OGX Petróleo e Gás S.A.

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1 OGX Petróleo e Gás S.A. Informações trimestrais - ITR em 30 de junho de 2017 com Relatório dos auditores independentes sobre a revisão das informações trimestrais - ITR KPDS

2 com Relatório dos auditores independentes sobre a revisão Conteúdo Relatório da Administração 3 Relatório dos auditores independentes sobre a revisão das informações trimestrais 18 Balanços patrimoniais 20 Demonstrações dos resultados 22 Demonstrações dos resultados abrangentes 24 Demonstração das mutações do patrimônio líquido (passivo a descoberto) 25 Demonstrações dos fluxos de caixa 26 Demonstrações do valor adicionado 27 Notas explicativas às informações trimestrais 28 Informações Trimestrais - Formulário CVM 88 2

3 Relatório da Administração Senhores Acionistas, A Administração da OGX Petróleo e Gás S.A. ( OGX P&G ou Companhia ), em atendimento às disposições legais e estatutárias, submete à apreciação dos Senhores o Relatório da Administração, as demonstrações financeiras e o correspondente Relatório dos Auditores Independentes referente ao trimestre findo em 30 de junho de 2017, bem como eventos subsequentes relevantes ao mercado. 1. Destaques da Companhia Encerramento da Recuperação Judicial da Companhia Acordo Definitivo assinado com os principais credores da OGX Produção de 706,3 mil barris de petróleo no trimestre Receita líquida de R$ 113,9 milhões, 2,4% maior que o trimestre anterior Saldo de caixa de R$ 51,4 milhões ao final do perído EBITDA operacional negativo em 20,7 milhões Prejuízo Líquido de R$ 151 milhões no trimestre 2. Mensagem da Administração Ao longo dos últimos meses, a Companhia concluiu etapas importantes do seu processo de reestruturação e em sua história, principalmente, com a decretação, pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Rio de Janeiro, do encerramento de seu processo de Recuperação Judicial juntamente com a Óleo e Gás Participações S.A., OGX Austria GmbH e OGX International GmbH, em 02 de agosto de Com o encerramento do referido processo, a OGX está preparada para iniciar uma nova fase, focando no desenvolvimento de suas atividades. Os preços do petróleo tipo Brent, principal benchmark, nas bolsas de futuros de Londres e Nova Iorque, sofreram uma desvalorização no segundo trimestre de 2017, caindo ao mínimo de 45,00 US$/barril em meados de junho mas recuperando para 50,00 US$/bbl ao fim do trimestre. A queda de preços foi causada, principalmente, pela constatação de um aumento na produção de óleo nos EUA com o aumento do número de sondas em operação na região do "Shale Oil", Meio Oeste Americano, frustrando um aumento de preços do primeiro trimestre que foi fruto dos cortes de produção da OPEP. No entanto, como a economia, principalmente a americana, tem mostrado sinais de força e a produção da OPEP mantem-se controlada, espera-se que o preço no segundo semestre fique acima dos US$ 50,00 / bbl e a esperada queda dos estoques mundiais venha a fortalecer ainda mais esse preço, podendo chegar próximo aos US$ 60,00 / bbl ao final do ano. Por outro lado, a deficiência de óleos pesados no mercado, provocou um estreitamento nos descontos desses óleos em relação ao tipo Brent de US$ 4,00 a US$ 5,00 / bbl, valorizando óleos do tipo do Tubarão Martelo (21 graus API) que são considerados óleos pesados no mercado. 3

4 Nesse contexto, o campo de Tubarão Martelo encerrou o segundo trimestre de 2017 com quatro poços produtores totalizando 706 mil barris produzidos no período, o que equivale a uma produção média diária de 7,8 mil barris por dia. Nos primeiros seis meses do ano, a produção total somou aproximadamente 1,42 milhões de barris de petróleo, com receita bruta de R$ 113,9 no trimestre. No campo de Tubarão Azul será iniciado o processo de desativação e abandono em conformidade com as normas da ANP e órgãos reguladores de meio ambiente. Esse foi um procedimento no qual envolveu longas discussões com a Agência Nacional de Petróleo e Gás (ANP), por se tratar do primeiro caso de desativação completa de um sistema como tal e será totalmente gerenciado pela equipe técnica da OGX. Em julho, assinamos um aditivo ao contrato de afretamento do FPSO com a Teekay Offshore para o desenvolvimento do Campo de Atlanta. Dentre os principais desdobramentos da renegociação para a OGX está a amortização parcial dos cash calls devidos pela OGX ao consórcio BS-4 no montante de USD 14 milhões e a substituição de garantia originalmente acordada com a Teekay para cobrir obrigações do afretamento, pela outorga de garantia diretamente à QGEP Participações S.A.( QGEP ); e Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda ( Barra ) através dos recebíveis relativos à 80% do resultado líquido a que a OGX fizer jus em decorrência da venda do óleo produzido no Campo de Atlanta O acordo permitirá a redução dos custos operacionais ao longo dos primeiros 18 meses do contrato em cerca de US$4 por barril, além de permitir a otimização dos resultados do Campo em períodos de preço baixo do petróleo. Conforme divulgado pela QGEP, operadora do campo de Atlanta, a expectativa de chegada da FPSO Petrojal I (FPSO) está confirmada para o final de 2017, com previsão do primeiro óleo para o primeiro trimestre de Os sucessivos atrasos na chegada da FPSO por responsabilidade da operadora privaram a Companhia de um fluxo de receita superior a USD 120 milhões desde o segundo trimestre de Tais atrasos provocaram desequilíbrio financeiro à OGX, impactando diretamente na capacidade da Companhia de cumprir certas obrigações financeiras junto ao consórcio. Ainda em Julho, a OGX concluiu mais um passo determinante para a sua reestruturação, ao assinar o acordo definitivo ( Acordo ) junto aos credores da OGX, incluindo (i) OSX-3 Leasing B.V, (ii) credores do Empréstimo Adicional e (iii) certos detentores das debêntures do financiamento DIP (em conjunto Credores ). Também é parte do Acordo a Settlement Shareco LP, uma sociedade recém constituída ( NewCo ), à qual será transferida parte dos créditos detidos pelos Credores e parte das ações de emissão da OGX decorrentes da capitalização dos créditos, de modo que determinados Credores mantenham parte de seu investimento por meio da Newco. O Acordo será implementado mediante (i) a capitalização, na OGX, dos créditos detidos pela OSX-3 e pelos Credores IF; (ii) conversão das Debêntures em ações de emissão da OGX, nos termos da escritura de emissão; e (iii) a entrega em dação em pagamento de 2/3 das ações que a OGX detém no capital social da Eneva S.A. (aproximadamente 4% do total de ações em circulação da Eneva S.A.) para os Credores, sendo 1/3 para os detentores das Debêntures e para os Credores IF em conjunto e 1/3 para a OSX-3 (o valor das ações Eneva entregues em dação em pagamento será abatido do valor dos créditos capitalizados, assim como será deduzido qualquer valor eventualmente pago, até a data da capitalização, a título de frete para a OSX-3, em função do afretamento da embarcação FPSO OSX-3). O 1/3 das ações da Eneva 4

5 remanescente ficará disponível a Companhia. O capital social da OGX, após a implementação do Acordo, será distribuído aproximadamente conforme abaixo: Acionista(s) Participação OSX-3 32,50%* Credores IF 15,58%* Credores DIP 46,92%* OGPAR 1,29%** Acionistas atuais (exceto OGPAR) 3,71%** *Participação final aproximada, detida direta e indiretamente através da Newco, considerando a hipótese de não haver exercício de direito de preferência pelos acionistas atuais, após reequilíbrio das participações nos termos do Acordo. Newco deterá diretamente 47,5% das ações da OGX. **Participação final aproximada, considerando a hipótese de não haver exercício de direito de preferência pelos atuais acionistas, inclusive OGPAR. Assim, conforme apontado no quadro acima, a OGPar e demais acionistas da OGX que permanecerem ou ingressarem na base acionária até a conclusão da capitalização dos créditos detidos pela OSX-3 e Credores IF e conversão das Debêntures corresponderão aos 5% (cinco por cento) restantes. A eliminação dessa dívida do seu balanço viabiliza a manutenção das atividades da companhia e suas subsidiárias e permite o crescimento e desenvolvimento de suas operações. Com base no referido acordo, a OGX realizou um exercício proforma, para mensurar o impacto contábil do processo de conversão da divida em novas ações, que ao término da operação resultará no aumento do patrimônio líquido dos atuais R$ 1,2 bi negativos para R$ 1,1 bi positivo. Abaixo Balanço Patrimonial proforma preliminar, estimado, não auditado e passível de mudanças, com destaque para os efeitos da conversão: Etapa 1-1/3 das ações da Eneva serão utilizadas para quitar nossos débitos com nossos credores. Etapa 2-1/3 das ações da Eneva serão utilizadas para compor a conta escrow para abandono do campo de TBMT, 1/3 das ações da Eneva ficará disponível a Companhia; Etapa 3 - Conversão do saldo da dívida dos credores participantes do Acordo em novas ações. 5

6 ATIVO 30/06/2017 Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Proforma Circulante (67.485) (67.485) Caixa e equivalentes de caixa Títulos e Valores mobiliários (67.485) (67.485) Estoque de óleo Outros créditos Não Circulante Realizável a longo prazo Depósitos vinculados Outros Ativos não Circulantes Investimentos Imobilizado Intangível Total do Ativo (67.485) PASSIVO 30/06/2017 Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Proforma Circulante (67.485) - ( ) Fornecedores DIP (67.485) ( ) - IF ( ) - OSX ( ) - Outros Passivos Circulantes Não Circulante Patrimônio Líquido ( ) Capital social Reservas de capital Ajustes acumulados de conversão ( ) ( ) Prejuízos acumulados ( ) ( ) Total do Passivo (67.485) Ativos em Desenvolvimento 3.1 Campos de Atlanta e Oliva ( BS-4 ) O Campo de Atlanta é um campo de óleo do pós-sal, localizado na Bacia de Santos, vinculado ao Bloco BS-4 no qual a OGX possui 40% de participação. O campo é operado pela Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. ( QGEP ) com 30% de participação e tem como sócia a Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda. com 30%. De acordo com as informações anunciadas pela operadora do ativo a chegada do FPSO Petrojarl I, está confirmada para o final de Dessa forma, a previsão do primeiro óleo do Sistema de Produção Antecipada de Atlanta ( SPA ) é esperada para o primeiro trimestre de A capacidade inicial de produção será de 20 kbbl/dia a partir de dois poços, ambos já perfurados e completados. O Consórcio poderá optar por perfurar um poço adicional, o que aumentará a capacidade para 30 kbbl/dia, sem acréscimo relevante nos custos operacionais. Essa decisão se baseará em diversos fatores, inclusive os preços vigentes de petróleo. No dia 21 de julho de 2017 a OGX celebrou um conjunto de acordos com partes envolvidas no afretamento da plataforma FPSO Petrojarl I ( FPSO ), destinada ao Bloco BS-4, dentre elas: (a) Atlanta Field B.V.; (b) QGEP Participações S.A.; (c) Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda.; (d) OGX Netherlands Holding B.V.; e (e) Teekay Offshore Partners L.P. Dentre os principais desdobramentos da renegociação para a OGX está a amortização parcial dos cash 6

7 calls devidos pela OGX ao consórcio BS-4 no montante de USD 14 milhões e a substituição de garantia originalmente acordada com a Teekay para cobrir obrigações do afretamento, pela outorga de garantia diretamente à QGEP e BE através dos recebíveis relativos à 80% do resultado líquido a que a OGX fizer jus em decorrência da venda do óleo produzido no Campo de Atlanta. Adicionalmente, os acordos estabelecem a redução do valor de afretamento da FPSO nos 18 meses iniciais de produção. Após os primeiros 18 meses de produção, a taxa diária original entrará em vigor, e incluirá um componente variável vinculado aos preços do petróleo, possibilitando a recuperação da diferença pela Teekay. Os referidos acordos entraram em vigor em 28 de julho de Segundo informações divulgadas pelo operador do Bloco BS-4, em decorrência dos acordos firmados, os custos operacionais gerais no Campo de Atlanta, durante a fase do SPA, deve ser reduzida para US$410 mil por dia. Conforme divulgado pela QGEP, operadora do campo de BS-4, a chegada da FPSO Petrojal I (FPSO) está confirmada para o final de 2017, com previsão do primeiro óleo para o primeiro trimestre de Os sucessivos atrasos na chegada da FPSO privaram a Companhia de um fluxo de receita e trouxeram um desequilíbrio financeiro à OGX, impactando diretamente na capacidade da Companhia em cumprir com suas obrigações financeiras junto ao consórcio, que em 30/06/2017, totalizavam aproximadamente R$ 59 milhões. Segundo a QGEP, estima-se que serão necessários R$180 milhões adicionais a serem aportados pela Companhia para o primeiro óleo relativo ao Sistema de Produção Antecipada. Este valor não reflete, ainda, os investimentos para perfuração de um terceiro poço na área, bem como os investimentos necessários para a fase definitiva de produção. 4. Ativo Produtor 4.1Campo de Tubarão Martelo A Produção No segundo trimestre de 2017 foram produzidos 706,3 mil barris de petróleo, no mesmo período do ano anterior não houve produção devido à interrupção temporária do campo. O gráfico abaixo demonstra a evolução da produção da Companhia em barris de petróleo nos últimos cinco trimestres. O incremento atípico da produção no 3º trimestre de 2016 se deve ao aumento de pressão nas reservas causado pelo acúmulo de hidrocarbonetos e água durante o período em que a produção permaneceu interrompida. 7

8 A produção no campo de Tubarão Martelo foi iniciada em 05 de dezembro de 2013, já tendo sido completados 3 anos de vida operacional dos ativos físicos aplicados na produção e estando todos os 4 poços em operação. A Companhia considera a possibilidade de implementar um projeto, ainda sob análise e estudos, para estender a vida útil do Campo de Tubarão Martelo. Em linha com a informação acima, e conforme divulgado em 31 de julho de 2017, foi detectada uma queda de pressão na árvore de natal molhada do poço 7-TBMT-8HP, que opera no Campo de Tubarão Martelo, e, com o objetivo de evitar possíveis danos, a bomba centrífuga submersa foi desligada e o poço fechado. A equipe técnica da OGX vem implementando ações apropriadas na solução do problema e, embora estejam sendo obtidas indicações positivas quanto aos resultados dessas ações, o progresso está sendo lento. O poço produtor 7-TBMT- 8HP começou sua operação em dezembro de 2013 e, até a data de sua interrupção, produzia cerca de dois mil barris diários. 8

9 B Resultados Financeiros da Operação A seguir apresentamos os dados financeiros da operação do Campo de Tubarão Martelo: Em R$ mil, exceto quando indicado diferente TUBARÃO MARTELO Descrição 6M2017 6M2016 Dias de operação Produção vendida Preço unitário - R$/bbls Receita líquida Royalties (22.611) (5.898) Leasing ( ) (78.146) Serviços (O&M) (33.855) (13.226) Logística (49.572) (18.791) Outros (8.089) (3.686) Custo do produto vendido ( ) ( ) EBITDA (52.472) (66.116) % EBITDA / Receita Bruta -23,30% -123,28% EBITDA / bbls - Em R$ (34,03) (101,48) Como parte do Acordo assinado em 24 de julho de 2017 junto aos credores envolvidos, entre eles a OSX-3 Leasing B.V., dona da plataforma FPSO OSX-3 que opera no Campo de Tubarão Martelo, todos os passivos não pagos referentes ao afretamento da plataforma serão quitados mediante a conversão dos créditos em ações da OGX. A OGX manterá o direito de utilizar a plataforma FPSO OSX-3 como resultado do Acordo, porém quando solicitada, a Companhia deverá tomar todas as medidas necessárias para concluir o processo de devolução em até 240 dias contados da solicitação, sendo válido o mesmo prazo no caso da OGX decidir rescindir o contrato de afretamento. Adicionalmente, foi definido no Acordo que os custos de abandono do Campo de Tubarão Martelo e devolução da FPSO OSX-3 será provisionado em uma conta vinculada por meio de depósitos de: (i) 10% de toda receita mensal proveniente do Campo Tubarão Martelo, após o pagamento dos royalties; (ii) 1/3 da receita mensal que exceder US$ 8 milhões, após o pagamento dos royalties e do depósito dos 10% da receita proveniente do campo de Tubarão Martelo; (iii) 10% da receita bruta proporcional atribuível para a OGX da venda de petróleo produzido pelo Bloco BS-4, após o pagamento de royalties. 5. Ativo Exploratório Margem Equatorial No exercício anterior, a Companhia foi notificada pela Exxon, operadora do Consórcio do Bloco Exploratório POT-762, requerendo o pagamento de R$ 53,7 milhões, correspondentes ao percentual de não cumprimento do Programa Exploratório Mínimo ( PEM ), acordado no 9

10 Contrato de Concessão do Bloco durante o primeiro semestre de A OGX solicitou a habilitação retardatária do crédito perante o Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, considerando que o valor cobrado pela Exxon decorre de uma obrigação assumida antes da impetração da Recuperação Judicial da OGX. 6. Outros Ativos Participação Societária Em 2016 a Companhia concluiu a operação societária junto à Parnaíba Gás Natural S.A. e Eneva S.A. ( Eneva ) que resultou em ações de emissãoda Eneva pela OGX. Conforme acordo assinado em 24 de julho de 2017, 33,33% das ações de emissão da Eneva detidas pela Companhia serão depositadas em uma conta vinculada para garantir as obrigações das Companhias referentes ao futuro abandono do campo de Tubarão Martelo e devolução do FPSO OSX-3. Adicionalmente, 8,31% da participação da OGX na Eneva será transferida aos credores do Incremental Facility e 25,02% será transferida aos debenturistas do Financiamento DIP. Os 33,33% restantes ficarão a disposição da Companhia. Campo de Tubarão Azul O Campo de Tubarão Azul foi o primeiro campo produtor offshore da OGX, que entrou em operação em fevereiro de 2012, através de três poços produzindo para o FPSO OSX-1. A parada da produção, em agosto de 2015, após mais de seis meses de negociações entre a OGX, a ANP e os donos do OSX-1, se deu com a formalização de um entendimento no qual o navio seria liberado após a formação de um Fundo Garantidor a ser criado em uma conta vinculada, com um valor de cerca de USD 32 milhões, suficiente para o arrasamento dos poços, financiado pelos proprietários da OSX-1. Os procedimentos de desativação do sistema de produção iniciaram-se em setembro de 2015, mas foi concluído em janeiro de 2016 e, em fevereiro do mesmo ano, o navio já estava singrando em águas internacionais. Considerando que não se encontrou alternativa viável para retomada das atividades no Campo de Tubarão Azul, transcorrido o período de um ano de suspensão da produção em 2016, a OGX, na condição de operadora, iniciará o processo de desativação e abandono do referido campo em conformidade com as normas da ANP e órgãos reguladores de meio ambiente. Esse foi um procedimento no qual envolveu longas discussões com a Agência Nacional de Petróleo e Gás (ANP), por se tratar do primeiro caso de desativação completa de um sistema como tal. O processo de abandono dos poços está, atualmente, em andamento. A sonda Atlantic Zephyr foi contratada e a mobilização de equipamentos das companhias prestadoras de serviços está em finalização para a primeira intervenção prevista para cerca de duas semanas. Os recursos provenientes da conta vinculada serão liberados pela ANP a partir das etapas previamente definidas no acordo, a saber: a) movimentação de equipamentos da Schlumberger (já cumprida e parcela liberada); b) posicionamento da sonda sobre o primeiro poço a ser abandonado; c) término dos trabalhos em cada um dos poços, com liberações parciais para cada uma das atividades finalizadas. Prevê-se para novembro a conclusão de todas as atividades. 10

11 7. Desempenho Financeiro As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas em bases consolidadas, de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board IASB e em Reais, exceto quando indicado o contrário. A produção do Campo de Tubarão Martelo no segundo trimestre de 2017 foi de 706 mil barris de petróleo e no ano foi de mil barris. O incremento na quantidade total produzida no comparativo 2016 X 2017 refere-se substancialmente à interrupção da produção do campo em março de Produção Total TBMT - (bbls mil) T16 2T17 A Companhia comercializou no 2T17 o total de 762,8 mil barris de petróleo com receita de R$ 114,0 milhões, enquanto no 2T16 não houve comercialização devido à interrupção da produção do Campo de Tubarão Martelo em março de Receita Líquida - (R$ Milhões) 225,3 No ano de 2017 a Companhia comercializou o total de 1.542,3 mil barris de petróleo com receita de R$ 225,2 milhões, enquanto nos primeiros seis meses de 2016 foram comercializados 652 mil barris de petróleo com receita de R$ 53,6 milhões. 0,0 114,0 53,6 2T16 2T Prejuízo líquido de R$ 151,0 milhões no 2T17, frente ao lucro de R$ 127,4 milhões para o mesmo período do ano anterior. Prejuízo líquido de R$ 206,0 milhões nos primeiros seis meses de 2017, frente ao lucro de R$ 62,0 milhões para o mesmo período do ano anterior. Lucro (Prejuízo) - (R$ Milhões) T16 2T17 127,4 62,0 (206,0) (151,0) A melhora no EBITDA da operação é substancialmente reflexo da eficiência operacional da Companhia em conjunto com o aumento no preço de venda do barril de petróleo ao longo do 1º semestre de EBITDA Operacional - (R$ Milhões) 2T16 2T (30,8) (20,7) (71,6) (75,7) Saldo de caixa de R$ 51,9 milhões ao final do segundo trimestre de 2017 Saldo Caixa - (R$ Milhões) 31,9 51,9 4T16 2T17 11

12 7.1 Demonstração dos Resultados R$ ( 000) Demonstração dos Resultados 6M2017 6M2016 ($) Operações Continuadas Receita líquida de vendas Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) ( ) ( ) ( ) Despesas de exploração - (478) 478 Despesas administrativas e gerais (ii) (23.262) (35.822) EBITDA da operação (75.734) ( ) Custos de reestruturação (ii) (21.211) (8.360) (12.851) Outras receitas (despesas) operacionais (iv) (44.945) (52.634) EBITDA ajustado com itens não recorrentes ( ) ( ) (38.803) Depreciação/Amortização (386) (6.429) PIS e COFINS Diferidos (iv) (8.723) ( ) Stock option (ii) (68) (183) 115 Poços secos e Impairment (23.261) Provisão para perda / desvalorização estoque (iv) Resultado de equivalência patrimonial (708) (260) (448) EBIT ( ) ( ) Resultado financeiro líquido (iii) (83.732) (53.735) (29.997) Variação cambial (iii) (23.400) ( ) EBT ( ) ( ) Provisão para não recuperação do IRPJ/CSLL Lucro (Prejuízo) líquido - Oper. Continuadas ( ) ( ) Lucro (Prejuízo) líquido - Oper. Descontinuadas (27) (6.085) Lucro (Prejuízo) líquido - TOTAL ( ) ( ) (i) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação e Amortização (R$(386)), corresponde ao total das Despesas Administrativas e Gerais na DRE das Informações Trimestrais de 30 de junho de (ii) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE das Informações Trimestrais de 30 de junho de (iii) Apresentado como "Outras Despesas Operacionais" na DRE das Informações Trimestrais de 30 de junho de EBITDA O EBITDA da operação para os seis primeiros meses de 2017 foi negativo em R$ 75,7 milhões, comparado ao EBITDA negativo de R$ 102,4 milhões para o mesmo período do exercício anterior. Este resultado é reflexo substancialmente da melhora das cotações internacionais do petróleo durante o primeiro semestre de Resultado Líquido O prejuízo líquido de R$ 206,0 milhões apurados pela Companhia para os seis primeiros meses de 2017, frente ao lucro líquido de R$ 62,0 milhões para o mesmo período do exercício anterior, é reflexo substancialmente da (i) margem bruta negativa de R$ 52,5 milhões no Campo de Tubarão Martelo; (ii) juros provisionados sobre o Financiamento DIP e o Incremental Facility de R$ 52,3 milhões; (iii) juros provisionados sobre os valores não pagos do afretamento do FPSO OSX3 de R$ 49,2 milhões (iv) custos de reestruturação e despesas gerais e administrativas de R$ 44,5 milhões. Entretanto, esses efeitos foram parcialmente compensados pelo (i) ajuste de marcação a mercado da participação detida pela Companhia na Eneva de R$ 25,4 milhões (ii) pelo estorno parcial da provisão para perda de estoque E&P de R$ 34,4 milhões e (iii) receita de R$ 7,5 milhões devido a reavaliação da expectativa de utilização dos 12

13 ativos fiscais diferidos decorrentes de prejuízos fiscais sobre lucros recuperáveis em períodos futuros. Receita x Custos A tabela a seguir apresenta a composição de receitas e custos referentes à operação do Campo de Tubarão Martelo ao longo do ano de TUBARÃO MARTELO 6M2017 Qtde vendida (bbls / mil) Total vendido R$ ( 000) Vendas US$ / bbls (*) 45,9 Royalties Leasing O&M Logística Outros Total Custo R$ ( 000) Custo US$ / bbls (*) 56,6 (*) Convertido pelo câmbio médio do trimestre, ponderado pelas vendas. 7.2 Balanço Patrimonial (em R$ mil) R$ ( 000) 30/06/ /12/2016 Var. ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Títulos e valores mobiliários Depósitos vinculados Contas a receber Impostos e contribuições a recuperar Estoque de óleo (24.481) Outros créditos Não Circulante Realizável a longo prazo ( ) Títulos e valores mobiliários ( ) Depósitos vinculados ( ) Estoque de materiais Empréstimos com partes relacionadas Impostos e contribuições a recuperar (4.498) IRPJ e CSLL diferidos Créditos com partes relacionadas Investimentos Imobilizado Intangível (479) Total do Ativo

14 R$ ( 000) 30/06/ /12/2016 Var. PASSIVO Circulante Fornecedores Impostos e participações a recolher Salários e encargos trabalhistas (5.414) Empréstimos e financiamentos Contas a pagar para partes relacionadas Provisões diversas (7.972) Outras contas a pagar Não Circulante Provisões diversas (22.432) PIS e COFINS diferidos Empréstimos com partes relacionadas (13.709) Patrimônio Líquido Capital social Reservas de capital Ajustes acumulados de conversão ( ) ( ) (41.102) Prejuízos acumulados ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Total do Passivo Análise Patrimonial A Companhia realizou análise patrimonial, com base no Balanço Patrimonial de 30 de junho de 2017, de forma a identificar seus principais ativos e passivos e avaliar a situação financeira e capacidade de honrar seus compromissos. Segue composição nos gráficos abaixo: 14

15 De acordo com a análise patrimonial em 30 de junho de 2017, a Companhia registrava 85,4% do ativo total como Não Circulante. O montante está substancialmente distribuído da seguinte forma: (i) ativo imobilizado e intangível relacionados ao Bloco de BS-4 no valor de R$ 1.106,8 milhões; e (ii) ativo fiscal diferido decorrente de prejuízos fiscais no valor de R$ 136,1 milhões. Em 30 de junho de 2017, a Companhia também concentrava 71% do seu endividamento total da seguinte forma: (i) Financiamento DIP no valor de R$ 1.109,6 milhões; (ii) financiamento Incremental Facility no valor de R$ 340,9 milhões e (iii) contas a pagar para OSX pelo afretamento do FPSO OSX3 no valor de R$ 898,9 milhões. Em razão deste cenário e levando em consideração os atuais preços do petróleo, a Companhia não possui liquidez suficiente para pagar ou cumprir com estes compromissos. Diante do cenário acima, no dia 24 de julho de 2017 a Companhia informou ao mercado por meio de Fato Relevante, que celebrou o acordo definitivo com os credores a seguir e que consiste essencialmente na conversão de (i) todos e quaisquer valores em aberto do Incremental Facility; (ii) todos os passivos de afretamento não pagos, que pode incluir a contratação do afretamento para período futuro até a devolução do FPSO OSX-3 para a OSX3 ("Afretamento Não Pago"); e (iii) do DIP (antes ou imediatamente após a conversão do Incremental Facility e do Afretamento Não Pago em ações) em ações da OGX. 15

16 Evolução da Posição de Caixa Na tabela abaixo segue a variação de caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras consolidado, que ao final do 2T17 totalizaram R$ 51,9 milhões. Demonstração dos Fluxos de Caixa 30/06/2017 Fluxo de caixa das atividades operacionais Prejuízo do período das operações em continuidade ( ) Prejuízo do período das operações descontinuadas (27) Ajustes para reconciliar o resultado ao fluxo de caixa das atividades operacionais: Depreciação do imobilizado e amortização do intangível Resultado de equivalência patrimonial 708 Provisões diversas 813 Provisão para perda de estoques (34.439) Opções de ações (pro rata, cancelamento/anulação e garantias) 67 Provisão/realização de impairment (11.022) Ajuste a valor justo ativos financeiros (25.437) Variação cambial não realizada s/ empréstimos e financiamentos (21.196) Juros/encargos sobre financiamento ativos e passivos provisionados Imposto de renda e contribuição social diferidos (7.460) PIS e COFINS diferidos Juros e variação cambial sobre provisão para abandono Outros (3.881) Caixa aplicado nas operações ( ) (Aumento) redução nos ativos operacionais: Aumento (redução) nos passivos operacionais: Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades operacionais Fluxo de caixa das atividades de investimento Caixa líquido aplicado nas atividades de investimento (46.269) Fluxo de caixa das atividades de financiamento Caixa líquido aplicado nas atividades de financiamento - Variação no caixa e equivalentes de caixa Demonstração da variação no caixa e equivalentes de caixa Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa Saldo final de caixa e equivalentes de caixa Variação no caixa e equivalentes de caixa Títulos e valores mobiliários Durante o ano de 2016 a Companhia reconheceu contabilmente os efeitos do aumento de capital da Eneva, mediante a contribuição da totalidade da participação detida pela Companhia na Parnaíba Gás Natural. De tal forma, a Companhia passou a deter, o total de ações. Em 30 de junho de 2017, o valor desta participação ajustado a mercado é de R$ 202,5 milhões. 16

17 Empréstimos e financiamentos com terceiros e Obrigações com partes relacionadas Em 30 de junho de 2017 os empréstimos e financiamentos a pagar e obrigações com partes relacionadas estavam divididos da seguinte forma: (i) Financiamento DIP no valor de R$ 1.109,7 milhões; (ii) financiamento Incremental Facility no valor de R$ 340,9 milhões e (iii) contas a pagar para OSX pelo afretamento do FPSO OSX3 no valor de R$ 898,9 milhões. 8. Comitê de Auditoria O Comitê de Auditoria Estatutário ( CAE ) da OGX Petróleo e Gás S.A. revisou, em 02 de agosto de 2017, o Relatório da Administração e as Informações Trimestrais, com as respectivas notas explicativas e o relatório dos auditores independentes, referentes ao período findo em 30 de junho de Com base na revisão mencionada e considerando, ainda, as informações e esclarecimentos prestados pela Administração da Companhia e pela KPMG Auditores Independentes, o Comitê deliberou recomendar ao Conselho de Administração a aprovação das referidas Informações Trimestrais, sem qualquer ressalva. 9. Declaração das Diretoria Em observância às disposições constantes no artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, a Diretoria declara que discutiu, revisou e concordou com o relatório dos auditores independentes (KPMG Auditores Independentes), emitido, em 14 de agosto de 2017 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. 17

18 KPMG Auditores Independentes Rua do Passeio, 38, setor 2, 17º andar Centro Rio de Janeiro/RJ - Brasil Caixa Postal CEP Rio de Janeiro/RJ - Brasil Telefone +55 (21) , Fax +55 (21) Relatório dos auditores independentes sobre a revisão Aos Conselheiros e Diretores da OGX Petróleo e Gás S.A. Rio de Janeiro - RJ Introdução Revisamos as informações contábeis intermediárias, individuais e consolidadas, da OGX Petróleo e Gás S.A. ( Companhia ), contidas no Formulário de Informações Trimestrais - ITR referente ao trimestre findo em 30 de junho de 2017, que compreendem o balanço patrimonial em 30 de junho de 2017 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 de acordo com o CPC 21(R1) e a 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. KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firmamembro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative ( KPMG International ), uma entidade suíça. KPMG Auditores Independentes, a Brazilian entity and a member firm of the KPMG network of independent member firms affiliated with KPMG International Cooperative ( KPMG International ), a Swiss entity. 18

19 Conclusão sobre as informações intermediárias Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que as informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21(R1) e a IAS 34, emitida pelo IASB, aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários. Ênfase - Saída do Plano de Recuperação judicial Chamamos a atenção para a nota explicativa n 1.3 às informações contábeis intermediárias que descreve que em 30 de outubro de 2013, a OGX Petróleo e Gás S.A. ajuizou, na Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial em conjunto com suas controladas, o qual foi deferido em 21 de novembro de 2013, cujos planos foram aprovados em 3 de junho de 2014 na assembleia geral dos credores e homologados pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial do Rio de Janeiro em 13 de junho de Após quase quatro anos, em 2 de agosto de 2017 foi proferida decisão pelo Juízo da mesma Vara Empresarial que decretou o encerramento do processo de recuperação judicial da Companhia, portanto, as informações contábeis intermediárias devem ser lidas nesse contexto. Nossa conclusão não contém modificação relacionada a esse assunto. Outros assuntos - Demonstrações do valor adicionado As informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas, relativas às demonstrações do valor adicionado (DVA) referentes ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2017, elaboradas sob a responsabilidade da administração da Companhia, apresentadas como informação suplementar para fins da IAS 34, foram submetidas a procedimentos de revisão executados em conjunto com a revisão das informações trimestrais - ITR da Companhia. Para a formação de nossa conclusão, avaliamos se essas demonstrações estão reconciliadas com as informações contábeis intermediárias e registros contábeis, conforme aplicável, e se a sua forma e conteúdo estão de acordo com os critérios definidos no Pronunciamento Técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado. Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum 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 2017 KPMG Auditores Independentes CRC SP /O-6 F-RJ Anderson C. V. Dutra Contador CRC RJ /O-6 KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firmamembro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative ( KPMG International ), uma entidade suíça. KPMG Auditores Independentes, a Brazilian entity and a member firm of the KPMG network of independent member firms affiliated with KPMG International Cooperative ( KPMG International ), a Swiss entity. 19

20 (Companhia aberta) Balanços patrimoniais em 30 de junho de 2017 e 31 de dezembro de 2016 (Em milhares de Reais) Controladora Consolidado Nota 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa Estoque de óleo Títulos e valores mobiliários Depósitos vinculados Outros créditos e despesas antecipadas Total do ativo circulante Não circulante Realizável a longo prazo Títulos e valores mobiliários Depósitos vinculados Estoques de materiais Empréstimos e financiamentos com partes relacionadas Impostos de renda, contribuição social e outros impostos a recuperar Imposto de renda e contribuição social diferidos Créditos com partes relacionadas Investimentos Imobilizado Intangível Total do ativo não circulante Total do ativo As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais 20

21 (Companhia aberta) Balanços patrimoniais em 30 de junho de 2017 e 31 de dezembro de 2016 (Em milhares de Reais) Controladora Consolidado Nota 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Passivo Circulante Fornecedores Imposto de renda, contribuição social, participações governamentais e outros tributos a recolher Salários e encargos trabalhistas Contas a pagar para partes relacionadas Empréstimos e financiamentos Provisões diversas Outras contas a pagar Total do passivo circulante Não circulante Empréstimos e financiamentos com partes relacionadas 14 e Provisões diversas PIS e COFINS diferidos Provisão para perda em investimento em controladas Total do passivo não circulante Patrimônio líquido (passivo a descoberto) Capital social Reservas de capital Ajustes acumulados de conversão 20 ( ) ( ) ( ) ( ) Prejuízos acumulados ( ) ( ) ( ) ( ) Total patrimônio líquido (passivo a descoberto) ( ) ( ) ( ) ( ) Total do passivo e patrimônio líquido (passivo a descoberto) As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais. 21

22 (Companhia aberta) Demonstrações dos resultados Períodos findos em 30 de junho de 2017 e 2016 (Em milhares de Reais, exceto pelo lucro (prejuízo) básico e diluído por ações Controladora 01/04/2017 a 01/01/2017 a 01/04/2016 a 01/01/2016 a Nota 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Receita líquida de venda Custo dos produtos vendidos 22 ( ) ( ) - ( ) Resultado bruto (25.092) (61.966) - (70.687) Despesas operacionais Despesas com exploração (238) (478) Despesas administrativas e gerais 23 (495) (43.888) (35.469) (45.190) Outras receitas (despesas) operacionais 26 (30.883) (17.090) (31.378) (60.978) (Provisão)/realização/reversão de impairment (1.706) (31.373) Resultado de equivalência patrimonial 10 (88.612) (23.883) Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) Resultado financeiro Receitas financeiras Despesas financeiras 25 (55.057) ( ) (42.309) (77.921) Variação cambial líquida ( ) ( ) (1.106) (70.656) ( ) ( ) Resultado antes dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) Imposto de renda e contribuição social 13 (3.104) Resultado líquido das operações em continuidade ( ) ( ) Operações descontinuadas 33 (15) (27) (4.913) (6.085) Lucro líquido (prejuízo) do período ( ) ( ) Lucro (prejuízo) básico e diluído por ação (em R$) 34 (1,54560) 0,

23 Consolidado 01/04/2017 a 01/01/2017 a 01/04/2016 a 01/01/2016 a Nota 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Receita líquida de venda Custo dos produtos vendidos 22 ( ) ( ) - ( ) Resultado bruto (20.346) (52.472) - (66.135) Despesas operacionais Despesas com exploração (238) (478) Despesas administrativas e gerais (44.927) (36.856) (50.775) Outras receitas (despesas) operacionais 26 (35.542) (19.229) (33.221) (64.156) (Provisão)/realização/reversão de impairment (23.261) Resultado de equivalência patrimonial 10 (388) (708) (227) (260) Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro (52.121) ( ) Resultado financeiro Receitas financeiras Despesas financeiras 25 (56.269) ( ) (43.089) (76.722) Variação cambial líquida 25 (41.758) (23.400) (95.773) ( ) Resultado antes dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) Imposto de renda e contribuição social 13 (3.104) Resultado líquido das operações em continuidade ( ) ( ) Operações descontinuadas 33 (15) (27) (4.913) (6.085) Lucro líquido (prejuízo) do período ( ) ( ) Lucro (prejuízo) básico e diluído por ação (em R$) 34 (1,54560) 0,53360 As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais. 23

24 (Companhia aberta) Demonstrações dos resultados abrangentes Períodos findos em 30 de junho de 2017 e 2016 (Em milhares de Reais) Controladora e Consolidado 01/04/2017 até 01/01/2017 até 01/04/2016 até 01/01/2016 até 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Lucro líquido (prejuízo) do período ( ) ( ) Ajustes de conversão de moeda estrangeira (58.437) (41.102) Total do resultado abrangente ( ) ( ) As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais. 24

25 (Companhia aberta) Demonstração das mutações do patrimônio líquido Períodos findos em 30 junho de 2017 e 2016 (Em milhares de Reais) Nota Capital social Reserva de capital Ajustes acumulados de conversão Lucro (prejuízos) acumulados Total Saldos em 1º janeiro de ( ) ( ) ( ) Aumento de Capital / AFAC Ajustes acumulados de conversão Ágio na emissão de ações Prejuízo líquido do período Saldos em 30 de junho de ( ) ( ) ( ) Ajustes acumulados de conversão (893) - (893) Prejuízo líquido do período ( ) ( ) Saldos em 31 de dezembro de ( ) ( ) ( ) Ajustes acumulados de conversão (41.102) - (41.102) Prejuízo líquido do período ( ) ( ) Saldos em 30 de junho de ( ) ( ) ( ) As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais. 25

26 (Companhia aberta) Demonstrações dos fluxos de caixa Períodos findos em 30 de junho de 2017 e 2016 (Em milhares de Reais) Controladora Consolidado Nota 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Fluxos de caixa das atividades operacionais Prejuízo do período das operações em continuidade ( ) ( ) Prejuízo do período das operações descontinuadas (27) (6.085) (27) (6.085) Ajustes para reconciliar o resultado ao fluxo de caixa das atividades operacionais: Depreciação do imobilizado e amortização do intangível 8, 11 e Resultado de equivalência patrimonial ( ) Atualização ativo não circulante disponível para venda - (2.442) - (2.442) Opções de ações (pro rata, cancelamento/anulação e garantias) Perdas por redução ao valor recuperável de ativos Op. Descontinuadas Reversão perdas por redução ao valor recuperável de ativos 11, 12, 27 e 33 (4.037) (68.689) (11.022) (64.656) Reversão de provisão para perdas de estoques 8 (34.439) (43.688) (34.439) (43.688) Provisões diversas Variação cambial não realizada s/ financiamentos ativos e passivos (33.935) (21.196) Juros/encargos sobre financiamento ativos e passivos provisionados Imposto de renda e contribuição social diferidos 13 (7.460) - (7.460) - PIS e COFINS diferidos 13 e ( ) ( ) Juros e variação cambial sobre provisão para abandono ( ) ( ) Ajuste a valor justo ativos financeiros 25 (25.437) - (25.437) - Outros (3.036) (10.328) (3.881) (10.328) Caixa aplicado nas operações ( ) (39.367) ( ) (9.932) Variação nos ativos e passivos: Outros créditos e partes relacionadas 9 e Impostos de renda, contribuição social e outros impostos a recuperar (8.469) (8.616) Estoques Depósitos vinculados 6 (22.579) ( ) (22.579) ( ) Fornecedores (75.585) (79.316) Salários e encargos trabalhistas (5.407) (5.768) (5.414) (5.755) Imposto de renda, contribuição social, participações governamentais e outros tributos a recolher (373) (357) Provisões diversas (10.690) - (10.690) - Outras contas a pagar (44.569) (37.184) Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades operacionais (83.936) (47.116) Fluxos de caixa das atividades de investimentos Depósitos vinculados Aumento de capital em participações acionárias 10 (5.292) (18.743) (14.647) (35.051) Alienação de ativo imobilizado Aquisições de ativo imobilizado 11 (31.760) (28.344) (31.760) (30.660) Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades de investimentos (36.914) (46.860) (46.269) (65.484) Fluxos de caixa das atividades de financiamentos Aumento de capital Amortização de principal 16 - (7.650) - (7.650) Pagamento de juros 16 - (605) - (605) Caixa recebido na emissão de novas ações relacionadas a garantia do abandono de Campo TBAZ Caixa líquido gerado pelas (aplicados nas) atividades de financiamentos Variação no caixa e equivalentes de caixa (21.653) (3.457) Demonstração da variação no caixa e equivalentes de caixa Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa Saldo final de caixa e equivalentes de caixa Variação no caixa e equivalentes de caixa (21.653) (3.457) As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais. 26

