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1 RESULTADOS REFERENTES AO PRIMEIRO TRIMESTRE DE 2015 Rio de Janeiro, 14 de maio de 2015 A OGX Petróleo e Gás S.A. em Recuperação Judicial (Bovespa: OGSA3) anuncia hoje seus resultados referentes ao primeiro trimestre de 2015, bem como eventos subsequentes relevantes ao mercado. MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO Desde o início do ano, OGX P&G adotou medidas agressivas para se adaptar ao cenário adverso dos preços de petróleo focando na execução e na produção e ao mesmo tempo reduzindo os custos da Companhia. Ainda estamos renegociando nosso acordo de afretamento, temos novos custos de operação e manutenção para os FPSOs OSX-1 e OSX-3, e estamos também cortando drasticamente os custos de exploração e investimentos através de farm outs e farm downs dos blocos na margem equatorial. Apesar do cenário desfavorável, as vendas no primeiro trimestre totalizaram R$97,7 milhões, enquanto nosso EBITDA foi negativo em R$56,3 milhões. A produção dos quatro poços em Tubarão Martelo totalizou 961 mil barris de petróleo no primeiro trimestre de A produção reduzida foi resultado da ausência de investimentos no campo devido às condições de mercado. Tubarão Azul produziu um total de 267 mil barris de petróleo no primeiro trimestre de Continuamos investindo no promissor BS-4 e esperamos o primeiro óleo em meados de Em 11 de abril de 2015, OGX P&G assinou um contrato de Suporte e Standstill com os credores que detêm a maioria das debêntures conversíveis emitidas pela OGX P&G em 13 de fevereiro de O contrato de Standstill é válido até 15 de agosto de Durante esse período, a companhia continuará a executar as condições precedentes para a conversão, bem como os passos finais do plano de reestruturação. DESEMPENHO OPERACIONAL PRODUÇÃO 1

2 PRODUÇÃO BACIA DE CAMPOS Campo de Tubarão Azul A - Produção A produção do campo de Tubarão Azul no 1T15 foi de 267 mil barris de óleo em comparação aos 272 mil barris de óleo no trimestre anterior e aos 246 mil barris de óleo no 1T14, que teve a produção retomada somente em fevereiro daquele ano. A contínua redução da produção é uma consequência natural do negócio quando não há investimentos adicionais para incremento da produção. Conforme informado no Fato Relevante de 7 de abril de 2015, a Companhia iniciou o processo de negociações com a OSX 1 Leasing B.V., seus respectivos credores e OSX Serviços Operacionais Ltda. em Recuperação Judicial, sobre a estratégia de interrupção das atividades no Campo de Tubarão Azul e a consequente desmobilização da plataforma FPSO OSX-1. Tais negociações envolvem a liberação do FPSO OSX-1, respeitando os compromissos relacionados à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( ANP ), além de renegociações sobre os custos de afretamento e operação e manutenção ( O&M ) do FPSO OSX-1. A Companhia tem a intenção de manter as atividades no Campo de Tubarão Azul, respeitando as questões relativas aos limites do reservatório e de viabilidade econômica do referido campo, bem como o acordo de desmobilização ora em negociação. Produção Total (mil bopd) 2

3 T14 2T14 3T14 4T14 1T15 B Resultados Financeiros da operação A seguir apresentamos os indicadores referentes à operação do FPSO OSX-1 no campo de Tubarão Azul: (i) EBITDA pro-forma; (ii) custos diários; e (iii) custo por barril. No 1T15 os custos de leasing do FPSO OSX-1 e de O&M se mantiveram em US$ 35 mil/dia e US$ 85 mil/dia, respectivamente. 3

4 Em R$ mil, exceto quando indicado diferente FPSO OSX 1 Descrição 1T15 1T14 Dias de operação Produção vendida Preço unitário - R$/bbls 98,69 220,48 Receita líquida de frete Impostos sobre as vendas - - Royalties (1.927) (3.658) Leasing (5.410) (5.774) Serviços (O&M) (13.259) (9.409) Logística (15.472) (5.698) Outros (838) (493) Custo do produto vendido (36.906) (25.032) EBITDA (21.708) % EBITDA / Receita líquida -142,83% 29,48% EBITDA / bbls - Em R$ (140,96) 65,00 Custo diário (USD '000) Tubarão Azul 103,7 5,6 12,9 36,2 88,9 Royalties Leasing O&M Logística Outros 35,0 Custo/bbls (USD) Tubarão Azul 1,9 4,4 12,2 Total: USD 247,3 mil/dia Total: USD 83,5 /bbl 30,0 Royalties Leasing O&M Logística Outros Campo de Tubarão Martelo A - Produção A produção do campo de Tubarão Martelo no 1T15 foi de 961 mil barris de óleo em comparação aos mil barris de óleo no trimestre anterior. No 1T14 a produção totalizou 967 mil barris de óleo. Produção Total (mil bopd) 4

5 T14 2T14 3T14 4T14 1T15 Conforme Fato Relevante divulgado em 27 de fevereiro de 2015, em virtude da queda vertiginosa do preço do petróleo no mercado internacional, de aproximadamente US$ 104/barril em agosto de 2014 para US$ 45/barril em janeiro de 2015, a Companhia se viu impossibilitada de obter os financiamentos necessários para garantir o incremento da produção, conforme previsto no Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo. Caso a produção no campo continue a decrescer, seguindo o padrão atual e as condições econômicofinanceiras da Companhia, como por exemplo capital de giro para financiar a produção, permitam, estima-se para o ano de 2015 uma produção média diária de 8,0 mil barris de óleo, comparada aos 12,7 mil barris originalmente previstos. Nesse contexto, a OGX P&G intensificou o processo de renegociação dos custos de afretamento e de operação e manutenção do FPSO OSX-3 com a OSX-3 Leasing B.V. e OSX Serviços Operacionais Ltda., respectivamente, bem como de redução de custos administrativos e operacionais, a fim de tentar manter seu equilíbrio econômico-financeiro. Ainda nesse cenário, a ANP formalizou sua recusa ao Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo apresentado pela OGX P&G em 23 de dezembro de 2014, por ser incompatível com o cenário atual do preço do petróleo tipo Brent e concedeu a postergação do prazo de entrega do novo Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo para até 31 de dezembro de

6 B FPSO OSX-3 Em dezembro de 2014, a Companhia obteve decisão judicial em caráter liminar para reduzir o valor do afretamento do FPSO OSX-3 de US$ 250 mil/dia para US$ 130 mil/dia em virtude do desequilíbrio provocado pela queda do preço do petróleo nos mercados internacionais. Não obstante, o preço do petróleo continuou a decrescer após a concessão da liminar fazendo com que a OGX intensificasse o processo de redução de custos. Nesse contexto de renegociação dos custos operacionais e de redução dos custos administrativos, a Companhia firmou, em março de 2015, acordo com a OSX Brasil, OSX Leasing, OSX 3 Holding e OSX Serviços visando à (i) suspensão, pelo prazo de 6 meses, dos pagamentos devidos pela OGX, que eventualmente se encontrem em aberto, a título de contraprestação pelo afretamento da plataforma FPSO OSX-3; (ii) suspensão, pelo mesmo prazo, dos futuros pagamentos também decorrentes do afretamento; (iii) suspensão de outras obrigações colaterais previstas nos contratos relacionados ao afretamento. De forma a promover a redução e a otimização do custo de extração e produção de petróleo no Campo de Tubarão Martelo, OSX Serviços e OGX decidiram, amigavelmente, pela rescisão do contrato de operação e manutenção da plataforma FPSO OSX-3, comprometendo-se a negociar os termos para a transferência das atividades relacionadas à operação e manutenção do FPSO OSX-3 (tais como tripulação, contratos, sistemas operacionais, licenças, know-how etc.) para a OGX, bem como uma indenização a ser paga pela OGX para a OSX Serviços em contrapartida às receitas que esta deixará de obter com a atividade. C Resultados Financeiros da Operação A seguir apresentamos os indicadores referentes à operação do FPSO OSX-3 no campo de Tubarão Martelo: (i) EBITDA pro-forma; (ii) custos diários; e (iii) custo por barril. 6

7 Em R$ mil, exceto quando indicado diferente FPSO OSX 3 Descrição 1T15 1T14 Dias de operação Produção vendida Preço unitário - R$/bbls 98,20 214,97 Receita líquida de frete Impostos sobre as vendas - - Royalties (10.571) (20.831) Leasing (18.953) (51.691) Serviços (O&M) (24.316) (22.443) Logística (34.480) (22.908) Outros (8.920) (1.699) Custo do produto vendido (97.240) ( ) EBITDA (14.756) % EBITDA / Receita Bruta -17,89% 35,47% EBITDA / bbls - Em R$ (17,57) 76,25 Custo diário (USD '000) Tubarão Martelo 166,8 43,2 51,2 117,6 91,7 Royalties Leasing O&M Logística Outros 14,3 Custo/bbls (USD) Tubarão Martelo 3,7 4,4 10,1 7,8 Total: USD 470,5 mil/dia Total: USD 40,3/bbl Royalties Leasing O&M Logística Outros Campo de Rêmora Conforme divulgado em Fato Relevante de 12 de março de 2015, a OGX P&G notificou à ANP a devolução do Campo de Rêmora, localizado na Bacia de Campos, bloco C-M-499. O desenvolvimento do Campo de Rêmora como projeto exclusivo (stand alone) demonstrou ser economicamente inviável devido às estimativas de volumes baixos de óleo recuperável. Deste modo, a Companhia entendeu que manter a concessão deste campo implicaria em assumir compromissos de prazos, investimentos e produção com a ANP que poderiam não ser cumpridos, o que culminou na decisão de devolução do mesmo. A OGX P&G realizou o impairment no seu ativo em A devolução deste campo não afetará o plano de negócios da Companhia, uma vez que não houve atividade no referido campo e o valor econômico do projeto não foi considerado em sua projeção, seja no âmbito das negociações com os credores ou em seu Plano de Recuperação Judicial. DESENVOLVIMENTO BACIA DE SANTOS 7

8 Desenvolvimento dos Campos de Atlanta e Oliva ( BS-4 ) Os testes de formação realizados nos dois poços horizontais do Sistema de Produção Antecipada ( SPA ) indicaram que a capacidade de produção é de aproximadamente 12 mil barris por dia por poço, na faixa superior do intervalo simulado antes da realização dos testes. Durante o teste do segundo poço, a bomba elétrica submersa foi posicionada na coluna de teste, próxima ao leito marinho, uma opção que o consórcio está avaliando para esse campo, por se tratar de uma alternativa mais econômica do que no fundo do poço. Em maio de 2014, a Queiroz Galvão Exploração e Produção ( QGEP ) divulgou os resultados do relatório de certificação de reservas do Campo de Atlanta, elaborado pelos consultores independentes Gaffney, Cline & Associates e datado de 31 de março de Os principais destaques do relatório foram as reservas 1P de 147 milhões de bbls, 2P de 191 milhões de bbls e 3P de 269 milhões de bbls. Conforme Fato Relevante divulgado em 17 de dezembro de 2014, o consórcio responsável pelo desenvolvimento do Campo de Atlanta assinou contrato para afretamento e operação da unidade de produção FPSO Petrojarl I, da Teekay Offshore Partners L.P. A unidade será customizada de acordo com as especificações necessárias para a operação neste campo e está programada para chegar à locação em 14 meses. O início da produção está programado para meados de Nesta primeira fase, a produção é estimada em 25 mil bopd podendo atingir 30 mil bopd, capacidade máxima do Petrojarl I, com três poços em produção. Desses poços, dois já estão perfurados e equipados com árvore de natal molhada e bomba submersa. A unidade Petrojarl I terá capacidade de armazenar 180 mil bopd e o contrato é válido para um período de 5 anos, com cláusula de término a partir do terceiro ano. O Capex estimado para 2015 e 2016, até o primeiro óleo é de US$ 322 milhões (dos quais 40% cabem a OGX P&G), o que já inclui o custo estimado do terceiro poço e do sistema de coleta do SPA. O custo operacional total de afretamento e manutenção estimado para o SPA é de US$ 480 mil por dia, incluindo os custos de leasing, serviços, logística, seguro e fundo de abandono, entre outros. Esses valores referem-se à totalidade do consórcio. A seguir, apresentamos a produção média anual estimada para o Campo de Atlanta, baseada nas reservas 2P, conforme o plano de desenvolvimento. Salientamos que as reservas 3P permanecem inalteradas com valores de 269 milhões de bbls. A produção associada ao Sistema Definitivo ( SD ) está baseada na premissa de contratação de um FPSO de maior capacidade a partir de 2019 e perfuração de poços adicionais. Produção Total (mil bopd) 8

9 Produção SPA Produção SD A projeção acima representa uma estimativa baseada nas expectativas e premissas do operador e estão sujeitas a diversos riscos e incertezas. A QGEP é o operador do Bloco BS-4, onde estão localizados os campos de Atlanta e Oliva, com participação de 30% e tem como sócios a OGX P&G e Barra Energia com participação de 40% e 30%, respectivamente. O primeiro óleo do Campo de Oliva é esperado para 2021, já que a viabilidade deste campo está ligada à operação do Campo de Atlanta. EXPLORAÇÃO PORTFOLIO EXPLORATÓRIO MARGEM EQUATORIAL Num contexto de queda dos preços do petróleo, que reduz a posição de caixa previamente estimada pela Companhia e dificulta investimentos adicionais, a OGX P&G tem empreendido esforços em realizar farm outs ou farm downs para os blocos de exploração adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP, os quais estão localizados em águas profundas das bacias do Ceará e Potiguar (POT-M % OGX P&G; CE-M-603 e POT-M % OGX P&G; CE-M % OGX P&G). Com isso busca-se diminuir o CAPEX e as despesas de exploração, sobretudo do segundo semestre de 2016, quando se espera maiores gastos com o início da campanha de perfuração de dois poços previstos no Programa Exploratório Mínimo. 9

10 Neste cenário, a Companhia constituiu provisão para impairment integral destes ativos no 1T15. GESTÃO DE PESSOAS A Companhia encerrou o 1T15 com 203 colaboradores próprios e 570 terceirizados, um aumento de aproximadamente 16% comparado ao trimestre anterior. O número de colaboradores próprios no 1T15 é 48% superior ao trimestre anterior, pois a Companhia decidiu, em conjunto com a OSX Serviços, pela rescisão do contrato de O&M da plataforma FPSO OSX-3, transferindo as atividades para a OGX P&G, incluindo os 99 colaboradores relacionados à operação e manutenção do FPSO OSX-3. Em contrapartida, em janeiro de 2015, a Companhia reduziu em 31 colaboradores seu quadro de funcionários, representando, aproximadamente, 40% de sua folha de pagamentos. Ambos os eventos estão associados a estratégia de redução de custos administrativos e operacionais, visando preservar o equilíbrio econômico financeiro da Companhia. 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. Principais métricas 1T15 4T14 1T14 Receita líquida (R$ milhões) EBITDA da operação (R$ milhões) (56) (8) 76 Lucro / (Prejuízo) líquido (R$ (2.734) (68) milhões) 129 CAPEX (R$ milhões) Posição de caixa (US$ milhões) Demonstração de Resultados 10

11 R$ ('000) DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS 1T15 1T14 ($) Receita líquida de vendas ( ) Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) ( ) ( ) Despesas de exploração (i i) (2.292) (6.567) Despesas administrativas e gerais (i i i) (17.515) (24.290) EBITDA da operação (56.271) ( ) Custos de reestruturação (i i i) (16.880) (37.490) Outras receitas (despesas) operacionais (v) (946) (6.868) EBITDA ajustado incluindo itens não recorrentes (74.097) ( ) Depreciação/Amortização (20.947) (10.194) (10.753) Stock option (i i i) (1.577) Poços secos e Impairment (vi) (8.512) Provisão para perda / desvalorização estoque (v) (10.828) - (10.828) Resultado de equivalência patrimonial EBIT Resultado financeiro líquido (iv) (31.694) ( ) Variação cambial (iv) ( ) ( ) Derivativos (iv) (680) EBT (69.355) (-) Imposto de renda (7.254) (23.395) Lucro (Prejuízo) líquido - OPER. CONTINUADAS (53.214) Lucro (Prejuízo) líquido - OPER. DESCONTINUADAS (92.395) ( ) Lucro (Prejuízo) líquido - TOTAL (68.444) ( ) Os saldos de 31 de março de 2014 reapresentados em função de: (a) perda de controle sobre a PGN e a consequente desconsolidação das informações comparativas; e (b) apresentação em 2015 dos resultados dos blocos exploratórios da 11ª Rodada da ANP como operações descontinuadas e o consequente ajuste das informações comparativas. (i) Esse total não inclui as parcelas do Custo do Produto Vendido (CPV) referentes à Depreciação/amortização (R$ (15.119)), as quais estão apresentadas em linhas específicas. (ii) A soma dessa linha com o montante de R$ 70, referente aos poços secos incluídos em (vi), corresponde ao total de Despesas com Exploração na DRE do ITR. (iii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação e Amortização (R$ (5.828)), corresponde ao total das Despesas Administrativas e Gerais na DRE do ITR de março de (iv) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE do ITR. (v) Apresentado como "Outras Despesas Operacionais" na DRE do ITR. (vi) Desse total, R$ 70 compõe o saldo de despesas de exploração na DFP (item (ii) acima) e o restante está apresentado como Provisão/realização de impairment" na DRE do ITR. Receita x Custos As vendas realizadas pela Companhia no 1T15 totalizaram R$ 97,7 milhões, correspondentes à comercialização de 994 mil barris de óleo. 11

12 A tabela a seguir apresenta uma comparação entre receitas e custos referentes às operações dos campos de Tubarão Azul e Tubarão Martelo no 1T15: 1T15 Tubarão Azul (*) Convertido pelo câmbio médio do trimestre, ponderado pelas vendas. Tubarão Martelo Total Qtde vendida (bbls/mil) Total vendido - R$ ('000) Vendas - R$/bbls 98,7 98,2 98,3 Vendas - US$/bbls (*) 34,4 34,2 34,2 Royalties Leasing O&M Logística Outros Total Custos - R$ ( 000) Custos - R$/bbls 239,6 115,8 135,0 Custos - US$/bbls (*) 83,5 40,3 47,0 EBITDA O EBITDA da operação no 1T15 foi negativo em R$ 56,3 milhões, em comparação ao EBITDA negativo de R$ 7,8 milhões no 4T14, devido principalmente à persistente queda do preço do petróleo nos mercados internacionais. Resultado Líquido A Companhia apurou prejuízo de R$ 68,4 milhões no primeiro trimestre de 2015, em comparação com o lucro líquido de R$ 128,6 milhões no mesmo período do exercício anterior. Esse resultado foi impactado por: (i) margem bruta negativa de R$ 36 milhões nos campos de Tubarão Martelo e Tubarão Azul, como reflexo da queda significativa do preço do petróleo nos mercados internacionais; (ii) impairment integral dos blocos exploratórios da bacia do Pará-Maranhão, no valor de R$ 24 milhões e daqueles adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP, nas bacias do Ceará (CEM-603 e CEM-661) e Potiguar (POT-M-762 e POT-M-475), no montante de R$ 95 milhões, também em função da atual conjuntura de preços do petróleo que dificultou a capacidade da Companhia de efetuar novos investimentos na exploração dessas áreas; (iii) despesa de variação cambial, basicamente, não realizada de R$ 111 milhões; (iv) custos de reestruturação e despesas gerais e administrativas de R$ 34 milhões; e (v) despesas e custos, sem efeito caixa, de depreciação e amortização no valor de R$ 21 milhões. Esses efeitos foram parcialmente compensados pela redução 12

13 de aproximadamente R$ 275 milhões nos custos de abandono estimados para os campos de Tubarão Martelo e Tubarão Azul, em função da revisão dos projetos, com: (a) redução do número de poços de Tubarão Martelo de 6 produtores e 3 injetores para apenas os atuais 4 poços produtores; e (b) redução dos custos estimados para o arrendamento de sondas e barcos de apoio em um cenário de baixo preço do petróleo e redução na demanda por esses equipamentos. No que tange à margem bruta negativa do primeiro trimestre, a Companhia completou, nas últimas semanas, importantes etapas da estratégia de redução de custos para que esses campos voltem a contribuir com uma geração de caixa positiva, dentre elas: (a) rescindiu o contrato de O&M do FPSO OSX-3 com a OSX Serviços e incorporou a tripulação do FPSO; (b) acordou a suspensão pelo prazo de 6 meses dos pagamentos do leasing do mesmo FPSO; (c) renegociou contratos com embarcações de apoio e helicópteros, reduzindo os respectivos custos em 22% e 30%; e (d) transferiu seus estoques de equipamentos da base logística no Caju-RJ para uma base logística em Duque de Caxias-RJ, obtendo uma redução de custos de 42%. Balanço Patrimonial R$ ('000) 31/mar/15 31/dez/14 Var. 31/mar/15 31/dez/14 Var. ATIVO PASSIVO Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa ( ) Fornecedores Depósitos vinculados (948) Impostos e participações a recolher (2.093) Contas a receber (24.613) Salários e encargos trabalhistas (5.508) Instrumentos financeiros derivativos Empréstimos e financiamentos Impostos e contribuições a recuperar (10.237) Empréstimos com partes relacionadas Estoque de óleo Contas a pagar com partes relacionadas Outros créditos (20.945) Provisões diversas ( ) Outras contas a pagar Ativo não circulante disponível para venda Não Circulante Não Circulante Provisões diversas ( ) Realizável a longo prazo ( ) Depósitos vinculados Estoque de materiais Empréstimos com partes relacionadas Impostos e contribuições a recuperar Patrimônio Líquido IRPJ e CSLL diferidos (7.254) Capital social Créditos com partes relacionadas (882) Reservas de capital (22.127) Investimentos Ajustes acumulados de conversão ( ) (21.592) ( ) Prejuízos acumulados ( ) ( ) (68.444) Imobilizado ( ) Intangível (99.966) (34.473) Total do Ativo ( ) Total do Passivo ( ) 13

14 Provisões Diversas (Circulante e Não Circulante) As reduções nas estimativas de custo de abandono de Tubarão Martelo e Azul decorrem de: (a) revisão do projeto de Tubarão Martelo que agora contará apenas com os atuais 4 poços produtores e não mais com 6 produtores e 3 injetores; e (b) revisão para baixo das estimativas de custos diários de sondas e barcos de apoio, em um cenário de queda do preço do petróleo que diminui a demanda e consequentemente reduz o custo desses equipamentos. PROVISÕES DIVERSAS Caixa e Equivalentes de Caixa ('000 R$) 31/03/ /12/2014 Var. (R$) Provisão para abandono TBMT ( ) TBAZ (22.778) Atlanta e Oliva ( ) Provisão p/ compensação ambiental Ganho mínimo garantido (7.692) TOTAL ( ) CAIXA R$ ('000) Saldo em 31/12/ (+) Margem bruta da venda de óleo (36.464) (-) CAPEX (10.557) (-) G&A (inclui custo de reestruturação) (34.395) (-) Despesas de exploração (2.292) (-) Garantia Teekay (11.552) (-) Pagamento Royalties 2014 (7.600) (-) Pagamento Cash Call 2014 (9.000) (+) Outros (2.877) Saldo em 31/03/ Intangível A queda de aproximadamente R$ 100 milhões no Intangível decorre do impairment dos blocos adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP: POT-M-475 e POT-M-762 na Bacia do Potiguar e CEM- 603 e CEM-661 na Bacia do Ceará, além dos blocos BM-PAMA-13, BM-PAMA-14, BM-PAMA-15, BM- PAMA-16 e BM-PAMA-17 na Bacia do Pará Maranhão. O impairment dessas áreas exploratórias decorre da diretriz da Companhia de focar seus recursos nos ativos geradores de caixa no curto prazo, ou seja, nos projetos de desenvolvimento e produção. 14

15 Empréstimos e Financiamentos com Terceiros e com Partes Relacionadas A variação do passivo de 31 de dezembro de 2014 até 31 de março de 2015 está demonstrada no quadro a seguir. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS ('000 R$) Saldo em 31 de dezembro de (+) Juros incorridos (i) (+) Amortização do custo de captação (+/-) Variação cambial Saldo em 31 de março de EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS ('000 R$) DIP Incremental facility Mútuo OGPar Mútuo PGN Legenda: (i) Juros DIPs, 2º PPE EVENTO SUBSEQUENTE - Contrato de Suporte e Standstill Em 10 de abril de 2015, a Companhia assinou um contrato de Suporte e Standstill para concessão de período de standstill e acordo junto aos credores que detêm a maioria das debêntures conversíveis emitidas pela OGX P&G e do empréstimo adicional pois, em função principalmente da queda do preço do petróleo no mercado internacional, a Companhia não possuía até aquele momento, os recursos financeiros necessários para o pagamento do Empréstimo Adicional, assim como não havia atingido o cumprimento de todas as condições precedentes para a conversão das debêntures. O Contrato de Suporte e Standstill determina que, sujeito à satisfação total de cada um dos termos e condições ali estabelecidos, durante o período de standstill, os credores anuentes se absterão de, e votarão de modo a instruir seus representantes a se absterem de, iniciar qualquer demanda judicial ou extrajudicial, ou tomar qualquer medida para cobrar valores ou executar quaisquer garantias no âmbito do Financiamento DIP ou do empréstimo adicional. O período de standstill, exceto se vencido antecipadamente em razão de um evento de vencimento, permanecerá em vigor até a conversão do Financiamento DIP ou 15 de agosto de 2015, o que ocorrer primeiro. A fim de incentivar os Credores Anuentes a celebrar o Contrato de Suporte e Standstill, o Grupo OGX tomará medidas para preservar o valor das garantias, incluindo a participação da OGX no BS-4, e a sua participação acionária na Parnaíba Gás Natural S.A. 15

16 Imobilizado (CAPEX) IMOBILIZADO R$ ('000) Saldo em 31 de dezembro de (+) CAPEX Bacia de Campos Bacia de Santos Bacia do Ceará e Potiguar Bacia do Pará-Maranhão (+) SNUC (-) Provisão para abandono de poços ( ) (+) CTA Internacionais (-) Depreciação (15.037) (+) Impairment (inclui oper. descontinuadas) (+) Baixa de Poços Secos 70 (-) Alienação Imobilizado Administrativo (4.847) Saldo em 31 de março de Contatos OGpar Investidores: Márcia Mainenti Marianna Sampol ri@ogpar.com.br Mídia: Cibele Flores cibele.flores@ogpar.com.br

17 AVISO LEGAL Este documento contém algumas afirmações e informações relacionadas à Companhia que refletem a atual visão e/ou expectativa da Companhia e de sua administração a respeito do seu plano de negócios. