGX P&G) 4 Brasil Barreirinhas BAR-M-251 OGX P&G 100% (OGX P&G) 5 Brasil Potiguar POT-M-475 OGX P&G 100% (OGX P&G) 6 Brasil Potiguar POT-M-762 ExxonMobil 50% (OGX P&G) 7 Brasil Ceará CE-M-663 OGX P&G 100% (OGX P&G) 8 Brasil Ceará CE-M-661 Total E&P 30% (OGX P&G) 9 Brasil Ceará CE-M-603 ExxonMobil 50% (OGX P&G) 10 Brasil Parnaíba PN-T-168 (*) OGX P&G 50% (OGX P&G) 11 Brasil Parnaíba PN-T-153 (*) OGX P&G 50% (OGX P&G) 12 Brasil Parnaíba PN-T-113 (*) OGX P&G 50% (OGX P&G) 13 Brasil Parnaíba PN-T-114 (*) OGX P&G 50% (OGX P&G) (*) Ainda em maio de 2013 a Companhia comunicou que firmou acordo com a MPX Energia S.A. ( MPX ), que tem como objeto a cessão de participação de 50% nos blocos PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 e PN-T-114. A MPX adquire tal participação em condições idênticas às ofertadas pela OGX na 11ª Rodada. O valor de aquisição será equivalente à metade dos bônus de assinatura e demais compromissos de exploração e desenvolvimento assumidos nas propostas apresentadas pela OGX à ANP. A cessão, objeto do acordo, será submetida para aprovação da ANP tão logo sejam assinados os contratos de concessão dos Blocos Situação financeira de curto prazo A OGX encerrou o trimestre com uma posição de caixa de R$ Para manter a continuidade das operações, a Administração da Companhia depende, na ausência de outras opções, dos seguintes eventos serem concretizados: (a) entrada de caixa das parcelas de USD 250 milhões e USD 500 milhões, oriundas do acordo de Farm Out com a Petronas (vide seção Acordo de Farm out com a Petronas, nesta Nota Explicativa), que são esperadas para o terceiro e o quarto trimestres de 2013, respectivamente; (b) entrada em produção do campo de Tubarão Martelo, prevista para o quarto trimestre de 2013 e que reforçará gradativamente a posição de caixa da Companhia; (c) a OGX conta ainda com a possibilidade de exercer a Put ( put option ) de até US$ 1 bilhão concedida pelo acionista controlador (vide Nota Explicativa nº 14). A Companhia acredita que os recursos oriundos dos eventos supracitados serão suficientes para suprir suas necessidades de caixa dos próximos meses e garantir sua continuidade operacional. 37

40 2. Apresentação das demonstrações financeiras Base de preparação a) Declaração de conformidade com relação às normas de IFRS e às normas do CPC As presentes demonstrações financeiras incluem: Demonstrações financeiras consolidadas As Demonstrações financeiras consolidadas foram elaboradas conforme as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP). Demonstrações financeiras individuais As demonstrações financeiras individuais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis n os /2007 e /2009, complementadas pelos pronunciamentos, interpretações e orientações do CPC, aprovados por resoluções do CFC, e de acordo com normas da CVM. Os pronunciamentos, interpretações e orientações do CPC, aprovados por resoluções do CFC e por deliberações da CVM, estão convergentes às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo IASB. Essas práticas diferem das IFRS aplicáveis às informações contábeis separadas, em função da avaliação dos investimentos em controladas e coligadas, que no BR GAAP é feita pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria efetuada pelo custo ou valor justo. b) Base de mensuração As demonstrações financeiras individuais e consolidadas foram preparadas com base no custo histórico, com exceção dos instrumentos financeiros derivativos e outros instrumentos financeiros, que foram mensurados pelo valor justo. 38

41 2. Apresentação das demonstrações financeiras--continuação Base de preparação--continuação c) Moeda funcional e moeda de apresentação Estas demonstrações financeiras individuais e consolidadas são apresentadas em milhares de Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações financeiras apresentadas em Real foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma. d) Uso de estimativas e julgamentos A preparação das demonstrações financeiras individuais e consolidadas de acordo com as normas IFRS e com as normas CPC exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores relatados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas. Estimativas e premissas são revistas de maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos posteriores afetados. As informações sobre premissas e estimativas que poderão resultar em ajustes dentro do próximo exercício financeiro estão incluídas nas seguintes Notas Explicativas: Nota Explicativa nº 13 - Imposto de renda e contribuição social diferidos - prazo de realização. Nota Explicativa nº 20 - Plano de opção de compra de ações - premissas de cálculo do fair value. Nota Explicativa nº 30 - Instrumentos financeiros - premissas de cálculo do fair value. Notas Explicativas nº 11 e 12 - Depreciação e Amortização - vidas úteis e taxas e teste de impairment. 39

42 2. Apresentação das demonstrações financeiras--continuação Base de preparação--continuação d) Uso de estimativas e julgamentos--continuação Nota Explicativa nº 17 - Contingências - expectativa de êxito/perda. Nota Explicativa nº 17 - Provisões - estimativas de gastos e prazo da provisão para obrigação de abandono futuro dos campos e exploração e produção. e) Aprovação das demonstrações financeiras As demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013 foram apreciadas e sua divulgação foi autorizada pela Administração em 14 de agosto de Resumo das principais práticas contábeis As políticas contábeis descritas abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nestas demonstrações financeiras individuais e consolidadas. a) Apuração do resultado O resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de competência. b) Instrumentos financeiros Tipos de instrumentos financeiros Os ativos financeiros podem ser classificados como: Empréstimos e recebíveis. Mensurados ao valor justo por meio do resultado. Disponíveis para venda. Mantidos até o vencimento. 40

43 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação b) Instrumentos financeiros--continuação Tipos de instrumentos financeiros--continuação Em 30 de junho de 2013 a entidade não possui ativos financeiros classificados como disponíveis para venda e nem como mantidos até o vencimento. Os passivos financeiros podem ser classificados como: Mensurados ao valor justo por meio do resultado; Outros passivos financeiros. Classificação Ativos e passivos financeiros mensurados ao valor justo por meio de resultado Enquadram-se nessa categoria os ativos e passivos financeiros que satisfazem a qualquer uma das seguintes condições: São mantidos para negociação: casos de instrumentos financeiros com a finalidade de venda ou recompra em prazos curtos e dos derivativos, exceto em eventuais situações de hedge accounting, que atualmente não é adotado; São designados no reconhecimento inicial como mensurados ao valor justo por meio de resultado, pois a estratégia documentada de investimento e de gerenciamento de risco desse instrumento é realizada com base no valor justo. Os ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio de resultado da Companhia e de suas controladas são exemplificados por: Aplicações financeiras classificadas como equivalentes de caixa. Equivalentes de caixa são aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em montante conhecido de caixa e que estão sujeitas a um insignificante risco de mudança de valor. Títulos e valores mobiliários: incluem-se neste grupo os títulos e valores mobiliários adquiridos pela Companhia e por suas controladas, com a finalidade de venda ou de recompra, os quais não atendem à definição de caixa e equivalentes de caixa. Depósitos vinculados: representam as aplicações feitas pela Companhia ou suas controladas em CDBs dados como garantia do cumprimento do Programa Exploratório Mínimo (PEM). Instrumentos financeiros derivativos contratados para proteger riscos. 41

44 3. Resumo das principais práticas contábeis b) Instrumentos financeiros--continuação Classificação--Continuação Ativos e passivos financeiros mensurados ao valor justo por meio de resultado --Continuação Os passivos financeiros mensurados ao valor justo por meio de resultado da Companhia e de suas controladas são exemplificados por: Instrumentos financeiros derivativos contratados para proteger riscos. Outros passivos financeiros Os passivos financeiros que não sejam classificados como mensurados ao valor justo por meio de resultado são classificados como outros passivos financeiros. Os outros passivos financeiros da Companhia e de suas controladas são exemplificados através de: Fornecedores. Contas a pagar a empresas ligadas e a terceiros. Empréstimos e financiamentos a pagar (Senior Unsecured Notes e Debêntures). Reconhecimento e mensuração Todos os instrumentos financeiros foram reconhecidos no balanço da Companhia e de suas controladas, tanto no ativo quanto no passivo, tendo sido mensurados inicialmente pelo valor justo. Após o reconhecimento inicial, e de acordo com a sua classificação: Os ativos e passivos financeiros mensurados ao valor justo através do resultado são mensurados pelo valor justo e suas flutuações são reconhecidas no resultado. Os empréstimos e recebíveis e os outros passivos financeiros são mensurados pelo custo amortizado, usando o método da taxa efetiva de juros, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável. 42

45 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação c) Moeda estrangeira A Administração da Companhia definiu que sua moeda funcional é o Real. Transações em moeda estrangeira são convertidas para moeda funcional pela taxa de câmbio da data de cada transação. Nas datas de fechamento, ativos e passivos monetários em moeda estrangeira são convertidos para a moeda funcional pela taxa de câmbio do fechamento e os ganhos e perdas de variação cambial são reconhecidos na demonstração de resultados. Ativos e passivos não monetários adquiridos ou contratados em moeda estrangeira são convertidos, nas datas de fechamento, com base nas taxas de câmbio das datas das transações e, portanto, não geram variações cambiais. Nos casos de controladas e coligadas no exterior, em ambiente econômico estável, com moeda funcional distinta da controladora, converte-se (translation), para fins de consolidação, seus ativos e passivos pela taxa de câmbio de fechamento, o patrimônio líquido pela taxa histórica e o resultado pela taxa de câmbio média mensal. A diferença gerada pelas conversões a taxa distintas é reconhecida no patrimônio líquido, em outros resultados abrangentes, como ajustes acumulados de conversão (CTA) e reconhecida na demonstração do resultado quando esses investimentos são alienados, no todo ou parcialmente. As controladas no exterior definiram como sua moeda funcional o Dólar Norte-Americano. As controladas no país utilizam o Real como moeda funcional. d) Estoques Os estoques de materiais são representados por ativos adquiridos de terceiros, na forma de materiais e suprimentos a serem consumidos ou utilizados na campanha de perfuração exploratória e na produção de óleo e gás. Uma vez utilizados, esses materiais são reclassificados de estoque para imobilizado. Os estoques de materiais estão registrados ao custo de aquisição ou produção e ajustados, quando aplicável, ao valor de realização. Os estoques de óleo são representados pelo petróleo bruto produzido ou adquirido pela Companhia e suas subsidiárias. Esses estoques são registrados pelo custo de produção e ajustados, quando aplicável, ao valor de realização. A Companhia utiliza o custo médio para apuração do custo do produto vendido. 43

46 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação e) Investimentos em controladas e em controladas em conjunto As informações contábeis de controladas são incluídas nas demonstrações financeiras consolidadas a partir da data em que o controle se inicia e até a data em que o controle deixa de existir. Nas demonstrações financeiras individuais da controladora essas informações são registradas através do método da equivalência patrimonial. As informações contábeis das controladas em conjunto são registradas nas demonstrações consolidadas e nas demonstrações financeiras individuais da controladora através do método da equivalência patrimonial. As políticas contábeis de controladas e controladas em conjunto estão alinhadas com as políticas adotadas pela Companhia. f) Reconhecimento das vendas e custos anteriores à declaração de comercialidade As controladas da Companhia podem, durante a atividade exploratória e antes da declaração de comercialidade, realizar testes de longa duração (TLD) para avaliar aspectos técnicos dos reservatórios e suportar a avaliação econômico-financeira de viabilidade dos ativos. Considerandose que durante a atividade exploratória ainda há uma série de incertezas que somente estarão mitigadas quando do início da fase de desenvolvimento, as companhias do grupo adotam como prática contábil o reconhecimento dos valores associados à venda do óleo e do gás produzidos durante os TLDs e antes das declarações de comercialidade (ou seja, vendas ocorridas na fase exploratória), líquidos dos respectivos custos, como recuperação dos custos capitalizados em tais ativos. A partir da declaração de comercialidade, os resultados auferidos pela comercialização do óleo passam a ser registrados na demonstração de resultados e não mais como redução dos custos capitalizados. g) Imobilizado É registrado ao custo de aquisição ou construção, ajustado, quando aplicável, ao seu valor de recuperação. É representado, sobretudo, por ativos associados às fases de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural, como, por exemplo, gastos com perfuração e completação, embarcações de apoio e equipamentos de E&P. Inclui, ainda, máquinas e equipamentos e outros ativos tangíveis utilizados para fins administrativos, como móveis, equipamentos telefônicos, equipamentos de informática e veículos. 44

47 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação g) Imobilizado--Continuação Successful efforts Os gastos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural são registrados de acordo com o método dos esforços bem sucedidos (successful efforts). Este método determina que os custos de desenvolvimento de todos os poços de produção e dos poços exploratórios bem sucedidos, vinculados às reservas economicamente viáveis, sejam capitalizados, enquanto os custos de geologia & geofísica e de sísmica devem ser considerados despesas do exercício. Adicionalmente, os poços exploratórios secos e os gastos vinculados a áreas nãocomerciais devem ser registrados no resultado quando são identificados como tal. Gastos com abandono Os gastos com abandono das áreas de desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural são registrados como ativo imobilizado em contrapartida de uma provisão no passivo. Vide Notas Explicativas nº 3 (j) e 17. Custos de empréstimos Os custos de empréstimos que são diretamente atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um ativo qualificado fazem parte do custo desse ativo e, portanto, são capitalizados. Os demais custos de empréstimos são reconhecidos como despesa do período em que são incorridos. Ativos qualificados são ativos que necessariamente levam um período de tempo substancial para ficarem prontos para seu uso pretendido ou para venda. A capitalização dos custos de empréstimos é iniciada quando são incorridos gastos com o ativo qualificável e são incorridos custos de empréstimo, e cessa quando o ativo qualificável está pronto para o uso ou quando a construção ou produção do ativo é suspensa por longos períodos. Os custos de empréstimos incluem juros e variação cambial, sendo que essa última somente é capitalizada na extensão em que equaliza os juros de uma captação em moeda estrangeira aos juros que seriam incorridos em uma captação em condições semelhantes no mercado nacional. Adicionalmente, na determinação de custos de empréstimos elegíveis a capitalização, a Companhia exclui eventuais rendimentos auferidos por aplicações financeiras realizadas com recursos advindos de tais empréstimos. 45

48 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação g) Imobilizado--Continuação Depreciação Os gastos de exploração e desenvolvimento da produção são depreciados, a partir da declaração de comercialidade e início da produção, pelo método de unidades produzidas ( DUP ). Nesse método a taxa de depreciação mensal é obtida dividindo-se a produção mensal pelo saldo total estimado das reservas (provada mais provável) no início do mês. Anualmente, a Companhia revisa o saldo total das reservas. Máquinas e equipamentos são depreciados pelo método linear às taxas mencionadas na Nota Explicativa nº 11, que levam em consideração o tempo de vida útil estimado dos bens com seus respectivos valores residuais. h) Intangível É registrado ao custo de aquisição, ajustado, quando aplicável, ao seu valor de recuperação. É representado, sobretudo, pelos bônus de assinatura pagos para se obter a concessão das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em determinados blocos. Inclui, ainda, os gastos associados à aquisição de sistemas e programas de informática. Amortização Os bônus de assinatura são amortizados, a partir da declaração de comercialidade e início da produção, pelo método de unidades produzidas ( DUP ). Os demais intangíveis são amortizados pelo método linear às taxas mencionadas na Nota Explicativa nº 12, que levam em consideração o tempo de utilização estimado. i) Redução ao valor recuperável (Impairment) Análise de indicativos Os valores contábeis dos ativos não financeiros da Companhia e suas controladas são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado. 46

49 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação g) Redução ao valor recuperável (Impairment)--Continuação Análise de indicativos--continuação Especificamente em relação aos ativos relacionados às atividades de exploração de petróleo e gás, a Companhia considera alguns fatores como indicativos de que um ativo não é recuperável, como por exemplo: (i) não há um orçamento aprovado para os estudos de viabilidade dos poços perfurados; (ii) o prazo de concessão está chegando próximo ao fim, as atividades exploratórias ainda estão em fase inicial e não é provável a renovação dessa concessão; (iii) os poços perfurados foram dados como "secos"; (iv) os hidrocarbonetos encontrados não são suficientes para constituírem uma reserva, ou seja, não são recuperáveis dadas as atuais condições econômicas e tecnológicas. Se a avaliação apontar a existência de indicativos de impairment e a administração da Companhia entender que, de fato, há uma perda não recuperável, tal perda é reconhecida no resultado do exercício. Adicionalmente, a administração efetua anualmente um teste específico de análise de indicativos de impairment que consiste em comparar o valor presente do fluxo de caixa futuro estimado, com o valor contábil. Dentre as principais premissas desse fluxo de caixa destacamos: j) Provisões Volume de produção estimado por nossos especialistas internos. Preço do barril estimado a partir de projeções de bancos e agências especializadas. Taxa média de desconto de 10%, levando em consideração o benchmark da indústria de petróleo. Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia e suas controladas possuem uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, sendo provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido. Provisão para obrigação de abandono futuro de campos de exploração e produção Antes da declaração de comercialidade de uma determinada área, a Companhia não provisiona os gastos previstos com abandono, ao fim do período de concessão ou de produção. A provisão não é constituída, pois, dada a fase em que se encontra a operação, ainda não é possível uma mensuração, com razoável segurança, dos gastos a serem incorridos e nem a previsão da data de abandono da área. Quando se iniciam as atividades de desenvolvimento e há mais subsídios para estimar de forma razoável esses gastos, os mesmo são provisionados em contrapartida de ativo imobilizado. 47

