Relatório da Administração

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1 Relatório da Administração Senhores Acionistas, A Administração da OGX Petróleo e Gás S.A. ( OGX P&G ou Companhia ) em Recuperação Judicial, em atendimento às disposições legais e estatutárias, submete à apreciação dos Senhores o Relatório da Administração, as Demonstrações Financeiras e o Relatório dos Auditores Independentes referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2013, bem como eventos subsequentes relevantes ao mercado. Principais métricas - Controladora 2013 Receita líquida Anual (R$ mm) 511,9 Prejuízo líquido do exercício (R$ mm) (16.873,3) CAPEX (imobilizado) Anual (R$ bilhão) 1,9 Posição de caixa em 31/12/13 (R$ mm) 0,4 1. Mensagem da administração O ano de 2013 foi de muitos desafios porque as dificuldades financeiras da Companhia, nos levaram a apresentar um pedido de Recuperação Judicial em outubro passado. Foi, também, um ano de reinvenção, no qual aproveitamos os últimos meses para dar passos decisivos rumo ao resgate e à reorganização do Grupo OGPar ( Grupo ), propiciando às companhias uma chance de recomeçar. Desde o final do ano, temos concluído diversas etapas que proporcionam à Companhia meios de prosseguir com suas operações e se fortalecer para o futuro. Na véspera de Natal, após árduas negociações, chegamos a um Acordo (Plan Support Agreement) com a maioria de nossos bondholders para uma restruturação financeira capaz de extinguir as dívidas do Grupo e convertê-las em ações. Em fevereiro, concluímos um Acordo de Subscrição que recentemente garantiu à OGX P&G o recebimento da primeira tranche de um financiamento DIP (debtor-in-possession), no valor de US$ 125 milhões e em junho de 2014 o nosso Plano de Recuperação Judicial foi aprovado em Assembleia de Credores da Compahhia. Enquanto isso, continuamos produzindo no campo de Tubarão Martelo e, após três meses de produção, alcançamos a importante marca de um milhão de barris. Também seguimos com a produção em fase de testes no campo de Tubarão Azul. Tais conquistas em condições tão desafiadoras são resultado dos intensos esforços de nossos colaboradores, parceiros de negócios e demais stakeholders. Ainda há muito trabalho pela frente, mas os acontecimentos dos últimos meses são um voto confiança na capacidade do Grupo e em especial da OGX P&G, de emergir de seus problemas como uma Companhia mais saudável, livre de dívidas, que produz petróleo e gera valor para seus acionistas.

2 2. Recuperação Judicial e Reestruturação Em 30 de outubro de 2013 a OGX Petróleo e Gás S.A., em vista da situação financeira em que se encontrava, dos prejuízos acumulados até então, 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, em conjunto com sua controladora Óleo e Gás Participações S.A. ( OGPar ), antiga OGX Participações S.A. e com as empresas ligadas OGX International GmbH ( OGX International ) e OGX Austria GmbH ( OGX Austria ). A administração do Grupo OGPar entendeu que, diante dos desafios decorrentes de sua situação econômico-financeira, a Recuperação Judicial era a medida mais adequada, para a preservação da continuidade de seu negócio e proteção dos seus interesses e de seus stakeholders. Em 14 fevereiro de 2014, as companhias apresentaram, individualmente, seus respectivos planos de recuperação judicial 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 serão pagos nos termos e condições indicados no Plano. O edital 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 pelos credores em assembleia geral realizada 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 Dentre as principais premissas do Plano destacam-se: Aportes de Recursos Novos: Para que a Compahia possa recompor o capital de giro necessário para a continuidade de suas atividades, bem como o desenvolvimento do seu plano de negócios, era e continua sendo essencial que se obtivesse e se obtenha recursos novos, junto a novos financiadores. Esses recursos serão oriundos de debêntures conversíveis, no valor total de US$ 215 milhões a serem captados pela OGX P&G através de até três séries, a primeira de US$ 125 milhões, já recebida em 13 de março de 2014 e a segunda mais a terceira num total de US$ 90 milhões, sujeitas a certas condições precedentes. Reestruturação de dívidas: Além da obtenção de novos recursos, é indispensável que a Companhia possa reestruturar as dívidas contraídas perante seus credores concursais. Além disso, a Companhia também buscará a renegociação de seu endividamento junto aos credores extraconcursais. Forma: A reestruturação das dívidas ocorrerá, desde que cumpridas certas condições precedentes, através da conversão dos créditos em capital da OGX P&G, podendo haver para os credores quirografários que assim desejarem, o recebimento da quantia de até R$ ,00 (trinta mil reais) em dinheiro, sendo o restante do valor do crédito convertido em capital social nos termos do Plano. Empresas OSX: Dentre os credores extraconcursais que aderiram ao plano destacam-se as partes relacionadas OSX 2 Leasing BV e OSX WHP1 & 2 Leasing BV, com créditos de US$ 557,349,243 e US$ 528,637,970,

3 respectivamente, referentes à indenizações pelo cancelamento da contratação dos equipamentos FPSO OSX-2 e WHP-2. Adicionalmente, a OSX 1 Leasing BV, com um crédito concursal de US$ 414,012,787, referente à indenização pelo término do contrato de afretamento do FPSO OSX-1, também aderiu ao Plano. 3. Destaques operacionais 3.1 Produção e desenvolvimento Bacia de Campos Desenvolvimento do Campo de Tubarão Azul Em julho de 2013, a Companhia concluiu novos estudos de reservatório com base no histórico dos três poços do Campo de Tubarão Azul (OGX-26HP, OGX-68HP e TBAZ-1HP), desde o início de sua produção em janeiro de Com base nestes estudos, foi definida uma estratégia de produção para o Campo de Tubarão Azul através apenas do poço OGX-26HP. A produção do Campo de Tubarão Azul, no ano de 2013, foi de 1,6 milhão de barris de petróleo, com média de 4,3 mil bpd, refletindo um decréscimo relevante em relação ao ano anterior, que apresentou média de 9,9 mil bpd, devido aos problemas operacionais, derivados das bombas centrífugas submersas ( BCS ), que ocorreram desde março de 2013 causando o fechamento dos poços por vários meses. Apesar do reparo da BCS do poço OGX-26HP ter sido concluído em outubro de 2013, não foi possível reiniciar imediatamente a produção desse poço devido ao processo de adequação do custo de afretamento diário do FPSO OSX-1. Posteriormente, conforme fato relevante divulgado em 03 de fevereiro de 2014, foi assinado um acordo para realização de testes com o uso do FPSO OSX-1 para viabilizar o retorno à produção do Campo. Produção média mensal (mil boepd)

4 Em 2013, foram vendidos 2,3 milhões de barris de petróleo, produzidos no campo de Tubarão Azul, distribuídos em cinco cargas diferentes: mil barris em janeiro e junho de mil barris em fevereiro de mil barris em abril de mil barris em agosto de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo A Companhia iniciou a produção no Campo de Tubarão Martelo em 5 de dezembro de 2013, através do poço horizontal TBMT-8HP, seguido pelo poço OGX-44HP. A Licença de Operação foi emitida no fim de novembro de 2013, pelo Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis IBAMA, autorizando a operação da Unidade FPSO OSX-3 e respectivas estruturas submarinas referentes à atividade de desenvolvimento e escoamento da produção de petróleo nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, localizados na Bacia de Campos. O FPSO OSX-3 tem capacidade