27 (Companhia aberta) Demonstrações do valor adicionado Períodos findos em 30 de junho de 2017 e 2016 (Em milhares de Reais) Controladora Consolidado Nota 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Receita líquida de vendas Venda de produtos Insumos adquiridos de terceiros Custos dos produtos, mercadorias e serviços vendidos, menos royalties 22 ( ) ( ) ( ) ( ) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (19.251) (14.783) (Provisão)/realização de impairment (31.373) (23.261) Efeito das stock options (67) (183) (67) (183) ( ) (98.694) ( ) (91.862) Valor adicionado bruto (54.636) (45.063) (33.689) (38.231) Retenções Depreciação do imobilizado e amortização do intangível 11 e 12 (385) (13.606) (8.695) (14.542) Valor adicionado líquido produzido pela Companhia (55.021) (58.669) (42.384) (52.773) Valor adicionado recebido em transferência Resultado de equivalência patrimonial 10 (23.883) (708) (260) Resultado de operações descontinuadas 33 (27) (6.085) (27) (6.085) Receitas financeiras Valor adicionado total a distribuir (48.436) (13.513) (35.881) Distribuição do valor adicionado Empregados Remuneração direta Benefícios FGTS Tributos Impostos, taxas e contribuições ( ) ( ) Royalties Despesas financeiras e variação cambial líquida (21.207) Remuneração de capitais próprios Prejuízo do período atribuído aos acionistas ( ) ( ) Valor adicionado total distribuído (48.436) (13.513) (35.881) As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais. 27

28 Notas explicativas às Informações trimestrais (Em milhares de Reais, exceto quando mencionado em contrário) 1 Contexto operacional 1.1 Estrutura societária Em 30 de junho de 2017 a OGX P&G apresentava a seguinte estrutura societária: OGX Petróleo e Gás S.A. ( OGX P&G ou Companhia ) foi 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. 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. OGX R-11 Petróleo e Gás S.A. ( OGX R-11 ): Constituída em 4 de outubro de 2013, com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem o mesmo objeto social da OGX P&G. 28

29 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. 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. 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, para atuação nos campos de Atlanta e Oliva. Eneva S.A. ( Eneva ): Foi constituída em 25 de abril de 2001 sob a denominação de MPX Mineração e Energia Ltda., com sede na cidade do Rio de Janeiro. Em Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 11 de setembro de 2013, foi aprovada a alteração da denominação social da mesma, passando a ser denominada de Eneva S.A. Seu plano de negócios prevê como atividade principal a geração de energia elétrica através do desenvolvimento de matrizes energéticas diversificadas, como carvão mineral, gás natural e fontes renováveis. A fim de integrar suas operações a Eneva também é acionista de concessionárias de projetos de produção e exploração de gás natural na bacia do Parnaíba, no Estado do Maranhão, que fornece gás para as usinas termelétricas que foram construídas pela empresa no mesmo local. A OGX P&G classifica a participação na Eneva como um ativo financeiro mensurado pelo valor justo através do resultado. Tais ativos estão classificados em 30 de junho de 2017 como títulos e valores mobiliários no ativo circulante. Vide Nota Explicativa nº 5 (b). 29

30 1.2 Portfólio Campos em desenvolvimento e em produção Em 30 de junho de 2017 a Companhia possuía participação nos seguintes campos: Nº País Bacia Bloco Campo Operador % OGX P&G Período contratual 1 Brasil Campos BMC 41 Tubarão Azul OGX P&G 100% 09/05/2012 a 09/05/2039 (i) 2 Brasil Campos BMC 39 e 40 Tubarão Martelo OGX P&G 100% 19/04/2012 a 19/04/2039 (ii) 3 Brasil Santos BS-4 Atlanta Queiroz Galvão E&P 40% 27/12/2006 a 27/12/2033(iii) 4 Brasil Santos BS-4 Oliva Queiroz Galvão E&P 40% 27/12/2006 a 27/12/2033(iii) (i) (ii) (iii) Em processo de abandono definitivo. Conforme fato relevante no dia 22 de janeiro de 2016 foi concluída a desmobilização do navio de produção FPSO OSX-1 que operava no campo. O Campo de TBMT encontra-se atualmente em produção. Os Campos Atlanta e Oliva encontram-se atualmente em desenvolvimento. 1.3 Recuperação Judicial Processo de recuperação judicial do Grupo OGX Em 30 de outubro de 2013 a Óleo e Gás Participações S.A. ( OGPar ), em vista da situação financeira desfavorável em que se encontrava, dos prejuízos já acumulados, bem como do vencimento recente e vindouro de grande parte de seu endividamento, ajuizou, na Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial, distribuído ao Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro ( Juízo da Recuperação - Processo nº ), em conjunto com suas então controladas, OGX Petróleo e Gás S.A. (OGX P&G), OGX International GmbH e OGX Austria GmbH (em conjunto Recuperandas ), nos termos dos artigos 51 e seguintes da Lei n.º /05 ( LFR ), em medida de urgência, mediante deliberação de seu Conselho de Administração em 30 de outubro de 2013 ( Recuperação Judicial ). Em 21 de novembro de 2013, o Juízo da Recuperação proferiu decisão (i) deferindo o processamento da Recuperação Judicial em relação às empresas OGPar e OGX P&G, bem como (ii) indeferindo o processamento da Recuperação Judicial em relação à OGX International e OGX Austria, por entender que não teria jurisdição sobre as referidas companhias. Contra a referida decisão foi interposto o Agravo de Instrumento nº , ao qual foi dado provimento em 19 de fevereiro de 2014, por decisão unânime. Em 23 de julho de 2014, foi negado provimento aos embargos de declaração opostos pelo Ministério Público contra o referido acórdão. O recurso especial interposto pelo Ministério Público contra esse acórdão foi inadmitido pelo Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro, por decisão publicada em 02 de julho de Em 14 de fevereiro de 2014, as companhias apresentaram, individualmente, seus respectivos planos de recuperação judicial ( Plano ) com a discriminação dos meios de recuperação a serem empregados; demonstração de viabilidade econômica; e laudos econômico-financeiro e de avaliação dos bens e ativos das companhias. As companhias apresentaram, ainda, a relação dos credores que estão sendo pagos nos termos e condições indicados no Plano. O edital 30

31 contendo a relação de credores foi publicado em 06 de março de 2014 e os interessados apresentaram ao administrador judicial ( Deloitte ) suas habilitações ou divergências quanto aos créditos relacionados. O Plano foi aprovado por aproximadamente 90% dos credores das companhias nas assembleias gerais realizadas em 3 de junho de 2014, sendo homologado pelo Juízo da Recuperação, conforme decisão publicada no Diário Oficial de Justiça em 26 de junho de 2014 ( Decisão Homologatória ). Em 16 de outubro de 2014, a OGX realizou o aumento de capital que converteu créditos concursais e extraconcursais em ações, marco importante para a reestruturação das Companhias. Em 02 de junho de 2017, entendendo não mais existir pendências e obstáculos que pudessem impedir o encerramento da Recuperação Judicial, as Recuperandas, ingressaram junto ao juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Rio de Janeiro, com pedido de encerramento do processo de Recuperação Judicial, tendo sido cumpridas todas as obrigações previstas em seus respectivos planos vencidas até 2 (dois) anos após a concessão da recuperação judicial, conforme dispõe o art. 63 da Lei n /05. Em 02 de agosto de 2017, o Juizo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Rio de Janeiro decretou o encerramento do processo de recuperação judicial das recuperandas. Ainda nos termos da referida decisão judicial, o encerramento da fase judicial da recuperação atenderá aos ditames legais, sem prejuízo da continuidade do cumprimento dos planos de recuperação judicial e da solução de incidentes ainda pendentes de julgamento, os quais permanecerão a correr perante o juízo da recuperação judicial. Adicionalmente, as Companhias informam que há recursos pendentes de julgamento contra a decisão que homologou os planos de recuperação judicial, desprovidos, no entanto, de efeito suspensivo, e que, portanto, não obstam o encerramento do processo de recuperação judicial e a continuidade do cumprimento dos respectivos planos de restruturação aprovados pelos credores. 1.4 Situação financeira de curto prazo A Companhia encerrou o segundo trimestre de 2017 com uma posição consolidada de caixa de R$ Diante de tal cenário, a Companhia vem buscando estratégias para preservar o valor de seus ativos, incluindo a participação da OGX no BS-4 e Campo de Tubarão Martelo. Algumas dessas estratégias estão previstas no business plan da Companhia, revisado para o segundo trimestre de 2017 e, se concretizadas, deverão ser suficientes para garantir a continuidade das operações da OGX P&G e manter seu caixa positivo ao longo dos próximos 12 meses. Nesse contexto destacam-se: (a) (b) Acordo junto aos credores detentores dos bonds OSX-3 Senior Secured Callable Bond 2012/2015 emitidos pela OSX-3 Leasing BV e determinados credores dos financiamentos DIP e Incremental Facility, que consiste essencialmente na conversão de (i) todos e quaisquer valores em aberto do Incremental Facility; (ii) todos os passivos de afretamento não pagos (que pode incluir a contratação do afretamento para período futuro até a devolução do FPSO OSX-3) e (iii) do DIP em ações da OGX. Para maiores detalhes vide Nota Explicativa nº 35. Farm down dos campos de Atlanta e Oliva; (c) Interrupção da produção do Campo de Tubarão Martelo em setembro de 2019; 31

32 (d) (e) Utilização dos recursos residuais provenientes das ações da Eneva mantidas pela OGX (representando cerca de 33,33% do total das ações da Eneva atualmente detidas pela Companhia) para atender os custos de operação. Obter financiamentos lastreados na produção; Destaca-se, contudo, que apesar do business plan utilizar as melhores expectativas da administração, o mesmo está sujeito a incertezas diversas, com destaque para as financeiras (custos e despesas estimados, preço do petróleo previsto, taxa de câmbio, etc), as operacionais (eficiência dos equipamentos e equipe de produção), as regulatórias (ex. ANP, IBAMA, legislação tributária, etc), as negociais (sucesso na alienação de ativos e rolagem, conversão ou renegociação de dívidas) e as geológicas (volume e comportamento dos reservatórios). Adicionalmente, o atual cenário da Companhia demanda agilidade nas negociações e na tomada de decisões. Diante dessas incertezas, da dinâmica das negociações e da tomada de decisões a geração de resultados e a posição de caixa podem variar significativamente em relação ao projetado. 2 Apresentação das informações trimestrais Base de preparação a. Declaração de conformidade com relação às normas IFRS e às normas do CPC A Companhia apresenta as informações trimestrais individuais e consolidadas de acordo com o CPC 21 (R1) Demonstração Intermediária, emitido pelo CPC Comitê de Pronunciamentos Contábeis e o IAS 34 Relatório Financeiro Intermediário, emitido pelo IASB International Accounting Standards Board, e normas estabelecidas pela CVM Comissão de Valores Mobiliários. Todas as informações relevantes próprias das informações trimestrais, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e correspondem àquelas utilizadas pela Administração na sua gestão. b. Base de mensuração As informações trimestrais individuais e consolidadas foram preparadas com base no custo histórico, com exceção dos instrumentos financeiros derivativos, quando aplicáveis, e outros instrumentos financeiros, que foram mensurados pelo valor justo. c. Moeda funcional e moeda de apresentação Estas informações trimestrais 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 informações trimestrais 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 32

33 ajustes dentro do próximo exercício financeiro estão incluídas nas seguintes Notas Explicativas: Nota Explicativas nº 1 - Aprovação do Plano de recuperação judicial. Nota Explicativa n 3 - Reservas de petróleo e gás - estimativa de recuperação das reservas para fins de testes de provisão para recuperação de ativos, depreciação pelo método de unidades produzidas, provisão para abandono de área, impostos diferidos, bem como com efeito relevante na avaliação da premissa de continuidade operacional. Notas Explicativas nº 11 e 12 - Depreciação e Amortização - vidas úteis e taxas e teste de impairment. Nota Explicativa nº 13 - Imposto de renda e contribuição social diferidos - prazo de realização. Notas Explicativas nº 17 - Provisão para obrigação de abandono - premissas de taxa de desconto utilizada. Nota Explicativa nº 19 - Contingências - expectativa de êxito/perda. Nota Explicativa nº 30 - Instrumentos financeiros - premissas de cálculo do fair value. Base de consolidação As demonstrações financeiras das controladas estão incluídas nas demonstrações financeiras consolidadas a partir da data em que o controle se inicia até a data em que o controle deixa de existir. As políticas contábeis das controladas estão alinhadas com as políticas adotadas pela Controladora. Nas demonstrações financeiras individuais da controladora as informações financeiras das controladas são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial. Os saldos e transações intergrupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas de transações intergrupo, são eliminados na preparação das demonstrações financeiras consolidadas. Os ganhos não realizados oriundos de transações com a controlada registrados por equivalência patrimonial são eliminados contra o investimento na proporção da participação da Empresa nas controladas. Os resultados não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados dos ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução do valor recuperável. Aprovação das Informações trimestrais As informações trimestrais de 30 de junho de 2017 foram apreciadas e sua divulgação foi autorizada pela Administração em 14 de agosto de

34 3 Resumo das principais práticas contábeis As políticas contábeis descritas abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nestas informações trimestrais 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. Mantidos para venda. Mantidos até o vencimento. Os passivos financeiros podem ser classificados como: Mensurados ao valor justo por meio do resultado. Outros passivos financeiros Classificação Empréstimos e recebíveis A Companhia reconhece os empréstimos e recebíveis e instrumentos de dívida inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos e passivos financeiros são reconhecidos na data da negociação quando a entidade se tornar parte das disposições contratuais do instrumento. 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 coligadas são exemplificados por: 34

35 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 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 para partes relacionadas. Empréstimos e financiamentos. 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. 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 35

36 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. 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. Havendo uma parada na produção por período superior ao usual para manutenções rotineiras, os gastos com a operação de produção (como custos de arrendamento, O&M, combustível, gastos logísticos, etc.) são reconhecidos diretamente no resultado, sem transitar pelo estoque. e. Investimentos São registrados pelo método da equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras individuais. Nas demonstrações consolidadas, também são registrados por equivalência patrimonial, se a Companhia não tiver controle, exceto quando classificados como ativo não circulante disponível para venda. Empresas controladas em conjunto ( empreendimento em conjunto ), também, são registradas pelo método da equivalência patrimonial, tanto nas demonstrações individuais, quanto no consolidado. As informações contábeis das 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. As informações contábeis das coligadas são registradas nas demonstrações financeiras consolidadas e nas demonstrações financeiras da controladora através do método da equivalência patrimonial. No caso de investimentos em empresas controladas, coligadas ou controladas em conjunto com patrimônio líquido (passivo a descoberto), esses são apresentados no passivo não circulante. A Administração da Companhia entende não haver diferença entre a prática contábil adotada no Brasil e as IFRS uma vez que a Companhia atua como solidária a dívida de suas controladas que possuem passivo a descoberto. Perda de controle Caso ocorra um aumento de capital em alguma das investidas diretas ou indiretas da Companhia, e esse aumento não seja acompanhado por todos os acionistas de forma a manter-se os percentuais de participação no capital antes de tal aumento, gera-se um ganho ou uma perda contábil associado a variação da participação nas outras contas de patrimônio. Caso o aumento de capital gere perda de controle, esse ganho ou perda é reconhecido no resultado do exercício. Adicionalmente, a participação mantida é mensurada a valor justo. Não houve perda de controle nos períodos apresentados. f. 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 36

37 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. Successful efforts Os gastos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo 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 não-comerciais 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 registrados como ativo imobilizado em contrapartida de uma provisão no passivo. Vide Notas Explicativas nº 3 (i) 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. 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. Quando é constituída provisão para perda integral do imobilizado de um projeto sua depreciação é paralisada. 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. 37

38 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. Quando é constituída provisão para perda integral do intangível de um projeto sua amortização é paralisada. g. Redução ao valor recuperável (Impairment) Análise de indicativos Os valores contábeis dos ativos não financeiros da Companhia 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. Especificamente em relação aos ativos relacionados às atividades de exploração de petróleo, 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. Dentre as principais premissas desse fluxo de caixa destacamos: Volumes de reserva e produção estimados por nossos especialistas internos ou por terceiros. 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. h. Provisões Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia e suas coligadas 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. 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 38

39 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. A provisão também aumenta periodicamente, conforme são efetuadas atividades que dão origem a obrigação de abandono de um campo, como, por exemplo, perfuração de poços, instalação de linhas e FPSOs, etc. Alterações na estimativa da provisão relacionadas com novas atividades, ou com alteração no custo dos serviços estimados, também são registradas em contrapartida do ativo imobilizado. Provisão para contingências A Companhia avalia mensalmente o prognóstico de êxito das causas nas quais é ré. Caso as chances de êxito sejam inferiores a 50% constitui-se uma provisão para contingências. i. Imposto de renda e contribuição social O imposto de renda e a contribuição social sobre o lucro líquido da Companhia e de suas coligadas 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. j. 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. k. 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. l. Resultado por ação O resultado por ação básico é calculado por meio da divisão do resultado do exercício, 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 39

40 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 exercícios apresentados. m. 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. n. Ativos e passivos mantidos para venda e operações descontinuadas Quando a Companhia está comprometida com um plano de venda ativo ou conjunto de ativos e estes estão disponíveis para venda imediata, os mesmos são classificados como ativos mantidos para venda. Uma operação descontinuada é um componente da entidade que foi baixado ou está classificado como mantido para venda e representa uma importante linha de negócio ou área geográfica de operações. Os ativos mantidos para venda são registrados no ativo circulante, separados dos outros ativos. O mesmo se aplica aos passivos associados a esses ativos mantidos para venda. Os resultados do exercício, outros resultados abrangentes, fluxo de caixa e demonstração de valores adicionados de operações descontinuadas são apresentados separadamente dos resultados das operações continuadas da Companhia. Os ativos e passivos mantidos para venda são mensurados pelo menor entre o seu valor contábil e o valor justo menos as despesas de venda. A Companhia descontinua o uso do método da equivalência patrimonial na data em que um investimento deixa de se qualificar como coligada, controlada ou empreendimento controlado em conjunto. o. 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. Os juros sobre empréstimos e financiamentos pagos são classificados no fluxo de caixa de financiamentos quando forem custos de obtenção de recursos financeiros, ao contrário serão classificados no fluxo de caixa operacional. p. Extinção de passivos financeiros com instrumentos patrimoniais Quando a Companhia emite instrumentos patrimoniais próprios e os entrega a seus credores com o intuito de extinguir a totalidade ou parte de um passivo financeiro, tais instrumentos patrimoniais são inicialmente reconhecidos no patrimônio líquido, mensurados pelo seu valor justo. Se o valor justo dos instrumentos patrimoniais próprios emitidos não puder ser mensurado, os instrumentos patrimoniais próprios devem ser mensurados pelo valor justo do passivo financeiro extinto. A diferença entre o valor justo reconhecido diretamente no patrimônio líquido e o valor contábil do passivo financeiro é registrada no resultado do exercício como um ganho ou perda. 40

41 q. Reservas de petróleo e gás A estimativa de recuperação das reservas de petróleo e gás é a base para avaliação de algumas rubricas das demonstrações financeiras, tais como provisão para recuperação de ativos, depreciação pelo método de unidades produzidas, provisão para abandono de área, impostos diferidos, bem como com efeito relevante na avaliação da premissa de continuidade operacional. r. Novas normas e interpretações ainda não efetivas Uma série de novas normas, alterações de normas e interpretações serão efetivas para exercícios iniciados após 1º de janeiro de 2016 e não foram adotadas na preparação destas. Aquelas que podem ser relevantes para a Companhia estão mencionadas abaixo. A Companhia não planeja adotar estas normas de forma antecipada. IFRS 9 Financial Instruments (Instrumentos Financeiros) A IFRS 9, publicada em julho de 2014, substitui as orientações existentes na IAS 39 Financial Instruments: Recognition and Measurement (Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração). A IFRS 9 inclui orientação revista sobre a classificação e mensuração de instrumentos financeiros, incluindo um novo modelo de perda esperada de crédito para o cálculo da redução ao valor recuperável de ativos financeiros, e novos requisitos sobre a contabilização de hedge. A norma mantém as orientações existentes sobre o reconhecimento e desreconhecimento de instrumentos financeiros da IAS 39. A IFRS 9 é efetiva para exercícios iniciados em ou após 1º de janeiro de 2018, com adoção antecipada permitida. O impacto efetivo da adoção da IFRS 9 nas informações trimestrais da Companhia em 2018 não pode ser estimado com confiança, pois dependerá dos instrumentos financeiros que a Empresa detiver e das condições econômicas em 2018, bem como de decisões e julgamentos contábeis que a Companhia fará no futuro. IFRS 15 Revenue from Contracts with Customers (Receita de Contratos com Clientes) A IFRS 15 exige uma entidade a reconhecer o montante da receita refletindo a contraprestação que elas esperam receber em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma vai substituir a maior parte da orientação detalhada sobre o reconhecimento de receita que existe atualmente em IFRS e U.S. GAAP quando a nova norma for adotada. A nova norma é aplicavel a partir de ou apos 1º de janeiro de 2018, com adoção antecipada permitida pela IFRS. A norma poderá ser adotada de forma retrospectiva, utilizando uma abordagem de efeitos cumulativos. A Companhia está avaliando os efeitos que o IFRS 15 vai ter nas demonstrações financeiras e na suas divulgações. A Companhia ainda não escolheu o método de transição para a nova norma nem determinou os efeitos da nova norma nos relatórios financeiros atuais. A Companhia efetuou uma comparação inicial do valor justo com os preços de venda de produtos. Uma vez que estes montantes são relativamente semelhantes, a Companhia não espera diferenças significativas no momento do reconhecimento da receita. IFRS 16 Leases (Arrendamento) A IFRS 16 introduz um modelo único de contabilização de arrendamentos no balanço patrimonial para arrendatários. Um arrendatário reconhece um ativo de direito de uso que representa o seu direito de utilizar o ativo arrendado e um passivo de arrendamento que representa a sua obrigação de efetuar pagamentos do arrendamento. Isenções opcionais estão disponíveis para arrendamentos de curto prazo e itens de baixo valor. A contabilidade do arrendador permanece semelhante à norma atual, isto é, os arrendadores continuam a classificar os arrendamentos em financeiros ou operacionais. 41