50 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação g) Provisões--Continuação A metodologia de cálculo dessa provisão consiste em estimar na data base quanto a Companhia desembolsaria caso abandonasse as áreas naquele momento. O montante estimado é inflacionado até a data prevista para o abandono, e posteriormente descontado a valor presente por uma taxa livre de risco. O risco associado à provisão é considerado no fluxo estimado de pagamentos. A taxa livre de risco utilizada é a taxa de um título governamental, cuja moeda e prazo sejam similares ao da provisão. As taxas de inflação e de desconto são revisadas periodicamente e eventuais aumentos ou reduções da provisão para abandono são registrados em contrapartida do ativo imobilizado. Em adição, mensalmente, a provisão é aumentada pelo efeito da taxa de desconto (accretion dos juros), em contrapartida do resultado financeiro. Provisão para ganho mínimo garantido Vide Nota Explicativa nº 3 (q). k) Imposto de renda e contribuição social O imposto de renda e a contribuição social sobre o lucro líquido da Companhia e de suas controladas são calculados, respectivamente, com base nas alíquotas de 15%, acrescida do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente a R$ 240 por ano, e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitados a 30% do lucro real. l) Arrendamento mercantil Um arrendamento mercantil é classificado como financeiro se ele transfere substancialmente todos os riscos e benefícios inerentes à propriedade, do arrendador para o arrendatário, do contrário, o arrendamento é classificado como operacional. Os pagamentos efetuados para arrendamentos operacionais são reconhecidos na demonstração do resultado, durante o período do arrendamento. Os arrendamentos financeiros são capitalizados no início do contrato pelo menor valor entre o valor justo do bem arrendado e o valor presente dos pagamentos mínimos do arrendamento. A contrapartida do montante capitalizado é registrada como passivo circulante e não circulante, a depender do prazo de liquidação. A Companhia não identificou nenhuma operação que caracterizasse o registro de um arrendamento mercantil financeiro. 48

51 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação m) Gastos associados às joint operations de exploração e produção Como operadoras das concessões para exploração e produção de petróleo e gás, uma das obrigações das companhias é representar a joint operation perante terceiros. Nesse sentido, as operadoras são responsáveis por contratar e pagar os fornecedores dessas joint operations e, por isso, as faturas recebidas pelas operadoras contemplam o valor total dos materiais e serviços adquiridos para a operação. Os impactos nos resultados individuais das companhias, entretanto, refletem apenas as suas participações nas concessões já que as parcelas associadas aos demais parceiros são cobradas dos mesmos. Essas cobranças ocorrem mensalmente. As operadoras estimam os desembolsos previstos para o mês subsequente, com base nos gastos totais já incorridos na operação, faturados ou não pelos fornecedores e relatados aos parceiros através do relatório billing statement. Essas estimativas de desembolsos são comparadas ao saldo das contas-correntes mantidas para os gastos das joint operations e as diferenças são cobradas dos parceiros através de cash calls. n) Resultado por ação O resultado por ação básico é calculado por meio da divisão do resultado do período, atribuível aos acionistas controladores, pela média ponderada das ações ordinárias em circulação no mesmo período, uma vez que a Companhia não possui ações preferenciais. O resultado por ação diluído é calculado por meio da referida média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluidor, nos períodos apresentados. o) Informações por segmento Um segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Os resultados dos segmentos operacionais são revistos pela Administração para decisões sobre os recursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho. Os resultados de segmentos que são apresentados à Administração incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Os itens não alocados compreendem principalmente ativos corporativos: caixa e equivalentes de caixa, empréstimos e financiamentos, patrimônio líquido, despesas administrativas e gerais, resultado financeiro e imposto de renda e contribuição social. 49

52 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação p) Demonstração do valor adicionado A Companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DVA) individuais e consolidadas nos termos do pronunciamento técnico CPC 9 - Demonstração do Valor Adicionado. Para IFRS representam informação financeira adicional. Obrigações relativas a benefícios de curto prazo a empregados são mensuradas em uma base não descontada e são registradas como despesas ou parte do custo do imobilizado, conforme o serviço relacionado seja prestado. O passivo é reconhecido, pelo valor esperado a ser pago sob os planos de bonificação em dinheiro ou participação nos lucros de curto prazo se a Companhia e suas controladas têm uma obrigação formalizada de pagar esse valor em função de serviço passado prestado pelo empregado, e se a obrigação puder ser estimada de maneira confiável. Pagamentos baseados em ações Conforme descrito na Nota Explicativa nº 20, a Companhia possui dois planos de pagamento baseados em ações: o plano de opções outorgadas pela Companhia e o plano de opções outorgadas pelo acionista controlador. Esses planos são contabilizados conforme descrito a seguir: Demonstrações financeiras individuais das entidades beneficiadas pelo serviço prestado pelos outorgados: as opções são reconhecidas, pelo valor justo, a débito na demonstração do resultado ( despesas administrativas e gerais ) e a crédito no patrimônio líquido ( reserva de capital ). Demonstrações financeiras individuais da controladora: o reflexo do lançamento original nas controladas é feito a débito no resultado de equivalência patrimonial e a crédito no patrimônio líquido ( reserva de capital ) da controladora. Demonstrações financeiras consolidadas: o impacto é efetuado a débito de despesas administrativas e gerais e a crédito de reserva de capital. Todas as transações com pagamentos baseados em ações são classificadas como liquidadas pela entrega de instrumentos patrimoniais (equity settled). A Companhia e suas controladas não possuem opções de compra de ações liquidáveis em caixa. 50

53 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação q) Benefícios a empregados e administradores--continuação Pagamentos baseados em ações--continuação Valor justo e apropriação O valor justo das opções de ações é calculado, utilizando-se o modelo de precificação de opções Black & Scholes, individualmente para cada beneficiário, na data de outorga e é reconhecido de forma pro-rata, ao longo do período em que os beneficiários adquirem incondicionalmente o direito aos benefícios (vesting period). A metodologia de cálculo do montante acumulado a ser reconhecido no patrimônio líquido pode ser expressa através da fórmula a seguir: Saldo acumulado a ser reconhecido = (VJ unit x Q x n/t) VJ unit = valor justo unitário da opção de compra, determinado na data da outorga pelo modelo de Black & Scholes. Q = quantidade de opções de compra outorgada. n = número de meses incorridos desde a outorga, e limitado a t. t = período aquisitivo, expresso em meses. Modificações nos acordos de pagamentos baseados em ações - valor justo incremental Quando a modificação aumenta o valor justo dos instrumentos patrimoniais outorgados (por exemplo, reduzindo o preço de exercício) a Companhia inclui o valor justo incremental na mensuração do montante reconhecido pelos serviços recebidos em contrapartida aos instrumentos patrimoniais outorgados. O valor justo incremental outorgado é a diferença entre o valor justo do instrumento patrimonial modificado e o valor justo do instrumento patrimonial original, ambos estimados na data da modificação. Tal valor justo incremental é incluído na mensuração do montante reconhecido pelos serviços recebidos, juntamente com o valor justo na data da outorga dos instrumentos patrimoniais originais. A diferença é que o valor justo incremental é apropriado, a partir da data de modificação, ao longo do vesting period remanescente, enquanto que o valor justo original continua sendo apropriado ao longo do vesting period original. 51

54 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação q) Benefícios a empregados e administradores--continuação Opções anuladas Quando do não cumprimento da condição de aquisição, que nos casos de ambos os planos existentes, resume-se ao outorgado permanecer na Companhia e em suas Controladas por um prédefinido período de tempo (vesting period), a despesa previamente reconhecida, associada à parcela dos vestings futuros, é estornada a crédito de resultado e débito de reserva de capital. Exercício das opções Quando do exercício das opções por parte dos beneficiários, os respectivos valores justos acumulados na Reserva de Capital são reclassificados para a Reserva de Lucros. Ganho mínimo garantido Alguns planos de opção de compras de ações possuem cláusulas de garantia nas quais a Companhia assegura ao Outorgado um ganho mínimo no último aniversário do contrato. Caso o outorgado não obtenha esse ganho mínimo através do exercício das opções a Companhia complementa a diferença através de um desembolso de caixa. Para ter direito à totalidade do ganho mínimo contratual os outorgados devem permanecer na Companhia até cumprirem todo o período de aquisição (vesting period), o qual é equivalente ao período de aquisição das opções de ações. Se forem desligados antes de cumprirem o período de aquisição os outorgados terão direito apenas a uma parcela do ganho mínimo total. Essa parcela é estabelecida individualmente e aumenta progressivamente até atingir, ao final do período de aquisição, 100% do ganho mínimo. Dessa forma, o reconhecimento dessas garantias, quando aplicável, é feito à medida em que os serviços são prestados pelos empregados, e ocorre de forma similar a uma transação com pagamento baseado em ações liquidadas em caixa: Demonstrações financeiras individuais das entidades beneficiadas: as opções são reconhecidas, a valor justo, a débito na demonstração do resultado ( despesas administrativas e gerais ) e a crédito de passivo. Demonstrações financeiras individuais da controladora: o reflexo do lançamento original nas demonstrações financeiras das controladas é a débito no resultado de equivalência patrimonial e a crédito de investimento. Demonstrações financeiras consolidadas: o impacto é a débito de despesas administrativas e gerais e a crédito de passivo. 52

55 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação q) Benefícios a empregados e administradores--continuação Ganho mínimo garantido--continuação O valor justo das garantias é remensurado ao término da cada período de divulgação e na data da liquidação, sendo que quaisquer mudanças no valor justo devem ser reconhecidas no resultado do período. A fórmula utilizada pela Companhia para apurar esse valor justo está apresentada a seguir: GMCont = GM - (GR + GE) GMCont = ganho mínimo a ser contabilizado como um passivo. GM = Parcela do ganho mínimo já assegurada pelo cumprimento de parte do período aquisitivo, atualizada por índice de inflação (IPCA) até a data-base. GR = Ganho já realizado pelo outorgado, apurado pela seguinte fórmula: GR = [(PV - PE) * QV], onde: PE = preço de exercício contratualmente estabelecido. PV = preço de venda obtido pelo outorgado ao realizar parcialmente as opções. QV = quantidade vendida pelo outorgado ao realizar parcialmente as opções. GE = Ganho estimado a ser obtido pelo outorgado ao realizar as opções em aberto. Esse ganho mínimo é calculado com base na fórmula de Black & Scholes e os dados da fórmula são atualizadas a cada data de balanço. r) Capital social Ações ordinárias São classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à emissão de ações e opções de ações são reconhecidos em uma conta redutora do capital social, líquidos de quaisquer efeitos tributários. 53

56 3. Resumo das principais práticas contábeis--continuação s) Reservas Reserva de capital Registra a apropriação dos montantes referentes aos planos de opção de compra de ações, cuja contrapartida é feita no resultado do exercício, conforme divulgado na Nota Explicativa nº 3 (q). Adicionalmente, o saldo desta conta também é impactado pelo exercício das opções de ações. Quando algum beneficiário exerce suas opções, o valor justo registrado em reserva de capital é reclassificado para reserva de lucros (estatutária). Esta reserva também pode ser utilizada para compensar o prejuízo líquido do exercício, remanescente após a compensação com as reservas de lucros. Reserva legal (Reserva de lucros) É constituída à razão de 5% do lucro líquido apurado em cada exercício social, nos termos do art. 193 da Lei nº 6.404/1976, até o limite de 20% do capital social ou até que o montante desta reserva, acrescido das reservas de capital, atinja o limite de 30% do capital social (facultativo). Adicionalmente, esta reserva pode ser utilizada para compensar o prejuízo líquido do exercício, após a compensação com as demais reservas de lucro. Reserva estatutária (Reserva de lucros) De acordo com o estatuto social da Companhia, o saldo remanescente do lucro líquido, após as devidas destinações, é utilizado para criação de uma reserva estatutária, a qual não deverá exceder o valor do capital social. Esta reserva tem por finalidade financiar o desenvolvimento, o crescimento e a expansão dos negócios da Companhia. Quando o limite da reserva de lucros for alcançado, o saldo poderá ser distribuído como um dividendo adicional, se aprovado em Assembleia de Acionistas. Adicionalmente, o saldo dessa conta também é impactado pelo exercício das opções de ações. Quando algum beneficiário exerce suas opções, o valor justo registrado em reserva de capital é reclassificado para reserva de lucros (estatutária). Essa reserva também pode ser utilizada para compensar o prejuízo do exercício. t) Receitas e despesas financeiras Abrangem, basicamente, juros de empréstimos, financiamentos, aplicações financeiras, variações no valor justo de ativos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado, ganhos e perdas realizadas com instrumentos financeiros derivativos e amortização dos custos de captação. Os ganhos e perdas cambiais também são apresentados como receitas ou despesas financeiras. 54

57 4. Demonstrações financeiras consolidadas As demonstrações financeiras consolidadas incluem as informações da Companhia, de suas controladas diretas, indiretas e em conjunto, e do Fundo exclusivo, a seguir relacionados: Percentual de participação 30/06/ /12/2012 Controladas diretas OGX P&G 99,99 99,99 OGX Maranhão 66,67 66,67 OGX International 100,00 100,00 Controladas indiretas OGX Austria 100,00 100,00 OGX Netherlands Holding 100,00 100,00 OGX Netherlands 100,00 100,00 Parnaíba B.V. 100,00 100,00 Fundo exclusivo FICFI OGX ,00 100,00 Controlada em conjunto OGMP Transporte Aéreo (i) 50,00 50,00 Atlanta Field (ii) 40,00 40,00 (i) (ii) Controlada em conjunto com a MPX Energia S.A. Controlada em conjunto com a Queiroz Galvão Exploração e Produção e a Barra Energia. As políticas contábeis foram aplicadas de forma uniforme entre as empresas consolidadas e são consistentes com aquelas utilizadas na apresentação dos números do exercício anterior. 55

58 4. Demonstrações financeiras consolidadas--continuação Descrição dos principais procedimentos de consolidação a) Eliminação dos saldos das contas de ativos e passivos entre as empresas consolidadas. b) Eliminação dos saldos de receitas e despesas, decorrentes de negócios entre as empresas. c) Eliminação dos saldos das contas de investimentos e correspondentes participações no patrimônio líquido das empresas controladas. Os investimentos em empresas com controle compartilhado e em coligadas são registrados pelo método da equivalência patrimonial, não sendo eliminados na consolidação. d) A participação dos não controladores, referente à parcela do resultado do exercício e do patrimônio líquido que não é detida pelo Grupo, é apresentada separadamente da demonstração do resultado consolidada e dentro do grupo de patrimônio líquido no balanço patrimonial consolidado, em separado do patrimônio líquido atribuível aos acionistas da controladora. Adicionalmente, conforme determinação da Instrução CVM nº 408/2005, as demonstrações financeiras consolidadas incluem os saldos e as transações do fundo de investimento exclusivo denominado Fundo de Investimento em Cotas de Fundos de Investimento Multimercado Crédito Privado OGX63, administrado pelo Banco Itaú S.A., cujos únicos quotistas são a Companhia e suas controladas OGX P&G e OGX Maranhão. A composição de sua carteira está apresentada na Nota Explicativa nº 5. O fundo exclusivo, que tem suas demonstrações financeiras regularmente auditadas, está sujeito a obrigações restritas ao pagamento de serviços prestados pela administração dos ativos, atribuídas à operação dos investimentos, como taxas de custódia, auditoria e outras despesas, inexistindo obrigações financeiras relevantes. 56