de produção de até 100 mil barris de óleo por dia e capacidade de estocagem de até 1,37 milhão de barris. Em 3 de março de 2014, o campo alcançou a importante marca de 1 milhão de barris de óleo produzidos e em julho de 2014 conectou e iniciou a produção do terceiro poço, TBMT-2HP. A companhia planeja iniciar a produção do quarto poço, TBMT-6HP, nos próximos dias, após a finalização da completação superior. A tabela a seguir apresenta o EBITDA pro-forma do OSX-3 em 2013, em Milhares de R$: A seguir temos o detalhamento dos custos diários associados à operação do FPSO OSX-3 relacionados à primeira carga entregue pela Companhia:

5 Como previsto no Plan Support Agreement, assinado pelas partes em dezembro de 2013, a Companhia negociava com a OSX e suas credoras, no âmbito do Plano de Recuperação Judicial, a redução, retrospectiva ao início da produção, do daily rate do OSX 3 para US$ 250 mil. Em 13 de março de 2014 o Grupo OSX divulgou Fato Relevante confirmando ter encerrado as negociações de reestruturação dos financiamentos da OSX 3 Leasing BV e anunciou ter chegado a um acordo em princípio sobre os termos da reestruturação proposta, dentre eles a alteração da taxa diária de afretamento do OSX 3, retroativa a 19 de novembro de 2013, que passou a ser de US$ 250 mil. Caso esse daily rate tivesse sido originalmente aplicado à primeira carga o custo do leasing teria sido de R$ 11,2 milhões e o EBITDA teria sido de R$ 28,7 milhões, correspondente a 48,14% da Receita Bruta Bacia do Parnaíba Desenvolvimento dos Campos de Gavião Real e Gavião Azul No 4T13 a produção média total de 5,3 M m³/d (~33,6 kboepd) no Campo de Gavião Real, foi destinada à operação das UTEs Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV. Em 22 de outubro de 2013, com o início da operação comercial da UTE Parnaíba III, o Complexo Termelétrico Parnaíba, controlado pela ENEVA S.A. (antiga MPX Energia S.A.) passou a operar com cinco turbinas à gás, totalizando 845 MW. Em 12 de dezembro de 2013, a capacidade do Complexo atingiu 901 MW, com o início de operação comercial da UTE Parnaíba IV, com capacidade de 56 MW. Abaixo segue a abertura da produção mensal: Produção Mensal em mil boepd no Parnaíba (Participação óleo e Gás) 14,1 16,5 16,6 out/13 nov/13 dez/13 A produção total terrestre no ano de 2013 foi de 1,4 bilhão de metros cúbicos de gás natural, dos quais 70% cabem a Parnaíba Gás Natural S.A. ( PGN - antiga OGX Maranhão). Essa

6 produção foi integralmente tratada na Unidade de Tratamento de Gás UTG da PGN e entregues às usinas termelétricas da ENEVA S.A. Em outubro de 2013 com a conexão de quatro poços adicionais ao terceiro cluster de produção do campo de Gavião Real a produção de gás natural passou a se dar a partir de 13 poços. As atividades de interligação de dois outros clusters com mais três poços continuam em andamento, bem como a ampliação da capacidade de tratamento da UTG Parnaíba para 8,0 milhões de metros cúbicos por dia. A tabela abaixo apresenta o EBITDA pro-forma da UTG após doze meses de operação. A margem EBITDA pro-forma tem se mantido em aproximadamente 74% e reflete a elevada lucratividade do ativo. ¹ Data de fechamento para valores contábeis: 25º dia do mês ² Receita bruta composta por receita da venda de gás e receita da locação da UTG ³ Impostos sobre vendas consistem de: PIS/COFINS/ICMS Contrato de compra e venda de controlada No dia 30 de outubro de 2013, a OGPar e a OGX P&G celebraram acordo de subscrição com a Cambuhy Investimentos Ltda. ( Cambuhy ), Eneva S.A. e DD Brazil Holdings S.a.r.l. ( E.ON ) segundo o qual e sujeito aos termos e condições nele fixados, a Cambuhy e a E.ON concordaram em investir na Parnaíba Gás Natural S.A. ( PGN ) um valor total de aproximadamente R$ 250 milhões, via aumento de