Relatório da administração

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1 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 e as correspondentes Informações Trimestrais, acompanhadas do Relatório dos Auditores Independentes sobre a revisão das Informações Trimestrais referentes ao trimestre findo em 30 de setembro de RESULTADOS DO TERCEIRO TRIMESTRE Principais Métricas 3T 2012 Acumulado 2012 Receita (R$mm) ¹ EBITDA Pro forma ² (R$mm) (51.605) ( ) Prejuízo Líquido (R$mm) ( ) ( ) Preço realizado do óleo por barril (US$)¹ CAPEX (R$mm) Volume de Produção (kboepd) 9,3 9,7 ¹ Refere-se somente a carga contabilizada como receita (entregue no dia 26/07/12) ² Considera o resultado gerado na OGX Campos vide quadro com a Demonstração de Resultados na seção 2.1. "A OGX alcançou um importante marco nesse terceiro trimestre, apresentando receitas de vendas de aproximadamente 800 mil barris pela primeira vez desde o início da produção comercial da Companhia. No geral, estou bastante satisfeito por termos alcançado uma taxa de sucesso de 78% em nossa campanha exploratória e de delimitação desde o início do ano, comentou Luiz Carneiro, Diretor Presidente da OGX. A produção está avançando dentro do cronograma previsto na Bacia de Campos e o terceiro poço produtor do Campo de Tubarão Azul será conectado nas próximas semanas. No âmbito exploratório iniciamos a perfuração de novos prospectos na Bacia de Campos onde continuamos com fortes expectativas. Adicionalmente, seguimos com o desenvolvimento do projeto do Campo de Gavião Real na Bacia do Parnaíba e estimamos o início de produção comercial de gás no início de Esperamos investir cerca de US$ 1,2 bilhão em CAPEX em 2013 para continuar entregando o máximo, tanto na exploração quanto na produção", adicionou Carneiro.

2 1. PRINCIPAIS DESTAQUES 1.1. Destaques da Produção: Atividades de produção da OGX estão progredindo de acordo com o cronograma previsto, devido ao crescimento e a monetização da Bacia de Campos e a esperada produção na Bacia do Parnaíba. Produção total de 856,8 milhões de boe, no terceiro trimestre, no Campo de Tubarão Azul (Bacia de Campos); Perfuração de três poços de produção no Campo de Tubarão Martelo (Bacia de Campos), com início de produção esperado para o final de 2013, após a chegada do FPSO OSX-3; Terceiro poço de produção no Campo de Tubarão Azul, TBAZ-1HP, sendo completado e a ser conectado ao FPSO OSX-1 nas próximas semanas; Todos os poços de produção do projeto Gavião Real, na Bacia do Parnaíba, já foram perfurados e estão em fase de completação e interligação à UTG. Produção comercial está prevista para o início de 2013; Entrega de aproximadamente 800 mil barris de óleo, em outubro, à Reliance Industries Ltd Destaques da Exploração: Obtenção da autorização ambiental do Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) para início de perfuração nos blocos BM- C-37 e BM-C-38, na Bacia de Campos; Novas importantes descobertas na acumulação de Bom Jesus, na Bacia do Parnaíba; Participação na Ronda Colombia 2012, da ANH (Agência Nacional de Hidrocarburos) saindo vencedora de um bloco exploratório na bacia do Vale Inferior Madalena; Obtenção da qualificação de operador A pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), permitindo a OGX operar em blocos de águas profundas e ultra-profundas, além de águas rasas e em terra.