42 A IFRS 16 substitui as normas de arrendamento existentes, incluindo o CPC 06 (IAS 17) Operações de Arrendamento Mercantil e o ICPC 03 (IFRIC 4, SIC 15 e SIC 27) Aspectos Complementares das Operações de Arrendamento Mercantil. A Companhia iniciou uma avaliação inicial do potencial impacto em suas demonstrações financeiras. Até agora, o impacto mais significativo identificado é que a Companhia irá reconhecer novos ativos e passivos para os seus arrendamentos operacionais. Além disso, a natureza das despesas relacionadas a esses arrendamentos será alterada, pois a IFRS 16 substitui a despesa linear de arrendamento operacionais por despesas de depreciação do direito de uso e juros sobre os passivos de arrendamento. A Companhia ainda não decidiu se utilizará as isenções opcionais. Outras alterações Não se espera que as novas normas ou normas alteradas a seguir tenham um impacto significativo nas informações trimestrais. Alterações ao CPC 10 (IFRS 2) Pagamento baseado em ações em relação à classificação e mensuração de determinadas transações com pagamento baseado em ações. Alterações ao CPC 36 Demonstrações Consolidadas (IFRS 10) e ao CPC 18 Investimento em Coligada (IAS 28) em relação a vendas ou contribuições de ativos entre um investidor e sua coligada ou seu empreendimento controlado em conjunto. IAS 7 / CPC 26: Iniciativa de divulgação IAS 12 / CPC 32: Reconhecimento de Impostos Diferidos Ativos para Perdas Não Realizadas O Comitê de Pronunciamentos Contábeis ainda não emitiu pronunciamento contábil ou alteração nos pronunciamentos vigentes correspondentes a todas as novas IFRS. Portanto, a adoção antecipada dessas IFRS não é permitida para entidades que divulgam as suas informações trimestrais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. 4 Preparação das informações trimestrais As informações trimestrais individuais e consolidadas incluem as informações de todas empresas a seguir relacionadas. Percentual de participação 30/06/ /12/2016 Controladas diretas: OGX International 100,00 100,00 OGX R ,00 100,00 Controladas indiretas: OGX Austria 100,00 100,00 OGX Netherlands Holding 100,00 100,00 OGX Netherlands 100,00 100,00 Controladas em conjunto: Atlanta Field (*) 40,00 40,00 (*) Controlada em conjunto ( empreendimento em conjunto ) com a Queiroz Galvão Exploração e Produção e a Barra Energia. 42

43 5 Caixa e equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários a. Caixa e equivalentes de caixa A Administração da Companhia define como Caixa e equivalentes de caixa os valores mantidos com a finalidade de atender a compromissos de curto prazo e não para investimento ou outros fins. Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Circulante Caixa e conta-corrente Fundo de Investimento Itaú Top DI Referenciado (*) 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 de caixa possuem características de conversibilidade imediata e 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. Controladora Consolidado Instituição financeira 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Caixa Interno Bradesco BTG Pactual Itaú Unibanco Corpbanca Total de caixa e bancos Itaú Unibanco (*) Total de fundos de investimento Total de caixa e equivalentes de caixa (*) Fundo de Investimento TOP DI FI REFERENCIADO O objetivo do fundo é aplicar seus recursos em cotas de fundos de investimento classificados como Referenciado DI, os quais investem em ativos financeiros que buscam acompanhar a variação do Certificado de Depósito Interbancário ( CDI ) ou da taxa Selic, de forma que, no mínimo, 95% (noventa e cinco por cento) dos ativos financeiros componentes de suas respectivas carteiras estejam atrelados, direta ou indiretamente, a este parâmetro, observado que a rentabilidade do fundo será impactada em virtude dos custos e despesas do fundo, inclusive taxa de administração, se houver. Esse fundo é considerado de liquidez imediata e possui garantia de recompra do papel. 43

44 b. Títulos e valores mobiliários Os títulos e valores mobiliários por categoria, natureza e faixa de vencimento estão demonstrados a seguir: Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Ativo circulante Para negociação Ativo não circulante Para negociação Os títulos para negociação referem-se às ações da Eneva S.A., representativas de 6,22% do total de ações da Companhia, que a OGX passou a deter após a conclusão do acordo de aumento de capital da Eneva mediante a capitalização da totalidade das ações da então investida PGN detidas a época. Estes ativos financeiros são reconhecidos e mensurados pelo valor justo, devendo as atualizações ao valor justo serem contabilizadas em contrapartida à conta do resultado. A Companhia possui um compromisso de não negociar as ações emitidas pela Eneva integralizadas pela OGX com as Ações PGN pelo prazo máximo de 18 (dezoito) meses a contar a partir de 3 de outubro de A Companhia entende que o compromisso assumido não descaracteriza a classificação do título como para negociação, pois continua com a intenção de obter retorno financeiro na venda destas ações e na flutuação de seu preço no período. 6 Depósitos vinculados Controladora e Consolidado Emitente 30/06/ /12/2016 Deutsche Bank - CDB pós fixado (i) DNB Bank (ii) DVB Bank (iii) BTG Pactual Cayman (iv) Glas Agency (iv) Os depósitos vinculados são classificados como ativos financeiros mensurados a valor justo através do resultado. (i) (ii) O CDB do Deutsche Bank está vinculado à garantia de serviços contratados pela Companhia para implementação de operações estruturadas no âmbito de seu processo de reestruturação. O depósito vinculado do DNB Bank está associado à garantia do contrato para afretamento e operação da unidade de produção ("FPSO" - Floating, production, storage, and offloading) Petrojarl I, da Teekay Offshore Partners L.P., a ser utilizada no sistema de produção antecipada do campo de Atlanta. O total a ser depositado até o início da produção é de US$ 33 milhões, sendo 5 parcelas trimestrais de US$ 3,6 milhões e US$ 15 milhões na entrega do FPSO. No dia 21 de julho de 2017 a Companhia informou ao mercado que celebrou em conjunto com as consorciadas um acordo com a Teekay e dentre os principais desdobramentos da renegociação para a OGX, estão o estabelecimento de solução negocial para a amortização parcial dos cash calls devidos pela OGX em, aproximadamente, USD 14 milhões, e a substituição de garantia originalmente acordada com a Teekay para cobrir obrigações do afretamento, a qual previa depósitos recorrentes em favor da Teekay, pela outorga de garantia diretamente à Queiroz Galvão Exploração e Produção e Barra Energia através dos recebíveis relativos à 80% do resultado líquido a que a OGX fizer jus em decorrência da venda do óleo produzido no Campo de Atlanta através de depósito em conta vinculada para 44

45 fins das obrigações assumidas pelo consórcio perante a Teekay. Para maiores informações sobre o assunto vide Nota Explicativa nº 35. (iii) (iv) Refere-se ao montante de US$ 32 milhões, creditados pela OSX 1 Leasing B.V. em uma conta garantia em nome da OGX, destinados exclusivamente a servir de garantia ao cumprimento das obrigações associadas ao abandono dos poços do campo de Tubarão Azul. Depósito vinculado associado à prestação de garantia de desativação e/ou fundo de abandono do campo Tubarão Martelo. No primeiro trimestre de 2017 a Companhia transferiu o numerário do BTG Pactual Cayman para o Barclays. 7 Contas a receber Em 30 de junho de 2017 e 31 de dezembro de 2016 não existia recebíveis em aberto associados à venda de óleo. 8 Estoques Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Ativo circulante Estoque de óleo (-) Provisão para perda (i) (17.199) (19.743) (17.199) (19.743) Ativo não circulante Materiais de E&P (ii) (-) Provisão para perda (iii) (67.884) (99.779) (67.884) (99.779) (i) (ii) (iii) Devido a oscilação da cotação do barril de petróleo Brent, a Companhia avalia e, se necessário, constitui provisão para perdas por redução ao valor recuperável do estoque de óleo. Composto basicamente por materiais necessários à execução da campanha de perfuração da Companhia como, por exemplo, tubos e brocas. A Companhia avalia periodicamente as oportunidades de alienação desses materiais e age de acordo com a conveniência. Por conta disso constituiu provisão para perda para manter o ativo ao valor esperado de realização. Conciliação com a demonstração dos fluxos de caixa ("DFC") Controladora Consolidado Saldo em 31 de dezembro de Saldo em 30 junho de Variação dos estoques (26.718) (22.077) Provisão para perda no estoque de 31 de dezembro de 2016 ( ) ( ) Provisão para perda no estoque de 30 de junho de 2017 (85.083) (85.083) Variação dos estoques da DFC

46 9 Outros créditos e despesas antecipadas Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Prêmio de seguros Adiantamentos à fornecedores Adiantamento para descomissionamento Tubarão Azul Adiantamentos à colaboradores Outros Investimentos 10.1 Investimentos Controladora Consolidado Investimento 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 OGX International (i) ( ) ( ) - - Atlanta Field B.V OGX R Ajuste equivalência OGX Netherlands (ii) ( ) ( ) (i) (ii) Apresentado no passivo não circulante na rubrica provisão para perda de investimento em controladas tendo em vista a obrigação nas perdas conforme previsto no plano de Recuperação Judicial Refere-se a parcela da receita do lease da OGX Netherlands eliminada na consolidação contra o custo de produção (estoque) da OGX P&G. a. Movimentação do investimento Controladora Consolidado Saldo em 1º de janeiro de 2016 ( ) Contribuição de capital em participações societárias Ajustes de conversão de moeda estrangeira (33.458) Resultado de equivalência patrimonial (260) Saldo em 30 de junho de 2016 ( ) Contribuição de capital em participações societárias Ajustes de conversão de moeda estrangeira (893) Resultado de equivalência patrimonial ( ) Saldo em 31 de dezembro de 2016 ( ) Contribuição de capital em participações societárias Ajustes de conversão de moeda estrangeira (41.102) Resultado de equivalência patrimonial (23.883) (708) Saldo em 30 de junho de 2017 ( )

47 b. Informações sobre as participações societárias 30 de junho de 2017 No Brasil No exterior OGX R-11 OGX Áustria OGX International OGX Netherlands B.V. OGX Netherlands Holding Atlanta Field B.V.(i) Ativo circulante Ativo realizável a longo prazo Investimentos mobilizado Total ativo Passivo circulante Passivo não-circulante Patrimônio líquido ( ) ( ) Total passivo + patrimônio Percentual de participação 100% 100% 100% 100% 100% 40% Lucro (prejuízo) do período (1.036) (32.381) (22.847) (375) 31 de dezembro de 2016 No Brasil No exterior OGX R-11 OGX Áustria OGX International OGX Netherlands B.V. OGX Netherlands Holding Atlanta Field B.V.(i) Ativo circulante Ativo realizável a longo prazo Investimentos mobilizado Total ativo Passivo circulante Passivo não-circulante Patrimônio líquido ( ) ( ) Total passivo + patrimônio Percentual de participação 100% 100% 100% 100% 100% 40% Lucro (prejuízo) do exercício (8.778) (41.524) (48.858) (798) (i) Refere-se à totalidade do saldo do patrimônio líquido e do lucro (prejuízo) líquido do exercício/período. 47

48 11 Imobilizado (consolidado) Imobilizado (consolidado) Móveis e utensílios Máquinas e equipamentos Equipamentos de informática Benfeitorias em imóveis de terceiros Veículos Imobilizado de exploração e produção (c) Total Custo Em 1º de janeiro de Adições Adições - provisão para abandono (a) (59.719) (59.719) Adições - provisão para compensação ambiental Baixas - custos exploratórios não recuperáveis (b) Impairment (inclui operações descontinuadas) (6.691) Adições - Aporte de capital - Participação Cias Offshore (148) (148) Crédito PIS/COFINS não cumulativo (f) Desconsolidação Parnaíba B.V (g) ( ) ( ) Ajustes acumulados de conversão Cias Offshore (e) (42.716) (42.716) Em 31 de dezembro de Adições Adições - provisão para abandono (a) (35.781) (35.781) Adições - provisão para compensação ambiental Impairment (inclui operações descontinuadas) Alienações (30) - (108) (138) Ajustes acumulados de conversão Cias Offshore (e) Em 30 de junho de Depreciação Acumulada Em 1º de janeiro de 2016 (2.741) (453) (9.847) (3.667) (387) (14.415) (31.510) Depreciação e depletação no exercício (536) (89) (755) (646) - (20.268) (22.294) Baixa depreciação impairment Desconsolidação Parnaíba B.V (g) Ajustes acumulados de conversão Cias Offshore (e) Em 31 de dezembro de 2016 (3.277) (542) (10.602) - (387) - (14.808) Depreciação e depletação no período (249) (45) (92) - - (7.830) (8.216) Baixa depreciação impairment Ajustes acumulados de conversão Cias Offshore (e) Em 30 de junho de 2017 (3.526) (587) (10.694) - (387) - (15.194) Taxas de depreciação e depletação (a.a) (d) Valor residual líquido Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de Em 1º de janeiro de

49 (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) Vide Notas Explicativas nº 3 (f) e 17 (a). Essa movimentação não tem efeito caixa. Refere-se às baixas de custos associados a poços exploratórios dados como secos, áreas exploratórias devolvidas e outros custos exploratórios não recuperáveis. Vide seção Imobilizado de Exploração & Produção - Baixas a seguir nesta Nota Explicativa. Vide a abertura por bacia na seção a seguir. 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. Referem-se aos ajustes de conversão do câmbio sobre os saldos ativos das controladas internacionais OGX Netherlands e Parnaíba B.V.. Vide Nota Explicativa nº 13 (b). Em 26 de agosto de 2016, a OGX Netherlands Holding B.V., OGX Petróleo e Gás S.A. e a Eneva S.A assinaram acordo de venda de participação societária que a OGX Netherlands Holding B.V. detinha na Parnaíba B.V. De tal forma, os valores foram desconsolidados do balanço patrimonial da OGX P&G. Imobilizado de E&P Apresentação por bacia Consolidado 30/06/2017 Movimento do Imobilizado de E&P Baixas Adições (a) Depreciação Crédito PIS/COFINS Ajustes acumul. conversão Cias offshore (e) Provisão abandono Poços secos e áreas subcomerciais Impairment (b) Total Campos (c) (7.830) - 14 (9.778) Santos (26.003) - (118) Total (7.830) - 14 (35.781) Consolidado 31/12/2016 Movimento do Imobilizado de E&P Adições (a) Depreciação Crédito PIS/COFINS Ajustes acumul. conversão Cias offshore (e) Provisão abandono Poços secos e áreas subcomerciais Baixas Impairment (b) Total Campos (c) (1.530) (15.264) (11.989) (44.147) Santos (15.572) - (877) Potiguar (f) (148) - Desconsolidação Parnaíba (d) ( ) ( ) Parnaíba (d) (236) (5.004) - (27.046) (32.286) Total (64.629) (3.520) (39.035) (59.719) (94.998) (a) Inclui adições, provisão para compensação ambiental e reclassificação de adiantamento para imobilizado E&P. 49

50 (b) Vide seção sobre impairment a seguir nesta Nota Explicativa e Nota Explicativa nº 27. (c) (d) (e) (f) Atualmente, os blocos da Bacia de Campos correspondem a partes do BMC-39, BMC-40 e BMC-41 onde estão localizado o Campo de Tubarão Martelo. Movimentos associados à Parnaíba B.V.. Referem-se aos ajustes de conversão do câmbio sobre os saldos ativos das controladas OGX Netherlands B.V. e Parnaíba B.V.. Montantes classificado como Resultados de Operações Descontinuadas na Demonstração de Resultado. Histórico de aquisições e devoluções de concessões exploratórias Novembro 2012 BS-4: OGX P&G celebra contrato de farm in com a Petrobras tendo como objeto a aquisição de participação de 40% no Bloco BS-4, localizado na Bacia de Santos. Os demais parceiros da empresa nessa concessão são a Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A., com 30% de participação e a operação e a Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda., com 30%. Maio a outubro 2013 Janeiro a Setembro 2014 Dezembro 2014 Fevereiro 2015 Abril 2015 Setembro ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios ANP: Em 14 de maio de 2013, a OGX P&G apresentou propostas vencedoras para 13 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), num montante de R$ relativo aos bônus de assinatura. Contudo, em reunião realizada em outubro de 2013 a Diretoria Executiva da Companhia decidiu por desistir da aquisição dos Blocos BAR-M-213, BAR-M-251, BAR-M-389, CE-M-663, FZA-M-184, PN-T-113, PN-T-114, PN-T-153 e PN-T-168, nos quais não firmou consórcio com outras empresas. Foram celebrados contratos de concessão dos Blocos CE-M-603, CE-M-661, POT-M-762 e POT-M-475 com bônus total de R$ referente à participação da Companhia, que posteriormente celebrou farm-out no Bloco POT-M-475, permanecendo com o custo de R$ Devolução do BM-C-37, BM-C-38, BM-C-42, BM-C-43, BM-S-56, BM-S-58 e BM-S- 59: No primeiro semestre de 2014, após não identificar volume de hidrocarbonetos economicamente recuperáveis, a Companhia devolveu essas áreas à ANP. OGX P&G concluiu a alienação por US$ 30 milhões das participações nos blocos CR-2, CR-3 e CR-4 na bacia de Cesar Rancheria e de VIM-5 e VIM-19 na bacia do Valle Inferior del Magdalena, ambas na Colômbia. Pela venda, a Companhia passou, também, a ter direito a um royalty de 3% sobre a receita líquida que eventualmente venha a ser gerada pela venda de óleo ou gás extraído desses blocos. Devolução do campo de Rêmora (bloco C-M-499), devido a não viabilização de solução técnica e econômica para o desenvolvimento do campo. Devolução de áreas exploratórias na Bacia Pará-Maranhão (blocos PAMA-M-407, PAMA-M-408, PAMA-M-443, PAMA-M-591 e PAMA-M-624), devido a não emissão de parecer técnico ou licença ambiental de operação por parte do IBAMA. Em 10 de abril de 2015 a Companhia assinou um contrato de farm out do Bloco CE-M-661, sendo aprovado pela ANP em 29 de setembro de 2015, celebrando assim a cessão dos direitos e obrigações da área. Em 11 de setembro de 2015 a Companhia assinou um contrato de farm out dos Blocos CE-M-603 e POT-M-475 sujeito a condições precedentes, inclusive, mas não limitado, a aprovação da ANP. 50

51 Em 19 de janeiro de 2016 a Companhia solicitou a interrupção temporária da produção do campo de Tubarão Martelo, devidos substancialmente a (i) queda preço Brent no mercado internacional; (ii) potencial efetivo de produção incompatível com a estimativa inicial e (iii) elevados custos operacionais de leasing. Janeiro 2016 Abril 2016 Julho 2016 Em 22 de janeiro de 2016, a Companhia concluiu a desmobilização da plataforma FPSO OSX1 no Campo de Tubarão Azul. No dia 26 de Abril de 2016, foi protocolada a solicitação para retomada de produção no Campo de Tubarão Martelo ( Campo TBMT ) junto à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ("ANP"). No dia 01 de Julho de 2016, a Companhia recebeu ofício emitido pela ANP autorizando a retomada imediata da produção do Campo TBMT, por meio da FPSO OSX-3. O Campo de TBMT encontra-se atualmente em produção. Avaliação de indicativos de impairment A Companhia faz uma análise trimestral do status dos poços exploratórios. Caso sejam apontados como secos ou subcomerciais a Companhia faz uma baixa contábil para resultado. Adicionalmente, a Companhia avalia os indicativos de impairment elencados na Nota Explicativa nº 3 (h). a. Tubarão Martelo / Rêmora: Em 2014, o fluxo de caixa descontado elaborado para o Campo de Tubarão Martelo / Rêmora, indicou que com o cenário de preços considerados, bem como as projeções futuras utilizadas pela Companhia, os custos incorridos nos campos de Tubarão Martelo e Rêmora tornavam a produção economicamente inviável. Isto resultou na contabilização de provisão para não realização (impairment) dos ativos vinculados ao Campo de Tubarão Martelo / Rêmora, cujo montante de R$ foi registrado no ativo imobilizado, dos quais R$ e R$ foram registrados no exercício de 2013 e 2014, respectivamente. Já o montante de R$ foi registrado no ativo intangível, dos quais R$ e R$ foram registrados em 2013 e 2014, respectivamente. A Companhia realizou ao longo do exercício de 2015 ações para reduzir os custos, mas que devido as adversidades do setor de petróleo e gás não foram capazes de tornar a manutenção do campo economicamente viável. Em 19 de janeiro de 2016 a Companhia solicitou junto à ANP, a suspensão temporária da produção do campo de Tubarão Martelo, não tendo expectativa de recuperabilidade futura destes ativos. Por esta razão, para 31 de dezembro de 2016 a Companhia manteve registrada provisão integral para perda (impairment) dos ativos vinculados ao Campo de Tubarão Martelo. No dia 26 de Abril de 2016, foi protocolada a solicitação para retomada de produção no Campo de Tubarão Martelo junto à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ("ANP"). No dia 01 de Julho de 2016, a Companhia recebeu ofício emitido pela ANP autorizando a retomada imediata da produção do Campo TBMT, por meio da FPSO OSX-3. O Campo de TBMT atualmente encontra-se em produção. b. Complexo exploratório na Bacia Pará-Maranhão: Em abril de 2015 a Companhia encaminhou ofício a ANP, protocolando a devolução do complexo exploratório na Bacia Pará-Maranhão (5 blocos) devido a não emissão de parecer técnico ou licença ambiental de operação por parte do IBAMA. Em 31 de março de 2015, a Companhia constituiu provisão para impairment integral dos investimentos realizados na referida área exploratória. 51

