EXECUTANDO A ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO DA PETRORIO SEMINÁRIO SOBRE ÓLEO & GAS APIMEC - AGOSTO 2017

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1 EXECUTANDO A ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO DA PETRORIO SEMINÁRIO SOBRE ÓLEO & GAS APIMEC - AGOSTO 2017

2 CONHEÇA A PETRORIO Conheça nossa estratégia e resultados

3 SUMÁRIO EXECUTIVO A PetroRio é a maior produtora independente de petróleo no Brasil. Capacidade de atrair capital (Potencial de alavancagem; Segmento de Listagem Novo Mercado ) Time técnico altamente qualificado - Qualificada como Operador-A pela ANP Trajetória de sucesso no Campo de Polvo: Pode ser replicado em novos projetos A PetroRio busca gerar valor em campos produtores através de redução de custos e alta eficiência operacional Balanço sólido com posição de caixa de R$ 678 milhões (2T17) Destaques Financeiros Produção Mbbl Mbbl Produção Média bbl/dia bbl/dia Receita Líquida R$ 253 milhões R$ 398 milhões EBITDA R$ 150 milhões R$ 329 milhões Caixa R$ 449 milhões R$ 571 milhões Dívida¹ R$ 32 milhões R$ 32 milhões Caixa líquido R$ 417 milhões R$ 539 milhões 1 - Debêntures conversíveis (vencimento em outubro/19) FZA-M-254 FZA-M-539 ATIVOS Campo Partic. Produção Evolução do Caixa R$ milhões + 51% Manati Camarão Norte Polvo POLVO 100% bbl/d MANATI 10% boe/d FZA-M % Exploração FZA-M % Desenvolvimento CAMARÃO N. 10% Desenvolvimento T17 3

4 SUMÁRIO EXECUTIVO Polvo (100%) Devon Energy adquire BM-C-008 Primeiro Óleo BP adquire Polvo PetroRio adquire 40% restantes e inicia como operador Workover nos poços: Aumento de 20% na produção Pico de Prod - 28 kbod Petrorio Adquire 60% de Polvo Novo plano de desenvolvimento submetido

5 RESUMO DOS ATIVOS Polvo (100%) Devon Energy adquire BM-C-008 Primeiro Óleo BP adquire Polvo PetroRio adquire 40% restantes e inicia como operador Workover nos poços: Aumento de 20% na produção Peak Oil - 28 MBOD Rig Stacked Petrorio Adquire 60% de Polvo Novo plano de desenvolvimento submetido Descoberta 1-BRSA-14-BAS Manati (10%) Início da perfuração dos 6 poços produtores Petrorio adquire 80% restantes da Brasoil comprovando acumulação de gás Início da produção Petrorio compra 20% da Brasoil

6 Drivers da Companhia Pessoas Meritocracia Remuneração agressiva vinculada à resultados Pessoal altamente qualificado Estratégia de Crescimento Crescimento através da aquisição de ativos em produção Desenvolvimento dos ativos atuais GERAÇÃO DE LUCRO CRIAÇÃO DE VALOR AOS ACIONISTAS DISCIPLINA FINANCEIRA Redução de Custos Busca por otimizações operacionais G&A e G&G reduzidas Meio Ambiente e Segurança Padrão mundial em práticas de SMS Alta Eficiência Operacional Aprimoramento dos processos Velocidade na resposta à eventos diários 4

7 OPORTUNIDADES ÚNICAS NO MERCADO DE O&G Ambiente político e econômico com novas oportunidades de negócios Companhias de O&G em dificuldades financeiras devido à queda no preço do óleo Crise política e econômica no Brasil Plano Global de Desinvestimentos da Shell-BG totalizando US$30 Bi Plano de Desinvestimentos Petrobras Petroquímica Biocombustíveis Gasodutos US$ 13,6 B US$ 21 B Distribuidoras Ativos exterior Parecerias estratégicas

8 CAMPO DE POLVO

9 8.000 BARRIS POR DIA DIAS SEM ACIDENTES COM AFASTAMENTO 97% EFICIÊNCIA OPERACIONAL

10 CAMPO DE POLVO 100% PETRORIO VISÃO GERAL Bacia de Campos Campo de Polvo Próximo a Cabo Frio Área: 134,24 km² Lâmina d água: m Destinos das exportações ( ) Reservas RESERVAS DE POLVO Provadas (1P) Provadas + Prováveis (2P) Provadas + Prováveis + Possíveis (3P) ÓLEO (milhões bbl) 13,0 15,4 21,2 Fonte: Relatório de Certificação da D&M 12/2016 8