3 1.3. Outros Destaques: Opção Acionista Controlador Em outubro, acionista controlador Eike Batista, outorgou à Companhia 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$1,0 bilhão ( Put ou Opção ). A Opção poderá ser exercida a qualquer momento até 30 de abril de 2014 e está condicionada à necessidade de capital social adicional da Companhia e a ausência de alternativas mais favoráveis. Equipamentos de Exploração e Produção Seguindo nosso plano gradual de devolução das sondas de perfuração, de acordo com o maior foco no desenvolvimento da produção nas bacias de Campos e Santos, devolvemos a sonda Ocean Ambassador logo após a perfuração do poço TBMT-4HP, e o término do contrato com a Diamond Offshore. 2. DESTAQUES RESULTADOS FINANCEIROS As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas em bases consolidadas, de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board IASB e em Reais, exceto quando indicado o contrário Demonstração de Resultados Encerramos o terceiro trimestre de 2012 com um prejuízo líquido de R$ 887,1 milhões, grande parte sem impacto caixa. Esse prejuízo líquido decorre principalmente de: (a) gastos com nossa campanha exploratória no valor de R$ 172,6 milhões; (b) despesas administrativas e gerais de R$ 158,6 milhões; (c) despesa de efeito contábil de R$ 460,2 milhões, referente a poços secos e áreas subcomerciais; (d) despesas de variação cambial, sobretudo não realizada, de R$ 366,1 milhões; (e) despesa financeira líquida de R$ 106,9 milhões; e (f) custo do óleo vendido após o fim do teste de longa duração ( TLD ) de R$ 124,6 milhões. Esses impactos foram parcialmente compensados por: (g) receita líquida de R$ 150,7 milhões auferida com a venda de óleo após a conclusão do TLD; e (h) efeito positivo de imposto de renda e contribuição social, basicamente diferidos, de R$ 389,1 milhões.

4 R$ ('000) DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS 9M12 9M11 3T12 3T11 Receita líquida de vendas Custo dos produtos vendidos (CPV) * ( ) - ( ) ( ) - ( ) Despesas de exploração ( ) ( ) (47.409) (36.230) (50.175) Despesas administrativas e gerais ( ) ( ) (41.462) (71.820) EBITDA ( ) ( ) (280) (51.605) ( ) Depreciação (14.665) (3.039) (11.626) (11.574) (1.210) (10.364) Amortização (7.337) (4.170) (3.167) (3.798) (1.692) (2.106) Stock option (47.291) (22.477) (24.814) (41.701) (4.131) (37.570) Poços/Áreas secos ou subcomerciais ( ) - ( ) ( ) - ( ) EBIT ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Receita financeira ( ) (42.677) Despesa financeira ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (25.716) Resultado financeiro líquido ( ) ( ) (67.159) (68.393) Variação cambial ( ) (4.191) ( ) (26.764) (12.723) (14.041) Derivativos (81.815) (4.205) ( ) EBT ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (-) Imposto de renda (35.778) Prejuízo líquido do exercício (pro forma) ( ) ( ) ( ) ( ) (25.978) ( ) Incorporação OGX Campos Prejuízo líquido do exercício (contábil) ( ) ( ) ( ) ( ) (25.978) ( ) Atribuído a: Acionistas não controladores (21.306) (17.167) (4.139) (288) (8.488) Acionistas controladores ( ) ( ) ( ) ( ) (17.490) ( ) (*) Esse total não inclui as parcelas do custo do produto vendido (CPV) referentes à depreciação e amortização. Despesas com Exploração As despesas de exploração aumentaram R$ 47,4 milhões em relação ao mesmo período do exercício anterior. Essa variação foi ocasionada, sobretudo, pela intensificação das campanhas de sísmica na Bacia do Parnaíba e na Colômbia. Despesas Gerais e Administrativas As despesas administrativas e gerais apresentaram uma redução de R$ 21 milhões, em relação ao mesmo período do ano anterior, dos quais R$ 10 milhões referem-se à uma redução na despesa de participação nos resultados. Poços Secos ou Subcomerciais Neste trimestre a Companhia apresentou uma despesa de R$ 460,2 milhões com poços secos e áreas subcomerciais. Desse montante, R$ 213,2 milhões referem-se aos gastos previamente capitalizados no bloco BM-S-29 que foi devolvido em agosto de O restante do saldo refere-se a poços identificados como secos ou subcomerciais. Despesa de Variação Cambial Nos 9M12 a Companhia apresentou uma despesa líquida de variação cambial de R$ 366,1 milhões em comparação a uma despesa líquida de R$ 4,2 milhões nos 9M11, apresentando um aumento de R$ 361,9 milhões. A despesa de variação cambial é em sua maioria uma despesa não realizada (sem efeito caixa) e decorre de uma exposição cambial líquida de US$ 2,1 bilhões. Apesar do saldo do passivo em Dólares superar o saldo do ativo, a Companhia optou por não contratar instrumento financeiro de proteção dessa exposição contábil, pois, pretende liquidar esse passivo em moeda estrangeira através da receita a ser auferida na mesma moeda com a