52 c. 11ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios ANP Em 31 de março de 2015, a Companhia constituiu provisão para impairment integral dos investimentos realizados nas áreas exploratórias do Ceará (CE-M-603 e 661) e de Potiguar (POT-M-762 e 475), pois, na atual conjuntura de preços não pretende efetuar os investimentos necessários a exploração desses blocos. A Companhia em abril de 2015 assinou um contrato de farm-out do CE-M-661, sendo a transação aprovada pela ANP em setembro de A Companhia ainda em setembro de 2015, assinou contrato de farm-out do CE-M-603 e POT-M d. Atlanta e Oliva - BS-4 Em 30 de junho de 2017 o business plan foi atualizado considerando as principais premissas: (i) Volumes recuperáveis 197,6 milhões de barris para Atlanta/Oliva; (ii) Brent de longo prazo, utilizando à média das projeções, divulgadas entre junho e julho de 2017, diferentes instituições financeiras. O preço projetado para 2017 varia entre US$ 48 e US$ 51. Nos anos subsequentes o preço projetado cresce até chegar a US$ 70 em De 2026 até 2034 o preço é fixado em US$ 70; (iii) desconto do Brent de US$ 14/bbls devido às características do óleo. A Companhia não identificou indicativos de impairment para 30 de junho de 2017, o qual não houve necessidade de constituição de redução ao valor recuperável adicional após teste específico realizado no final do exercício de Depreciação Conforme apresentado na Nota Explicativa nº 3(f), o imobilizado de exploração e produção é depreciado a partir da declaração de comercialidade e início da produção, pelo método de unidades produzidas. 52

53 12 Intangível 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. Sistemas e programas de informática Intangível de E&P Total Custo Em 1º de janeiro de Adições Impairment Em 31 de dezembro de Adições Impairment Em 30 de junho de Amortização acumulada Em 1º de janeiro de 2016 (37.984) (6.888) (44.872) Amortização (2.011) - (2.011) Impairment Em 31 de dezembro de 2016 (39.995) (6.888) (46.883) Amortização (479) - (479) Impairment Em 30 de junho de 2017 (40.474) (6.888) (47.362) Taxas de amortização (% a.a.) 20 (a) Valor residual líquido Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de Em 1º de janeiro de (a) A amortização do intangível de E&P ocorre a partir da declaração de comercialidade e do inicio da produção, com base no método das unidades produzidas ( DUP ). Baixas e Impairments Conforme explicado na Nota Explicativa nº 11, no quarto trimestre de 2014 a Companhia revisou seu Business Plan e reconheceu impairment para o Campo de Tubarão Martelo e Rêmora no montante de R$ Para 30 de junho de 2017, devido as contínuas adversidades apresentadas para o setor de petróleo e gás a Companhia segue sem ter expectativa de recuperabilidade dos ativos vinculados ao campo de Tubarão Martelo. 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 2017 o único campo com comercialidade declarada e com produção iniciada era o campo de Tubarão Martelo, na bacia de Campos. 53

54 13 Imposto de renda, contribuição social, participações governamentais e outros impostos e contribuições Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Ativo não circulante IRRF sobre aplicações financeiras Antecipações de imposto de renda IRPJ saldo negativo PIS a compensar (b) COFINS a compensar(b) ICMS a recuperar Outros (inclui IVA Colômbia) IRPJ diferido CSLL diferida Total de imposto e contribuições a recuperar e diferidos Passivo circulante IRRF Retenção de contribuições sociais Royalties a pagar (a) Impostos sobre alienação de ativos da OGX Colômbia Outros Passivo não circulante PIS diferido (c) COFINS diferida (c) Total dos impostos e contribuições e participações governamentais a recolher (a) (b) (c) A alíquota dos royalties do campo de Tubarão Martelo é 10% do preço de referência que é definido como o maior valor entre o preço de venda praticado e o preço mínimo divulgado pela ANP. No terceiro trimestre de 2015, a Companhia concluiu o estudo referente aos créditos de PIS e COFINS extemporâneos, decorrentes de gastos classificados em ativo imobilizado e insumos, do período de 2010 à Com a conclusão deste estudo, a Companhia registrou parte destes créditos na rubrica de impostos e contribuições a recuperar no ativo não circulante em contrapartida da rubrica de resultado outras receitas (despesas) operacionais, e os vem utilizando por meio de compensação com outros tributos federais. Ao final do estudo referente aos créditos e em paralelo aos registros realizados na contabilidade, a Companhia realizou o envio dos Pedidos de Ressarcimentos, e consequentemente, recebeu no segundo trimestre de 2016 aproximadamente R$ 193 milhões referentes a 50% dos saldos dos créditos que ainda não haviam sido utilizados por meio de compensação. A Companhia também registrou, na rubrica de impostos e contribuições a recuperar no ativo não circulante em contrapartida da rubrica de resultado provisão/realização de impairment, em decorrência dos referidos créditos estarem associados ao campo de Tubarão Martelo, a outra parte dos créditos extemporâneos, que serão amortizados pelo critério mensal de depreciação adotado pela Companhia. No segundo trimestre de 2016, também foram reconhecidos os créditos do período, além da reclassificação para rubrica de impostos e contribuições a recuperar no ativo não circulante, dos créditos extemporâneos associados ao campo de Tubarão Azul, devido a descontinuidade do campo. No dia 1 de Abril de 2015 foi publicado o Decreto n restabelecendo, a partir de 1 de Julho de 2015, a alíquota do PIS e da COFINS incidentes sobre receitas financeiras auferidas pelas pessoas jurídicas sujeitas ao regime de apuração não cumulativo. As alíquotas foram restabelecidas em 0,65% para o PIS e 4% para a COFINS, exceto 54

55 para os casos previstos no próprio decreto, onde a alíquota se manteve a 0%. Tendo em vista que a Companhia tributa o resultado decorrente das variações monetárias em função da taxa de cambio pelo regime de caixa, registrou provisão de PIS e COFINS diferidos sobre estas receitas de variações monetárias não realizadas. A conciliação da despesa de imposto de renda e contribuição social é demonstrada como segue: 30/06/ /06/2016 Consolidado Consolidado IRPJ CSLL IRPJ CSLL Prejuízo do período antes do IRPJ e CSLL - operações ( ) ( ) continuadas e descontinuadas Adições/exclusões de natureza permanentes: Ajuste Preço de Transferência Outras Adições Indedutíveis Resultado das empresas no exterior ( ) ( ) Ajuste resultado no exercício de Base de cálculo para IRPJ e CSLL ( ) ( ) ( ) ( ) Alíquotas (%) 15% + Adicional 10% 9% 15% + Adicional 10% 9% IRPJ e CSLL corrente e diferido IRPJ e CSLL corrente e diferido Provisão para não realização de IRPJ e CSLL diferido (21.805) (8.069) (77.114) (29.296) Composição do IRPJ e CSLL IRPJ e CSLL corrente IRPJ e CSLL - diferido Total do IRPJ e CSLL contabilizado Alíquota efetiva (2,62%) (0,88%) - - Impostos diferidos e Business Plan Em 30 de junho de 2017 a Companhia e suas subsidiárias registravam em seus livros fiscais, um saldo de IRPJ/CSLL Diferido de R$ 7,397 bilhões. Desse total, com base em seu business plan, a Companhia previa recuperar R$ (R$ em 31 de dezembro de 2016). Dessa forma, em 30 de junho de 2017, havia uma provisão para não realização desses créditos de R$ 7,261 bilhões até 2034 Total Expectativa de realização anual dos impostos diferidos (12.424) (10.431) (11.589) (11.589) (30.903) (23.710) (35.492) ( ) O business plan utilizado para avaliar a recuperação do saldo de IR/CS Diferido considera, como principais premissas: 55

56 (a) (b) Projetos: Atlanta/Oliva. A Companhia considera em seu business plan o farm-down parcial do ativo, reduzindo sua participação no campo de 40% para 10%, em linha com a premissa de venda de ativos prevista no Plano de Recuperação Judicial. Volumes recuperáveis(*): 197,6 milhões de barris para Atlanta/Oliva; (c) Brent de longo prazo, utilizando à média das projeções, divulgadas entre junho e julho de 2017, diferentes instituições financeiras. O preço projetado para 2017 varia entre US$ 48 e US$ 51. Nos anos subsequentes o preço projetado cresce até chegar a US$ 70 em De 2026 até 2034 o preço é fixado em US$ 70 (d) Com base nessas premissas, o modelo indica que a Companhia manteria seu caixa positivo por, pelo menos, mais 12 meses e conseguiria realizar R$ referentes a créditos de IRPJ e CSLL diferidos já existentes. Destaca-se, contudo, que apesar do business plan utilizar as melhores expectativas da administração, o mesmo está sujeito a incertezas diversas, com destaque para as financeiras (custos e despesas estimados, preço do petróleo previsto, taxa de câmbio, etc), as operacionais (eficiência dos equipamentos e equipe de produção), as regulatórias (ex. ANP, IBAMA, legislação tributária, etc), as negociais (sucesso na alienação de ativos e rolagem, conversão ou renegociação de dívidas) e as geológicas (volume e comportamento dos reservatórios). Adicionalmente, o atual cenário da Companhia demanda agilidade nas negociações e na tomada de decisões. Diante dessas incertezas, da dinâmica das negociações e da tomada de decisões a geração de resultados e a posição de caixa podem variar significativamente em relação ao projetado. (*) Informação não revisada pelos auditores independentes 56

57 Informações trimestrais - ITR em 31 de março de Partes relacionadas Controladora Créditos com partes relacionadas Empréstimos com partes relacionadas - Ativo Contas a pagar para partes relacionadas Empréstimos com partes relacionadas-passivo (não circulante) (não circulante) (circulante) (não circulante) 30/06/ /12/ /06/ /12/ /06/ /12/ /06/ /12/2016 OGPar (i) OGX Austria (ii) ( ) ( ) Parnaíba Gás Natural S.A. (iii) OGX Netherlands (iv) (67.161) (52.553) - - OGX International OSX 3 Leasing B.V (v) ( ) ( ) - - OGX R (585) (4.024) ( ) ( ) ( ) ( ) Consolidado Créditos com partes relacionadas Empréstimos com partes relacionadas - Ativo Contas a pagar para partes relacionadas Empréstimos com partes relacionadas-passivo (não circulante) (não circulante) (circulante) (circulante e não circulante) 30/06/ /12/ /06/ /12/ /06/ /12/ /06/ /12/2016 OGPar (i) (633) (633) - - Parnaíba Gás Natural S.A. (iii) OSX 3 Leasing B.V (v) ( ) ( ) - - OSX GmbH (55) ( ) ( )

58 (i) (ii) (iii) (iv) (v) Refere-se basicamente a mútuo entre empresas ligadas. No ativo refere-se aos créditos contra a OGX Austria, em contrapartida da assunção da dívida referente aos Senior Unsecured Notes, que era garantida pela OGX P&G, conforme previsto no plano de Recuperação Judicial. A variação do saldo de R$ entre 31 de dezembro de 2016 e 30 de junho de 2017 refere-se integralmente a variação cambial. No passivo refere-se ao pré-pagamento de exportações, a debênture não conversível e ao mútuo a pagar à OGX Austria (vide Nota Explicativa nº 16). Créditos com partes relacionadas: Referem-se substancialmente ao compartilhamento de recursos nas áreas técnica e administrativa, cuja contrapartida era lançada no ativo permanente ou no resultado, dependendo da natureza. O repasse dos gastos era feito a partir de critérios de rateio estabelecidos com base em apontamentos das horas trabalhadas para cada projeto inclusive o Projeto Parnaíba que está associado à empresa ligada PGN. Esse acordo foi terminado em outubro de 2013, vide Nota Explicativa nº 10 (c). Refere-se substancialmente ao valor a pagar referente ao contrato de arrendamento de equipamentos subaquáticos celebrado entre a Companhia e a investida OGX Netherlands e adiantamento para compra de equipamentos feito pela Companhia para OGX Netherlands. Custos com afretamento do FPSO OSX-3. Vide Nota Explicativa nº 29 (b). Remuneração dos administradores A remuneração dos administradores está detalhada na Nota Explicativa nº Fornecedores Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Fornecedores nacionais Fornecedores estrangeiros Provisões E&P (i) (i) Provisões de E&P contemplam basicamente os custos ainda não faturados incorridos/estimados com serviços de instalação subsea e produção de óleo e gás. As provisões de produção são baseadas nas taxas diárias contratuais. Classificação e mensuração Estes saldos estão classificados como outros passivos financeiros e estão reconhecidos pelo seu custo amortizado. 58

59 16 Empréstimos e financiamentos Controladora 30/06/ /12/2016 Amortização do Empréstimos e financiamentos Moeda Pagamento de juros principal Taxa de juros Prêmio Contraparte Principal Juros Prêmio Total Total Pré-pagamento de exportação (PPE) (i) US$ Semestral 30/07/2034 9% a.a. -- OGX Austria Debêntures de Infra-estrutura (ii) R$ Semestral 30/07/ ,5% a.a. -- OGX Austria Debtor in Possess ( DIP ) - 1ª série (iii) US$ ao final do contrato 30/10/2015 (**) 10% a.a. 37,22% Diversos Debtor in Possess ( DIP ) - 2ª e 3ª séries (iii) US$ ao final do contrato 30/10/2015(**) 10% a.a. 3,50% Diversos Pré-Pagamento de Exportação (PPE) / Incremental Facility (iv) US$ ao final do contrato 30/10/2015 (*) Vide item (iv) dessa Nota -- Diversos Mútuo (v) US$ ao final do contrato 30/07/2034 Libor 6M + 2,5% -- OGX Austria Circulante Não circulante Consolidado 30/06/ /12/2016 Amortização do Empréstimos e financiamentos Moeda Pagamento de juros principal Taxa de juros Prêmio Contraparte Principal Juros Prêmio Total Total Debtor in Possess ( DIP ) - 1ª série (iii) US$ ao final do contrato 30/10/2015 (**) 10% a.a. 37,22% Diversos Debtor in Possess ( DIP ) - 2ª e 3ª séries (iii) US$ ao final do contrato 30/10/2015(**) 10% a.a. 3,50% Diversos Pré-Pagamento de Exportação (PPE) / Incremental Facility (iv) US$ ao final do contrato 30/10/2015 (*) Vide item (iv) dessa Nota -- Diversos (*) Vencimento no momento da conversão do Financiamento DIP ou 30 de outubro de O que ocorrer primeiro. Vide Nota Explicativa nº 1.3 (f) Circulante Não circulante (**) Vide Nota Explicativa nº 1.3 (f). 59

60 Movimento do passivo Controladora Consolidado Saldo em 31 de dezembro de (+) Juros incorridos (a) (-) Amortização do principal e juros (b) - - (+/-) Variação cambial Saldo em 30 de junho de (a) (b) Juros DIPs e Incremental facility. Os juros pagos sobre empréstimos e financiamentos estão sendo classificadas integralmente na atividade de financiamento na demonstração do fluxo de caixa. Outras informações (i) US$ 2,563 bilhões Senior Unsecured Notes e US$ 2,528 bilhões PPE Em 3 de junho de 2011, a OGPar realizou a emissão no mercado internacional de US$ 2,563 bilhões (equivalentes a R$ ) na modalidade Títulos de Dívida no Exterior (Senior Unsecured Notes). O principal vencia em 2018, enquanto os juros, cuja taxa era de 8,5% ao ano, eram devidos semestralmente nos meses de junho e dezembro. Os recursos foram destinados prioritariamente ao financiamento do desenvolvimento da produção nas Bacias de Campos e Parnaíba. Os custos para captação de US$ (equivalente a R$74.310) foram contabilizados no passivo, reduzindo o valor captado. Esse montante é apropriado para resultado ao longo da vigência do empréstimo pelo método da taxa efetiva. Em outubro de 2011 foi celebrado um aditivo ao instrumento de emissão dos títulos de dívida no exterior (Senior Notes) no montante de US$ 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). Ainda em outubro de 2011 foi celebrado um contrato de pagamento antecipado de exportações ( PPE ), 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 estava sujeito a juros de 9,00% a.a., com pagamentos semestrais. Com a aprovação do plano de recuperação judicial em 3 de junho de 2014 a OGX P&G, atuando como garantidora das dívidas, reconheceu o Notes como passivo e em contrapartida registrou um ativo contra a OGX Austria. A OGX Austria por sua vez desrreconheceu a dívida com os bondholders e reconheceu outra no mesmo valor contra a garantidora, OGX P&G. Em 30 de setembro de 2014, após o cumprimento de todas as condições precedentes previstas no Plano de Recuperação Judicial para conversão da dívida em instrumentos de patrimônio, a OGX 60

61 P&G registrou a extinção desse Notes. O plano de recuperação judicial postergou o vencimento do PPE e do crédito da OGX P&G com a OGX Austria pela sub-rogação dos bonds para 30 de julho de Vide Nota Explicativa 1.3 II (b). O plano prevê, ainda, que os juros do PPEs entre a OGX P&G e a OGX Austria sejam congelados na data do pedido de recuperação judicial. A variação cambial continua a ocorrer. (ii) US$ 1,063 bilhão Senior Unsecured Notes e R$ 2,025 bilhões Debêntures Lei /11 de Infra-estrutura: 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). O principal vencia em abril de 2022, enquanto os juros, cuja taxa é de 8,375% ao ano, eram devidos semestralmente nos meses de abril e outubro. Os custos para captação de US$ 17,8 milhões (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. Em 28 de setembro de 2012 a OGX P&G 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 previam juros remuneratórios semestrais, em taxa anual de 10,5% ao ano. O principal vencia em março de Na data da emissão das debêntures, os referidos títulos foram subscritos em sua integralidade pela OGX Austria GmbH. Com a aprovação do plano de recuperação judicial em 3 de junho de 2014 a OGX P&G, atuando como garantidora das dívidas, reconheceu o Notes como passivo e em contrapartida registrou um ativo contra a OGX Austria. A OGX Austria por sua vez desrreconheceu a dívida com os bondholders e reconheceu outra no mesmo valor contra a garantidora, OGX P&G. Em 30 de setembro de 2014, após o cumprimento de todas as condições precedentes previstas no Plano de Recuperação Judicial para conversão da dívida em instrumentos de patrimônio, a OGX P&G registrou a extinção desse Notes. O plano de recuperação judicial postergou o vencimento das Debêntures e do crédito da OGX P&G com a OGX Austria pela sub-rogação dos bonds para 30 de julho de Vide Nota Explicativa 1.3 II (b). O plano prevê, ainda, que os juros das debêntures Lei /11 entre a OGX P&G e a OGX Austria sejam congelados na data do pedido de recuperação judicial. A variação cambial continua a ocorrer. (iii) Debêntures conversíveis / Debtor in Possess ( DIP ) Primeira série Em 13 de março de 2014 foram captados R$ (equivalentes a US$ ) referentes à primeira série das debêntures conversíveis ( debtor in possess ou DIP ) previstas no plano de recuperação judicial. A escritura da primeira série das debêntures prevê taxa de juros de 10% a.a., variação cambial e prêmios de 3,5%, mais 34,215%, sobre o valor nominal das debêntures (R$ 1.000,00 - um mil Reais). Essa remuneração/atualização não será devida caso as debêntures sejam convertidas em capital. O prazo de vencimento original das debêntures era 11 de abril de 61