11 CAMPO DE POLVO PRODUCÃO DE PETRÓLEO DIFERENTES PROJEÇÕES DE PRODUÇÃO COM O PASSAR DOS ANOS Cenário Abandono Recuperação de Óleo¹ Cenário BP ,8MM bbl Gestão PetroRio s/workover de poços ,1MM bbl PDP Atual ,4MM bbl Aumento ~400% Mbbl/d 10 Cenário BP ao Descomissionamento

12 PRODUÇÃO DE POLVO Produção Média Diária e Eficiência Operacional ,6% 94,1% 93,0% 95,2% 96,9% 100% % % % % 0 Produção Média Diária (bbl/d) Eficiência Operacional 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 0% Redesenvolvimento: Sem o workover a produção estimada seria de 6,7 Mbbl/d, 18% menor. 9

13 POLVO: CUSTOS X BRENT Brent x Lifting Cost¹ (US$/bbl) 120,00 100,00 112,32 101,64 110,03 109,78 107,92 109,65 103,46 Reação e resiliência na resposta à mudanças conjunturais 80,00 76,22 60,00 40,00 20,00 64,01 55,25 $63,92 51,46 54,60 47,02 $61,04 $54,45 44,78 50,79 51,06 $49,91 $48,68 $35,69 46,99 $41,81 $42,08 $40,24 $38,27 $36,84 $33,75 35,21 $33,52 $28,37 $31,28 $30,63 $31,18 $28,17 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 3Q15 4Q15 1Q16 2Q16 3Q16 4Q16 1Q17 2Q17 Brent Médio Lifting Cost Início das operações da PetroRio 1-100% do campo (excl. amortização, depreciação e royalties) 10

14 MODELO DE NEGÓCIOS 1 REDUÇÃO DE CUSTOS 2 REDESENVOLVIMENTO 3 FOCO Aumento de eficiência operacional de 80% para 97% Redução de 60% dos custos comparados ao Operador anterior Redução no G&A de 69% Custo de Operação USD MM Gerenciamento meticuloso do reservatório para estender a vida útil do campo Recuperação esperada de petróleo MM bbl BP 2013 D&M x Ativos pequenos para as Majors recebem foco especial na PetroRio Oportunidade para ganho de escala com novos ativos Overhead reduzido % D&M 2016 Data estimada de abandono de Polvo BP D&M (BP) 2016 (PetroRio) D&M

15 CAMPO DE POLVO INVESTIMENTOS NOVOS PROJEÇÕES DE PRODUÇÃO COM INVESTIMENTO PETRORIO Cenário Descomissionamento Recuperação de Óleo¹ PDP Atual (Gestão PetroRio c/ w.o.) ,4MM bbl (+) 02 prospectos ,6 MM bbl Aumento ~50% Mbbl/d ao Descomissionamento

16 CAMPO DE GÁS NATURAL DE MANATI

17

18 CAMPO MANATI Campo produtor de gás natural, localizado na bacia de Camamu-Almada a 65km de Salvador-BA 3º maior campo produtor de gás natural do Brasil¹ Reserva provada desenvolvida de 0,9 Bilhão m³ (participação de 10% da Petrorio)² Fluxo de caixa estável e previsível; contrato de take-or-pay com a Petrobras Margem EBITDA do projeto: ~70% Upside para desenvolvimento de Camarão Norte Histórico de produção (milhões m³/d) 6,0 6,1 6,0 6,0 Redução de demanda desde 2T16 Capacidade = 6 milhões de m³/d 4,6 4,2 4,1 5,0 4,1 4,1 4,4 4,2 4,3 4,2 4,1 jan-16 mar-16 mai-16 jul-16 set-16 nov-16 jan-17 mar Fonte: ANP; gás natural não associado 2 - Relatório D&M 31 de dezembro de

19 INSTALAÇÕES Estação de Tratamento EVF Estação de Campo de Manati Compressão 125 km duto km mar 68 km terra Plataforma PMNT 6 poços ANM 22

20 ATIVOS EXPLORATÓRIOS E EM DESENVOLVIMENTO Pirapema (FZA-M-539) Descoberta de gás natural na bacia da Foz do Amazonas Dois poços perfurados Gas-in-place estimado: 20 bilhões de m³ (100% Manati = 33 Bilhões m³) Lâmina d água: 130m Camarão Norte Desenvolvimento Oportunidade de tie-back com o sistema de produção de Manati Processo de unitização ao campo adjacente de Camarão em discussão com a ANP FZA-M-254 Exploração Ativo de óleo Estudos sísmicos 3D em fase de análise 15

21 PRONTOS PARA CRESCER Estratégia de crescimento definida, posição de caixa confortável e um time preparado e motivado para atingir os objetivos

22 DESTAQUES DO 2T17 Receita líquida de R$ 155,5 milhões, 50% acima do 2T16 EBITDA de R$ 66,3 milhões e Lucro Líquido de R$ 47,1 milhões no trimestre Lifting cost no Campo de Polvo de US$ 31,2/bbl Eficiência Operacional em Polvo de 96,9%, a mais alta desde 2015 Saldo de Caixa de R$ 677 milhões¹, 31% maior quando comparado aos 2T Inclui caixa, equivalentes de caixa, caixa restrito e estoque de óleo. 5