5 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 gerado quando da venda do óleo. Resultado Financeiro A despesa de R$ 106,9 milhões acumulada nos 9M12 decorre de: (a) parcela não capitalizada dos juros dos financiamentos no valor de R$ 302,9 milhões; parcialmente compensada por (b) rendimento das aplicações financeiras no valor de R$ 194,7 milhões; e (c) outras receitas financeiras líquidas no valor de R$ 1,3 milhão. Custo dos Produtos Vendidos O custo de R$ 124,6 milhões incorrido com a venda do óleo após o TLD é decomposto em: (a) gastos com leasing: R$ 52,7 milhões; (b) serviços (O&M): R$ 28,1 milhões; (c) logística: R$ 27,8 milhões; (d) royalties: R$ 14,8 milhões; (e) outros: R$ 1,2 milhão. Receita Líquida de Vendas As vendas realizadas pela Companhia ao longo de 2012 totalizam R$ 324,7 milhões. Desse total, R$ 150,7 milhões, auferidos após o TLD com a venda de uma carga de 789,8 mil barris para a Shell, foram registrados como receita líquida de vendas. As vendas realizadas antes da conclusão do TLD, num total de R$ 174 milhões e 794,2 mil barris, foram registradas como redução do imobilizado Balanço Patrimonial Encerramos o terceiro trimestre de 2012 com uma sólida posição caixa de R$ 5,1 bilhões (equivalente a US$ 2,5 bilhões). Os saldos das principais contas patrimoniais da Companhia ao final do 3T12 e do 4T11 estão demonstrados a seguir: BALANÇO PATRIMONIAL 30/set/12 31/dez/11 30/set/12 31/dez/11 R$ ('000) ATIVO PASSIVO Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa Fornecedores Títulos e valores mobiliários Impostos, contribuições e participações a recolher Depósitos vinculados Salários e encargos trabalhistas Impostos e contribuições a recuperar Empréstimos e financiamentos Instrumentos financeiros derivativos Contas a pagar com partes relacionadas Estoque de óleo Outras contas a pagar Outros créditos Total Ativo Circulante Não Circulante Empréstimos e financiamentos Provisões diversas Não Circulante Realizável a longo prazo Patrimônio Líquido Estoque de materiais Capital social Impostos e contribuições a recuperar Reservas de capital Imposto de renda e contribuição social diferido Reservas de lucros Créditos com partes relacionadas Ajustes acumulados de conversão Prejuízos acumulados ( ) ( ) Imobilizado Atribuído a participação dos acionistas controladores Intangível Participações de acionistas não controladores Ativo Total Passivo Total

6 Caixa e Equivalentes de Caixa O saldo de disponibilidades totalizava R$ 5,1 bilhões em 30 de setembro de 2012, o que representa uma redução de R$ 308,9 milhões em relação a 31 de dezembro de Essa redução está associada, sobretudo, a: (a) investimentos em CAPEX de R$ 3,2 bilhões; parcialmente compensados por (b) captações realizadas no 1T12 de R$ 2,5 bilhões, (c) EBITDA do FPSO OSX 1 de R$ 105,7 milhões e (d) restituição de créditos de IRRF sobre aplicações financeiras no valor de R$ 156 milhões. Imobilizado (CAPEX) O imobilizado, representado pelos gastos capitalizáveis ocorridos durante as fases de exploração e desenvolvimento, inclui os gastos relativos às campanhas de perfuração e aquisição de equipamentos de E&P. De 31 de dezembro de 2011 a 30 de setembro de 2012 o saldo apresentou um aumento R$ 2,8 bilhões. IMOBILIZADO R$ ('000) Saldo em 31 de dezembro de (+) CAPEX Bacia de Campos Bacia de Santos Bacia do Parnaíba Bacia do Espírito Santo Bacia do Pará-Maranhão Corporativo (+) Juros capitalizados (+) Provisão para abandono de poços (-) Margem bruta do TLD (79.644) (-) Alienações (98) (-) Depreciação (26.087) (-) Baixa poços secos ( ) Saldo em 30 de setembro de Empréstimos e Financiamentos O aumento de R$ 3,3 bilhões no saldo de empréstimos e financiamentos entre 31 de dezembro de 2011 e 30 de setembro de 2012 decorre das movimentações indicadas a seguir: EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS R$ ('000) Saldo em 31 de dezembro de 2011: ( ) (-) Novas captações ( ) (-) Juros incorridos ( ) (-) Variação cambial ( ) (+) Pagamento de juros (+) Custo de captação (-) Amortização do custo de captação (12.284) Saldo em 30 de setembro de 2012: ( ) As novas captações foram realizadas no primeiro trimestre de 2012: (i) Senior Unsecured Notes no valor de US$ 1,1 bilhão, emitidos pela OGX Austria; (ii) financiamento captado pela OGX Maranhão, no valor de R$ 600 milhões, para financiar o desenvolvimento dos campos de Gavião Real e Gavião Azul, na Bacia do Parnaíba.