62 2015, sendo a ultima prorrogação acordada até o dia 30 de outubro de 2015, vide Nota Explicativa nº 1.3 (f). As debêntures serão convertidas automaticamente em ações, após o cumprimento ou dispensa expressa das condições precedentes indicadas no Contrato de Subscrição e apresentadas na Nota Explicativa nº 1.3. Segunda e terceira séries Em setembro de 2014 foi concluída a subscrição e o aporte da segunda série das debêntures conversíveis ( debtor in possess ou DIP ), cujos principais termos estão previstos no plano de recuperação judicial. O prazo para subscrição e aporte da terceira série foi suspenso por decisão do Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro em virtude da apresentação de petição por determinados credores que embora tenham manifestado interesse em participar do Financiamento DIP não se qualificaram, na visão da Companhia, para a subscrição da terceira série, de acordo com os requisitos do Plano de Recuperação Judicial, e pleiteiam sua participação. A escritura da segunda e terceira séries das debêntures prevê taxa de juros de 10% a.a., variação cambial e prêmio de 3,5%. Da mesma forma da 1ª série, essa remuneração/atualização não será devida caso as debêntures sejam convertidas em capital. O prazo de vencimento original das debêntures era 11 de abril de 2015, sendo a ultima prorrogação acordada até o dia 30 de outubro de 2015, vide Nota Explicativa nº 1.3 (f). As debêntures serão convertidas automaticamente em ações, após o cumprimento ou dispensa expressa das condições precedentes indicadas no Contrato de Subscrição e apresentadas na Nota Explicativa nº Recuperação Judicial. (iv) (v) 2º Pagamento antecipado de exportação (PPE) / Incremental Facility Em 15 de abril de 2014 a OGPar comunicou ao mercado que celebrou um Contrato de Pré- Pagamento de Exportação (Export Prepayment Agreement), por meio do qual determinados investidores concederam à Companhia, OGX P&G, um financiamento não conversível de até US$ 73,2 milhões o qual foi subscrito com uma taxa de desconto de 18%, cujos recursos líquidos, serão utilizados pela OGX P&G para financiar exportações e pagar custos e despesas a elas relacionados. A taxa de juros inicialmente é de 8% a.a. até oito meses. A partir do nono mês passou a ser de 10% a.a.. Conforme estabelecido no contrato, a partir de abril de 2015 por conta do default a taxa de juros passou de 10% a.a. para 13% a.a.. O vencimento inicial era em abril de 2015, sendo a ultima prorrogação acordada até o dia 30 de outubro de 2015 ou até a conversão do DIP em capital, o que ocorrer primeiro. Mútuos O caixa das empresas controladas pela OGX P&G é gerido de forma integrada de modo que sobras de caixa em uma Companhia podem ser transferidas para as demais. Outros compromissos associados a empréstimos e financiamentos DIP: Sem prejuízo da senioridade, extraconcursalidade e correspondente proteção que recaem sobre os Recursos Novos, as debêntures possuem, substancialmente, as garantias reais apresentadas na Nota Explicativa nº Recuperação Judicial. Plano de Recuperação Judicial Os planos de recuperação judicial da OGPar, da OGX P&G, da OGX International e da OGX Austria previam a conversão dos Senior Unsecured Notes e do DIP em capital (Vide Nota Explicativa 1.3). A conversão dos Senior Unsecured Notes foi contabilizada em 30 de setembro de 2014, após o cumprimento de todas as condições precedentes, sendo posteriormente formalizada em AGE no dia 16 de outubro de Adicionalmente, o plano aprovado em 62

63 junho de 2014 permitia que a Companhia convertesse em capital os juros dos financiamentos provisionados até a data do pedido da recuperação judicial (30 de outubro de 2013). Em função disso a Companhia estornou em junho de 2014 os juros dos Senior Unsecured Notes, do U$ 2,528 bilhões PPE e das Debêntures incorridos entre novembro de 2013 e maio de Esse estorno, líquido dos juros anteriormente provisionados, gerou um impacto credor no resultado de 2014 de R$ Covenants A Companhia não identificou nenhum descumprimento de covenants contratuais. Não obstante, devido à falta de expectativa de cumprimento de todas as condições precedentes para conversão do DIP em capital, negociou acordo de Stand Still junto a certos credores que detém a maioria das debêntures conversíveis. Vide Nota Explicativa nº 1.3 (g). 17 Provisões diversas Controladora e Consolidado 30/06/ /12/2016 Circulante Provisão para obrigação de abandono (a) Tubarão Azul Provisão ganho mínimo garantido - opções de ações (b) Não circulante Provisão para obrigação de abandono (a) Tubarão Martelo BS Provisões para obtenção de licenças ambientais (d) Tubarão Azul Tubarão Martelo Bacia de Campos Bacia de Santos Provisões para contingências regulatórias (c) Provisões trabalhistas (a) (b) Provisão para obrigação de abandono futuro de campos de exploração e produção: Conforme indicado na Nota Explicativa nº 3 (i), a partir da declaração de comercialidade de seus campos e início das atividades de desenvolvimento, a Companhia, 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. Provisão para ganho mínimo garantido - opções de ações: Provisão referente ao ganho mínimo garantido associado aos contratos de opções de ações. Ao longo do terceiro trimestre de 2014 a Companhia renegociou com os beneficiários do ganho mínimo os termos do acordo. Para aqueles beneficiários que aceitaram a proposta, a 63

64 Companhia se comprometeu a pagar, no mês do acordo, 10% do valor total provisionado e mais 40% em 8 parcelas iguais mensais e consecutivas nos meses imediatamente subsequentes. Aqueles que aceitaram o acordo concordaram que os 50% remanescentes, não seriam mais devidos pela Companhia que com isso reduziu o impacto futuro no seu fluxo de caixa em pelo menos R$ (c) (d) Provisões para contingências regulatórias: Referem-se à provisões para multas aplicadas ou não pela Agência Nacional de Petróleo ( ANP ). Provisões para obtenção de licenças ambientais: Para obtenção de licenças ambientais a Companhia se compromete junto ao IBAMA a efetuar certas compensações ambientais, com repasse de recursos a unidades de conservação. 18 Outras contas a pagar Controladora Consolidado 30/06/ /12/ /06/ /12/2016 Consórcio BS Outros Contingências Em 30 de junho de 2017 a Companhia não era ré em litígios cuja expectativa de perda fosse considerada provável, exceto pelas Provisões para contingências regulatórias e pelas Provisões Trabalhistas descritas na Nota Explicativa nº 17. Na data citada a Companhia era ré nos seguintes litígios de valores relevantes e perdas consideradas possíveis na opinião de seus assessores legais externos. Não foram constituídas provisões para perda desses valores, tendo em vista que as práticas contábeis adotadas no Brasil não requerem sua contabilização. a. CIDE e IRRF sobre pagamentos a empresas estrangeiras em afretamento de embarcações: R$ b. Aceitação de garantidor para os tributos federais suspensos em razão da admissão temporária, no regime de Repetro, do FPSO OSX-3: R$ c. Causas trabalhistas: questionamentos de horas extras, adicional noturno, danos morais etc: R$ d. UTE Parnaíba I e II: No dia 22 de julho de 2014, a Companhia foi notificada, pela UTE Parnaíba II Geração de Energia S.A. ( UTE Parnaíba II ) sobre a cessão de direitos decorrentes de garantias supostamente prestadas pela Companhia em benefício da PGN, em determinados contratos celebrados pela PGN, UTE Parnaíba II e Eneva S.A. ( Eneva ), em relação ao projeto de implantação da usina termoelétrica UTE Parnaíba II. A Companhia supostamente outorgou a garantia em benefício de UTE Parnaíba II e, por meio desta garantia, teria se comprometido a, solidariamente com a PGN, garantir certas obrigações da PGN a UTE Parnaíba II e a determinadas instituições financeiras que financiaram a implementação do projeto da UTE Parnaíba II ( Financiadores da UTE Parnaíba II ), decorrentes de falha na entrega de gás pela PGN, no contexto de contratos preliminares de arrendamento e de fornecimento de gás destinados ao projeto da UTE Parnaíba II. Com base no entendimento dos assessores jurídicos da Companhia, a Companhia considera que a referida garantia não está mais em vigor e deixou 64

65 de ser exequível. Embora a Companhia não tenha recebido nenhuma notificação a respeito da unidade UTE Parnaíba Geração de Energia S.A. ("UTE Parnaíba I"), a Companhia informa que, com relação a esta unidade, se obrigou, solidariamente com a PGN, a garantir certas obrigações da PGN a UTE Parnaíba I e a determinadas instituições financeiras que financiaram a implementação do projeto da UTE Parnaíba I ( Financiadores da UTE Parnaíba I ), decorrentes de falha na entrega de gás pela PGN, nos termos de contratos de arrendamento e de fornecimento de gás. Além da Companhia, existem outros garantidores. De acordo com seus termos, a obrigação de garantir assumida pela Companhia seria limitada a (i) danos causados pelo descumprimento da obrigação de fornecimento de gás de acordo com os contratos de arrendamento e de fornecimento de gás destinados ao projeto da UTE Parnaíba I; ou (ii) custos e danos decorrentes do vencimento antecipado ou do descumprimento de determinados contratos celebrados com os Financiadores da UTE Parnaíba I, desde que tal vencimento antecipado ou descumprimento decorram do inadimplemento da obrigação de fornecimento de gás pela PGN de acordo com os contratos de arrendamento e de fornecimento de gás. Até a presente data, a Companhia não tem conhecimento de qualquer falha de fornecimento de gás pela PGN ou qualquer outro tipo de descumprimento de obrigações contratuais pela PGN que possibilitaria que a UTE Parnaíba I ou os Financiadores da UTE Parnaíba I executassem tal garantia prestada pela Companhia. Tal como ocorre com a garantia supostamente prestada em relação à UTE Parnaíba II, existem questionamentos acerca da validade e exequibilidade dessa garantia. A Companhia reserva-se o direito de contestar e defender-se de qualquer tentativa de excussão de tais garantias por parte de terceiros. e. Afretamento do FPSO OSX 3: Em 22 de dezembro de 2014, a Companhia comunicou ao mercado ter obtido decisão judicial, em caráter liminar, para reduzir o valor do daily rate do afretamento do FPSO OSX 3, de US$ 250 mil/dia para US$ 130 mil/dia. A liminar foi concedida e em março de 2015 mantida, pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Rio de Janeiro, em face da OSX 3 Leasing B.V., na qualidade de proprietário da embarcação, bem como da Nordic Trustee Asa, na qualidade de cessionária de direitos decorrentes do afretamento da embarcação. A liminar foi solicitada em virtude da vertiginosa queda no preço do petróleo, que causou, no entendimento da Companhia, flagrante desequilíbrio do contrato. Em 18 de março de 2015 foi proferida decisão pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, por meio da qual foi mantida a redução do daily rate para US$ 130 mil/dia. A Nordic interpôs agravo de instrumento contra essa decisão, ao qual foi dado provimento, na sessão de julgamento de 27 de maio de 2015 da 14ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro, para acolher a preliminar de incompetência da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital e declarar nula a decisão que reduziu os valores da taxa de afretamento. A OGX opôs embargos de declaração contra esse acórdão, o qual ainda pende de julgamento. Além disso, considerando o valor de US$ 130 mil/dia para a taxa de afretamento, em 15 de maio de 2015, a Nordic ajuizou execução de título executivo extrajudicial contra a OGX, por meio da qual requereu o arresto acautelatório de todos os direitos decorrentes do Contrato de Comercialização, bem como de todos os recebíveis oriundos da venda do petróleo extraído no Campo de Tubarão Martelo, a fim de assegurar o pagamento da dívida decorrente do Contrato de Afretamento firmado junto à OSX, cujos créditos lhe foram cedidos por instrumento próprio. Essa execução foi distribuída ao Juízo da 45ª Vara Cível do Rio de Janeiro. Em 23 de junho de 2015, depois de apresentados embargos de devedor pela OGX, foi proferida decisão por esse Juízo indeferindo o pedido de arresto formulado pela Nordic. A Nordic interpôs recurso contra essa decisão, que ainda está pendente de julgamento pela 14ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro. Contra essa mesma decisão, no ponto que fixou a competência do juízo cível para o processamento da execução, a OGX também interpôs agravo de instrumento, o qual foi negado provimento pela 14 ª Câmara Cível, 65

66 em 30 de setembro de Está pendente de julgamento agravo em recurso especial, por meio do qual a OGX pretende obter a reforma desse julgamento. Dada à queda da liminar que reduziu o daily rate para US$ 130 mil, a OGX P&G voltou a provisionar o custo do afretamento a US$ 265 mil/dia. Em 23 de julho de 2015, foi proferida decisão que determinou a penhora dos valores depositados nos autos da medida cautelar n , em trâmite perante a 4ª Vara Empresarial. Em 23 de setembro de 2015, foi encaminhado à 4ª Vara Empresarial um novo mandado de penhora. Em 15 de outubro 2015, foi proferida decisão que, nos termos requeridos pela Nordic, determinou a penhora das ações ordinárias emitidas pela PGN em nome da OGX. Em 05 de novembro de 2015, foi proferida decisão que, nos termos requeridos pela OGX, revogou a anterior decisão que determinou a penhora de bens da OGX, ante a demonstração da essencialidade dos bens. Em 08 de novembro de 2015, a Nordic requereu a reconsideração da decisão anteriormente proferida e, subsidiariamente, a penhora de receitas outras da OGX. Em 09 de novembro de 2015, foi preferida decisão que, mantendo a revogação da penhora, determinou a penhora da receita decorrente do contrato de comercialização firmado pelas executadas com a SHELL, relativos à compra e venda de petróleo, e a imediata expedição do mandado de penhora. Em 17 de novembro de 2015, a OGX juntou petição requerendo a reconsideração da decisão que determinou a penhora da receita decorrente do contrato de comercialização firmado com Shell. O pedido foi indeferido na mesma data. Em 19 de novembro de 2015, a OGX interpôs agravo de instrumento contra essa decisão, tendo sido deferido efeito suspensivo pelo Desembargador Relator do recurso. Na mesma data, a Nordic também interpôs agravo de instrumento contra o ponto da decisão que revogou a anterior determinação de constrição dos bens da OGX, tendo sido indeferido o efeito suspensivo pleiteado (agravo de instrumento n ). Em 13 de janeiro de 2016, foi proferido despacho, que determinou a expedição de ofício à 4ª Vara Empresarial, para que informasse acerca da essencialidade dos bens objeto da penhora. Em 28 de janeiro de 2016, foi juntado ofício da 4ª Vara Empresarial, sugerindo a realização de audiência conjunta, a fim de avaliar as medidas constritivas deferidas pelo Juízo da 45ª Vara Cível, sem que isto comprometa as atividades da OGX. Em 26 de fevereiro de 2016, foi juntada decisão proferida pela 14ª Câmara Cível, suspendendo o julgamento dos Agravos de Instrumento nos e , em razão da audiência conjunta proposta. Em 13 de abril de 2016, foi juntada cópia da decisão proferida no Agravo de Instrumento nº , interposto pela Nordic, que deferiu a antecipação de tutela requerida, a fim de impedir que as agravadas se desfaçam das ações da PGN até o julgamento do recurso. Em 24 de junho de 2016, foi juntada ata da audiência realizada entre as partes, deferindo um prazo de 10 dias para que as partes apresentassem acordo para homologação. Em 14 de julho de 2016, foi juntada petição conjunta, apresentando acordo parcial. Em 25 de julho de 2016, foi proferida decisão homologando o acordo parcial e determinando a suspensão da execução e dos embargos em apenso por 30 dias úteis. Em 25 de agosto de 2016, foi encaminhada cópia do acordo parcial à 14ª Câmara Cível. Ainda em 25 de agosto de 2016, foi juntada petição da Nordic, informando que entregou os ofícios nº 561/2016/OF e 562/2016/OF para os representantes legais de Itaú Corretora de Valores S/A e Parnaíba Gás Natural S.A, nos termos do acordo firmado. Vide Nota Explicativa nº 29 (b) para mais informações. f. Ação de Cobrança IBM Brasil - Indústria Maquinas e Serviços Limitada. Em 29 de outubro de 2013 a Companhia rescindiu o contrato de prestação de serviços pactuado com a IBM. A IBM alegou que a rescisão não foi válida e que continuou prestando serviços sem por eles receber. Como a prestação do serviço teria acontecido após a distribuição do pedido de recuperação judicial, em 30 de outubro de 2013, a IBM alegou que tais valores (atualizado R$ 7.537) além de serem devidos, não estariam submetidos à recuperação judicial. A Companhia, dentre outros argumentos, defende que eventual prestação de serviço foi residual que coligada à 66

67 desmobilização do contrato e, por esse motivo, qualquer valor eventualmente devido estaria circunscrito à recuperação judicial. Ativos contingentes A Companhia ajuizou ação judicial pleiteando a restituição de R$ referentes ao ICMS pago sobre as operações de arrendamento mercantil (leasing) internacional. Com base em recente decisão, o Supremo Tribunal Federal (STF), reconheceu que o ICMS não incide sobre os contratos de leasing em que não há opção de compra de mercadoria, sendo, portanto, indevida a cobrança do imposto. Ao longo dos últimos 5 (cinco) anos, a Companhia celebrou contratos de leasing de equipamentos utilizados na operação de produção de petróleo, e pagou indevidamente R$ a título de ICMS. A Companhia já entrou com o pedido de restituição deste valor e nenhum ativo foi reconhecido conforme CPC 25 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes. 20 Patrimônio líquido / Passivo a descoberto a. Capital social A tabela a seguir demonstra as movimentações no capital social da Companhia em Capital social em 1º janeiro de (+) aumento do capital - Capital social em 30 de junho de O capital social em 30 de junho de 2017 é representado por ações ordinárias, nominativas, escriturais, sem valor nominal. 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. Em função do prejuízo apresentado em 30 de junho de 2017, não houve proposta de dividendos intermediários relativos ao período de c. Ajuste acumulado de conversão Devido à conversão de moeda relativa aos investimentos em controladas estrangeiras foram apurados ajustes acumulados de conversão registrados na conta de resultados abrangentes. Movimentação dos ajustes acumulados de conversão Saldo em 31 de dezembro de 2016 ( ) (-) Ajuste de conversão do período (41.102) Saldo em 30 de junho de 2017 ( ) 67

68 21 Receita líquida de vendas Controladora e Consolidado 30/06/ /06/2016 Óleo Receita bruta de vendas (-) Impostos sobre as vendas - - Receita líquida de vendas Volume (bbls) (*) (*) Informação não revisada por auditores independentes 22 Custo dos produtos vendidos Controladora Consolidado 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Leasing O&M Logística Depreciação/Amortização Royalties Outros Gastos Leasing: referem-se aos custos de arrendamento dos FPSOs OSX-1 e OSX-3. Vide Nota Explicativa nº 28 (b). Na controladora inclui, ainda, o arrendamento de equipamentos subsea entre OGX P&G e OGX Netherlands, cujo efeito é eliminado no consolidado. O&M: referem-se aos custos de operação e manutenção dos FPSO OSX-3 e das bombas centrífugas submersas (BCS). Vide Nota Explicativa nº 28 (b). Logística: referem-se aos custos com embarcações de apoio, helicópteros e combustível das embarcações de apoio e dos FPSOs. Outros Gastos: Inclui, dentre outros, alocação de despesas administrativas e gerais e custo de produtos químicos. 23 Despesas administrativas e gerais Controladora Consolidado 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Despesas com pessoal Ganho mínimo garantido - opções de ações Depreciação e amortização Despesas com escritório Serviços prestados por terceiros Outros

69 24 Despesas com exploração As "despesas com exploração" estão relacionadas com aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos, estudos geológicos e geofísicos, baixas de poços secos, áreas subcomerciais e custos afundados. Controladora e Consolidado 30/06/2016 Baixas Bacia Imobilizado Intangível Total Outras despesas de exploração Total de despesas com exploração Campos Pará-Maranhão (*) Santos Total Resultado financeiro Controladora Consolidado 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Despesas financeiras Juros/encargos e prêmios sobre financiamentos (52.338) (60.154) (52.338) (61.085) Juros sobre provisão para abandono (5.570) (4.230) (5.570) (4.230) Juros diversos (49.878) (5.942) (51.418) (5.942) Valor justo instrumentos financeiros (13.239) - (13.239) - Outros (2.596) (7.595) (4.012) (5.465) ( ) (77.921) ( ) (76.722) Receitas financeiras Juros e encargos sobre financiamento Valor justo instrumentos financeiros Rendimento de aplicações financeiras Outros Variação cambial líquida ( ) (23.400) Resultado financeiro líquido (70.656) ( ) ( )

70 26 Outras receitas (despesas) operacionais Controladora Consolidado Descrição Ref. 30/06/ /06/ /06/ /06/2016 Ociosidade Campo de Tubarão Martelo (a) - ( ) - ( ) Provisão para perda de estoques (b) PIS/COFINS à recuperar Ressarcimento (d) PIS/COFINS diferidos (e) (8.723) (8.723) Provisão para perda de impostos a recuperar (600) (258) (3.723) (4.827) Provisões ANP (c) - (5.036) - (5.036) Perda líquida na venda de estoque de materiais de E&P (28.763) (42.910) (28.763) (42.910) Provisão para perda custos reembolsáveis abandono Campo de TBAZ (8.772) (22.143) (1.619) (13.976) Compensações OSX (1.391) (1.391) Royalties recebidos Custos OGX Netherlands - - (6.950) (8.113) Outros (14.995) (14.214) (17.090) (19.229) (a) (b) Ociosidade Campo de Tubarão Martelo: A partir do dia 5 de fevereiro de 2016 não houve produção no campo de Tubarão Martelo. A partir desse período os custos relativos ao campo foram lançados diretamente no resultado, sem transitar por estoque. Provisão para perda de estoques: constituída para manter os estoques a valor esperado de realização. (c) Provisão multa ANP: Vide Nota Explicativa 17. (d) (e) PIS/COFINS à recuperar: Vide Nota Explicativa nº 13 (b). PIS/COFINS diferidos: Vide Nota Explicativa nº 13 (b). 27 Provisão/ (realização) de impairment Consolidado 30/06/2017 Variação da provisão por redução ao valor recuperável (1) Bacia Valor no imobilizado Valor no intangível Ajustes de Conversão (*) Total Tubarão Azul Campos Tubarão Martelo Campos (845) Complexo Exploratório Bacia de Campos Campos Complexo Exploratório Bacia de Santos Santos Efetivação da perda por redução ao valor recuperável em 2017 (2) Bacia (845) Valor no imobilizado Valor no intangível Ajustes de Conversão (d) Total Tubarão Azul Campos (572) - - (572) Tubarão Martelo Campos Complexo Exploratório Bacia de Campos Campos (102) - - (102) Complexo Exploratório Bacia de Santos Santos (118) - - (118) (792) - - (792) (1) + (2) Efeito no resultado de 30 de junho de (845) (*) Ajuste de conversão afetando impairment das empresas internacionais. 70