capital. Também em 30 de outubro de 2013, a Companhia e a Cambuhy celebraram um Acordo de Compra de Ações, por meio do qual a Cambuhy concordou em adquirir da Companhia sua participação remanescente na PGN por um preço de compra de R$ 200 milhões. A concretização desse acordo depende de algumas condições precedentes, dentre elas a realização de um processo competitivo no âmbito da Recuperação Judicial, no qual a Cambuhy obrigou-se a participar e a apresentar lance não inferior a R$ 200 milhões, bem como a aprovação do Plano de Recuperação Judicial. Associado a esses acordos a MPX Energia Gmbh concordou em adquirir, por US$ 3 milhões, da OGX Netherlands BV, controlada indireta da OGPar, a totalidade das ações que essa empresa possui na Parnaíba BV. A MPX Energia Gmbh concordou, ainda, em fazer um aporte de capital de US$ 22 milhões na Parnaíba B.V., para que essa empresa possa liquidar a dívida de mesmo valor com a OGX Netherlands B.V.. Esses recursos deverão entrar no caixa do Grupo OGX em julho de Em 19 de fevereiro de 2014 um fundo de investimento gerido pela Cambuhy e a E.ON fizeram aumentos de capital de R$ 200 milhões e R$ 50 milhões, respectivamente, na PGN. Após

7 esses aumentos de capital, a OGX Petróleo e Gás S.A., anteriormente detentora de 66,67% do capital social da PGN, passou a ser detentora de 36,36%. A Eneva, a E.ON e a Cambuhy tornaram-se, respectivamente, detentoras de 18,18%, 9,09% e 36,37% do referido capital social. Conforme previsto no Acordo de Subscrição, a PGN utilizou R$ 50 milhões dos recursos obtidos com o aporte para fazer uma liquidação parcial da dívida que possuía com a OGX Petróleo e Gás S.A. pelo acordo de compartilhamento de custos. 3.2 Exploração ª Rodada de Licitações No dia 14 de maio de 2013, a OGX P&G participou da 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP e submeteu ofertas vencedoras para sete blocos exploratórios de águas profundas e dois blocos exploratórios em águas rasas, todos localizados na Margem Equatorial, além de quatro blocos terrestres situados na Bacia do Parnaíba. Dentre o total de treze ofertas vencedoras, a OGX P&G assinou contratos de concessão para quatro blocos de águas profundas, situados nas bacias do Ceará e Potiguar. Nestes blocos, foram firmadas importantes parcerias, com companhias detentoras de substancial expertise e volume de recursos, com destaque para a ExxonMobil, nos blocos CE-M-603 e POT-M-762 (50% OGpar e 50% ExxonMobil), bem como Total E&P e Queiroz Galvão Exploração e Produção ( QGEP ), no bloco CE-M-661 (30% OGpar, 45% Total e 25% QGEP). Em novembro de 2013, a Companhia emitiu comunicado informando sobre a celebração de um acordo de cessão de direitos com a ExxonMobil, com objetivo de vender a participação de 35% do bloco POT-M475, incluindo a transferência da operação para o novo parceiro. Em fevereiro de 2014, esta transação recebeu aprovação final da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), oficializando a nova parceria Bacia de Campos Em 2013, em virtude do fim ou proximidade do fim dos prazos das concessões e da ausência de perspectivas concretas de rentabilidade futura das mesmas, a Companhia fez o impairment integral dos investimentos em Tulum, Viedma, Vesuvio e Itacoatiara, na Bacia de Campos e baixou os custos incorridos com poços posteriormente caracterizados como secos e com áreas devolvidas a ANP, como o complexo de Tambora/Tupungato. O investimento total (inception to date) baixado ou provisionado para perda nessas áreas exploratórias (que não inclui os investimentos nos campos de Tubarão Azul, Tubarão Tigre, Tubarão Areia, Tubarão Gato, Rêmora ou Tubarão Martelo) no exercício de 2013 totalizou aproximadamente R$ 2,3 bilhões. Em fevereiro de 2014 a Companhia comunicou a ANP a devolução das referidas