7 3. DESTAQUES OPERACIONAIS 3.1. BACIA DE CAMPOS Destaques Teste de Longa Duração concluído no Campo de Tubarão Azul (OGX-26HP); Produção total de 856,8 milhões de boe no trimestre; Entrega de uma carga de aproximadamente 800 mil barris, à Shell em julho; Entrega de uma carga de aproximadamente 800 mil barris à Reliance Industries em outubro; Obtenção da autorização ambiental do IBAMA para início de perfuração nos blocos BM-C-37 e BM-C-38, na Bacia de Campos. Desenvolvimento da Produção Performance da produção no Campo de Tubarão Azul Desde o início da produção em 31 de janeiro, o Campo de Tubarão Azul produziu mais de 2,5 milhões de barris de óleo e entregou quatro cargas. A produção média diária durante os nove meses de produção de 31 de janeiro a 31 de outubro foi de 9,7 kboepd e, somente neste trimestre de 9,3 kboepd. O FPSO OSX-1 continua apresentando excelente eficiência operacional, com 98,5% em média desde o primeiro óleo. O poço OGX-26HP foi reconectado ao FPSO OSX-1 na primeira semana de agosto, após pouco mais de um mês parado para troca da bomba centrífuga submersa. Desde então os dois poços produtores, OGX-26HP e OGX-68HP, vêm produzindo em linha com as nossas expectativas, com vazões estáveis e acima de 5,0 kboepd na média por poço. O terceiro poço produtor do campo, TBAZ-1HP, encontra-se em fase de completação e nas próximas semanas iniciará a conexão ao FPSO OSX-1. O poço deverá entrar em operação no início de dezembro. A média de produção total do campo de Tubarão Azul, no mês de outubro foi de 10,3 Kboepd, em linha com os meses anteriores. Produção Média Mensal (kboepd) 11,6 10,3 9,1 9,0 9,2 10,6 10,4 10,3 7,0 Dias Efetivos de Produção fev-12 mar-12 abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 ago-12 set-12 out-12 OGX-26HP OGX-68HP Total Média por poço(kboepd) 11,6 10,3 9,1 6,1 5,5 7,0 5,7 5,2 5,2 1 Considera volume total produzido dividido por número total de dias efetivos em produção

8 Venda do óleo: Nos primeiros nove mesess de 2012 a OGX entregou 1,6 milhão de barris de óleo à Shell. Com a comercialização das primeiras cargas, obtivemos uma receita líquida de R$ 324,7 milhões e EBITDA de R$ 105,7 milhões. Em julho, a OGX realizou a entrega do último carregamento de aproximadamente 800 mil barris referente ao primeiro contrato de venda de óleo da Companhia à Shell, marcando o início de geração de receita da Companhia, após a declaração de comercialidade do Campo de Tubarão Azul, resultando em receitas de R$ 150,7 milhões. Em 15 de outubro, em sequência a declaração de comercialidade e término do Teste de Longa Duração (TLD), foi entregue o quarto carregamento de aproximadamente 800 mil barris à Reliance Industries Ltd., uma das maiores refinarias do mundo e maior empresa privada da Índia. A tabela abaixo mostra primeiras cargas: a reconciliação pro-forma do EBITDA após a entrega das (*) Vendas ocorridas durante o Teste de Longa Duração e antes da declaração de comercialidade - não transitam pelo Resultado contábil, sendo registradas como redução do "Imobilizado". (**) Vendas ocorridas após o Teste de Longa Duração e a declaração de comercialidade - registradas como receita contábil. (***) Vendas ocorridas após o Teste de Longa Duração e a declaração de comercialidade - registradas como receita contábil. Esse valor está líquido da Despesa de Vendas associada aos custos de frete.

9 Conforme apresentado na tabela anterior, a terceira carga entregue apresentou EBITDA/barril relativamente inferior às outras cargas, devido a; i) menor produtividade durante os 98 dias de produção em função do fechamento do poço OGX-26HP para troca da bomba por pouco mais de um mês; ii) queda do preço do óleo tipo Brent de USD 122 para USD 95 por barril desde a primeira carga, implicando em menor receita (com desconto já aplicado); iii) desvalorização cambial de 14% entre 28 de março a 26 de julho, gerando desta forma um aumento relativo nos custos visto que são a maioria em dólar e; iv) aumento nos custos de logística (embarcações e combustível) em função da obrigatoriedade do uso de barcos de apoio desde a entrega da segunda carga pelo IBAMA. Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo Após a declaração de comercialidade do campo e de ter submetido a Plano de Desenvolvimento, recebemos da ANP a obtenção da licença para perfurar os primeiros poços produtores do Campo. A OGX está finalizando a perfuração de 3 poços horizontais produtores (TBMT-2HP, TBMT-4HP e TBMT-6HP). Esses poços serão posteriormente conectados ao FPSO OSX-3, que tem sua chegada prevista para o 3T13. O campo de Tubarão Martelo deverá entrar em produção no último trimestre de Campanha Exploratória Bacia de Campos Em 5 de outubro deste ano, a OGX obteve a autorização ambiental do IBAMA para início de perfuração nos blocos BM-C-37 e BM-C-38. Esta autorização possibilitará a Companhia avançar com a campanha exploratória em uma região que hoje considera bastante promissora e onde pretende utilizar o conhecimento adquirido pela sua equipe técnica, assim como duas de suas sondas para prosseguir com a perfuração de poços pioneiros e de delimitação BACIA DO PARNAÍBA Destaques Obtenção de Licença de Operação para início da produção de gás natural; 2 descobertas importantes na acumulação de Bom Jesus; Início de perfuração de 5 poços pioneiros exploratórios. Desenvolvimento dos Campos de Gavião Real e Gavião Azul O desenvolvimento do projeto do Campo de Gavião Real se encontra dentro do cronograma previsto e obteve substancial progresso nos últimos meses, com três sondas focadas no desenvolvimento da produção. A perfuração de todos os 16 poços produtores previstos para esta fase do projeto foi finalizada, incluindo os poços exploratórios OGX-22 e OGX-37, que foram os descobridores deste campo e que estão atualmente sendo completados para a fase de produção. Os demais poços de desenvolvimento também estão em fase de completação e de interligação à Unidade de Tratamento de Gás (UTG). Também foi iniciada a perfuração do primeiro poço de descarte, GVR-15, que atuará em conjunto com um segundo poço de descarte a ser perfurado em breve. Adicionalmente, no final de setembro a obtivemos a Licença de Operação (LO), emitida pela Secretaria de Estado do Meio Ambiente e Recursos Naturais do Maranhão (SEMA/MA), autorizando o início da produção e escoamento de gás natural nos campos Gavião Real e Gavião Azul.