59 5. Caixa e equivalentes de caixa Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Circulante Caixa e bancos Fundo de Investimento em Cotas de Fundos de Investimento Multimercado Crédito Privado OGX 63 (a) Aplicações Time Deposit (Offshore) (b) Classificação e mensuração Os saldos mantidos em contas-correntes têm seus valores justos equivalentes aos saldos contábeis e são classificados como empréstimos e recebíveis. As aplicações financeiras, classificadas como caixa e equivalentes, são tratadas como ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio de resultado. A composição do saldo de caixa e equivalentes de caixa por instituição financeira está apresentada nos quadros a seguir. Instituição financeira Diversos Controladora 30/06/ /12/2012 Operações Time compromissadas CDB Caixa deposit Total Total Credit Suisse CEF Santander Votorantim LTNs Total de fundos exclusivos (a) Total de aplicações financeiras Instituição financeira Diversos Consolidado 30/06/ /12/2012 Operações Time compromissadas CDB Caixa deposit Total Total Credit Suisse CEF Santander Votorantim LTNs Total de fundos exclusivos (a) BTG Pactual Itaú Unibanco Morgan Stanley Santander Total de aplicações offshore (b) Total de aplicações financeiras

60 5. Caixa e equivalentes de caixa--continuação Classificação e mensuração--continuação a) Fundo de Investimento OGX 63 Refere-se a quotas de Fundo de investimento com alta liquidez, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, independentemente do vencimento dos ativos, estando sujeitas a um insignificante risco de mudança de valor. Trata-se do Fundo de Investimentos em Cotas de FI Multimercado Crédito Privado OGX 63 administrado pelo Banco Itaú e lastreado basicamente em: títulos privados (Debêntures e Certificados de Depósito Bancário - CDBs ) emitidos por instituições financeiras de primeira linha, todos vinculados a taxas pós-fixadas e com rentabilidade média sobre o DI CETIP ( CDI ) de 103,12% (103% em 2012). As debêntures representam operações compromissadas, registradas na Câmara de Custódia e Liquidação - CETIP, ou no Sistema Especial de Liquidação e Custódia - SELIC, quando aplicável, com garantia de recompra diária a uma taxa previamente estabelecida pelas instituições financeiras. As quotas de Fundos de renda fixa exclusivos são escriturais e seu controle é mantido pela administradora dos respectivos fundos (Banco Itaucard S.A.). b) Aplicações Time Deposit (Offshore) Refere-se a aplicações em depósitos a prazo no exterior (time deposits), em US$, cuja taxa média de rentabilidade é 0,95% (1,32% em 2012) ao ano. Essas aplicações são de curto prazo, de alta liquidez e prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, estando sujeitas a um insignificante risco de mudança de valor. 6. Depósitos vinculados Controladora Consolidado Emitente 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Conta poupança CDB pós-fixado

61 6. Depósitos vinculados--continuação Os depósitos vinculados são classificados como ativos financeiros mensurados a valor justo através do resultado. Os depósitos vinculados em conta poupança estão relacionados aos pagamentos de proprietários de terra do Maranhão com processo de inventário em execução, conforme procedimento previsto na Portaria ANP nº 143/98. A aplicações em CDB estão vinculadas às garantias oferecidas à ANH (Agência Nacional de Hidrocarburos) para execução do Programa Exploratório Mínimo na Colômbia. Em 30 de junho de 2013 e 31 de dezembro de 2012, as taxas médias brutas acumuladas que remuneravam os Certificados de Depósitos Bancários eram equivalentes a 98,5% e 97% do CDI, respectivamente. 7. Contas a receber Consolidado 30/06/ /12/2012 Contas a receber - Ativo circulante Venda de óleo (a) Venda de gás (b) Outros (a) Refere-se a estimativa dos valores a serem recebidos da empresa chilena ENAP Refinerias S.A. pela venda da oitava carga da OGX em junho de 2013: O pricing acordado leva em consideração a média do Brent entre os dias 17 a 19 de julho de O vencimento desse montante está previsto para julho de (b) Recebíveis associados ao fornecimento de gás por parte da controlada OGX Maranhão para a empresa ligada UTE Parnaíba Geração de Energia S.A., pertencente ao grupo MPX. Esse montante vence em até 90 dias. 59

62 8. Estoques (consolidado) Consolidado 30/06/ /12/2012 Ativo circulante Estoque de óleo Ativo não circulante Materiais de E&P (i) (i) Composto basicamente por materiais necessários à execução da campanha de perfuração da OGX P&G e da OGX Maranhão como, por exemplo, tubos e brocas. A controladora não possui estoques. Conciliação com a demonstração dos fluxos de caixa ("DFC") Saldo em 31 de dezembro de Saldo em 30 de junho de Variação dos estoques Parcela da depreciação/amortização no estoque de 31 de dezembro de 2012 (19.802) Parcela da depreciação/amortização no estoque de 30 de junho de Variação dos estoques da DFC Outros créditos Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Curto prazo Farm out - Petronas (a) Recebíveis das parcerias operadas pela OGX (b) Adiantamentos a fornecedores Outros Longo prazo Farm out - Petronas (a) Outros (a) Total de R$ Refere-se ao valor de US$ 850 milhões (convertidos a taxa de fechamento de junho de 2013) a ser recebido da Petronas pela alienação (farm out) de uma participação não operadora de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, que compreendem o campo de Tubarão Martelo. Vide Nota Explicativa nº 11. (b) Refere-se aos valores a receber de parceiros nas concessões em que a Companhia ou suas controladas participam. 60

63 10. Investimentos Controladora Consolidado Investimento 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 OGX P&G OGX Maranhão OGMP Transporte Aéreo OGX International Atlanta Field Ajuste de equivalência OGX Austria (i) (16.379) (16.379) - - Ajuste de equivalência OGX Netherlands (ii) (838) (1.634) (i) O resultado do TLD auferido antes da declaração de comercialidade na OGX P&G, não é registrado no resultado do exercício e sim como redução do ativo imobilizado (vide Nota Explicativa 3 (f)). Como esse óleo é vendido para OGX Austria e dessa para terceiros, ao se efetuar a consolidação elimina-se o custo da OGX Austria com a receita da OGX P&G, restando nas demonstrações financeiras consolidadas uma receita sem o respectivo custo (que permanece compondo o ativo imobilizado).para eliminar essa inconsistência e considerando a essência da transação nas demonstrações financeiras consolidadas, a Companhia efetua um ajuste de consolidação reclassificando a receita da OGX Austria para o ativo imobilizado consolidado. Consequentemente, como a demonstração financeira individual da OGX Participações é afetada pelo resultado de equivalência patrimonial na OGX Austria e como o resultado dessa segunda empresa é afetado pelas vendas realizadas e pelo custo do produto vendido incorrido durante o TLD, gera-se uma diferença entre o patrimônio líquido da controladora e o consolidado, bem como entre o resultado da controladora e o consolidado já que no consolidado esses valores são reclassificados para o imobilizado e na controladora fica como resultado de equivalência patrimonial. De forma que o patrimônio líquido consolidado, excluindo-se a participação dos não controladores, corresponda ao patrimônio líquido da controladora é realizado um ajuste no cálculo da equivalência patrimonial, expurgando-se essa diferença do resultado da OGX Austria. (ii) Refere-se à receita do lease da OGX Netherlands eliminada na consolidação contra o custo de produção (estoque) da OGX P&G. O ajuste é decorrente do mesmo efeito explicado no segundo parágrafo do item (i) acima, sendo a única diferença que o mesmo compõe o saldo do estoque da OGX P&G em 30 de junho de 2013 e 31 de dezembro de

64 10. Investimentos--Continuação a) Movimentação do investimento Saldo em 31 de dezembro de Contribuição de capital em participações societárias Ajustes de conversão Resultado de equivalência patrimonial ( ) Equivalência reflexa no patrimônio líquido (opções de ações) Incorporação OGX Campos (13.102) Outros (595) Saldo em 30 de junho de Contribuição de capital em participações societárias Ajustes de conversão Resultado de equivalência patrimonial ( ) Equivalência reflexa no patrimônio líquido (opções de ações) (3.001) Saldo em 31 de dezembro de Contribuição de capital em participações societárias Ajustes de conversão Resultado de equivalência patrimonial ( ) Equivalência reflexa no patrimônio líquido (opções de ações) Outros (649) Saldo em 30 de junho de

65 10. Investimentos--Continuação b) Informações sobre as investidas 30/06/2013 Participação Quantidade Lucro líquido no capital de ações/ Patrimônio Capital (prejuízo) do Dados das controladas social (em %) quotas (i) líquido (i) social (i) exercício (i) Diretas OGX P&G 99, ( ) OGX Maranhão 66, (10.510) OGX International 100, ( ) OGMP Transp. Aéreo 50, (2.106) ( ) Indiretas OGX Austria 100,00 1 ( ) 404 ( ) OGX Netherlands Holding 100, (11.750) OGX Netherlands 100, (11.488) Parnaíba B.V. 100, Atlanta Field 40, (633) ( ) ( ) 31/12/2012 Participação Quantidade Lucro líquido no capital de ações/ Patrimônio Capital (prejuízo) do Dados das controladas social (em %) quotas (i) líquido (i) social (i) exercício (i) Diretas OGX P&G 99, ( ) OGX Maranhão 66, ( ) OGX International 100, (64.290) OGMP Transp. Aéreo (5.208) ( ) Indiretas OGX Austria 100,00 1 (30.319) 404 (57.713) OGX Netherlands Holding 100, (6.359) OGX Netherlands 100, (6.295) Parnaíba B.V. 100, (70.367) ( ) (i) Refere-se à totalidade do saldo do patrimônio líquido, do capital social, do lucro (prejuízo) líquido do exercício e da quantidade de ações/quotas. 63

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68 11. Imobilizado (consolidado)--continuação (a) Vide Notas Explicativas nº 3 (g) e 17 (a). Essa movimentação não tem efeito caixa. (b) Encargos financeiros capitalizados associados a ativos qualificáveis. Vide Nota Explicativa nº 3 (g). (c) Refere-se às baixas de custos associados a poços dados como secos, não comerciais ou a outros valores não recuperáveis. Vide seção Imobilizado de Exploração & Produção - Baixas a seguir nesta Nota Explicativa. (d) Refere-se à margem bruta do Teste de Longa Duração do campo de Tubarão Azul que foi registrada como redução do custo do ativo. Vide seção Imobilizado de Exploração & Produção - Vendas de óleo durante o TLD a seguir nesta Nota Explicativa. (e) A depreciação do semestre findo em 30 de junho de 2013 está registrada em: CPV - R$ ; Despesas administrativas e gerais - R$ 8.607; Estoques - R$ (Nota Explicativa nº 8). (f) (g) Vide seção Alienações a seguir, nesta Nota Explicativa. Vide seção Baixas a seguir, nesta Nota explicativa. (h) Refere-se, basicamente aos adiantamentos a fornecedores diversos registrados nas controladas OGX Netherlands e Parnaíba B.V. para aquisição de equipamentos de exploração e produção, tais como árvores de natal molhadas, arvores de natal secas, linhas flexíveis, umbilicais e outros equipamentos subaquáticos. (i) Vide a abertura por bacia na seção a seguir. Não inclui os equipamentos subaquáticos e nem os equipamentos da UTG Parnaíba adquiridos pela OGX Netherlands, os quais estão registrados como máquinas e equipamentos e adiantamentos para inversão fixa. (j) A depreciação e a depleção do Imobilizado de Exploração & Produção ocorre a partir da declaração de comercialidade e do início da produção, com base no método das unidades produzidas ( DUP ). Vide seção Imobilizado de Exploração & Produção - Depreciação a seguir nesta Nota Explicativa. Em 30 de junho de 2013 e 31 de dezembro de 2012 a controladora não possui ativo imobilizado. 66

69 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P Apresentação por bacia Consolidado 30/06/2013 Movimento do Imobilizado de E&P Baixas (b) Poços secos e áreas Bacia Nº de Blocos Adições (a) Depreciação Alienações (c) subcomerciais Impairment Total Campos (40.889) ( ) ( ) ( ) ( ) Pará-Maranhão (5.248) - - Santos ( ) - ( ) Espírito Santo (149) Parnaíba (19.548) - (48.889) Colômbia Foz do Amazonas Barreirinhas Ceará Potiguar Corporativo (d) Total (60.437) ( ) ( ) ( ) ( ) Consolidado 30/06/12 Movimento do Imobilizado de E&P Baixas (b) Poços secos e áreas Bacia Nº de Blocos Adições (a) Depreciação Alienações (c) subcomerciais Impairment Total Campos (4.972) - (34.288) Pará-Maranhão (18.155) Santos Espírito Santo ( ) - (57.048) Parnaíba (10.149) Colômbia Corporativo (d) Total (4.972) - ( ) Consolidado 31/12/2012 Movimento do Imobilizado de E&P Baixas (b) Poços secos e áreas Bacia Nº de Blocos Adições (a) Depreciação Alienações (c) subcomerciais Impairment Total Campos (43.341) - ( ) Pará-Maranhão (44.530) Santos ( ) Espírito Santo ( ) - (54.179) Parnaíba (35.042) Colômbia Corporativo (d) Total (43.341) - ( ) (a) (b) (c) (d) Inclui adições, provisão para abandono, encargos financeiros e margem bruta do TLD. Vide seção Baixas a seguir nesta Nota Explicativa. Vide seção Alienações a seguir nesta Nota Explicativa. Refere-se substancialmente aos gastos associados à mobilização e desmobilização de sondas, que são inicialmente alocados como corporativo e posteriormente são alocados aos poços e blocos. 67

70 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P--Continuação Histórico de aquisição de concessões exploratórias Novembro ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios ANP: OGX P&G adquire 21 concessões exploratórias, distribuídas nas Bacias de Campos (BM-C-37, BM-C-38, BM-C-39, BM-C-40, BM- C-41, BM-C-42, BM-C-43), Pará-Maranhão (BM-PAMA-13, BM-PAMA-14, BM-PAMA-15, BM- PAMA-16 ebm-pama-17), Santos (BM-S-56, BM-S-57, BM-S-58 ebm-s-59) eespírito Santo (BM-ES-37, BM-ES-38, BM-ES-39, BM-ES-40 e BM-ES-41), pelo montante de R$ relativo aos bônus de assinatura. Dezembro 2008 a Agosto 2012 Setembro 2009 a Setembro 2011 Junho 2010 Janeiro 2011 a Maio 2012 BM-S-29: Em dezembro de 2008 OGX P&G celebra contrato de farm in com amaersk Oil do Brasil Ltda. tendo como objeto aaquisição de participação de 50% no bloco BM-S-29, na Bacia de Santos. Posteriormente, em maior de 2009 e novembro de 2010, adquire participações adicionais de 15% e35%, respectivamente, passando adeter 100% deste bloco. Em agosto de 2012, após otérmino do prazo do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) acompanhia decide pela não continuidade do desenvolvimento edevolve obloco àanp. Blocos da Bacia do Parnaíba: Em setembro de 2009 OGXP&G adquire, da Petra Energia Ltda., por R$ , equivalentes aos bônus de assinatura, 70% de participação em sete blocos exploratórios terrestres na Bacia do Parnaíba ese torna operadora dessas concessões. Em abril de 2010, ANP aprova atransferência da participação que aogx P&G detinha nesses blocos para aogx Maranhão, que passou aser aoperadora. APetra Energia Ltda. permanece com 30% dos blocos. Em setembro de 2011 aogx Maranhão adquire 50% de participação no bloco PN-T-102 epassa aser operadora do bloco. Aparticipação foi adquirida do consórcio formado por Imetame Energia S.A., Delp Engenharia Mecânica Ltda. eorteng Equipamentos esistemas Ltda. Ronda Colombia 2010: OGX P&G évencedora em suas propostas para 5blocos exploratórios nas seguintes bacias terrestres: Valle Medio Del Magdalena, Valle Inferior Del Magdalena e Cesar-Ranchería. São celebrados, com a Agência Nacional de Petróleo colombiana (Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH), Contratos de Avaliação Técnica (Technical Evaluation Agreements -TEAs) para os blocos localizados na Bacia de Cesar-Ranchería (CR-2, CR-3 ecr- 4) econtratos de Exploração eprodução, similares ao modelo de concessão adotado no Brasil, para os demais blocos (VIM-5 evmm-26). No caso de descobertas comerciais nos blocos CR- 2,CR-3 e CR-4, os Contratos TEA poderão ser convertidos em Contratos de Exploração e Produção. OGX Campos: Em janeiro de 2011 aogx P&G realiza, para aogx Campos, uma cisão parcial do acervo líquido associado as suas concessões na Bacia de Campos, avaliadas aum valor contábil de R$ São cindidos 70% dos direitos eobrigações nos blocos BM-C-39, BM- C-40, BM-C-41, BM-C-42 ebm-c-43 e35% dos blocos BM-C-37, BM-C-38. Com acisão parcial a OGX P&G permanececom 30% de participação nos blocos, com exceção do BM-C-37 edo BM- C-38, nos quais reteve 15% e os 50% remanescentes, juntamente com a operação, permaneceram com amaersk. Em março de 2012, aanp aprova que aogx P&G adquira da Maersk mais de 20% de participação nos blocos BM-C-37 e BM-C-38 e a participação da empresa nos referidos blocos aumenta de 15% para 35%. AOGX P&G passa aser operadora de ambas as concessões. Em maio de 2012, com aincorporação da OGX Campos pela OGX P&G, aparticipação dessasegunda nas concessões da Bacia de Campos volta para 100% no BM-C- 39, BM-C-40, BM-C-41, BM-C-42 ebm-c-43 eaumenta de 35% para 70% no BM-C-37 eno BM- C-38, nos quais amaersk permanece com 30%. 68