71 28 Remuneração dos administradores O impacto da remuneração dos administradores da Companhia no resultado do período findo em 30 de junho de 2017 está apresentado no quadro abaixo: Controladora e Consolidado 30/06/ /06/2016 Conselho de Administração (honorários) Comitê de Auditoria e Divulgação de Informações Ganho mínimo garantido - - Administradores (pró-labore + salários e encargos) Bônus Subtotal Opções de compra de ações canceladas e anuladas - - Efeito no resultado Compromissos assumidos a. Programa Exploratório Mínimo ( PEM ) No terceiro trimestre de 2016 a Companhia recebeu uma correspondência da ExxonMobil, parceira e operadora do Bloco POT-M-762, comunicando que a mesma havia recebido um Ofício da ANP no dia 4 de julho de 2016 requerendo que ambas as partes, OGX e ExxonMobil, procedessem o pagamento do valor de R$ correspondente às 1004,55 Unidades de Trabalho não cumpridas no Contrato de Concessão em epígrafe. Nessa correspondência, a ExxonMobil notificou a OGX a quitar 50% do valor (R$ ) em função das obrigações assumidas no Contrato de Concessão e no Acordo de Operação Conjunta ( JOA ). A esse respeito, no entendimento dos assessores legais da OGX, não deve ser concedido tratamento privilegiado a esse crédito referente ao PEM não cumprido, tendo em vista que a OGX encontrava-se em recuperação judicial. Assim, a OGX apresentou habilitação retardatária de crédito perante o Juízo em que tramita seu processo de recuperação judicial, requerendo a inclusão do crédito em questão no quadro geral de credores, tendo em vista que o compromisso do PEM é originário de fato ocorrido no primeiro semestre de 2013, ou seja, antes do pedido de recuperação judicial. Até a data do fechamento dessas informações trimestrais, o Juízo da Recuperação Judicial ainda não havia se manifestado sobre o caso em referência. Desta forma, foi constituída provisão para esse passivo, vide Nota Explicativa nº 17. b. Contratos de arrendamento mercantil operacional e de operação e manutenção (O&M) FPSO OSX-3 O contrato de afretamento formalizado, na modalidade bareboat, com a empresa ligada OSX 3 Leasing BV, foi aditado em 12 de setembro de O aluguel diário acordado foi US$ 250,000 (duzentos e cinquenta mil dólares), em linha com o previsto no Plan Support Agreement assinado pelas partes em 24 de dezembro de 2013 e com o Comunicado ao Mercado, divulgado pelo Grupo OSX em 13 de março de O contrato previu a aplicação retroativa da taxa até 19 de novembro de 2013.Associado ao contrato afretamento, a Companhia assinou, em 6 de setembro de 2013, com empresa ligada OSX Serviços Operacionais Ltda. um contrato de 20 anos para a operação e manutenção do FPSO OSX-3. Em 22 de dezembro de 2014, a Companhia obteve decisão judicial em caráter liminar para redução do daily rate do afretamento 71

72 da OSX-3, de USD 250 mil/dia para USD 130 mil/dia devido ao flagrante desequilíbrio contratual em decorrência da vertiginosa queda do preço do petróleo Brent. Em 16 de março de 2015 a OGX P&G, em conjunto com a OGPar, firmou com a OSX Brasil S.A., a OSX 3 Leasing BV, a OSX 3 Holding BV e a OSX Serviços Operacionais Ltda., acordos visando: (a) a suspensão, pelo prazo de seis meses, dos pagamentos devidos pela OGX P&G que se encontravam em aberto e estavam associados aos afretamentos do FPSO OSX3; (b) a suspensão, pelo mesmo prazo, dos futuros pagamentos decorrentes do mesmo afretamento. Nesse mesmo contexto, de forma a promover a redução e a otimização do custo de O&M do campo de Tubarão Martelo, OSX Serviços e OGX P&G decidiram amigavelmente pela rescisão do contrato de O&M do FPSO OSX 3, comprometendo-se a negociar os termos para transferência das atividades, tripulação, contratos, sistemas, know how, etc., bem como uma compensação a ser estipulada em favor do Grupo OSX. Em 31 de dezembro de 2016 a Companhia não registrava nenhuma provisão para essa compensação, pois, não era possível estimar o valor, tendo sido, posteriormente, firmado acordo entre as partes para estipular os termos e condições da mesma. Em 18 de março de 2015 foi proferida decisão pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, por meio da qual foi mantida a redução do daily rate para USD 130 mil/dia. A Nordic interpôs agravo de instrumento contra essa decisão, ao qual foi dado provimento, na sessão de julgamento de 27 de maio de 2015 da 14ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro, para acolher a preliminar de incompetência da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital e declarar nula a decisão que reduziu os valores da taxa de afretamento. Além disso, considerando o valor de USD 130 mil/dia para a taxa de afretamento, em 15 de maio de 2015, a Nordic ajuizou ação de execução contra a OGX, por meio da qual requereu o arresto acautelatório de todos os direitos decorrentes do Contrato de Comercialização, bem como de todos os recebíveis oriundos da venda do petróleo extraído no Campo de Tubarão Martelo, a fim de assegurar o pagamento da dívida decorrente do Contrato de Afretamento firmado junto à OSX, cujos créditos lhe foram cedidos por instrumento próprio. Essa execução foi distribuída ao Juízo da 45ª Vara Cível do Rio de Janeiro. Em 23 de junho de 2015, depois de apresentados embargos de devedor pela OGX, foi proferida decisão por esse Juízo indeferindo o pedido de arresto formulado pela Nordic. Após a recusa da exequente em aceitar a oferta da OGX P&G de barris de óleo à penhora, em 23 de julho de 2015, o Juízo da 45ª Vara Cível do Rio de Janeiro deferiu a penhora de montante depositado pelas executadas perante o Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro. Além disso, em 15 de outubro de 2015, o Juízo da 45ª Vara Cível do Rio de Janeiro deferiu a penhora de ações ordinárias emitidas pela Parnaíba Gás Natural S.A. de propriedade da OGX P&G, no entanto, no início de novembro de 2015 o mesmo Juízo reviu sua posição e determinou o cancelamento da penhora que havia recaído sobre ações ordinárias emitidas pela Parnaíba Gás Natural S.A. ("PGN") de propriedade da OGX. De maneira a alcançar um acordo definitivo que viesse a satisfazer o interesse das partes e pôr fim a todos os conflitos existentes entre elas, as partes firmaram, em 14 de julho de 2016, um acordo preliminar que estipulou as condições intermediárias para prosseguimento da negociação, o qual foi homologado pelos juízos competentes, ficando suspensos os litígios existentes pelo prazo de 30 dias úteis. No dia 24 de julho de 2017 a Companhia informou ao marcardo a celebração do acordo definitivo junto aos credores detentores dos bonds OSX-3 Senior Secured Callable Bond 72

73 2012/2015 emitidos pela OSX-3 Leasing BV e credores dos financiamentos DIP e Incremental Facility Para maiores informações vide Nota Explicativa nº Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco A Companhia 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 não efetua aplicações de caráter especulativo em derivativos. Os resultados obtidos com as operações estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Companhia. Os valores de realização estimados de ativos e passivos financeiros da Companhia 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 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. A contratação de instrumentos de proteção de contra variação no preço do petróleo está sujeita aos limites de exposição física e de volatilidade previstos na Política de Comercialização da Companhia. 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 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 preveem 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. Diante da recente queda significativa do preço do petróleo tipo Brent a Companhia efetuou teste de impairment de seus ativos. Vide Notas Explicativas nº 11 e

74 Operações protegidas por instrumentos derivativos contra variação de preço De acordo com a Política de Comercialização a Companhia pode utilizar 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 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. Análise de sensibilidade - testes de estresse Para 30 de junho de 2017 a Companhia não está apresentando análise de sensibilidade para os derivativos de petróleo, pois, na data base em questão não havia posições em aberto. 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 pela Companhia. A ideia é minimizar o uso de derivativos de proteção, realizando o gerenciamento do risco cambial sobre a exposição líquida. Instrumentos derivativos podem ser 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. Exposição cambial líquida Consolidado 30/06/2017 Ativo Ativo circulante (i) Ativo não-circulante (i) Passivo Passivo circulante (ii) ( ) Passivo não-circulante (iii) ( ) ( ) Ativos e passivos líquidos ( ) (i) Refere-se, substancialmente, ao saldo de equivalentes de caixa, depósitos vinculados mantido em dólares e contas a receber em moeda estrangeira. 74

75 (ii) (iii) Refere-se, substancialmente, a: (a) DIP e 2º PPE / Incremental Facility (US$ 73 milhões). Ressalta-se que o DIP possui cláusula de conversibilidade. Vide Nota Explicativa nº 16; (b) títulos a pagar à fornecedores em moedas estrangeiras, inclusive empresas do grupo OSX; (c) provisão para obrigação de abandono futuro do Campo de Tubarão Azul; (d) mútuos em US$. Refere-se a provisão para obrigação de abandono futuro dos Campos de Atlanta e Oliva e Tubarão Martelo. Vide Nota Explicativa nº 17. Análise de sensibilidade para risco cambial Os cenários definidos nesta análise partiram da taxa de câmbio de 30 de junho de 2017: Cenário I: depreciação do R$ 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 US$ 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 29.1 (b.2), convertidos para US$ pela taxa de fechamento de 30 de junho de 2017 (3,3082). (**) Conforme demonstrado na seção de "exposição cambial líquida", na Nota Explicativa 29 (b.2), o saldo de ativo e passivos líquidos é negativo (dívida líquida), sobretudo em função do "passivo não circulante" que corresponde aos financiamentos do DIP e 2º PPE (US$ 73 milhões) (Nota Explicativa nº 16). A Companhia optou por não contratar instrumento financeiro de proteção dessa exposição contábil, pois no processo de recuperação judicial, a Companhia não espera ter que desembolsar recursos para liquidar os DIPs (num total de US$ em 30 de junho de 2017). A proposta do Plano de Recuperação Judicial é converter essa dívida em capital. Vide Nota Explicativa nº 1.3. 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, pois, não espera ter que liquidar seu principal passivo com juros (o DIP Finance), cuja expectativa é que seja convertido em capital (vide Nota Explicativa nº 1.3). c. Risco de crédito O risco de crédito decorre da possibilidade da Companhia sofrer 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 adotou 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. 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. 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. 75

76 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/ /12/2016 Caixa e equivalentes de caixa Depósitos vinculados Contas a receber Outros créditos (exceto despesas antecipadas) Empréstimos / Créditos com partes relacionadas Títulos e valores mobiliários d. Risco de liquidez A Companhia monitora 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. A recente deterioração da posição de caixa da Companhia afetou a gestão do risco de liquidez. A estratégia atual de gestão da liquidez está descrita na Nota Explicativa nº 1.4. O quadro a seguir apresenta os passivos financeiros da Companhia por faixa de vencimento. Vencido Até 6 meses 30/06/ Consolidado De 6 meses a 1 ano Entre 1 e 2 anos Mais que 2 anos Outros Total Fornecedores (i) Empréstimos e financiamentos Contas a pagar com partes relacionadas Total (i) O saldo em Outro s corresponde a parcela da provisão de gastos não faturados por fornecedores. Vide Nota Explicativa nº 15. e. Risco de volatilidade no preço das ações O Grupo está exposto ao risco de mudanças no preço das ações em razão dos investimentos mantidos pelo Grupo e classificados no balanço patrimonial consolidado como mensurados ao valor justo por meio do resultado. O lucro líquido do exercício flutuaria em decorrência de ganhos ou perdas sobre o preço das ações mensuradas ao valor justo por meio de resultado. No entanto, estes ativos não trazem risco de variação de preços, uma vez que a Companhia não possui expectativa de curto prazo em liquidar sua posição pelo fato das ações estarem bloqueadas e indisponíveis pelo prazo máximo de 18 meses. 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 76

77 precificação, caso contrário. O nível de hierarquia do valor justo fornece prioridade para preços cotados não ajustados em mercado ativo. A hierarquia do valor justo dos instrumentos financeiros está apresentado a seguir: Modelo de precificação Preços observáveis em mercado ativo baseado em preços observáveis em mercado ativo Modelo de precificação sem o uso de preços observáveis (Nível I) (Nível II) (Nível III) Aplicações financeiras Títulos e valores mobiliários Saldo em 30 de junho de Modelo de precificação Preços observáveis em mercado ativo baseado em preços observáveis em mercado ativo Modelo de precificação sem o uso de preços observáveis (Nível I) (Nível II) (Nível III) Aplicações financeiras Títulos e valores mobiliários Saldo em 31 de dezembro de Não houve reclassificação entre as categorias de hierarquia do valor justo de Títulos e Valores Mobiliários e Aplicações Financeiras em 30 junho de 2017 e 31 de dezembro 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. A Companhia contrata de forma ininterrupta seguro de Risco de Petróleo, desde o início de sua campanha exploratória, incluindo as seguintes coberturas: Responsabilidade Civil contra danos materiais e/ou corporais 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, além de despesas como a reperfuração de poços ou limpeza e descontaminação. Em 01 de Março de 2017 está apólice de seguro de Risco de Petróleo foi renovada por mais 12 meses, oferecendo cobertura até 01 de Março de A apólice foi emitida pela FairFax Brasil. Em 20 de Fevereiro de 2017 foi renovado o Seguro P&I. Esse seguro de embarcação refere-se exclusivamente a poluição e remoção de resíduos. A apólice foi emitida pela Gard, oferecendo cobertura até 20 de fevereiro de Em 31 de Julho de 2016, foi renovado o seguro de Responsabilidade Civil Geral, pela Fairfax Brasil, com vencimento para 31 de Julho de 2017, e em 07 de outubro de 2016 foi renovado o Seguro Patrimonial pela Allianz, oferecendo cobertura até 07 de outubro de O Seguro de Responsabilidade Civil de Administradores - D&O foi renovado por mais 12 77

78 meses, vencendo em 02 de fevereiro de 2017, pela Tokio Marine e ACE, depois foi prorrogado por mais 6 (seis) meses vencendo em 02 de agosto de Em 30 de junho de 2017, os principais ativos ou interesses cobertos por seguros e os respectivos montantes são demonstrados a seguir: Seguros/modalidade Campanha exploratória Importâncias seguradas US$ 000 Risco de petróleo ( blow out ) da Bacia de Campos (Offshore) Proteção e Indenização OSX 3 (P&I) Demais seguros R$ 000 Riscos Operacionais Patrimonial Responsabilidade Civil Geral Responsabilidade civil de Administradores - D&O Informações por segmento As informações por segmento estão sendo apresentadas em relação aos negócios da Companhia, 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. A Companhia está segmentada 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 e passivos 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) IRPJ/CSLL. 78

79 As informações por segmento estão apresentadas a seguir: Balanços por segmento Bacias Em 30 de junho de 2017 Campos Pará-Maranhão Santos Parnaíba Colômbia Ceará Potiguar Corporativo Consolidado Ativo Ativo circulante Ativo realizável a longo prazo Investimentos Imobilizado Intangível Total do ativo Passivo Passivo circulante Passivo não circulante Patrimônio líquido ( ) ( ) Total passivo e patrimônio líquido Bacias Em 31 de dezembro de 2016 Campos Pará-Maranhão Santos Parnaíba Colômbia Ceará Potiguar Corporativo Consolidado Ativo Ativo circulante Ativo realizável a longo prazo Investimentos Imobilizado Intangível Total do ativo Passivo Passivo circulante Passivo não circulante Patrimônio líquido ( ) ( ) Total passivo e patrimônio líquido

80 Demonstrações dos resultados por segmento Em 30 de junho de 2017 Campos Bacias Pará- Maranhão Santos Parnaíba Colômbia Ceará Potiguar Corporativo Consolidado Receita líquida de vendas Custos dos produtos vendidos ( ) ( ) Lucro bruto (52.472) (52.472) Receitas (despesas) operacionais Despesas Administrativas e gerais (44.927) (44.927) Outras receitas (despesas) operacionais (1.619) (17.610) (19.229) Perda por redução ao valor recuperável (118) Resultado de equivalência patrimonial (708) (708) Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos (42.951) (118) (63.245) ( ) Resultado financeiro Receitas financeiras Despesas financeiras ( ) ( ) Variação cambial (23.400) (23.400) Resultado antes dos tributos sobre o lucro (42.951) (118) ( ) ( ) Imposto de renda e contribuição social Resultado líquido das operações continuadas (42.951) (118) ( ) ( ) Resultado líquido das operações descontinuadas (27) (27) Resultado líquido do período (42.951) (118) ( ) ( ) 80

81 Em 30 de junho de 2016 Campos Bacias Pará- Maranhão Santos Parnaíba Colômbia Ceará Potiguar Corporativo Consolidado Receita líquida de vendas Custos dos produtos vendidos ( ) ( ) Lucro bruto (66.135) (66.135) Receitas (despesas) operacionais Despesas com exploração (384) 112 (206) (478) Despesas Administrativas e gerais (58.888) (58.888) Outras receitas (despesas) operacionais ( ) Perda por redução ao valor recuperável (24.095) (23.261) Resultado de equivalência patrimonial (260) (260) Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos ( ) Resultado financeiro Receitas financeiras Despesas financeiras (76.722) (76.722) Variação cambial Resultado antes dos tributos sobre o lucro ( ) Imposto de renda e contribuição social Resultado líquido da operações continuadas ( ) Resultado líquido das operações descontinuadas (3.242) (5.285) - (6.085) Resultado líquido do período ( ) (3.242) (5.285)

82 33 Resultado de operações descontinuadas Controladora e Consolidado 30/06/ /06/2016 Bacia Parnaíba Ceará - (3.242) Despesa com exploração - (3.242) Potiguar (27) (5.285) Impairment imobilizado (27) (148) Despesa com exploração - (5.137) 34 Resultado por ação (27) (6.085) Controladora e Consolidado Lucro / (prejuízo) básico e diluído por ação 30/06/ /06/2016 Numerador básico e diluído: Lucro / (prejuízo) das operações continuadas ( ) Denominador básico e diluído: Média ponderada de ações Resultado por ação (1,54560) 0, Evento subsequente Acordo com Teekay Offshore para a entrega do FPSO do Campo de Atlanta No dia 21 de julho de 2017 a Companhia informou ao mercado que, com o objetivo de minimizar os impactos relativos ao atraso da unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência FPSO Petrojarl I ("FPSO") a qual será destinada ao Bloco BS-4, as partes envolvidas decidiram renegociar determinados termos, condições e garantias existentes, relacionados ao afretamento do FPSO para o desenvolvimento do Campo de Atlanta, de maneira a viabilizar a produção do ativo. Assim, a OGX celebrou, na referida data, um conjunto de acordos incluindo partes direta ou indiretamente envolvidas no afretamento do FPSO, dentre elas (a) Atlanta Field B.V. ("AFBV"); (b) QGEP Participações S.A. ("QGEP"); (c) Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda. ("BE"); (d) OGX Netherlands Holding B.V. ("OGX NL"); e (e) Teekay Offshore Partners L.P. ("Teekay"). Os acordos entrarão em vigor após a conclusão de determinados procedimentos pós-assinaturas. Dentre os principais desdobramentos da renegociação para a OGX, estão o estabelecimento de solução negocial para a amortização parcial dos cash calls devidos pela OGX em, aproximadamente, USD 14 milhões, e a substituição de garantia originalmente acordada com a 82