10 O projeto encontra-se em fase final, conforme a descrição das atividades atuais no site; i) montagens civis mecânicas, e de instrumentação, cabeamento elétrico e instrumentação; ii) teste das malhas de controle nos clusters e na UTG: iii) concluído todo o lançamento dos dutos; iv) montagem do prédio administrativo, com as salas, oficina e laboratório, todo em estrutura metálica pré-fabricada; v) testes de estanqueidade nos tanques em fase final. A produção de gás natural no Campo de Gavião Real será iniciada no 4º trimestre desse ano, com o comissionamento da UTG, e das turbinas do Complexo Termelétrico MPX Parnaíba. A geração comercial de energia elétrica se dará no início de Campanha Exploratória Bacia do Parnaíba Após a descoberta da acumulação de Bom Jesus no ano passado, identificada através do poço OGX-34, a OGX deu sequência à perfuração de poços de delimitação para comprovar a extensão desta acumulação. Com isso, além da perfuração e do teste de formação realizado no poço OGX-88 em julho, ao longo do terceiro trimestre de 2012 foram concluídas as perfurações de mais dois poços de delimitação na região, OGX-91D e OGX-95. Após a avaliação dos resultados dos poços a OGX submeteu o Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) da região à ANP, que já o aprovou. Iniciamos a perfuração de cinco novos prospectos nesta bacia, Fazenda Santa Maria (OGX-92), Rio Corda (OGX-93), Peritóró (OGX-96), Basílios (OGX-97) e Norte Califórnia (OGX-98) BACIA DE SANTOS Destaques Neste trimestre, a perfuração do poço de delimitação da acumulação de Natal, OGX-89D, foi concluída, comprovando a extensão da acumulação; Concluímos a perfuração do poço OGX-85, onde confirmamos calcários microbiais com presença de gás e óleo leve. Essa descoberta ainda encontra-se em análise, juntamente com os resultados do poço OGX-63, para posteriormente definirmos o plano de desenvolvimento da acumulação de Fortaleza; Concluímos também a perfuração do poço OGX-94DA, na acumulação de Curitiba. A perfuração continua em andamento, mirando a seção albiana e esperamos ter maiores informações nas próximas semanas; Na sequência, a OGX irá avaliar todos os resultados obtidos na Bacia de Santos para definir o ring fence dos potenciais campos e todo o plano de desenvolvimento para a área. Adicionalmente, foi devolvido em setembro à ANP, o bloco exploratório BM-S-29, do qual a OGX detinha 100% de participação. Após o término do prazo do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) dessa área, a Companhia optou pela não continuidade do seu desenvolvimento.

11 3.4. OUTRAS BACIAS Bacia do Espírito Santo Embora não tenhamos realizado perfuração nesta bacia no terceiro trimestre, planejamos retomar nossa campanha exploratória antes do final do período exploratório em outubro de 2014, com perfurações nos blocos localizados ao sul da Bacia (BM-ES-39, BM-ES-40 e BM-ES-41), considerada uma nova e promissora área de petróleo e gás natural. Adicionalmente, em outubro, foi devolvido à ANP, o bloco exploratório BM-ES-38, no qual a OGX detinha 50% de participação. Após a análise dos resultados obtidos no bloco, a OGX optou por não proceder com o segundo período exploratório. Colômbia Neste trimestre, finalizamos a aquisição de dados sísmicos 2D e 3D na bacia do Vale Inferior Madalena (bloco VIM-5), e devemos perfurar o primeiro poço exploratório na Colômbia em Além disso, participamos da Ronda Colombia 2012, da ANH e fomos vencedores de um bloco exploratório na bacia do Vale Inferior Madalena, bloco VIM PRÓXIMOS EVENTOS A OGX tem em vista importantes eventos para os próximos meses, incluindo: Conexão do terceiro poço produtor no Campo de Tubarão Azul; Início do comissionamento da UTG e produção de gás na Bacia do Parnaíba; Resultados dos testes e perfurações na Bacia de Santos; Perfuração de importantes prospectos nos blocos BM-C-37 e BM-C-38 na Bacia de Campos; Continuação da campanha de exploração e delimitação, nas bacias de Santos, Parnaíba e Espírito Santo. 5. GESTÃO DE PESSOAS A OGX encerrou o terceiro trimestre de 2012 com 382 colaboradores próprios e terceirizados, responsáveis pela condução de todas as atividades administrativas, de exploração e produção de petróleo, representando um aumento de aproximadamente 6% em relação ao mesmo período do ano anterior. O trabalho e empenho destes colaboradores fizeram da OGX a empresa brasileira de óleo e gás natural responsável pela maior campanha exploratória privada no Brasil. Todo esforço dedicado por esta equipe se traduziu em mais um período de importantes conquistas que entraram para a história da Companhia. Nossa equipe é formada por profissionais com vasta experiência no setor de óleo e gás, além de jovens de grande potencial formados nas melhores universidades do país. Através de nossa estratégia de contratação de renomados fornecedores mundiais para a condução de atividades operacionais, mantivemos uma estrutura enxuta de alta performance focada na excelência gerencial.

12 6. 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 posição expressa no relatório de revisão dos auditores independentes, emitido nesta data, e com as informações trimestrais relativas ao período de nove meses findo em 30 de setembro 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.