71 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P--Continuação Histórico de aquisição de concessões exploratórias Outubro 2012 RondaColombia 2012: OGX P&G évencedora em sua proposta para obloco VIM-19 na bacia do Valle Inferior del Magdalena. Novembro 2012 BS-4: OGX P&G celebracontrato de farm in com apetrobras tendo como objeto aaquisição de participação de 40% no Bloco BS-4, localizado na Bacia de Santos. Os demais parceiros da empresa nessa concessão são aqueiroz Galvão Exploração eprodução S.A., com 30% de participação eaoperação eabarra Energia do Brasil Petróleo egás Ltda., com 30%. Março e Abril 2013 Devoluções do BM-S-57, do BM-ES-37 ede áreas em Campos esantos: Em março de 2013, após oencerramento dasegundafase do período exploratório de seus blocos nas Bacias de Campos esantos, aogx P&G opta por devolver àanp obloco BM-S-57 epartes dos blocos BM-C-37, BM-C-39, BM-C-40, BM-C-41, BM-C-42, BM-S-56, BM-S-58 e BM-S-59. Adicionalmente, aempresa, juntamente com aoperadora -Perenco -opta por não ingressar na segunda fase do período exploratório do bloco BM-ES-37. Em abril de 2013, acompanhia devolveu aanp as áreas das acumulações de Tupungato etambora, no bloco BM-C-41, na Bacia de Campos. Maio 2013 Farm out agreement com apetronas: Em abril de 2013 aogx P&G assinou acordo de farm out de 40% nos blocos BM-C-39 ebm-c-40, na Bacia de Campos eque compreendem o Campo de Tubarão Martelo. 11ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios ANP: Em 14 de maio de 2013, OGX P&G adquiriu 13 concessões exploratórias, distribuídas nas Bacias da Foz do Amazonas (FZA-M- 184), Barreirinhas (BAR-M-213, 251 e389), Potiguar (POT-M-762 e475), Ceará (CE-M-603, 661 e663) eparnaíba (PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 epn-t-114), pelo montante de R$ relativo aos bônus de assinatura. Ainda em maio de 2013, OGX P&G firmou acordo com ampx Energia S.A. para cessão, em condições idênticas às ofertadas pela OGX na 11ª Rodada, de participação de 50% nos blocos exploratórios PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 epn- T-114. Por essa cessão ampx pagará aogx P&G R$

72 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P--Continuação Alienações Em abril de 2013 a Companhia assinou acordo com a Petronas para a venda de uma participação não operadora (farm out) de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos, por um valor total de US$ 850 milhões. Os blocos compreendem o Campo de Tubarão Martelo. Após a aprovação da ANP, US$ 250 milhões estarão imediatamente disponíveis para a OGX. Os US$ 600 milhões adicionais serão depositados em uma conta-custódia e serão liberados conforme apresentado a seguir: US$ 500 milhões no início da produção. US$ 100 milhões quando forem atingidas as seguintes metas de produção: US$ 50 milhões quando forem produzidos 40 kboepd. US$ 25 milhões quando forem produzidos 50 kboepd. US$ 25 milhões quando forem produzidos 60 kboepd. A Companhia não identificou fatores que possam impedir a aprovação por parte da ANP e acredita que a mesma deva ocorrer ainda em

73 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P--Continuação Alienações--Continuação Os resultados dessa operação estão apresentados a seguir: R$ mil Farm out de 40% de Tubarão Martelo Em 30/4/ % Legendas Imobilizado A Intangível B Reconhecimento do valor a ser recebido Registrado como Ganho na alienação de ativos ("receita farm out") Receita líquida a apropriar ("receita a apropriar") % do Total USD mil R$ mil Legendas Contrapartida 89% C 11% D Outros Créditos (circulante) Outros Créditos (não circulante) 100% Baixa dos montantes alienados Registrado como: R$ mil Legendas Contrapartida Ganho na alienação de ativos ("custo de farm out") E = A * 89% Imobilizado Ganho na alienação de ativos ("custo de farm out") F = B * 89% Intangível Receita líquida a apropriar ("custo a apropriar") G = A * 11% Imobilizado Receita líquida a apropriar ("custo a apropriar") H = B * 11% Intangível Resultado inicial (*) da operação de farm out R$ mil Legendas Balanço / DRE D - Outros Créditos C + D Ativo C - Imobilizado E + G Ativo C - Intangível F + H Ativo C - Receita líquida a apropriar D - G - H Passivo C - Ganho na alienação de ativos C - E - F Resultado (*) Esse é o resultado inicial do farm out. O valor de US$ 100 milhões que foi registrado como "receita líquida a apropriar" em contrapartida de "outros créditos" está sujeito à variação cambial e em 30 de junho de 2013 correspondia a R$ Vide Nota Explicativa nº

74 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P--Continuação Avaliação de indicativos de impairment No período findo em 30 de junho de 2013, além dos poços secos/subcomerciais que foram baixados, a Companhia identificou os seguintes indicativos de impairment associados a seus ativos de exploração e produção: (a) A Companhia concluiu, no segundo trimestre de 2013, uma análise detalhada do comportamento de cada um dos três poços de produção do campo de Tubarão Azul desde o início da produção. O resultado dessa análise apontou que: (i) não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente qualquer investimento adicional nesse campo visando aumentar o seu perfil de produção e (ii) os poços atualmente e produção poderão cessar de produzir ao longo de (b) O comportamento dos poços produtores de Tubarão Azul levou a Companhia a reprocessar e reinterpretar os dados geológicos e geofísicos existentes, o que permitiu a construção de novo modelo de reservatório, onde ficou evidente a intensa compartimentalização e descontinuidade desses reservatórios, o que compromete a produtividade dos mesmos. Dessa forma, a Companhia concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de tornar economicamente viável o desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia. Diante desse fato, a Companhia submeterá à ANP requerimento no sentido de suspender o desenvolvimento dos referidos campos. Com base nesses fatos, a administração concluiu que os campos de Tubarão Azul, Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia não conseguirão gerar fluxos de caixa suficiente para recuperar os gastos capitalizados e registrou o impairment da totalidade do saldo de tais ativos. 72

75 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P--Continuação Para valores associados a esses impairments vide seção Baixas a seguir. Baixas As baixas registradas no primeiro semestre de 2013 R$ ( ) (R$ ( ) em 2012) estão associadas à: (a) Impairment dos campos indicados a seguir: Campo Bacia Valor no imobilizado Valor no intangível Total do impairment Tubarão Azul Campos Tubarão Areia Campos Tubarões Tigre e Gato Campos Mais informações na seção Avaliação de indicativos de impairment, nessa Nota Explicativa de Imobilizado. (b) Poços dados como secos e de áreas dadas como não comerciais: As baixas do primeiro semestre de 2013, num total de R$ , contemplam além dos poços secos, os blocos BM-S-57, BM-ES-37 e partes de outros blocos nas Bacias de Campos e Santos (vide seção anterior Março e Abril 2013 na seção Histórico de aquisição de concessões exploratórias nesta mesma Nota Explicativa). Para abertura por bacia, vide Notas Explicativas nº 11 e 24. As baixas registradas em 2012 contemplam, além dos poços secos, os blocos BM-S-29 e BM-ES-38, devolvidos à ANP em agosto e outubro de 2012, respectivamente. Ainda em 2012 a OGX P&G e a ANH decidiram, por mútuo acordo, rescindir o Contrato de Exploração e Produção referente ao Bloco VMM- 26. Como não havia gastos capitalizados nesse bloco, não houve baixas quando de sua devolução. 73

76 11. Imobilizado (consolidado)--continuação Imobilizado de E&P--Continuação Depreciação Conforme apresentado na Nota Explicativa nº 3(g), o imobilizado de exploração e produção é depreciado a partir da declaração de comercialidade e início da produção, pelo método de unidades produzidas. Em 30 de junho de 2013, os únicos campos com comercialidade declarada e em produção eram: (a) o campo de Tubarão Azul, na bacia de Campos; (b) o campo de Gavião Real, na bacia do Parnaíba. A depreciação do imobilizado de E&P contempla apenas o imobilizado associado a esses campos Vendas de óleo durante o TLD Nas vendas ocorridas durante o teste de longa duração e antes da declaração de comercialidade, o registro contábil da receita de vendas, líquida do custo do produto vendido é feito contra o ativo imobilizado. Vide Nota Explicativa nº 3 (f). 12. Intangível (consolidado) O intangível da Companhia corresponde a: (a) intangível de E&P: representado por bônus de assinatura pagos para se obter concessões de exploração, desenvolvimento e produção dos blocos e por valores pagos em aquisições de participações de terceiros (farm ins); (b) outros intangíveis: representados, sobretudo, por softwares. 74

77 12. Intangível (consolidado)--continuação Sistemas e programas de informática Intangível de E&P Total Custo Em 31 de dezembro de Adições Baixas (1.234) (20.100) (21.334) Em 31 de dezembro de Adições Alienações - (31.248) (31.248) Baixas - ( ) ( ) Impairment - ( ) ( ) Em 30 de junho de Amortização Em 31 de dezembro de 2011 (13.744) - (13.744) Adições (7.184) (6.491) (13.675) Em 31 de dezembro de 2012 (20.928) (6.491) (27.419) Adições (3.611) (606) (4.217) Em 30 de junho de 2013 (24.539) (7.097) (31.636) Taxas de amortização (% a.a.) 20% DUP Valor residual líquido Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de Em 31 de dezembro de

78 12. Intangível (consolidado)--continuação Apresentação por bacia Bacia Consolidado 30/06/2013 Movimento do Intangível de E&P Baixas (b) Áreas Nº de subcomerciais Blocos Adições Amortização Alienações devolvidas Impairment Ajustes Total Campos (570) (14.870) ( ) ( ) - ( ) Pará-Maranhão Santos ( ) - (6.377) ( ) Espírito Santo (20.100) - - (20.100) Parnaíba (36) (10.001) Colômbia Foz do Amazonas Barreirinhas Ceará Potiguar Total (606) (24.871) ( ) ( ) (6.377) ( ) Bacia Consolidado 30/06/2012 Movimento do Intangível de E&P Baixas (b) Áreas Nº de subcomerciais Blocos Adições Amortização Alienações devolvidas Impairment Ajustes Total Campos 7 - (1.017) (1.017) Pará-Maranhão Santos Espírito Santo Parnaíba Colômbia Total (1.017) (717) Bacia Consolidado 31/12/2012 Movimento do Intangível de E&P Baixas (b) Áreas Nº de subcomerciais Blocos Adições Amortização Alienações devolvidas Impairment Ajustes Total Campos 7 - (6.491) (6.491) Pará-Maranhão Santos Espírito Santo (20.100) - (20.100) Parnaíba Colômbia Total (6.491) - (20.100)

79 12. Intangível (consolidado)--continuação Apresentação por bacia--continuação Adições Em maio de 2013 a OGX P&G adquiriu treze concessões exploratórias, distribuídas nas Bacias da Foz do Amazonas (FZA-M-184), Barreirinhas (BAR-M-213, 251 e 389), Potiguar (POT-M-762 e 475), Ceará (CE-M-603, 661 e 663) e Parnaíba (PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 e PN-T-114), pelo montante de R$ , relativo aos bônus de assinatura. Em novembro de 2012 foi assinado acordo com a Petrobras para a aquisição de participação (farm in) não operadora de 40% no bloco BS-4, na Bacia de Santos, pelo valor de US$ 270 milhões (R$ 575 milhões). Alienações Em maio de 2013, a OGX P&G firmou com a MPX Energia S.A. um acordo para cessão, em condições idênticas às ofertadas na 11ª Rodada, de metade da participação de 100% que a Companhia adquiriu nos blocos PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 e PN-T-114, na bacia do Parnaíba. O montante correspondente à participação alienada corresponde a R$ , ou seja, 50% do bônus de assinatura ofertado. A cessão, objeto do acordo, será submetida para aprovação da ANP tão logo sejam assinados os contratos de concessão dos blocos. Em abril de 2013 a OGX P&G assinou acordo com a Petronas para a venda de participação (farm out) não operadora de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos. Os blocos compreendem o Campo de Tubarão Martelo. Os resultados dessa transação estão apresentados na Nota Explicativa de Imobilizado. 77

80 12. Intangível (consolidado)--continuação Apresentação por bacia--continuação Baixas As baixas registradas no primeiro semestre de 2013, no valor de R$ , estão associadas à: (a) Impairment dos campos de Tubarão Azul, Areia, Gato e Tigre no valor de R$ , sendo que R$ corresponde a baixa do intangível e R$ a baixa do imobilizado. Vide maiores detalhes na Nota Explicativa nº 11. (b) Áreas dadas como não comerciais e devolvidas a ANP: Em maio de 2013 foi realizada a baixa de R$ , referente ao bônus de assinatura do bloco BM-C-41 proporcional às áreas das acumulações de Tupungato e Tambora, que foram devolvidas a ANP. Em março de 2013 foi realizada uma baixa de R$ , referente aos valores integrais dos bônus de assinatura dos blocos BM-S-57, BM-ES-37, devolvidos a ANP e a uma parcela dos bônus de assinatura dos blocos BM- C-37, BM-C-39, BM-C-40, BM-C-41, BM-C-42, BM-S-56, BM-S-58 e BM-S- 59 que tiveram parte de suas áreas devolvidas a ANP. Em outubro de 2012 com a devolução do bloco BM-ES-38 à ANP, foram baixados R$ , referentes ao respectivo bônus de assinatura. Amortização A amortização do intangível de E&P ocorre a partir da declaração de comercialidade e do início da produção, com base no método das unidades produzidas ( DUP ). Em 30 de junho de 2013, os únicos campos com comercialidade declarada e em produção eram: (a) o campo de Tubarão Azul, na bacia de Campos; (b) o campo de Gavião Real, na bacia do Parnaíba. A amortização do intangível de E&P contempla apenas o intangível associado a esses campos. A amortização do período de seis meses findo em 30 de junho de 2013 está registrada em: Despesas administrativas e gerais - R$ 1.787; Estoques - R$ 252; CPV - R$

81 13. Impostos, contribuições e participações governamentais Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Ativo não circulante IRRF sobre aplicações financeiras Antecipações de imposto de renda Antecipações de contribuição social IRPJ a compensar CSLL a compensar IVA (Colômbia) Outros IRPJ diferido CSLL diferida Total de imposto e contribuições a recuperar e diferidos Passivo circulante IRPJ a recolher CSLL a recolher ICMS IRRF Retenção de contribuições sociais Royalties a pagar Outros Total de impostos, contribuições e participações governamentais a recolher

82 13. Impostos, contribuições e participações governamentais --Continuação A conciliação da despesa de imposto de renda e contribuição social debitada em resultado é demonstrada como segue: 30/06/2013 Controladora Consolidado IRPJ CSLL IRPJ CSLL Prejuízo do exercício antes do IRPJ e CSLL ( ) ( ) ( ) ( ) Adições/exclusões de natureza permanentes: Doações e Patrocínios Indedutíveis Resultado de Equivalência Patrimonial (Nota Explicativa nº 10 (a)) Stock Options Outras Adições Indedutíveis Resultado de equivalência das empresas no exterior (*) Ajuste de consolidação - OGX Netherlands (vide Nota Explicativa nº 10) - - (796) (796) Outros (69) - (69) - Base de cálculo para IRPJ e CSLL ( ) ( ) Alíquotas (%) 15% + adicional 10% 9% 15% + adicional 10% 9% IRPJ e CSLL corrente e diferido (614) (225) Provisão para não recuperação de impostos diferidos (**) - - ( ) ( ) (614) (225) Composição do IRPJ e CSLL IRPJ e CSLL - corrente (614) (225) (614) (225) IRPJ e CSLL - diferido Total do IRPJ e CSLL (614) (225) Alíquota efetiva 0,01% 0,02% (5,04%) (9,14%) (*) A diferença entre o montante apresentado como resultado de equivalência das empresas no exterior nesta Nota e lucro líquido (prejuízo) do exercício das controladas diretas no exterior, indicado na Nota Explicativa nº 10 (b), no valor de R$ ( ), refere-se ao resultado da sucursal da OGX P&G na Colômbia, no valor de R$ (6.176). (**) Vide seção Impostos diferidos a seguir. 80

83 13. Impostos, contribuições e participações governamentais --Continuação 30/06/2012 Controladora Consolidado IRPJ CSLL IRPJ CSLL Prejuízo do exercício antes do IRPJ e CSLL ( ) ( ) ( ) ( ) Adições /exclusões de natureza permanentes Doações e Patrocínios Indedutíveis Resultado de Equivalência Patrimonial (Nota Explicativa nº 10 (a)) Stock Options Outras Adições Indedutíveis (5) (5) Resultado OGMP (50%) Resultado de equivalência das empresas no exterior Ajuste de consolidação - OGX Austria Outras exclusões - - (39.699) (39.699) Base de cálculo para IRPJ e CSLL ( ) ( ) Alíquotas (%) 15% + adicional 10% 9% 15% + adicional 10% 9% IRPJ e CSLL corrente e diferido (3) (2) Composição do IRPJ e CSLL IRPJ e CSLL - corrente (3) (2) (3) (2) IRPJ e CSLL - diferido Total do IRPJ e CSLL (3) (2) Alíquota efetiva 0,001% 0,0003% (21,49%) (7,74%) 81

84 13. Impostos, contribuições e participações governamentais --Continuação Impostos diferidos Face às mudanças de expectativa em relação aos projetos de Tubarão Azul, Tubarão Areia, Tubarão Gato e Tubarão Tigre (vide Notas Explicativas 1.2 e 11) a Companhia atualizou o modelo utilizado para avaliar a recuperação dos créditos de impostos diferidos excluindo os referidos campos e ajustando sua participação em Tubarão Martelo, que foi reduzida para 60% após o farm out com a Petronas. Em função dessas alterações foi provisionado um montante de R$ , referente à parte do saldo de IRPJ e CSLL diferidos de forma a refletir a atual expectativa de realização. Não obstante a provisão contábil, destaca-se que o saldo de R$ referente aos impostos diferidos, sem o desconto da provisão, permanece registrado em nossos livros fiscais e havendo mudanças no cenário futuro, poderá ser utilizado integralmente pela Companhia. Ocorrendo tais mudanças o valor da provisão será ajustado. Destaca-se, ainda, que, dadas as incertezas associadas ao estágio das operações, o modelo utilizado para avaliar a recuperação dos créditos de impostos diferidos também não considera os ativos exploratórios, dentre estes, os blocos referentes à 11ª Rodada da ANP, cujos, contratos de concessão ainda não foram assinados. A inclusão de tais projetos, também, pode afetar significativamente a expectativa de geração de resultados futuros e, consequentemente, o valor da provisão para não recuperação dos créditos de impostos diferidos. A expectativa, em 30 de junho de 2013, de recuperação anual dos créditos fiscais diferidos é apresentada a seguir: Expectativa de realização anual dos créditos fiscais diferidos Total Expectativa de realização anual dos créditos fiscais diferidos (...Continuação)

85 14. Partes relacionadas Controladora A Companhia é controlada pelo Centennial Asset Mining Fund LLC. e pelo Centennial Asset Brazilian Equity Fund, ambos tendo como controlador final o Sr. Eike Fuhrken Batista. Empresas ligadas A Companhia possui como principais empresas ligadas: EBX Participações Ltda., MMX Mineração e Metálicos S.A., MPX Energia S.A., CCX Carvão da Colômbia S.A., Instituto EBX, AVX Táxi Aéreo Ltda., Associação Desportiva RJX, OSX Serviços Operacionais Ltda. e OSX 1 Leasing B.V. Em 30 de junho de 2013 a Companhia possuía as seguintes controladas: (a) diretas: OGX P&G, OGX Maranhão e OGX International, além das (b) controladas indiretas: OGX Austria, OGX Netherlands, OGX Netherlands Holding B.V. e Parnaíba B.V.. A Companhia ainda possui duas controladas em conjunto: (i) OGMP Transporte Aéreo Ltda., controlada em conjunto com a com a empresa ligada MPX Energia S.A. e (ii) Atlanta Field, controlada em conjunto com Barra Energia e Queiroz Galvão. Os saldos relativos a operações com partes relacionadas estão representados da seguinte forma: Consolidado Contas a receber Créditos com partes relacionadas Contas a pagar com partes relacionadas Resultado 30/06/ /12/ /06/ /12/ /06/ /12/ /06/ /12/2012 OSX 1 Leasing B.V. (i) ( ) - OSX Serviços Operacionais Ltda. (ii) (51.162) - Empresas OSX (iii) ( ) - AVX Taxi Aéreo Ltda (27) (913) EBX Participações Ltda. (iii) (6.600) (6.781) MPX Energia S.A (145) CCX Carvão da Colômbia S.A Associação Desportiva RJX (i) (2.380) - AUX Mineração ( ) (7.839) 83

86 14. Partes relacionadas--continuação Empresas ligadas--continuação (i) Em 26 de fevereiro de 2010 foi celebrado com a OSX 1 Leasing BV um contrato de afretamento na modalidade bareboat charter, com vigência de 20 anos (vide Nota Explicativa nº 25 (b)). Este contrato prevê o pagamento de adiantamentos até a data de disponibilização do FPSO OSX 1 para a OGX P&G Em 31 de outubro de 2010, a OGX P&G iniciou o pagamento dos adiantamentos para a OSX 1 Leasing BV e em outubro de 2011, com a entrega do FPSO, a maior parte dos pagamentos passou a ser capitalizada no imobilizado para futuramente, após a declaração de comercialidade, ser apropriada para resultado via depreciação, como parte do custo dos produtos vendidos (CPV). A partir do início da produção os novos pagamentos passaram a ser reconhecidos como custo de produção compondo o saldo do estoque e na venda sendo transferidos para imobilizado, antes da declaração de comercialidade e para custo do produto vendido, após a declaração de comercialidade. Vide Nota Explicativa nº 3 (f). (ii) Valores referentes à prestação de serviços de O&M do FPSO OSX-1 por parte da OSX Serviços. Esses gastos foram capitalizados até o início da produção e serão levados a resultado via parcela da depreciação no CPV após a declaração de comercialidade. A partir do início da produção, os novos gastos passaram a ter o mesmo tratamento dos gastos com afretamento explicados no item (i) acima. (iii) Em 30 de junho de 2013 refere-se às compensações às empresas OSX no valor de US$ (equivalente a R$ ), vide Nota Explicativa 26 (b). (iv) Referem-se aos custos devidos ao compartilhamento de recursos administrativos. (v) Refere-se ao contrato de patrocínio de time de vôlei de quadra. (vi) Refere-se, basicamente, aos recebíveis da operação da UTG Parnaíba e o recebível associado ao farm out dos blocos do Parnaíba adquiridos na 11ª rodada da ANP. 84

87 14. Partes relacionadas--continuação Empresas ligadas--continuação Acionista controlador concede put de até US$ 1,0 bilhão em favor da OGX Em outubro de 2012, o acionista controlador, Sr. Eike Fuhrken Batista, outorgou à OGX o direito de exigir que subscreva novas ações ordinárias de emissão da Companhia, ao preço de exercício de R$6,30 por ação, até o limite máximo do valor equivalente a US$ 1,0 bilhão ( Put ou Opção ). A Opção poderá ser exercida a qualquer momento até 30 de abril de 2014 e está condicionada à necessidade de capital social adicional e a ausência de alternativas mais favoráveis, o que será determinado pela maioria dos membros independentes do Conselho de Administração da Companhia. Classificação e mensuração dos passivos financeiros com partes relacionadas Estes saldos estão classificados como outros passivos financeiros, não mensurados ao valor justo, e estão reconhecidos pelo seu custo amortizado. Remuneração dos administradores A remuneração dos administradores está detalhada na Nota Explicativa nº Fornecedores Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Fornecedores nacionais Fornecedores estrangeiros Provisões (a) Bônus de assinatura a pagar (b) (a) As provisões contemplam basicamente os custos incorridos com perfuração e ainda não faturados. Tais provisões são calculadas a partir da taxa diária orçada para o poço e do número de dias de perfuração. Desse montante abate-se o total já faturado e provisiona-se a diferença. (b) Refere-se ao total dos bônus de assinatura a serem pagos pelas ofertas vencedoras na 11ª Rodada da ANP. Associado a esse total há um saldo de R$ referente a 50% dos quatro blocos (PN-T-113, PN-T-114, PN-T-153 e PN-T-168) na Bacia do Parnaíba alienados (farm out) para a MPX. Esse recebível está registrado como "créditos com partes relacionadas", vide Nota Explicativa nº

88 15. Fornecedores--Continuação Exceto pelo saldo de "Bônus de assinatura a pagar", o saldo de fornecedores vem caindo e isso ocorre em função da redução da frota de sondas e da atividade de perfuração. Para faixas de vencimento, vide Nota Explicativa nº 30.1 (d). Classificação e mensuração Estes saldos estão classificados como outros passivos financeiros, não mensurados ao valor justo e estão reconhecidos pelo seu custo amortizado. 86

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90 16. Empréstimos e financiamentos--continuação Movimento do passivo e conciliação com a Demonstração dos Fluxos de Caixa ( DFC ) Movimento do passivo DFC Diferença Saldo em 31 de dezembro de 2012 ( ) ( ) ( ) (-) Novas captações (-) Juros incorridos ( ) ( ) (76.040) (*) (-) Variação cambial ( ) ( ) - (+) Pagamento de juros (-) Amortização do custo de captação (8.777) (8.777) - Saldo em 30 de junho de 2013 ( ) ( ) ( ) (*) Encargos financeiros capitalizados (vide Notas Explicativas nº 11 e 25). Não tem efeito caixa. Outras informações (i) US$ 2,563 bilhões Senior Unsecured Notes Em 3 de junho de 2011, a OGX Petróleo e Gás Participações S.A. realizou a emissão no mercado internacional de US$ 2,563 bilhões (equivalentes a R$ ) na modalidade Títulos de Dívida no Exterior (Senior Unsecured Notes). A liquidação do principal ocorrerá em 2018, enquanto os juros, cuja taxa é de 8,5% ao ano, são pagos semestralmente nos meses de junho e dezembro. Os recursos são destinados prioritariamente ao financiamento do desenvolvimento da produção nas Bacias de Campos e Parnaíba. Os custos para captação de US$ (equivalente a R$ ) foram contabilizados no passivo, reduzindo o valor captado. Esse montante é apropriado para resultado ao longo da vigência do empréstimo pelo método da taxa efetiva. Em outubro de 2011 foi celebrado um aditivo ao instrumento de emissão dos títulos de dívida no exterior (Senior Notes) no montante de US$2,563 bilhões, mediante o qual foi efetuada a substituição da Companhia por sua controlada OGX Austria como emitente e principal devedora de tais títulos de dívida. Em contrapartida a esta operação, a Companhia e sua controlada OGX Austria celebraram um contrato pelo qual foram cedidos pela Companhia à OGX Austria os recursos captados com a emissão dos supracitados títulos de dívida (acrescentada a receita de juros gerada pela aplicação dos recursos captados até a data da cessão, bem como descontados os custos de emissão). 88

91 16. Empréstimos e financiamentos--continuação Outras informações--continuação (i) US$ 2,563 bilhões Senior Unsecured Notes--Continuação Ainda em outubro de 2011 foi celebrado um contrato de pagamento antecipado de exportações, pelo qual a OGX Austria concedeu à OGX P&G um pagamento antecipado no montante de US$ 2,528 bilhões, com o propósito de financiar o desenvolvimento e produção do petróleo a ser exportado pela OGX P&G à OGX Austria. Em contrapartida ao pagamento antecipado, a OGX P&G se comprometeu a exportar à OGX Austria, até 27 de maio de 2018, através de um ou mais embarques, o número de barris de petróleo necessário para quitar o pagamento antecipado. O valor antecipado e ainda não quitado através de exportações de petróleo está sujeito a juros de 9,00% a.a., que são pagos semestralmente pela OGX P&G à OGX Austria. (ii), (iii) e (iv) Credit Agreement e Debêntures não conversíveis Em janeiro de 2012 a OGX Maranhão captou R$ para o desenvolvimento dos campos de Gavião Real e Gavião Azul, na Bacia do Parnaíba no Maranhão. O empréstimo ponte foi feito em parcelas idênticas pelos bancos Itaú BBA S.A., Banco Santander Brasil S.A. e Morgan Stanley Bank N.A. a um custo de CDI + 2,3% a.a., CDI + 2,3% a.a e Libor + 2,75% a.a., respectivamente. Os recursos providos pelo Itaú BBA e pelo Santander Brasil foram captados através da emissão de debêntures quirografárias, não conversíveis, com distribuição pública destinada a investidores qualificados, nos termos do artigo 4º da Instrução CVM 476. Em 13 de janeiro de 2012 foram emitidas debêntures com valor nominal global de R$ e vencimento em 13 de janeiro de 2014, com pagamento semestral de juros a partir de 13 de julho de O financiamento junto ao Morgan Stanley foi obtido através da celebração de Credit Agreement em 13 de janeiro de 2012, nos termos da Resolução do BACEN, num montante em US dólares equivalente a R$ Essa captação também pagará juros semestrais a partir de 13 de julho de 2012, sendo o principal amortizado em 13 de janeiro de Para se proteger da variação cambial sobre essa captação a OGX Maranhão contratou junto ao próprio Morgan Stanley uma operação de swap. Vide Nota Explicativa

92 16. Empréstimos e financiamentos--continuação Outras informações--continuação (v) US$ 1,063 bilhão Senior Unsecured Notes Em 30 de março de 2012, a OGX Austria realizou a emissão no mercado internacional de US$ 1,063 bilhão (equivalente a R$ ) na modalidade Títulos de Dívida no Exterior (Senior Unsecured Notes). A liquidação do principal ocorrerá em 2022, enquanto os juros, cuja taxa é de 8,375% ao ano, são pagos semestralmente nos meses de abril e outubro. Os custos para captação de US$ (equivalentes a R$ ) foram contabilizados no passivo, reduzindo o valor captado. Esse montante é apropriado para resultado ao longo da vigência do empréstimo pelo método da taxa efetiva. (vi) R$ 2,025 bilhões Debêntures de Infra-estrutura Em 28 de setembro de 2012 a OGX Petróleo e Gás S.A. emitiu no mercado de valores mobiliários brasileiro, no âmbito da Instrução CVM 476, R$ 2,025 bilhões em debêntures simples, quirografárias e não conversíveis em ações. A compensação da operação ocorreu em outubro de As debêntures são valores mobiliários enquadrados no âmbito da Lei /11 e os recursos levantados em decorrência da emissão foram integralmente utilizados para reembolsar gastos capitalizáveis incorridos pela emissora, durante a realização de sua campanha exploratória na Bacia de Campos, conforme expressamente previsto no Artigo 1º, 1º, VI da referida Lei. As debêntures darão aos seus titulares o direito de recebimento de juros remuneratórios semestrais, em taxa anual de 10,5% ao ano. O principal será repago aos debenturistas em março de Na data da emissão das debêntures, os referidos títulos foram subscritos em sua integralidade pela OGX Austria GmbH. De acordo com a instrução CVM 476, tais debêntures poderão ser negociadas por investidores qualificados, em mercado secundário (CETIP - SND), uma vez completados 90 dias da data de emissão das referidas debêntures. 90

93 16. Empréstimos e financiamentos--continuação Outras informações--continuação (vi) R$ 2,025 bilhões Debêntures de Infra-estrutura--Continuação Por ser uma transação entre partes relacionadas consolidadas pela Companhia, os respectivos impactos são eliminados nessas demonstrações financeiras consolidadas. Covenants financeiros Ambas as Senior Unsecured Notes (itens (i) e (v) do quadro apresentado no início desta Nota Explicativa) estão sujeitas a certas condições restritivas, tais como a imposição de limites a novos endividamentos, pagamentos a acionistas, e venda de ativos. O principal parâmetro financeiro a ser observado para novos endividamentos ou pagamentos a acionistas é o endividamento líquido (desconsiderando determinadas dívidas e obrigações), cujo valor, considerando a nova dívida ou o pagamento aos acionistas, deve observar pelo menos um dos seguintes testes: (i) Não pode superar o equivalente a US$ 4 bilhões; ou (ii) Não pode resultar em uma razão de endividamento líquido pelo EBITDA que supere 3,5 vezes. O não cumprimento dessas condições restritivas poderá acarretar a antecipação de vencimento das Senior Unsecured Notes. A Administração da Companhia e de suas subsidiárias monitoram o cumprimento de tais condições restritivas de forma sistemática e constante, de modo a garantir seu atendimento. No entendimento da Administração da Companhia e suas subsidiárias, todas as condições restritivas, bem como as demais obrigações assumidas em relação às Senior Unsecured Notes, vêm sendo adequadamente atendidas. 91