áreas exploratórias, o que não afetará o seu plano de negócios, que consta do Plano de Recuperação Judicial, uma vez que o valor econômico destes projetos não foi considerado em nenhuma das projeções da Companhia Bacia de Santos Em virtude do fim ou proximidade do fim dos prazos das concessões e da ausência de perspectivas concretas de rentabilidade futura das mesmas a Companhia fez o impairment integral dos investimentos nas descobertas de Curitiba, Belém e Natal na Bacia de Santos e baixou os custos incorridos com poços posteriormente caracterizados como secos e com áreas devolvidas a ANP, como a descoberta de Fortaleza. O investimento total (inception to

8 date) baixado ou provisionado para perda nessas áreas exploratórias no exercício de 2013 totalizou aproximadamente R$ 2,2 bilhões. Em fevereiro de 2014 a Companhia comunicou à ANP a devolução das referidas áreas exploratórias, o que não afetará o seu plano de negócios, que consta do Plano de Recuperação Judicial, uma vez que o valor econômico destes projetos não foi considerado em nenhuma das projeções da Companhia Bacia do Espírito Santo Com a perfuração dos poços 1-PERN-3 (Prospecto Caju) e 1-PERN-4 (Prospecto Dendê), o consórcio, operado pela Perenco, continua avaliando o potencial exploratório destas áreas. A Companhia, no entanto, não apresenta previsão para efetuar os investimentos nessa bacia e, portanto, constituiu, no 4T13, uma provisão para realizados nessa área, num montante de aproximadamente R$329 milhões. A fase exploratória dos três blocos remanescentes nesta bacia irá finalizar em outubro de A eventual devolução dessas áreas não afetará o plano de negócios da Companhia, que consta do Plano de Recuperação Judicial, uma vez que o valor econômico destes projetos não foi considerado em nenhuma das projeções da Companhia Colômbia Em 11 de julho de 2014 a Companhia emitiu fato relevante confirmando que a agência regulatória do setor de petróleo e gás da Colômbia ( Agencia Nacional de Hidrocarburos ou ANH ) não aprovou a proposta de alienação dos ativos da OGX localizados nas bacias de Cesar Rancheria - CR-2, CR-3 e CR-4 e Vale Inferior do Magdalena - VIM-5 e VIM-19 ( Ativos ). Como consequência, a ANH cancelou os contratos de avaliação técnica relativos aos blocos da Bacia de Cesar Rancheria, bem como executou as cartas de crédito ( standby letters ) oferecidas como garantia do PEM/PEA desses blocos, expedidas por banco garantidor no valor de aproximadamente US$ 24 milhões. O indeferimento por parte da ANH ocorreu, pois, a Agência não aceitou a proposta de realocação das obrigações de programa exploratório mínimo entre os blocos das bacias colombianas. Os blocos localizados na área de Cesar Rancheria apresentam dificuldades de execução de quaisquer trabalhos exploratórios, por ser uma área caracterizada por complexidades socioambientais, incluindo a presença de comunidades indígenas e áreas de proteção ambiental. Adicionalmente, a análise econômica da área revelou um perfil risco versus retorno inadequado. Por esta razão a Companhia decidiu não contestar a decisão da agência sobre o cancelamento dos contratos, mas estuda medidas para reduzir as penalidades aplicáveis. Cabe informar, entretanto, que a OGX P&G e a ofertante assinaram em 10 de julho de 2014 um novo acordo no montante global de US$ 30 milhões, com o objetivo de apresentarem nova proposta à ANH referente à transferência e alienação dos ativos remanescentes, localizados no Vale Inferior do Magdalena, sob os contratos VIM-5, e VIM-19. A OGX está tomando as medidas cabíveis de maneira a evitar que a execução das garantias pela ANH tenham efeito sob seu patrimônio e para que seja analisada a nova proposta referente à transferência e alienação dos ativos remanescentes ou de parte dos mesmos.