23 OPORTUNIDADES ÚNICAS NO MERCADO DE O&G Ambiente político e econômico com novas oportunidades de negócios Companhias de O&G em dificuldades financeiras devido à queda no preço do óleo Crise política e econômica no Brasil Plano Global de Desinvestimentos da Shell-BG totalizando US$30 Bi Plano de Desinvestimentos Petrobras Petroquímica Biocombustíveis Gasodutos US$ 13,6 B US$ 21 B Distribuidoras Ativos exterior Parecerias estratégicas

24 mai-15 jun-15 jul-15 ago-15 set-15 out-15 nov-15 dez-15 jan-16 fev-16 mar-16 abr-16 mai-16 jun-16 jul-16 ago-16 set-16 out-16 nov-16 dez-16 jan-17 fev-17 mar-17 abr-17 mai-17 A INDÚSTRIA DE O&G NO MUNDO Os preços do óleo tiveram um forte declínio desde 2014, impactado pela desaceleração econômica global e desequilíbrio entre oferta e demanda. Uma recuperação pode ser vista desde 2T16 com volatilidade reduzida Preço do Brent (US$/bbl) Estimativa Brent (US$/bbl) Preço do Brent 1T15-1T17 (US$/bbl) 80 65, , ,04 27, Morgan Stanley Supply x Demand (milhões/bbl) Implied stock build (draw) Demand Supply 17

25 PETRORIO: POTENCIAL PARA GERAR VALOR As habilidades e vantagens competitivas da PetroRio, somadas à uma forte posição de Caixa, resultam em interessantes oportunidades na aquisição de novos ativos no setor de O&G no Brasil e no exterior PETRORIO Ambiente de negócios atual Time técnico com experiência sólida no setor Ênfase na geração de lucro e não apenas na produção Ciclo de crescimento econômico global mais lento Competidores internacionais deixando o país Trajetória de sucesso no ramo offshore Plano de crescimento desafiador: bbl/dia Crise na Petrobras Baixo preço do óleo no mercado internacional AQUISIÇÕES DE ATIVOS A PREÇOS ATRATIVOS 21

26 PETRORIO Relações com investidores (21)

27 ANEXO I: DRE PRO FORMA Em milhares de R$ R$ mil Trimestre Acumulado DRE Pró-forma 2T16 2T17 6M16 6M17 Receita Total Custo de Produto Vendido (84.843) (89.442) ( ) ( ) Royalties (7.867) (15.029) (12.815) (23.026) Resultado das Operações (3.143) Despesas com G&A, G&G e Projetos (15.017) (27.285) (30.262) (46.144) Outras receitas e despesas EBITDA (25.309) Depreciação/Amortização (21.400) (27.391) (32.981) (40.108) Resultado financeiro (35.877) (58.096) Imposto de renda e contribuição social 336 (2.270) (24) (7.574) Lucro (Prejuízo) Líquido (51.022) ( )

28 ANEXO II: BALANÇO PATRIMONIAL Em milhares de R$ ATIVO PASSIVO Circulante Dez/16 Jun/17 Circulante Dez/16 Jun/17 Caixa e equivalentes de caixa Fornecedores Títulos e Valores Mobiliários Obrigações trabalhistas Contas a receber Tributos e contribuições sociais Estoque de Óleo Empréstimos e financiamentos Estoque de Peças - - Debêntures Tributos a recuperar Adiantamentos de parceiros Adiantamentos a fornecedores Instrumentos derivativos Adiantamentos a parceiros Outras obrigações Caixa restrito Total Passivo Circulante Despesas antecipadas Outros créditos Não circulante Total Ativo Circulante Fornecedores Debêntures Ativo disponível para venda Provisão para abandono Provisão para contingências Tributos diferidos Não circulante Total Não circulante Adiantamentos a fornecedores Depósitos e cauções Patrimônio líquido Tributos a recuperar Capital Social Realizado Tributos diferidos Reservas de Capital Imobilizado Outros resultados abrangentes Intangível Prejuízos acumulados ( ) ( ) Total Permanente Resultado acumulado do período Total Patrimônio líquido Total do Ativo Total do Passivo

29 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL Ranking de operadores da ANP março/17 Operador Produção (bbl/d) Petrobras Shell Brasil Statoil Brasil O&G % 95% Chevron Frade PetroRio ,2% 0,3% OGX SHB ,8% 2,5% Gran Tierra Petrosynergy 464 1,2% 18

30 REDESENVOLVIMENTO Produção estimada de petróleo (MMbbl) 2,2 2,4 1,6 2 1,2 1,6 2,8 1,3 2,2 1 1,7 1,4 1, Operador Anterior DeGolyer and MacNaughton 2015 DeGolyer and MacNaughton 2016 Expectativa de produção ( ) cresceu 5 vezes Resultados 2,8 8,3 5,0x 5.0x 8,3 13,0 Novos reservatórios de boa qualidade, principalmente arenitos, foram acessados com sucesso Ganho de produtividade de 20% vs. estimativa anterior de 7,5 kbbl/d) Potencial para estender a vida útil do campo em mais de 1 ano e estimativas de reservas provadas em mais de 1 MM de barris Estimativa de economia de US$ 1 milhão/ano como resultado de um menor consumo de diesel pela maior produção de gás Investimento total de US$ 17,9MM Estimativa BP Reservas D&M 2015 D&M 2016 Desenvolvidas 1P Próximos passos Estudo de viabilidade para perfuração de novos poços 12

31 MELHOR COMPANHIA DE E&P DA AMERICA LATINA EM 2016 PETRORIO PREMIADA PELA REVISTA INGLESA WORLD FINANCE Destaques da premiação e do artigo PetroRio defies the oil market glut Case de Turnaround de sucesso: Companhia se reinventou Reservas Provadas mais que triplicaram vs. estimativas da BP 2016 foi um ano de importantes resultados apesar da queda do petróleo: Redução do lifting cost, Redução de G&A, Excelência Operacional e Crescimento de Reservas (Reservas 1P desenvolvidas: +9,1%YoY) 22

32 AVISO LEGAL Esta apresentação contém declarações acerca de eventos futuros. Todas as declarações exceto aquelas relativas a fatos históricos contidas nesta apresentação são declarações acerca de eventos futuros, incluindo, mas não limitado a, declarações sobre planos de perfuração e aquisições sísmicas, custos operacionais, aquisição de equipamentos, expectativa de descobertas de óleo, a qualidade do óleo que esperamos produzir e nossos demais planos e objetivos. Os leitores podem identificar várias dessas declarações ao ler palavras como estima, acredita, espera e fará e palavras similares ou suas negativas. Apesar da administração acreditar que as expectativas representadas em tais declarações são razoáveis, não pode assegurar que tais expectativas se confirmarão. Por sua natureza, declarações acerca de eventos futuros exigem que façamos suposições e, assim, tais declarações são sujeitas a riscos inerentes e incertezas. Nós alertamos os leitores dessa apresentação a não depositarem confiança indevida nas nossas declarações de eventos futuros considerando que certos fatores podem causar futuras circunstâncias, resultados, condições, ações ou eventos que podem diferir significativamente dos planos, expectativas, estimativas ou intenções expressas nas declarações acerca de eventos futuros e as premissas que as suportam. Os seguintes fatores de risco podem afetar nossa operação: os relatórios de avaliação de recursos contingentes e prospectivos envolvendo um significativo grau de incerteza e sendo baseados em projeções que podem não ser precisas; riscos inerentes à exploração e produção de óleo e gás natural; histórico limitado da operação como uma empresa de exploração e produção de óleo e gás natural; perfuração e outros problemas operacionais; quebras ou falhas de equipamentos ou processos; erros de contratos ou operadores; falha de execução de terceiros contratados; disputas trabalhistas, interrupções ou declínio na produtividade; aumento em custos de materiais ou pessoal; inatividade de atrair pessoal suficiente; exigências de intensivo capital para investimento e despesas de manutenção que a PetroRio possa não estar apta a financiar; custos decorrentes de atrasos; exposição a flutuações da moeda e preços de commodity; condições econômicas na Namíbia e Brasil; leis complexas que possam afetar custos ou meio de conduzir o negócio; regulamentos relativos ao meio ambiente, segurança e saúde que possam se tornar mais rigorosos no futuro e levar a um aumento nos passivos e custos de capital, incluindo indenizações e penalidades por danos ao meio ambiente; término antecipado, não renovação e outras providências similares relativas aos contratos de concessão; e competição. Alertamos que essa lista de fatores não é completa e que, quando se basearem nas declarações acerca de eventos futuros para tomar decisões, investidores ou outros devem cuidadosamente considerar outras incertezas e eventos potenciais. As declarações acerca de eventos futuros aqui incluídas estão baseadas na premissa de que nossos planos e operação não serão afetados por tais riscos, mas que, se nossos planos e operação forem afetados por tais riscos, as declarações a cerca de eventos futuros podem se tornar imprecisas. As declarações acerca de eventos futuros incluídas nesta apresentação são expressamente qualificadas em sua totalidade por este aviso legal. Tais declarações foram feitas na data desta apresentação. Não nos comprometemos a atualizar tais declarações acerca de eventos futuros, exceto quando exigido pela legislação de valores mobiliários aplicável.