94 16. Empréstimos e financiamentos--continuação Outros compromissos associados a empréstimos e financiamentos (i) US$ 2,563 bilhões Senior Unsecured Notes: Contavam, no momento de sua emissão, com garantia fidejussória prestada pela OGX P&G e pela OGX Campos Petróleo e Gás S.A. (posteriormente incorporada pela OGX P&G). Após a emissão, a OGX Austria GMBH substituiu a OGX Petróleo e Gás Participações S.A. como emitente e principal devedora dos títulos que passaram, então, a contar com garantia adicional desta empresa. (ii) Credit Agreement da OGX Maranhão: O empréstimo tomado pela OGX Maranhão Petróleo e Gás S.A., nos termos da Resolução do BACEN, num montante em US dólares equivalente a R$ , conta com fiança prestada pela OGX Petróleo e Gás Participações S.A. e pela MPX Energia S.A. na propoção de de 2/3 e 1/3, respectivamente, do montante global da emissão. Adicionalmente o Credit Agreement conta com garantia, compartilhada com as debêntures emitidas pela OGX Maranhão Petróleo e Gás S.A., sob a modalidade de alienação fiduciária, incidindo sobre as ações representativas de 100% do capital social da OGX Maranhão Petróleo e Gás S.A. (iii) e (iv) Debêntures não conversíveis da OGX Maranhão: As debêntures emitidas pela OGX Maranhão, nos termos da Instrução CVM 476, em montante total de R$ , contam com fiança prestada pela OGX Petróleo e Gás Participações S.A. e pela MPX Energia S.A. na proporção de de 2/3 e 1/3, respectivamente, do montante global da emissão. Adicionalmente, as debêntures contam com garantia, compartilhada com o Morgan Stanley Bank N.A. no âmbito do Credit Agreement, sob a modalidade de alienação fiduciária, incidindo sobre as ações representativas de 100% do capital social da OGX Maranhão Petróleo e Gás S.A. (iv) US$ 1,063 bilhão Senior Unsecured Notes: Contam com garantia fidejussória prestada pela OGX P&G e pela OGX Petróleo e Gás Participações S.A. 92

95 17. Provisões diversas e contigências (consolidado) Consolidado 30/06/ /12/2012 Circulante (a) Provisão para obrigação de abandono Tubarão Azul Não circulante Tubarão Azul Tubarão Martelo Gavião Real (b) Provisão ganho mínimo garantido - opções de ações (a) Provisão para obrigação de abandono futuro de campos de exploração e produção Conforme indicado na Nota Explicativa nº 3 (j), a partir da declaração de comercialidade de seus campos e início das atividades de desenvolvimento, a Companhia, por meio de suas contratadas, passa a constituir provisão para atender à obrigação de abandono das áreas (Asset Retirement Obligation - ARO) ao final do período de concessão. Tal provisão reflete a estimativa dos gastos a serem incorridos, sobretudo, com: (i) tamponamento dos poços; e (ii) remoção das linhas e dos equipamentos de produção. O aumento no valor da provisão de Tubarão Azul está associado a redução do prazo estimado até o abandono, conforme indicado na Nota Explicativa nº 1.2. Os aumentos nas provisões de Tubarão Martelo e Gavião Real estão associados a perfuração dos novos poços que serão abandonados quando da depletação dos campos. (b) Provisão para ganho mínimo garantido - opções de ações Provisão referente ao ganho mínimo garantido associado aos contratos de opções de ações. Vide Nota Explicativa nº 3 (q). Contingências Em 30 de junho de 2013 e 31 de dezembro de 2012 a Companhia não era ré em litígios cuja expectativa de perda fosse considerada provável (maior que 50%) e, portanto, não foram constituídas provisões para contingências. Nas datas citadas a Companhia também não era ré em litígios relevantes cujas perdas fossem consideradas possíveis. 93

96 18. Receita líquida a apropriar Consolidado Receita líquida a apropriar 30/06/ /12/2012 Receita a apropriar - Farm out Petronas (-) Custo a apropriar - Farm out Petronas - baixa de imobilizado (57.420) - (-) Custo a apropriar - Farm out Petronas - baixa de intangível (1.651) No segundo trimestre de 2013 a Companhia assinou acordo com a Petronas para a venda de uma participação não operadora (farm out) de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, que compreendem o Campo de Tubarão Martelo, por um valor total de US$ 850 milhões. Desse total, uma parcela de US$ 100 milhões (aproximadamente 11% dos US$ 850 milhões), correspondente a R$ em 30 de junho de 2013, será recebida quando do cumprimento de metas de produção. De forma a contrapor as receitas aos seus respectivos custos, cerca de 11% do total capitalizado nos blocos com participação alienada foi transferido dos grupos de imobilizado e intangível para o grupo de "receita líquida a apropriar" e será transferido para "ganho na alienação de ativos" no resultado quando as metas de produção forem atingidas. Vide maiores detalhes na Nota Explicativa nº 11, seção Alienações. 94

97 19. Patrimônio líquido a) Capital social No primeiro semestre de 2013 não ocorreram exercícios de opções de compra de ações e nem integralização de capital na Companhia. No exercício findo em 31 de dezembro de 2012, ocorreram exercícios de opções de compra de ações (vide Nota Explicativa nº 20), com integralizações de capital, conforme demonstrado abaixo: Data Quantidade de ações Valor R$ 03/01/ /02/ /03/ /05/ /06/ /09/ /11/ As tabelas a seguir demonstram a composição do capital social em 30 de junho de 2013 e 31 de dezembro de 2012: Nº de ações Participação 30/06/ Acionistas ordinárias % Centennial Asset Funds (*) ,18 Outros (acionistas com participação individual inferior a 5%) , ,00 Nº de ações Participação 31/12/ Acionistas ordinárias % Centennial Asset Funds (*) ,09 Outros (acionistas com participação individual inferior a 5%) , ,00 (*) Centennial Asset Mining Fund LLC e Centennial Asset Brazilian Equity Fund, ambos controlados pelo Sr.Eike Fuhrken Batista. 95

98 19. Patrimônio líquido--continuação a) Capital social--continuação Custo na emissão de ações Os custos de distribuição da Oferta Pública de Ações no valor de R$ estão registrados em conta retificadora do capital social. Estes custos se referem à comissão e aos serviços de registro e listagem da oferta, advogados, auditores, publicidade e outros. b) Dividendos O estatuto social determina a distribuição de um dividendo mínimo obrigatório de 0,001% do lucro líquido do exercício, ajustado na forma do artigo 202 da Lei nº 6.404/1976 (redação alterada pela Lei nº /2001). A Companhia poderá, a critério da Administração, pagar juros sobre o capital próprio, cujo valor líquido será imputado ao dividendo mínimo obrigatório, conforme previsto no artigo 9º da Lei nº 9.249/1995. No período de seis meses findo em 30 de junho de 2013 e no exercício findo em 31 de dezembro de 2012 não foram apurados lucros e nem distribuídos dividendos. 20. Plano de opção de compra de ações Opções outorgadas pela Companhia ( Plano de Companhia ) A Companhia, em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 30 de abril de 2008, aprovou um programa de opção de compra de ações de sua emissão. De acordo com o programa, o Conselho de Administração poderá outorgar opções de compra de ações em favor de administradores, executivos e colaboradores da Companhia, que representem não mais do que 1% das ações em circulação, cujo exercício resultará em emissão de novas ações por parte da Companhia. 96

99 20. Plano de opção de compra de ações--continuação Opções outorgadas pela Companhia ( Plano de Companhia )--Continuação Através desse plano a OGX concede aos outorgados a opção de subscrição de uma quantidade pré-definida de ações do seu capital social, em um prazo que pode variar de 3 a 7 anos, dependendo do contrato. Durante esse prazo os outorgados podem exercer as opções através de subscrições anuais, estando sujeitos apenas às restrições de venda que constam dos contratos de opção de compra de ações (ex. períodos de lock up). Em 15 de dezembro de 2011 a Companhia aprovou uma redução de 50% dos preços de subscrição das ações estabelecidos para todos os contratos de opção de compra associados ao Plano da Companhia. Conforme definido na Nota Explicativa nº 3 (q), essa modificação gerou a contabilização de um fair value incremental, cujo impacto está apresentado no quadro ao final desta nota. A variação na quantidade de opções outorgada pela Companhia durante o primeiro semestre de 2013 está apresentada a seguir: Quantidade de opções de compra Preço de exercício médio ponderado (R$) Opções em circulação em 31 de dezembro de ,87 Concedidas - - Exercidas (Nota Explicativa nº 19 (a)) - - Canceladas ( ) 10,13 Opções em circulação em 30 de junho de ,81 97

100 20. Plano de opção de compra de ações--continuação Opções outorgadas pela Companhia ( Plano de Companhia )--Continuação Ano da Ano previsto de exercício outorga Total Total O valor justo dessas opções de compra de ações foi estimado na data de concessão das opções utilizando-se o modelo de precificação de opções Black-Scholes com base nas seguintes premissas: Planos de opções de compra de ações- Fair Value Original Total de opções originalmente concedidas, menos canceladas e anuladas Preço médio de exercício da opção 5,58 6,54 14,17 11,76 2,23 Valor justo médio da opção na data da concessão 3,02 5,49 9,12 6,17 3,6 Volatilidade média estimada do preço da ação 27% à 41,82% 20% à 46,44% 19,62% à 36,5% 19,34% à 31,75% 22,42% à 31,04% Dividendo esperado 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00001 Taxa média de retorno livre de risco 8,14% à 10,02% 4,81% à 7,39% 4,69% à 6,8% 4,03% à 6,96% 0,78% à 3,82% Duração da opção (em anos) 5 5 à à 7 3 à 7 Planos de opções de compra de ações - Fair value incremental Total de opções originalmente concedidas, menos canceladas, anuladas e exercidas até a data de modificação Preço médio de exercício da opção (R$) 2,78 3,66 6,37 5,89 Valor justo incremental médio da opção na data da concessão (R$) 1,59 2,56 4,38 4,13 Volatilidade média estimada do preço da ação 16,90% a 17,65% 19,14% a 21,58% 21,38% a 24,37% 24,31% a 26,78% Dividendo esperado 0,001% 0,001% 0,001% 0,001% Taxa média de retorno livre de risco 8,19% a 8,32% 6,44% a 7,47% 5,37% a 5,83% 4,45% a 5,93% Duração da opção (em anos) 5 5 a a 7 A única condição imposta pela Companhia para que seus administradores, executivos e colaboradores possam exercer as suas opções é que permaneçam na Companhia até adquirirem o direito ao exercício da opção (vesting period). Os impactos contábeis associados às opções de compra de ações outorgadas pela Companhia estão apresentados nesta Nota Explicativa, na seção Impacto contábeis dos planos de opção de compra de ações. 98

101 20. Plano de opção de compra de ações--continuação Pagamento mínimo garantido Em 30 de junho de 2013 foi constituída a provisão no valor de R$ , para as opções existentes com pagamento mínimo garantido. Vide Notas Explicativas nº 3 (q) e 17. Opções outorgadas pelo Acionista Controlador ( Plano do Controlador ) De forma a incentivar os principais executivos da Companhia e suas controladas e motivá-los a alcançar resultados de longo prazo, o Acionista Controlador outorgou opções em favor de todos os diretores e dos principais colaboradores para compra de ações da Companhia, de sua titularidade. Os exercícios destas opções não resultarão em diluição dos demais investidores. Através desse plano o Acionista Controlador concede aos outorgados a opção de compra de uma quantidade pré-definida de ações de sua titularidade que compõem o capital social da OGX, em um prazo que pode variar de 5 a 10 anos, dependendo do contrato. Durante esse prazo os outorgados podem exercer as opções através de vestings anuais, estando sujeitos apenas às restrições de venda que constam dos contratos de opção de compra de ações (ex. períodos de black out). A variação na quantidade de opções outorgada pelo Acionista Controlador da OGX durante o primeiro semestre de 2013, está apresentada a seguir: Quantidade de opções de compra Preço de exercício médio ponderado Opções em circulação em 31 de dezembro de ,10 Concedidas - - Exercidas - - Canceladas ( ) 0,14 Opções em circulação em 30 de junho de ,08 99

102 20. Plano de opção de compra de ações--continuação Opções outorgadas pelo Acionista Controlador ( Plano do Controlador ) --Continuação Os prazos previstos para o exercício de tais opções de compra de ações estão apresentados no quadro a seguir: Ano da outorga Total Total O valor justo das opções de compra de ações foi estimado na data de concessão das opções, utilizando-se o modelo de precificação de opções Black-Scholes, com base nas seguintes premissas: Planos de opções de compra de ações Total de opções concedidas Preço médio de exercício da opção 0,18 0, ,25 Valor justo médio da opção na data da concessão 8,11 7, ,66 Volatilidade média estimada do preço da ação 24,84% à 31,92% 26,67% à 34,27% ,34% à 31,46% Dividendo esperado 0,001% 0,001% - - 0,001% Taxa média de retorno livre de risco 3,85% à 5,08% 3,1% à 5,13% - - 0,75% à 2,69% Duração da opção (em anos) 5 à 7 5 à à 7 100

103 20. Plano de opção de compra de ações--continuação Opções outorgadas pelo Acionista Controlador ( Plano do Controlador ) --Continuação A única condição imposta pelo Acionista Controlador para que os outorgados possam exercer as suas opções é que permaneçam na Companhia até adquirirem o direito ao exercício da opção (vesting period). Os impactos contábeis associados a novas outorgas, sua apropriação, cancelamentos e anulações, bem como ao exercício das opções por parte dos outorgados estão apresentados a seguir. Impactos contábeis dos planos de opção de compra de ações Total Valor justo acumulado em 31 de dezembro de Concedidas e apropriadas Canceladas e anuladas (24.328) Exercidas - Valor justo acumulado em 30 de junho de Receita líquida de vendas Consolidado Jan/13 Fev/13 Mar/13 Abr/13 Mai/13 Jun/13 Total Óleo Receita bruta de vendas (-) Impostos sobre as vendas Receita líquida de vendas Volume (bbls) Gás Receita bruta de vendas (-) Impostos sobre as vendas (433) (2.088) (2.002) (3.689) (3.561) (4.264) (16.037) Receita líquida de vendas Volume (Mm3) 3,62 35,42 44,49 76,51 80,56 95,29 335,90 Outros Receita líquida - Total

104 22. Custo dos produtos vendidos Consolidado Jan/13 Fev/13 Mar/13 Abr/13 Mai/13 Jun/13 Total Óleo Leasing O&M Logística Outros Gastos Depreciação/amortização Royalties Gás O&M Royalties e participação dos superficiários Químicos Depreciação/amortização Custo dos produtos vendidos - Total Despesas administrativas e gerais Os principais gastos incorridos estão demonstrados no quadro abaixo: Controladora Consolidado 30/06/ /06/ /06/ /06/2012 Despesas com pessoal Plano de opção de ações Ganho mínimo garantido - opções de ações Depreciação e amortização Despesas com escritório Prestação de serviços técnicos Doações / patrocínios Outros

105 24. Despesas com exploração As despesas com exploração estão relacionadas com aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos, estudos geológicos e geofísicos e baixas de poços secos, áreas subcomerciais e custos afundados. Bacia Nº de Blocos Baixas de imobilizado Consolidado 30/06/2013 Baixas de intangível Total de baixas Outras despesas de exploração Total de despesas com exploração Campos Pará-Maranhão Santos Espírito Santo Parnaíba Colômbia Foz do Amazonas Barreirinhas Ceará Potiguar Total Bacia Nº de Blocos Baixas de imobilizado Consolidado 30/06/2012 Baixas de intangível Total de baixas Outras despesas de exploração Total de despesas com exploração Campos Pará-Maranhão Santos Espírito Santo Parnaíba Colômbia Total Bacia Nº de Blocos Baixas de imobilizado Consolidado 31/12/2012 Baixas de intangível Total de baixas Outras despesas de exploração Total de despesas com exploração Campos Pará-Maranhão Santos Espírito Santo Parnaíba Colômbia Total As explicações das baixas de imobilizado e intangível estão apresentadas nas Notas Explicativas nº 11 e

106 25. Resultado financeiro Controladora Consolidado 30/06/ /06/ /06/ /06/2012 Despesas financeiras Juros/encargos sobre financiamento - - ( ) ( ) Juros sobre provisão para abandono - - (2.020) (257) Juros diversos (5) (1) (627) (404) Custos transação empréstimos e financiamentos - - (8.783) (7.884) Variações monetárias passivas - - (250) (24) Variações cambiais passivas (363) (38) ( ) ( ) Perdas com instrumentos financeiros derivativos - - (7.229) (5.587) Valor justo em operações com derivativos - - (4.031) (2.573) Outros (1.117) (80) (2.879) (9.373) (1.485) (119) ( ) ( ) Receitas financeiras Juros Variações cambiais ativas Ganhos com instrumentos financeiros derivativos Valor justo em operações com derivativos Rendimento de aplicações financeiras Outros Resultado financeiro líquido ( ) ( ) 104