9 4. Resultados financeiros As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas, em milhares de Reais, exceto quando indicado o contrário, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP). Tais informações referem-se apenas a Controladora, OGX Petróleo e Gás S.A.. A diferença desses dados para as informações Consolidadas resume-se a Parnaíba Gás Natural S.A. ( PGN ). Optamos por não apresentar essas informações no Relatório da Administração, pois, há um acordo para a venda da PGN (vide seção Contrato de compra e venda de controlada ). 4.1 Demonstração dos resultados 31/12/ /12/2012 Receita líquida de venda Custo dos produtos vendidos ( ) ( ) Lucro bruto Despesas operacionais Despesas com exploração ( ) ( ) Despesas administrativas e gerais (58.828) ( ) Outras despesas operacionais e compensações a OSX ( ) - ( ) ( ) Perda por redução ao valor recuperável ( ) - Resultado de equivalência patrimonial Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) Resultado financeiro Receitas financeiras Despesas financeiras ( ) ( ) ( ) ( ) Resultado antes dos tributos sobre o lucro ( ) ( ) Imposto de renda e contribuição social ( ) Prejuízo do exercício ( ) ( )

10 Resultado Líquido Encerramos 2013 com prejuízo líquido de R$ 16,9 bilhões. Esse resultado foi substancialmente afetado por: (a) provisão para perda ( impairment ) de parte dos investimentos realizados nas Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo no valor de R$ 8,6 bilhões; (b) despesa decorrente da rescisão dos contratos de afretamento de equipamentos requisitados a OSX no valor de R$ 4,6 bilhões, dos quais R$ 3,5 bilhões (US$ 1,5 bilhão) deverão ser convertidos em capital, nos termos do Plano de Recuperação Judicial; (c) despesa de R$ 1,8 bilhão com poços secos e áreas subcomerciais devolvidas; (d) despesas financeiras, sobretudo, juros de financiamentos, no valor de R$ 591 milhões; e (e) despesa de variação cambial, basicamente não realizada de R$ 738 milhões. Dentre os principais efeitos positivos no resultado de 2013 destaca-se a receita líquida de R$ 82 milhões (16% da receita líquida) na produção offshore dos campos de Tubarão Azul e Tubarão Martelo. Receita de vendas As vendas realizadas pela Companhia e suas subsidiárias ao longo de 2013 estão apresentadas na tabela a seguir: Custo dos produtos vendidos O custo dos produtos vendidos pela Companhia ao longo de 2013 está apresentado na tabela a seguir:

11 Despesas de exploração, exceto poços secos e áreas subcomerciais As despesas de exploração, descontados os poços secos e áreas subcomerciais, reduziram R$ 63 milhões em relação ao observado em 2012 em decorrência da transição da Companhia para a fase de produção. Poços Secos, áreas subcomerciais devolvidas e Impairment Em 2013 a Companhia concluiu um estudo detalhado do reservatório do Campo de Tubarão Azul, incorporando o comportamento dos poços produtores, e concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente quaisquer investimentos adicionais que pudessem aumentar o perfil de produção do campo. Com a queda do volume produzido, causando danos às bombas centrífugas submersas, e dados os custos de produção, a Companhia decidiu, naquele momento, paralisar a produção no referido campo. Os dados oriundos de Tubarão Azul permitiram que a Companhia concluísse, também, que os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia não apresentavam perspectiva de lucratividade futura. Em decorrência desses eventos a OGX P&G constituiu provisão para perda (impairment) integral dos investimentos realizados nesses campos num total de R$ 3,7 bilhões. Adicionalmente, em virtude do fim dos prazos de algumas concessões ou da ausência de perspectivas concretas de rentabilidade futura a Companhia