83 Teekay para cobrir obrigações do afretamento, a qual previa depósitos recorrentes em favor da Teekay, pela outorga de garantia diretamente à QGEP e BE através dos recebíveis relativos à 80% do resultado líquido a que a OGX fizer jus em decorrência da venda do óleo produzido no Campo de Atlanta através de depósito em conta vinculada para fins das obrigações assumidas pelo consórcio perante a Teekay. A liquidação financeira dos cash calls citados ocorreu no dia 28 de julho de Os acordos decorrentes da renegociação estabelecem, ainda, a redução do valor de afretamento da FPSO nos 18 meses iniciais de produção. Após os primeiros 18 meses de produção, a taxa diária original entrará em vigor, e incluirá um componente variável vinculado aos preços do petróleo, possibilitando a recuperação da diferença pela Teekay. Por fim, conforme já divulgado em oportunidades anteriores, a OGX detém participação de 40% nos Campos de Atlanta e Oliva (Bloco BS-4), em parceria com QGEP (30%) e BE (30%). O projeto de desenvolvimento da produção do Campo de Atlanta encontra-se em fase de implantação, com início de produção previsto para o primeiro trimestre de 2018, conforme divulgado pela QGEP, que é a operadora do Consórcio BS-4. A OGX reforça que mantém esforços para alienação de sua participação no Bloco BS-4 a potenciais interessados. Recentemente, com êxito na conclusão da Recuperação Judicial, a OGX recebeu manifestações de terceiros demonstrando interesse em financiar os montantes necessários para a OGX acompanhar as chamadas de capital do projeto. Celebração do acordo definitivo junto aos credores detentores dos bonds OSX-3 Senior Secured Callable Bond 2012/2015 emitidos pela OSX-3 Leasing BV e credores dos financiamentos DIP e Incremental Facility No dia 24 de julho de 2017 em continuação aos Fatos Relevantes divulgados em 28 de outubro de 2016 e 10 de janeiro de 2017, a OGX e a OGpar em conjunto informaram ao mercado que as Companhias celebraram o acordo definitivo ("Acordo") com seus credores (a) OSX-3 Leasing BV ("OSX-3"); (b) Nordic Trustee ASA, na qualidade de Bond Trustee (Agente Fiduciário) dos bonds OSX-3 Senior Secured Callable Bond 2012/2015 e cessionário dos direitos da OSX-3 ("OSX-3 Bond Trustee"); (c) certos detentores de debêntures da 3ª emissão de debêntures garantidas da OGX, conversíveis em ações, com garantia fidejussória adicional, em três séries (conforme aditada ou alterada de tempos em tempos, "DIP" e "Debêntures"); e (d) credores do. Export Pre-Payment Agreement (Contrato de Pré Pagamento de Exportação) datado de 23 de junho de 2014 ("Credores IF" e, em conjunto com OSX-3, OSX-3 Bond Trustee e determinados detentores das Debêntures, "Credores"). Além das Companhias e os Credores, assinaram também o Acordo a OGX Austria GmbH e OGX International GmbH e determinadas sociedades que integram o grupo OSX. É parte ainda do Acordo a Settlement Shareco LP, uma sociedade recém constituída ("NewCo"), à qual será transferida parte dos créditos detidos pelos Credores e parte das ações de emissão da OGX decorrentes da capitalização dos créditos, de modo que determinados Credores se tornarão acionistas da NewCo (além de se tornarem também acionistas diretos da OGX) e ela se tornará acionista da OGX. O Acordo será implementado mediante (i) a capitalização, na OGX, dos créditos detidos pela OSX-3 e pelos Credores IF; (ii) conversão das Debêntures em ações de emissão da OGX, nos termos da escritura de emissão; e (iii) a entrega em dação em pagamento de 2/3 das ações que a OGX detém no capital social da Eneva S.A. (aproximadamente 4% do total de ações em circulação da Eneva S.A.) para os Credores, sendo 1/3 para os detentores das Debêntures e para os Credores IF em conjunto e 1/3 para a OSX-3 (o valor das ações Eneva entregues em dação 83

84 em pagamento será abatido do valor dos créditos capitalizados, assim como será deduzido qualquer valor eventualmente pago, até a data da capitalização, a título de frete para a OSX-3, em função do afretamento da embarcação FPSO OSX-3). Será garantido aos atuais acionistas da OGX o direito de preferência, nos termos do Art. 171 da Lei 6.404/76, na capitalização dos créditos detidos pela OSX-3 e pelos Credores IF, conforme Aviso aos Acionistas a ser oportunamente divulgado pela OGX. Caso qualquer dos atuais acionistas exerça seu direito de preferência, o valor resultante desse exercício será pago aos Credores, na forma do Art. 171, parágrafo 2º da Lei 6.404/76. A implementação do Acordo com a referida liquidação dos créditos ocorrerá em duas etapas, conforme descritas nas tabelas abaixo, a Etapa 1 relativa à capitalização dos créditos detidos por OSX-3 e Credores IF e a Etapa 2 relativa à conversão das Debêntures em ações de emissão da OGX. OSX-3 Credores Credores IF Etapa 1: Aumento de capital com créditos OSX-3 e Credores IF Crédito Participação Qntd de ações (milhões) 1 (milhões) ~R$966 ~86% ~800 1 Valor correspondente a USD 298 milhões, em 30 de abril de 2017, implicando em um preço implícito de conversão de R$1,20 por ação. A dívida apenas será convertida em reais no dia anterior ao início das providências societárias para sua capitalização, sendo até então mantida em dólares. Etapa 2: Conversão de Debêntures Credores Crédito (milhões) Participação 1 Qntd de ações (bilhão) Debêntures ~R$696,6 65% ~1,733 ¹ O percentual de participação foi fixado na escritura de emissão das Debêntures, conforme aprovada em AGE de 12/02/2014. O capital social da OGX, após a implementação do Acordo, será distribuído aproximadamente conforme abaixo: 84

85 Acionista(s) Participação OSX-3 32,50%* Credores IF 15,58%* Credores DIP 46,92%* OGPAR 1,29%** Acionistas atuais (exceto OGPAR) 3,71%** *Participação final aproximada, detida direta e indiretamente através da Newco, considerando a hipótese de não haver exercício de direito de preferência pelos acionistas atuais, após reequilíbrio das participações nos termos do Acordo. Newco deterá diretamente 47,5% das ações da OGX. **Participação final aproximada, considerando a hipótese de não haver exercício de direito de preferência pelos atuais acionistas, inclusive OGpar. Assim, conforme apontado no quadro acima, após a implementação do Acordo, OSX-3, Credores IF e detentores das Debêntures, em conjunto, deterão, direta e indiretamente, 95% (noventa e cinco por cento) do total de ações de emissão da OGX. A OGPar e demais acionistas da OGX que permanecerem ou ingressarem na base acionária até a conclusão da capitalização dos créditos detidos pela OSX-3 e Credores IF e conversão das Debêntures corresponderão aos 5% (cinco por cento) restantes. Em contrapartida às medidas a serem tomadas, a OGX terá seu passivo financeiro e sua principal dívida, resultante do não pagamento do frete do FPSO OSX-3, integralmente liquidados. Ao final da implementação do Acordo, todos os litígios existentes entre as partes do Acordo, em todas as jurisdições competentes, serão definitivamente extintos. O Acordo também prevê a outorga de uma opção de compra dos direitos sobre o campo de Tubarão Martelo e quaisquer ativos a ele relacionados para a OSX-3, mediante o pagamento da soma dos seguintes valores (i) US$ 1.00; e (ii) o Valor Líquido do CAPEX Extraordinário (investimentos realizados pela OGX para rejuvenescimento e/ou expansão do campo menos a depreciação relacionada ao campo); e (iii) o valor total do CAPEX de Desconexão (investimentos feitos pela OGX para desconexão do FPSO OSX-3, após o recebimento de uma Notificação de Resilição do Contrato de Afretamento). Tal opção pode ser exercida pela OSX-3 (ou pelo OSX-3 Bond Trustee) a partir da data de fechamento da operação prevista no Acordo até a data em que for concluída a devolução do FPSO OSX-3 para a OSX-3 ou em até 5 dias úteis da cessão da opção para um terceiro, o que ocorrer primeiro. A OGX concordou ainda em depositar (i) 10% de toda a sua receita proveniente do petróleo extraído do campo de Tubarão Martelo, após o pagamento dos royalties, e (ii) 10% dos recursos 85

86 provenientes da receita bruta proporcional atribuível para a OGX da venda de petróleo produzido pelo bloco BS-4, após o pagamento de royalties, em uma conta escrow, como garantia aos custos de abandono do campo de Tubarão Martelo e devolução do FPSO OSX-3. As ações de emissão da Eneva entregues em dação em pagamento à OSX-3 poderão ser vendidas e os recursos daí decorrentes serão utilizados para custear o futuro abandono do campo de Tubarão Martelo e devolução do FPSO OSX-3 à OSX-3. Por outro lado, eventual saldo de ações não utilizado para custear o abandono do campo de Tubarão Martelo e devolução do FPSO OSX-3 poderá ser recomprado pela OGX por meio do exercício de uma opção de compra a ela outorgada pelo valor total de R$1,00. Na data de fechamento da operação prevista no Acordo será também assinado um aditamento ao Contrato de Afretamento celebrado entre OGX e OSX-3, o qual preverá as condições comerciais de afretamento (incluindo o pagamento do frete apenas em situações limitadas) a vigorar entre as partes até a data do efetivo abandono do campo de Tubarão Martelo e devolução do FPSO OSX-3 para a OSX-3, incluindo as regras de devolução da embarcação após aprovação do abandono do campo pela ANP, devolução esta que poderá ser requerida a qualquer tempo pela OSX-3. O Acordo está sujeito a determinadas condições precedentes habituais. A administração das Companhias esclareceu, por fim, que o Acordo é fruto de longo esforço de negociação, realizado no melhor interesse das Companhias, após diversas disputas que poderiam leva-las à condição de completa insolvência e impossibilidade de dar continuidade às respectivas atividades, em decorrência de dívidas que tiveram como fator determinante a queda do petróleo no mercado internacional. Com base no referido acordo, a OGX P&G realizou um exercício pro forma para mensurar o impacto contábil do processo de conversão da divida em novas ações, que ao término do processo resultará no aumento do patrimônio líquido dos atuais R$ 1,2 bi negativos para R$ 1,1 bi positivo. 86

87 Conselho de Administração Diretoria Pedro de Moraes Borba Presidente Paulo Narcélio Simões Amaral Julio Alfredo Klein Junior Paulo Narcélio Simões Amaral Diretor Presidente Márcia Lemos Mainenti Diretora Financeira e de Relações com Investidores Conselho Fiscal Francisco Aurélio Sampaio Santiago Diretor de Operações Vicente Luiz Barbosa Marotta Marcello de Souza Marin Ari Joaquim da Silva Controller e Contador responsável Jefferson Luis Castrignani Martins CRC-1SP218855/O-1 Comitê de Auditoria Estatutário Carlos Roberto de Oliveira Pauseiro Julio Alfredo Klein Junior Willian de Mello Magalhães Junior 87

88 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 Índice Dados da Empresa Composição do Capital 1 DFs Individuais Balanço Patrimonial Ativo 2 Balanço Patrimonial Passivo 3 Demonstração do Resultado 4 Demonstração do Resultado Abrangente 5 Demonstração do Fluxo de Caixa 6 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido DMPL - 01/01/2017 à 30/06/ DMPL - 01/01/2016 à 30/06/ Demonstração do Valor Adicionado 10 DFs Consolidadas Balanço Patrimonial Ativo 11 Balanço Patrimonial Passivo 12 Demonstração do Resultado 13 Demonstração do Resultado Abrangente 14 Demonstração do Fluxo de Caixa 15 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido DMPL - 01/01/2017 à 30/06/ DMPL - 01/01/2016 à 30/06/ Demonstração do Valor Adicionado 19

89 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 Dados da Empresa / Composição do Capital Número de Ações (Unidades) Trimestre Atual 30/06/2017 Do Capital Integralizado Ordinárias Preferenciais 0 Total Em Tesouraria Ordinárias 0 Preferenciais 0 Total 0 PÁGINA: 1 de 19

90 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Balanço Patrimonial Ativo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta 1.02 Ativo Não Circulante Ativo Realizável a Longo Prazo Aplicações Financeiras Avaliadas a Valor Justo Títulos e valores mobiliários Estoques Tributos Diferidos Créditos com Partes Relacionadas Outros Ativos Não Circulantes Impostos de renda, contribuição social e outros impostos a recuperar Trimestre Atual 30/06/2017 Exercício Anterior 31/12/ Ativo Total Ativo Circulante Caixa e Equivalentes de Caixa Aplicações Financeiras Aplicações Financeiras Avaliadas a Valor Justo Títulos e Valores Mobiliarios Estoques Estoque de produtos acabados Outros Ativos Circulantes Outros Outros créditos e despesas antecipadas Depósitos vinculados Empréstimos e Financiamentos com partes relacionadas Depósitos Vinculados Investimentos Imobilizado Intangível PÁGINA: 2 de 19

91 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Balanço Patrimonial Passivo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 30/06/2017 Exercício Anterior 31/12/ Passivo Total Passivo Circulante Obrigações Sociais e Trabalhistas Fornecedores Obrigações Fiscais Empréstimos e Financiamentos Outras Obrigações Outros Contas a pagar para partes relacionadas Outras contas a pagar Provisões Passivo Não Circulante Outras Obrigações Outros Empréstimos e financiamentos com partes relacionadas Tributos Diferidos Provisões Outras Provisões Provisão para Perda em Investimentos em Controladas Provisões diversas Patrimônio Líquido Capital Social Realizado Reservas de Capital Lucros/Prejuízos Acumulados Ajustes Acumulados de Conversão PÁGINA: 3 de 19

92 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Demonstração do Resultado (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 01/04/2017 à 30/06/2017 Acumulado do Atual Exercício 01/01/2017 à 30/06/2017 Igual Trimestre do Exercício Anterior 01/04/2016 à 30/06/2016 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2016 à 30/06/ Receita de Venda de Bens e/ou Serviços Custo dos Bens e/ou Serviços Vendidos Resultado Bruto Despesas/Receitas Operacionais Despesas Gerais e Administrativas Perdas pela Não Recuperabilidade de Ativos Outras Despesas Operacionais Despesas com exploração Outras receitas (despesas) operacionais Resultado de Equivalência Patrimonial Resultado Antes do Resultado Financeiro e dos Tributos Resultado Financeiro Receitas Financeiras Despesas Financeiras Resultado Antes dos Tributos sobre o Lucro Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Resultado Líquido das Operações Continuadas Resultado Líquido de Operações Descontinuadas Lucro/Prejuízo do Período Lucro por Ação - (Reais / Ação) Lucro Básico por Ação ON 0, , , ,53630 PÁGINA: 4 de 19

93 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Demonstração do Resultado Abrangente (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 01/04/2017 à 30/06/2017 Acumulado do Atual Exercício 01/01/2017 à 30/06/2017 Igual Trimestre do Exercício Anterior 01/04/2016 à 30/06/2016 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2016 à 30/06/ Lucro Líquido do Período Outros Resultados Abrangentes Ajustes de conversão de moeda estrangeira Resultado Abrangente do Período PÁGINA: 5 de 19

94 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Demonstração do Fluxo de Caixa - Método Indireto (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta 6.01 Caixa Líquido Atividades Operacionais Caixa Gerado nas Operações Prejuízo do período das operações em continuidade Prejuízo do período das operações descontinuadas Depreciação do imobilizado e amortização do intangível Opções de ações (pro rata, cancelamento/anulação e garantias) Outros créditos e partes relacionadas Impostos de renda, contribuição social e outros impostos a recuperar Imposto de renda, contribuição social, participações governamentais e outros tributos a recolher Estoques Fornecedores Salários e encargos trabalhistas Outras Contas a pagar Depósitos vinculados Provisões diversas Caixa Líquido Atividades de Investimento Depósitos vinculados Aumento de capital em participações acionárias Aquisição de ativo imobilizado Alienação de ativo imobilizado Caixa Líquido Atividades de Financiamento Aumento de capital Amortizações de Principal Pagamento de juros Caixa recebido na conversão do passivo associado a garantia do abandono do Campo TBAZ em ações Reversão perdas por redução ao valor recuperável de ativos Resultado de equivalência patrimonial Variação cambial não realizada s/ financiamentos ativos e passivos Juros/encargos sobre financiamento ativos e passivos provisionados Imposto de renda e contribuição social diferidos Juros e variação cambial sobre provisão para abandono Perdas por redução ao valor recuperável de ativos operações descontinuadas Acumulado do Atual Exercício 01/01/2017 à 30/06/2017 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2016 à 30/06/ Ajuste a valor justo ativos financeiros Provisões diversas PIS e COFINS diferidos Reversão de provisão para perdas de estoques Outros Atualização ativo não circulante disponível para venda Variações nos Ativos e Passivos Aumento (Redução) de Caixa e Equivalentes PÁGINA: 6 de 19

95 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Demonstração do Fluxo de Caixa - Método Indireto (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Acumulado do Atual Exercício 01/01/2017 à 30/06/2017 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2016 à 30/06/ Saldo Inicial de Caixa e Equivalentes Saldo Final de Caixa e Equivalentes PÁGINA: 7 de 19

96 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido / DMPL - 01/01/2017 à 30/06/2017 (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Capital Social Integralizado Reservas de Capital, Opções Outorgadas e Ações em Tesouraria Reservas de Lucro Lucros ou Prejuízos Acumulados Outros Resultados Abrangentes Patrimônio Líquido 5.01 Saldos Iniciais Saldos Iniciais Ajustados Resultado Abrangente Total Lucro Líquido do Período Outros Resultados Abrangentes Ajustes de Conversão do Período Saldos Finais PÁGINA: 8 de 19

97 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido / DMPL - 01/01/2016 à 30/06/2016 (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Capital Social Integralizado Reservas de Capital, Opções Outorgadas e Ações em Tesouraria Reservas de Lucro Lucros ou Prejuízos Acumulados Outros Resultados Abrangentes Patrimônio Líquido 5.01 Saldos Iniciais Saldos Iniciais Ajustados Transações de Capital com os Sócios Aumentos de Capital Agio na emissão de ações Resultado Abrangente Total Lucro Líquido do Período Outros Resultados Abrangentes Ajustes de Conversão do Período Saldos Finais PÁGINA: 9 de 19

98 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Individuais / Demonstração do Valor Adicionado (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Acumulado do Atual Exercício 01/01/2017 à 30/06/2017 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2016 à 30/06/ Receitas Vendas de Mercadorias, Produtos e Serviços Insumos Adquiridos de Terceiros Custos Prods., Mercs. e Servs. Vendidos Materiais, Energia, Servs. de Terceiros e Outros Outros (Provisão)/realização de impairment Efeito das stock options Valor Adicionado Bruto Retenções Depreciação, Amortização e Exaustão Valor Adicionado Líquido Produzido Vlr Adicionado Recebido em Transferência Resultado de Equivalência Patrimonial Receitas Financeiras Outros Resultado de operações descontinuadas Valor Adicionado Total a Distribuir Distribuição do Valor Adicionado Pessoal Remuneração Direta Benefícios F.G.T.S Impostos, Taxas e Contribuições Remuneração de Capitais de Terceiros Outras Despesas financeiras, juros, variação cambial e outros Remuneração de Capitais Próprios Lucros Retidos / Prejuízo do Período Outros Royalties PÁGINA: 10 de 19

99 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Consolidadas / Balanço Patrimonial Ativo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta 1.02 Ativo Não Circulante Ativo Realizável a Longo Prazo Aplicações Financeiras Avaliadas a Valor Justo Títulos e valores mobiliários Estoques Tributos Diferidos Créditos com Partes Relacionadas Outros Ativos Não Circulantes Impostos de renda, contribuição social e outros impostos a recuperar Trimestre Atual 30/06/2017 Exercício Anterior 31/12/ Ativo Total Ativo Circulante Caixa e Equivalentes de Caixa Aplicações Financeiras Aplicações Financeiras Avaliadas a Valor Justo Títulos e Valores Mobiliarios Estoques Estoque de produtos acabados Outros Ativos Circulantes Outros Outros créditos e despesas antecipadas Depósitos vinculados Empréstimos e financiamentos com partes relacionadas Depósitos Vinculados Investimentos Imobilizado Intangível PÁGINA: 11 de 19

100 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Consolidadas / Balanço Patrimonial Passivo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 30/06/2017 Exercício Anterior 31/12/ Passivo Total Passivo Circulante Obrigações Sociais e Trabalhistas Fornecedores Obrigações Fiscais Empréstimos e Financiamentos Outras Obrigações Outros Contas a pagar para partes relacionadas Outras contas a pagar Provisões Passivo Não Circulante Tributos Diferidos Provisões Outras Provisões Provisões diversas Patrimônio Líquido Consolidado Capital Social Realizado Reservas de Capital Lucros/Prejuízos Acumulados Ajustes Acumulados de Conversão PÁGINA: 12 de 19

101 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Consolidadas / Demonstração do Resultado (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 01/04/2017 à 30/06/2017 Acumulado do Atual Exercício 01/01/2017 à 30/06/2017 Igual Trimestre do Exercício Anterior 01/04/2016 à 30/06/2016 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2016 à 30/06/ Receita de Venda de Bens e/ou Serviços Custo dos Bens e/ou Serviços Vendidos Resultado Bruto Despesas/Receitas Operacionais Despesas Gerais e Administrativas Perdas pela Não Recuperabilidade de Ativos Outras Despesas Operacionais Despesas com exploração Outras receitas (despesas) operacionais Resultado de Equivalência Patrimonial Resultado Antes do Resultado Financeiro e dos Tributos Resultado Financeiro Receitas Financeiras Despesas Financeiras Resultado Antes dos Tributos sobre o Lucro Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Resultado Líquido das Operações Continuadas Resultado Líquido de Operações Descontinuadas Lucro/Prejuízo Consolidado do Período Atribuído a Sócios da Empresa Controladora Lucro por Ação - (Reais / Ação) Lucro Básico por Ação ON 0, , , ,53360 PÁGINA: 13 de 19

102 ITR - Informações Trimestrais - 30/06/ OGX PETRÓLEO E GÁS S/A Versão : 1 DFs Consolidadas / Demonstração do Resultado Abrangente (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 01/04/2017 à 30/06/2017 Acumulado do Atual Exercício 01/01/2017 à 30/06/2017 Igual Trimestre do Exercício Anterior 01/04/2016 à 30/06/2016 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2016 à 30/06/ Lucro Líquido Consolidado do Período Outros Resultados Abrangentes Ajustes de conversão de moeda estrangeira Resultado Abrangente Consolidado do Período Atribuído a Sócios da Empresa Controladora PÁGINA: 14 de 19