107 26. Outras despesas operacionais Descrição Referência R$ mil Intervenções (workover) em poços (a) (49.218) Compensações às Empresas OSX (b) ( ) ( ) (a) Intervenções (workover) em poços Refere-se aos gastos incorridos com as intervenções (workover) nos poços produtores de Tubarão Azul ao longo do segundo trimestre de 2013, para reparo das bomba centrífuga submersa (BCS). (b) Compensações às Empresas OSX Conforme explicado na Nota Explicativa nº 11, a Companhia finalizou no segundo trimestre de 2013 o reprocessamento e a reinterpretação dos dados geológicos e geofísicos existentes para a Bacia de Campos e concluiu que algumas de suas áreas não seriam economicamente viáveis. Por conta disso, a OGX tomou uma série de decisões, dentre elas, interromper a construção das seguintes unidades: FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, WHP-1, WHP-3 e WHP-4. Em função disso foi celebrado um acordo pelo qual a OGX, diretamente ou através de uma de suas subsidiárias, faria um desembolso de caixa de US$ a título de compensação ( Compensação ) às Empresas OSX. Pelo acordo, as Empresas OSX se comprometeram a empregar cerca de 70% da Compensação na finalização da construção do FPSO OSX-3 e da WHP-2, a serem utilizados no Campo de Tubarão Martelo. Como a Companhia não possui expectativa concreta de auferir benefícios econômicos futuros em decorrência do pagamento de tal compensação, o montante foi registrado como despesa do período. Pagamentos realizados Pagamentos a serem realizados Total das compensações Compensações às Empresas OSX (*) (*) Correspondente a US$

108 27. Ganho na alienação de ativos e Perda por redução ao valor recuperável Descrição Referência R$ mil Farm out de Tubarão Martelo Ganho na alienação de ativos (a) Impairment dos campos de desenvolvimento e produção (b) ( ) (a) Farm out de Tubarão Martelo Ganho na alienação de ativos Refere-se ao ganho apurado no farm out de 40% do campo de Tubarão Martelo. Vide Nota Explicativa nº 11, seção Alienações. (b) Perda por redução ao valor recuperável dos campos de desenvolvimento e produção Campo Bacia Valor no imobilizado Valor no intangível Total do impairment Tubarão Azul Campos Tubarão Areia Campos Tubarão Tigre e Gato Campos Total Vide Notas Explicativas de Imobilizado nº 11 e de Intangível nº Remuneração dos administradores Os administradores apresentados nesta Nota são os membros do Conselho de Administração e do Comitê de Auditoria e os Diretores. De acordo com a Lei nº 6.404/1976 e com o estatuto social da Companhia, é responsabilidade dos acionistas, em Assembleia Geral, fixar o montante global da remuneração anual dos administradores. Cabe ao Conselho de Administração efetuar a distribuição da verba entre os administradores. Em Assembleia Geral Ordinária, realizada em 29 de abril de 2013, foi fixado o limite da remuneração fixa global anual dos administradores da Companhia, para o exercício de 2013 em até R$ (R$ no exercício de 2012), não computada a remuneração baseada em ações. 106

109 28. Remuneração dos administradores--continuação O impacto da remuneração dos administradores da Companhia no resultado do período findo em 30 de junho de 2013 está apresentado no quadro abaixo: Consolidado 30/06/ /06/2012 Benefícios de curto prazo Administradores (pró-labore) Conselho de Administração (honorários) Comitê de Auditoria (honorários) Pro rata do planos de opção de compra de ações Subtotal Opções de compra de ações canceladas e anuladas (866) (64.384) Efeito no resultado (45.550) 29. Compromissos assumidos a) Programa Exploratório Mínimo ( PEM ) A Companhia e suas controladas assumiram o compromisso de cumprir o PEM, que compreende a perfuração de poços exploratórios, bem como a aquisição, o processamento e o reprocessamento de dados sísmicos. Em 30 de junho de 2013, o PEM a ser cumprido ou confirmado perante a ANP está apresentado no quadro abaixo: Valores em milhares de R$ Saldo em 31/12/2012 Adição Baixas Saldo em 30/06/2013 PEM com seguro garantia - Brasil Bacia Campos (20.325) Espírito Santo (36.935) Pará-Maranhão Parnaíba (28.148) Santos Total (85.408)

110 29. Compromissos assumidos--continuação a) Programa Exploratório Mínimo ( PEM )--Continuação Valores em milhares de US$ Saldo em 31/12/2012 Adição Baixas Saldo em 30/06/2013 PEM/PEA com fiança - Colômbia Bacia Vale Inferior Madalena Cesar Ranchería (6.000) Total (6.000) b) Leilão ANP - 11ª Rodada A ANP aprovou o penhor do óleo a ser produzido pelo Campo de Tubarão Martelo como garantia do cumprimento do PEM, no valor nominal de R$ , dos blocos arrematados na 11ª rodada. c) Contratos de arrendamento mercantil operacional (arrendatário) e de operação e manutenção (O&M) FPSO OSX-1 Contrato de afretamento celebrado, na modalidade bareboat, em 26 de fevereiro de 2010, com a empresa ligada OSX 1 Leasing BV. O aluguel médio diário durante o período de afretamento equivale a US$ 263,000, reajustável de acordo com o índice inflacionário do setor. Possuía originalmente vigência de 20 anos, contados a partir de outubro de 2011, mas essa vigência foi reduzida para 18 anos, renováveis a critério da OGX, por mais 5 anos. Associado a esse contrato, a OGX celebrou com empresa ligada OSX Serviços Operacionais Ltda. um contrato de 20 anos para a operação e manutenção ( O&M ) do OSX-1. Esse contrato prevê que os custos acordados (em especial pessoal e material), uma vez incorridos, sejam recobrados acrescidos de uma margem que varia de 0% a 10%, de acordo com o nível de eficiência operacional. 108

111 29. Compromissos assumidos--continuação c) Contratos de arrendamento mercantil operacional (arrendatário) e de operação e manutenção (O&M)--Continuação FPSO OSX-2 Conforme indicado na Nota Explicativa nº 1.2 a Companhia decidiu suspender o desenvolvimento dos Campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, onde o FPSO OSX-2 seria alocado. Em função disso foi acordado com a OSX que o day rate do contrato de afretamento, na modalidade bareboat, será devido a partir de janeiro de 2014 e perdurará (i) até a conclusão de eventual venda do FPSO OSX-2 ou (ii) a mudança de controle acionário da sociedade detentora do referido FPSO, o que ocorrer primeiro. Caso os itens (i) e (ii) não ocorram ficará mantido o prazo original do contrato de afretamento, celebrado em 23 de março de 2012, de 20 anos. O aluguel médio diário durante o período de afretamento equivale a US$ 400,000, reajustável de acordo com o índice inflacionário do setor. Associado ao contrato de afretamento, a OGX celebrou com empresa ligada OSX Serviços Operacionais Ltda. um contrato de 20 anos para a operação e manutenção do OSX-2. Esse contrato prevê que os custos acordados (em especial pessoal e material), uma vez incorridos, sejam recobrados acrescidos de uma margem que varia de 0% a 10%, de acordo com o nível de eficiência operacional. O contrato de O&M termina automaticamente quando ocorrer o término do afretamento. A expectativa da Companhia e de seus assessores financeiros é que o FPSO seja vendido antes de Janeiro de 2014 e por conta disso não foi constituída provisão para contrato oneroso. FPSO OSX-3 Contrato de afretamento celebrado, na modalidade bareboat, em 06 de março de 2012, com a empresa sob controle comum OSX 3 Leasing BV. Possui vigência de 20 anos, contados a partir da data de entrega da embarcação ou 25 de março de 2014, o que ocorrer antes. A OGX possui o direito de terminar o contrato sem ônus a partir do 13º ano de vigência. O aluguel médio diário durante o período de afretamento equivale a US$ 390,000, reajustável de acordo com o índice inflacionário do setor. 109

112 29. Compromissos assumidos--continuação c) Contratos de arrendamento mercantil operacional (arrendatário) e de operação e manutenção (O&M)--Continuação FPSO OSX-3--Continuação Associado ao contrato afretamento, a OGX está negociando com empresa ligada OSX Serviços Operacionais Ltda. um contrato de 20 anos para a operação e manutenção do OSX-3. Esse contrato deverá prever que os custos acordados (em especial pessoal e material), uma vez incorridos, sejam recobrados acrescidos de uma margem que varia de 0% a 10%, de acordo com o nível de eficiência operacional. A OGX terá o direito de terminar o contrato sem ônus a qualquer tempo. WHP 2 Contrato de arrendamento sendo negociado com a empresa sob controle comum OSX WHP 1 & 2 Leasing BV. Deverá possuir vigência de 25 anos, contados a partir de a data em que ocorrer a entrega da WHP-2. A OGX possuirá o direito de terminar o contrato sem ônus a partir do 12º ano de vigência. O aluguel médio diário durante o período de afretamento deverá equivaler a US$ 378,000, reajustável de acordo com o índice inflacionário do setor. Associado ao afretamento, a OGX está negociando com empresa ligada OSX Serviços Operacionais Ltda. um contrato de 25 anos para a operação e manutenção da WHP-2. Esse contrato deverá prever que os custos acordados (em especial pessoal e material), uma vez incorridos, sejam recobrados acrescidos de uma margem que varia de 5% a 10%, de acordo com o nível de eficiência operacional. A OGX terá o direito de terminar o contrato sem ônus a qualquer tempo. 110

113 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco A Companhia e suas controladas mantêm operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar liquidez, segurança e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado e expectativas futuras. A Companhia e suas controladas não efetuam aplicações de caráter especulativo em derivativos ou em quaisquer outros ativos de risco. Os resultados obtidos com estas operações estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Companhia e suas controladas. Os valores de realização estimados de ativos e passivos financeiros da Companhia e suas controladas foram determinados por meio de informações disponíveis no mercado e metodologias apropriadas de avaliação. Entretanto, considerável julgamento foi requerido na interpretação dos dados de mercado para produzir a estimativa do valor de realização mais adequada. Como consequência, as estimativas a seguir não indicam, necessariamente, os montantes que poderão ser realizados no mercado de troca corrente. O uso de diferentes metodologias de mercado pode ter um efeito material nos valores de realização estimados. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações financeiras, conforme o quadro abaixo: 111

114 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Quadro de ativos e passivos financeiros Controladora Consolidado Instrumentos financeiros 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Ativos Caixa e equivalentes de caixa Depósitos vinculados Contas a receber Instrumentos financeiros derivativos Outros Créditos (curto e longo prazo) Créditos com partes relacionadas Passivos Fornecedores (451) (260) ( ) ( ) Salários e encargos trabalhistas (44) - (41.817) (58.921) Empréstimos e financiamentos (curto e longo prazo) - - ( ) ( ) Instrumentos financeiros derivativos (1.416) Contas a pagar com partes relacionadas (1.276) - ( ) ( ) Empréstimos e financiamentos com partes relacionadas (curto e longo prazo) Outras contas a pagar (151) (151) (12.580) (20.096) (1.922) (411) ( ) ( ) Derivativos e gerenciamento de risco a) Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos A Companhia possui política formal para gerenciamento de riscos. A contratação de instrumentos financeiros com o objetivo de proteção é feita por meio de uma análise periódica da exposição ao risco que a Administração pretende cobrir, a qual é aprovada pelo Conselho de Administração. As diretrizes de proteção são aplicadas de acordo com o tipo de exposição. Os fatores de riscos relacionados a moedas estrangeiras, riscos das taxas de juros e inflação oriundos dos ativos e passivos adquiridos, poderão ser neutralizados, quando considerados relevantes, de acordo com a avaliação do contexto econômico e operacional pela Administração. O risco de variação do preço do petróleo está sujeito aos limites de exposição física e de volatilidade previstos na Política de Comercialização da Companhia. 112

115 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado Risco de variação nos preços de mercadorias (commodities), taxas de câmbio e de juros. b.1) Risco de variação de preço: petróleo A Companhia está sujeita ao risco de variação de preço em seu principal produto comercial - o petróleo. Gerenciamento de risco A Companhia possui política formal de gerenciamento de estoque e comercialização na qual se definem as alçadas de decisão para a comercialização de petróleo e os critérios para gerenciamento do preço de venda do petróleo. As diretrizes de proteção do preço da commodity prevêem a utilização de instrumentos derivativos para fixação do preço de venda de forma a assegurar uma maior estabilidade e previsibilidade do fluxo de receitas da Companhia. Operações protegidas por instrumentos derivativos contra variação de preço De acordo com a Política de Comercialização a Companhia utiliza instrumentos derivativos com a finalidade de fixar o preço de venda do óleo já produzido, podendo, também, fixar o preço de até três meses de produção, ou eventualmente de outro horizonte que venha a ser aprovado pelo Conselho de Administração. Os instrumentos derivativos utilizados nas operações de hedge poderão ser futuros, swaps, collars e opções. As operações podem ser realizadas nas Bolsas NYMEX - New York Mercantile Exchange e ICE - Intercontinental Exchange, assim como no mercado de balcão. 113

116 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado--continuação b.1) Risco de variação de preço: petróleo--continuação Em 30 de junho de 2013 não havia derivativos de petróleo em aberto. Em 31 de dezembro de 2012 o MTM dos derivativos de óleo era um impacto liquido de R$ e havia uma margem de garantia de R$ Variáveis de gestão de risco: perda máxima potencial sob condições normais de mercado (VaR) e em cenários de quebra de correlação (análise de sensibilidade - testes de estresse) A metodologia utilizada para cálculo da volatilidade é o EWMA, para um horizonte de 1 dia, considerando um histórico de preços de 65 dias úteis e um nível de confiança de 95%. É utilizado modelo paramétrico (Delta- Normal), porém quando houver necessidade da utilização de instrumentos derivativos que apresentem comportamento não linear (opções) para a precificação, poderá ser utilizado o modelo paramétrico Delta-Gamma ou ainda um modelo não paramétrico (Simulação de Monte Carlo ou Simulação Histórica), quando estes representarem um percentual considerável do total das posições. Adicionalmente, são realizados testes de aderência do modelo de VaR (Backtest) para verificação de ajustamento do modelo. Testes de stress são elaborados de forma que o principal fator de risco, nesse caso o preço da commodity, receba um choque de forma determinística e em diferentes cenários. São considerados, para fins de controle, os cenários nos quais as posições incorrem em perda financeira; o resultado no pior cenário é apresentado e avaliado nos relatórios internos da Companhia. Para 30 de junho de 2013 a Companhia não está apresentando análise de sensibilidade para os derivativos de petróleo, pois, na data base em questão não havia posições em aberto. 114

117 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado--continuação b.2) Risco cambial Risco de flutuação nas taxas de câmbio associadas aos ativos e passivos da Companhia Gerenciamento de risco A Companhia trabalha no gerenciamento do risco cambial no âmbito consolidado de suas empresas para identificar e reduzir os riscos associados à oscilação do valor das moedas que estão relacionadas aos ativos e passivos. O objetivo é identificar ou criar proteções naturais, aproveitando a sinergia entre as operações das empresas controladas da Companhia. A ideia é minimizar o uso de derivativos de proteção, realizando o gerenciamento do risco cambial sobre a exposição líquida. Instrumentos derivativos são utilizados nos casos em que não é possível utilizar-se da estratégia do hedge natural. A Companhia pode atuar na contratação de operações de derivativos, dentro dos seguintes limites: Para valores efetivamente comprometidos ou contratados, nos quais já existam contratos firmados com fornecedores, pode ser adotada a posição de cobertura de até 100%, independentemente do prazo da exposição. Para valores estimados, pode ser adotada posição com prazo de cobertura limitado a doze meses e posição de cobertura inferior a 100%, ponderada com base em perspectiva conservadora de realização. Em virtude de disponibilização de recursos no exterior provenientes de emissão de dívida - Bonds, bem como de recursos oriundos de venda do óleo, a Companhia está gerenciando a posição de exposição cambial através de gestão de caixa offshore, e desta forma reduziu gradativamente as operações de derivativos para o fator de risco câmbio. 115

118 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado--continuação b.2) Risco cambial--continuação Operações protegidas por instrumentos derivativos contra variação cambial No início de 2012, a OGX Maranhão realizou captação no valor total de R$ 600 milhões para financiar o desenvolvimento dos campos de Gavião Real e Gavião Azul de produção de gás natural, na Bacia do Parnaíba. O empréstimo-ponte, que foi realizado em parcelas idênticas por Banco Itaú BBA S.A., Banco Santander Brasil S.A. e Morgan Stanley Bank N.A., tem prazo de dois anos contados da data de desembolso e pagamentos semestrais de juros (vide Nota Explicativa nº 16). Dos R$ 600 milhões captados pela OGX Maranhão, uma terça parte foi tomada em dólares norte-americanos e indexada à taxa Libor. Com a finalidade de proteção deste passivo em moeda estrangeira, foi constituída operação do tipo Cross-Currency Swap com taxa fixa de conversão de dólares para reais e liquidação também em reais. Além disso, a taxa de juros de indexação do empréstimo foi trocada de Libor para CDI, em linha com o restante do empréstimo-ponte. Adicionalmente, a Companhia possui duas operações de NDF em aberto, que foram contratadas para proteger exposições em USD. Dado os baixos valores nominais, não foi realizado teste de sensibilidade. 116

119 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado--continuação b.2) Risco cambial--continuação Valor de referência e valor justo dos instrumentos derivativos Valor de referência (notional) Ativo/passivo Valor justo (***) Encerramento (em milhares de US$) (em milhares de R$) Derivativos - câmbio Parte Contraparte da posição 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Contratos de swap Cross Currency Swap Ponta ativa: LIBOR6M+ 2,75% Ponta passiva: CDI+ 2,30% OGX Maranhão Morgan Stanley 13/01/2014(**) ( ) ( ) ( ) ( ) Contratos de swap Long OGX P&G HSBC Bank 15/05/ Long OGX P&G HSBC Bank 07/11/ (*) Liquidados financeiramente no dia útil subsequente. (**) Vencimentos semestrais em 14/01/13, 15/07/13 e 13/01/14. (***) Valores positivos indicam ativos e negativos representam passivos

120 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado--continuação b.2) Risco cambial--continuação Exposição cambial líquida Consolidado 30/06/ /12/2012 Ativo Ativo circulante (i) Ativo não-circulante Realizável a longo prazo (ii) Imobilizado (iii) Passivo Passivo circulante (iv) Passivo não-circulante (v) Ativos e passivos líquidos ( ) ( ) (i) Refere-se, substancialmente, ao saldo de equivalentes de caixa mantido em dólares, aos recebíveis oriundos das exportações de óleo e aos recebíveis da Petronas pelo farm out de 40% dos blocos BM-C-39 e BM-C-40, que compreendem o Campo de Tubarão Martelo. (ii) Refere-se aos adiantamentos feitos à ligada OSX 1 Leasing B.V., vide Nota Explicativa nº 14. (iii) (iv) (v) Refere-se a adiantamentos para aquisição de árvores de natal molhadas e outros equipamentos subaquáticos efetuados pela OGX Netherlands e pela Parnaíba BV. Refere-se substancialmente a: (a) juros, líquidos do custo da transação, associados aos Senior Unsecured Notes; (b) saldo do passivo com a ligada OSX 1 Leasing B.V; (c) passivos das controladas no exterior denominados em moedas estrangeiras; (d) parcela de US$ 100 milhões registrada como receita líquida a apropriar e associada ao farm out de 40% dos blocos BM-C-39 e BM-C-40; (e) valor em dólar, equivalente a R$ , que corresponde ao montante ainda não pago do total de US$ 449 milhões de Compensações às Empresas OSX, vide Nota Explicativa nº 26. Refere-se a: (a) principal dos Senior Unsecured Notes; (b) provisão para obrigação de abando no futuro dos campos de exploração e produção. Vide Notas Explicativas nº 16 e

121 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado--continuação b.2) Risco cambial--continuação Análise de sensibilidade para risco cambial A Companhia e suas controladas elaboraram dois cenários de sensibilidade com o objetivo de explicitar os possíveis impactos negativos que flutuações na taxa de câmbio, (principal fator de risco) poderiam vir a gerar nos seus fluxos de caixa e posição patrimonial. Os cenários definidos nesta análise partiram da taxa de câmbio de 30 de junho de 2013: Cenário I: depreciação do R$ perante o US$ - em 25%. Cenário II: depreciação do R$ perante o US$ - em 50%. A tabela a seguir demonstra a análise de sensibilidade do saldo líquido de ativos e passivos em moeda estrangeira em aberto em 30 de junho de Os valores positivos representam receitas e os negativos correspondem a despesas. Valor de referência (US$ mil) Cenário I (R$ mil) Cenário II (R$ mil) Passivo líquido em moeda estrangeira ( ) (*) ( ) ( ) (*) Corresponde aos R$ apresentados na seção de "exposição cambial líquida", na Nota Explicativa 30 (b.2), convertidos para US$ pela taxa de fechamento de junho de 2013 (2,2156). (**) Conforme demonstrado na seção de "exposição cambial líquida", na Nota Explicativa 30 (b.2), o saldo de ativo e passivos líquidos é negativo (dívida líquida), sobretudo em função do "passivo não circulante" que corresponde aos principais dos "senior unsecured notes" (Nota Explicativa nº 16). A Companhia optou por não contratar instrumento financeiro de proteção dessa exposição contábil, pois pretende liquidar esse passivo em moeda estrangeira (US$) através do resultado a ser auferido em moeda estrangeira (US$) com a venda do óleo, cuja produção começou em 31 de janeiro de Dessa forma, a "exposição cambial líquida" em questão estará protegida por um hedge natural a ser gradativamente, gerado quando da venda do óleo produzido. 119

122 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação b) Risco de mercado--continuação b.3) Risco de taxa de juros Risco de deslocamento das estruturas de juros às quais podem estar associados os fluxos de pagamento de principal e juros de dívida. A Companhia não considera relevante o risco de juros em seu status atual; seu principal passivo está indexado à taxa prefixada - emissão externa (Bonds). Já o passivo relacionado ao empréstimo-ponte na OGX Maranhão está 100% indexado à taxa dos depósitos interbancários (DI) compatível com a aplicação de seu caixa à mesma taxa. Valor de referência (notional) e valor justo dos instrumentos derivativos Vide cross currency swap na seção anterior: (b.2) Valor de referência (notional) e valor justo dos instrumentos derivativos. c) Risco de crédito O risco de crédito decorre da possibilidade da Companhia e de suas controladas sofrerem perdas em função da inadimplência de suas contrapartes ou de instituições financeiras depositárias de recursos ou de investimentos financeiros. Esse fator de risco pode ser oriundo de operações comerciais e da gestão de caixa. Para mitigar os riscos, a Companhia e suas controladas adotam como prática a análise da situação financeira e patrimonial de suas contrapartes, assim como o acompanhamento permanente das posições em aberto. Para avaliação das instituições financeiras com as quais mantém operações, as referências utilizadas são o Índice RiskBank da consultoria Lopes Filho e Associados e o rating da agência de risco Standard & Poors. 120

123 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação c) Risco de crédito--continuação A Companhia possui, também, uma Política de Aplicações Financeiras na qual estabelece limites de aplicação por instituição e considera a avaliação de rating como referencial para limitar o montante aplicado. Os prazos médios são constantemente avaliados, bem como os indexadores das aplicações para fins de diversificação do portfólio. Para avaliação das contrapartes comerciais a empresa possui normativo no qual é estabelecido um conjunto de critérios e diretrizes que representam a base para concessão de crédito a clientes nacionais e internacionais da Companhia e suas controladas. Os fundamentos básicos que norteiam este instrumento são o de prover maior segurança na realização dos créditos concedidos e o de minimizar eventuais riscos nas relações comerciais. A Companhia possui, ainda, um Comitê de Crédito com as seguintes responsabilidades: Recomendar à diretoria o limite de crédito em boe (barris de óleo equivalentes) com base nas análises realizadas. Recomendar o grau de risco (rating - específico para liberação de pedidos no ERP) de cada cliente com base nas análises realizadas. Submeter para aprovação da Diretoria da Companhia a recomendação de limite de crédito. 121

124 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação c) Risco de crédito--continuação A Companhia utiliza como referência o rating divulgado pela agência Standard & Poor s para estabelecimento dos limites de crédito a clientes. Caso a contraparte não possua rating publicado ou o rating atribuído seja inferior a BBB-, a definição do limite de crédito será recomendada pelo Comitê de Crédito e enviada para aprovação da Diretoria. Todos os limites de crédito - nacional e internacional - são sugeridos pelo Comitê de Crédito e submetidos à aprovação formal da Diretoria. Exposição máxima ao risco de crédito A exposição máxima ao risco de crédito corresponde ao total do quadro abaixo: Controladora Consolidado Quadro de risco de crédito 30/06/ /12/ /06/ /12/2012 Ativos Caixa e equivalentes de caixa Depósitos vinculados Contas a receber Instrumentos financeiros derivativos Outros créditos (curto e longo prazo) Créditos com partes relacionadas

125 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Derivativos e gerenciamento de risco--continuação d) Risco de liquidez A Companhia e suas controladas monitoram seu nível de liquidez considerando os fluxos de caixa esperados em contrapartida ao montante disponível de caixa e equivalentes de caixa. A gestão do risco de liquidez implica em manter caixa, títulos e valores mobiliários suficientes e capacidade de liquidar posições de mercado de curto prazo. O quadro a seguir apresenta os passivos financeiros da Companhia por faixa de vencimento. Até 6 meses De 6 meses a 1 ano Consolidado - 30/06/2013 Entre 1 e 2 anos Entre 2 e 5 anos Mais que 5 anos Total dos passivos financeiros Fornecedores Salários e encargos trabalhistas Empréstimos e Financiamentos Instrumentos financeiros derivativos Contas a pagar com partes relacionadas Outras contas a pagar Total Até 6 meses De 6 meses a 1 ano Consolidado - 31/12/2012 Entre 1 e 2 anos Entre 2 e 5 anos Mais que 5 anos Total dos passivos financeiros Fornecedores Salários e encargos trabalhistas Empréstimos e financiamentos (*) Instrumentos financeiros derivativos Contas a pagar com partes relacionadas Outras contas a pagar Total (*) Os passivos financeiros associados aos empréstimos e financiamentos correspondem aos valores de principal acrescidos da estimativa de pagamentos futuros de juros. 123

126 30. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco--continuação Valor justo dos ativos e passivos financeiros O conceito do valor justo prevê a avaliação de ativos e passivos com base nos preços de mercado, quando se tratar de ativos com liquidez e preços observáveis, ou em metodologias matemáticas de precificação, caso contrário. O nível de hierarquia do valor justo fornece prioridade para preços cotados não ajustados em mercado ativo. O quadro a seguir apresenta a classificação dos instrumentos financeiros derivativos por nível de hierarquia do valor justo. A hierarquia do valor justo para instrumentos derivativos está estruturada da seguinte forma: Hierarquia de valor justo dos instrumentos financeiros Preços observáveis em mercado ativo Modelo de precificação baseado em preços observáveis em mercado ativo Modelo de precificação sem o uso de preços observáveis (Nível I) (Nível II) (Nível III) Aplicações financeiras Instrumentos derivativos NDFs Contratos de swaps financeiros Saldo em 30 de junho de Cobertura de seguros A Companhia e suas controladas diretas e indiretas, considerando a natureza de sua atividade, adotam a política de contratar cobertura de seguros de acordo com as melhores práticas de mercado e com limites considerados pela Administração como adequados para cobrir eventuais sinistros. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria, e consequentemente não foram revisadas pelos nossos auditores independentes. As apólices estão em vigor e os prêmios foram devidamente pagos. 124

127 31. Cobertura de seguros--continuação A Companhia contratou apólice de seguros de Risco de Petróleo com vigência a partir de 16 de setembro de 2009, quando teve início sua campanha exploratória, incluindo as seguintes coberturas: Danos Materiais visando à cobertura dos ativos da OGX e de terceiros sob responsabilidade da Companhia; Responsabilidade Civil contra danos a terceiros; Seguro de Controle de Poço, que dá cobertura para os danos causados pela ocorrência de acidentes tais como kick e blowout, erupção do poço devido ao descontrole de sua pressão, que pode levar ao abandono do mesmo; Seguro de construção (builder Risk) para o sistema de produção. O programa de seguros da companhia possui suporte de sólidos mercados internacionais, na sua maioria parte do Lloyd s. As apólices foram emitidas localmente pela Itaú Seguros e Zurich Brasil Seguros. Em 31 de janeiro de 2012 esta apólice de seguros de Risco de Petróleo foi renovada por mais 18 meses, oferecendo cobertura até 31/07/2013. Em 2013 foram devolvidas pela ANP apólices de seguro-garantia no valor total de R$ devido ao cumprimento do programa exploratório mínimo neste montante nas bacias de Campos, Parnaíba e Espírito Santo. Adicionalmente, foram contradas as garantias para cobertura do programa exploratório mínimo na Colômbia no valor de US$ 7.191, referentes ao bloco do Vale Inferior Madalena e foram devolvidas as garantias de seriedade de oferta apresentadas no leilão da Colômbia no valor de US$ 6.000, referentes aos blocos de Cesar Rancheria. Vide Nota Explicativa nº 29 (a). 125

128 31. Cobertura de seguros--continuação Em 30 de junho de 2013, os principais ativos ou interesses cobertos por seguros e os respectivos montantes são demonstrados a seguir: Seguros/modalidade Importâncias seguradas Campanha exploratória US$ 000 Controle de poço da Bacia de Santos (Offshore) * Controle de poço da Bacia do Pará-Maranhão (Offshore) * Controle de poço da Bacia de Campos (Offshore) * Controle de poço da Bacia do Espírito Santo (Offshore) * Controle de poço da Bacia do Parnaíba (Onshore) * Responsabilidade civil geral e danos morais referente à operação de exploração de petróleo e gás (Offshore) Responsabilidade civil geral e danos morais referente à operação de exploração de petróleo e gás (Onshore) Danos materiais a bens e equipamentos referentes à operação de exploração de Petróleo e Gás (Onshore e Offshore) Construção do sistema de produção (Waimea) Operação do sistema de produção (Waimea) Responsabilidade Civil da construção do sistema de produção (Waimea) Marine Cargo (Oil in Transit) Marine Cargo (Equipment) Marine Cargo (Oil in Store) Riscos de Engenharia - UTG Maranhão Seguro de Transporte Nacional Demais seguros R$ 000 Seguro-garantia do PEM (Offshore) Seguro-garantia do PEM (Onshore) Responsabilidade civil dos administradores - D&O Responsabilidade civil geral e danos morais Danos materiais dos escritórios Automóvel (frota dos executivos) (Danos materiais e danos corporais) (*) Por ocorrência 126

129 32. Informações por segmento As informações por segmento estão sendo apresentadas em relação aos negócios da Companhia e suas controladas, identificados com base na sua estrutura de gerenciamento e nas informações gerenciais internas. A Administração da Companhia considera que há apenas uma atividade de negócios: a de exploração e produção de petróleo e gás natural. A Companhia e suas controladas estão segmentadas operacionalmente de acordo com a localização dos blocos exploratórios por bacia (segmento geológico), sujeitas a diferentes riscos e remunerações. Na apresentação das informações por segmentos operacionais os principais itens alocados aos segmentos são: (a) recebíveis nas joint-ventures; (b) intangíveis; (c) imobilizado de E&P; (d) provisão para obrigação de abandono; (e) receita líquida de vendas; (f) custo dos produtos vendidos; (g) despesas de exploração. Os principais saldos não alocados aos segmentos operacionais e alocados ao segmento corporativo são: (a) caixa e equivalentes de caixa; (b) depósitos vinculados; (c) empréstimos e financiamentos; (d) patrimônio líquido; (e) despesas gerais e administrativas; (f) resultado financeiro; (g) IR/CS. 127

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133 33. Resultado por ação As tabelas a seguir reconciliam o lucro (prejuízo) dos períodos findos em 30 de junho de 2013 e 2012 aos montantes usados para calcular o lucro (prejuízo) por ação básico e diluído. Controladora Consolidado Básico e diluído 30/06/ /06/ /06/ /06/2012 Numerador básico e diluído Prejuízo atribuível aos acionistas controladores ( ) ( ) ( ) ( ) Denominador básico e diluído Média ponderada de ações Prejuízo básico e diluído por ação (1,70682) (0,16149) (1,70682) (0,16149) Em 30 de junho de 2013, opções de ações outorgadas pela Companhia (vide Nota Explicativa nº 20) não foram incluídas no cálculo de média ponderada do número de ações ordinárias, uma vez que seu efeito teria sido antidilutivo. Desta forma, em 30 de junho de 2013 não há diferenças entre o prejuízo por ação básico e o diluído. 131

134 Composição do Conselho de Administração Eike Fuhrken Batista Presidente Eliezer Batista da Silva Aziz Ben Ammar Rodolfo Riechert Composição da Diretoria Luiz Eduardo Guimarães Carneiro Diretor Presidente Reinaldo José Belotti Vargas Diretor de Produção Roberto Bernardes Monteiro Diretor Financeiro e de Relações com Investidores José Roberto Penna Chaves Faveret Cavalcanti Diretor Jurídico Joaquim Jordão Saboia Gerente Geral de Controladoria Contador responsável Daniel Souto Meirelles da Silva Almeida Luiz CRC-RJ /O-1 132

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