fez o impairment integral dos investimentos em Tulum, Viedma, Vesuvio e Itacoatiara, na Bacia de Campos, em Curitiba, Belém e Natal na Bacia de Santos e em Caju e Dendê na Bacia do Espírito Santo, num total de R$ 4,2 bilhões. Também ao longo de 2013 foram baixados os custos incorridos com poços secos e áreas devolvidas (classificados como despesa de exploração) a ANP, como o complexo de Fortaleza na Bacia de Santos e Tambora/Tupungato na Bacia de Campos, num total de R$ 1,8 bilhão. Outras despesas operacionais e Compensações a OSX Em decorrência do estudo que apontou a falta de viabilidade econômica dos campos de Tubarão Areia, Tubarão Gato e Tubarão Tigre a Companhia cancelou a encomenda dos FPSO OSX-4, OSX-5 e da WHP-1 e por conta disso pagou uma compensação de R$ 957 milhões a OSX. Posteriormente, a OSX apresentou notificação de encerramento dos afretamentos dos FPSOs OSX-1 OSX-2 e WHP-2, citando que a recuperação judicial e os eventos de insolvência a ela associados seriam situações de término dos contratos. No contexto da recuperação judicial, as partes assinaram um acordo de cooperação (Plan Support Agreement) em dezembro de 2013 que previa uma compensação de US$ 1,5 bilhão a ser feita para o Grupo OSX, por conta desses cancelamentos. O acordo prevê que uma vez cumpridas certas condições precedentes o montante de US$ 1,5 bilhão seria convertido em capital. Enquanto as condições precedentes não são cumpridas a Companhia mantém esse montante provisionado em suas demonstrações financeiras como uma obrigação com o Grupo OSX.

12 Adicionalmente, a Companhia incorreu em: (a) custos de reparo dos poços e bombas centrífugas submersas do campo de Tubarão Azul (workover) no valor de R$ 133 milhões; (b) custos operacionais de R$ 82 milhões que foram incorridos com a operação do FPSO OSX-1 a partir de agosto de 2013, quando a produção do campo de Tubarão Azul foi paralisada. Esses custos compreendem: afretamento e pessoal do FPSO, combustível e embarcações de apoio logístico. Resultado financeiro líquido Finalizamos o ano de 2013 com R$ 1,3 bilhão de despesas financeiras líquidas. Esse resultado é substancialmente afetado por: (a) juros não capitalizados sobre financiamentos no valor de R$ 591 milhões; (b) despesa de variação cambial, basicamente não realizada de R$ 738 milhões. 4.2 Balanço Patrimonial Principais variações no ativo: (a) Caixa e equivalentes de caixa: A queda de R$ 2,8 bilhões de 2012 para 2013 decorre substancialmente de: (i) gastos capitalizados (imobilizado e intangível) de R$ 1,9 bilhão e; (ii) pagamento de juros de financiamentos de R$ 336 milhões. (b) Imposto de renda e contribuição social diferido: Apesar do prejuízo do exercício, o saldo do IRPJ/CSLL diferido ativo caiu R$ 233 milhões em comparação a 2012 em virtude da redução

13 da expectativa de geração de lucro tributável em função dos impairments dos campos de Tubarão Azul, Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia. (c) Imobilizado e intangível: A redução de aproximadamente R$ 8,2 bilhões de 2012 para 2013 decorre, sobretudo, de (i) perda por redução ao valor recuperável (impairment) de R$ 8,6 bilhões (R$ 7,6 bilhões imobilizado e R$ 1 bilhão intangível); (ii) baixas associadas a poços secos e áreas subcomerciais no valor de R$ 1,8 bilhão (R$ 1,4 bilhão - imobilizado e R$ 403 milhões intangível); parcialmente compensados por (iii) gastos capitalizados de R$ 1,9 bilhão. Principais variações no passivo e patrimônio líquido: (d) Fornecedores e outras contas a pagar: O aumento do saldo de fornecedores de 2012 para 2013 está associado à deterioração da posição de caixa da Companhia e ao consequente atraso nos pagamentos. (e) Empréstimos e financiamentos: Também pela deterioração da posição de caixa da Companhia, os juros dos empréstimos e financiamentos não foram pagos no prazo e esse default fez com que as dívidas fossem reclassificadas do longo para o curto prazo. Além disso, o saldo de empréstimos e financiamentos variou em virtude dos itens evidenciados no quadro a seguir: Movimento do passivo Saldo em 31 de dezembro de 2012 ( ) (-) Novas captações (74.342) (-) Juros incorridos ( ) (-) Variação cambial ( ) (+) Pagamento de juros (+) Amortização do principal Saldo em 31 de dezembro de 2013 ( ) (f) provisões diversas: O saldo aumentou R$ 290 milhões de 2012 para 2013, basicamente, em função do aumento de R$ 232 milhões nas provisões para abandono dos campos de: (i) Tubarão Azul, cujo abandono foi antecipado dados os resultados desse campo abaixo do esperado e (ii) Tubarão Martelo, com a evolução da atividade de desenvolvimento ao longo de 2013 e a perfuração de poços que precisarão ser abandonados e a instalação de linhas e do FPSO que precisarão ser removidos ao final do projeto. (g) capital social: o aumento está associado à transferência para a Companhia, a título de aumento de capital, do investimento que a controladora Óleo e Gás Participações S.A. mantinha na Parnaíba Gás Natural S.A.

14 5. Declaração da diretoria Em observância às disposições constantes no artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, a Diretoria declara que discutiu, reviu e concordou com a opinião expressa no relatório dos auditores independentes, emitido em 11 de agosto de 2014, e com as demonstrações financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de A ênfase apresentada decorre da atual conjuntura da Companhia, que está em processo de recuperação judicial e busca efetivar as estratégias previstas no Plano de Recuperação para reverter essa situação. 6. Auditores Independentes Em atendimento à determinação da Instrução CVM Nº 381/2003, informamos que os nossos auditores independentes, a Crowe Horwath Bendoraytes & Cia. Auditores Independentes, assim como suas partes relacionadas no Brasil e no exterior, não prestaram serviços durante o exercício de Os referidos auditores foram contratados em 2014 e nesse exercício prestaram os seguintes serviços não relacionados à auditoria externa da Óleo e Gás Participações S.A.: (a) Valuation dos ativos da OGX Colombia, sucursal da OGX Petróleo e Gás S.A.: Tais serviços foram iniciados em abril de 2014 e finalizados no mesmo mês. O custo de tais serviços foi R$ ,00, o que representa 24% dos honorários pagos pelos serviços de auditoria externa da Óleo e Gás Participações S.A. e da OGX Petróleo e Gás S.A.. Os serviços de auditoria externa realizados pela Crowe Horwath Bendoraytes & Cia. Auditores Independentes durante o exercício de 2014 foram: (a) auditoria externa da Óleo e Gás Participações S.A., a um custo de R$ ,00. (b) auditoria externa da OGX Petróleo e Gás S.A., data-base 31/12/13, a um custo de R$ ,00. Essa auditoria é necessária para a obtenção do registro de companhia aberta. Antes de contratar qualquer serviço a ser prestado por nosso auditor independente buscamos avaliar se tal serviço geraria situações de conflito de interesse. Nessa avaliação consideramos que: (a) o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho, (b) o auditor não deve exercer funções gerenciais na Companhia e (c) o auditor não deve promover os interesses da Companhia. Entendemos que não houve conflito de interesses em nenhum dos serviços prestados em 2013 por nosso auditor independente ou por suas partes relacionadas. Destacamos, ainda, que as Demonstrações Financeiras da Companhia aqui apresentadas estão de acordo com os critérios da legislação societária brasileira e correspondem às informações financeiras auditadas.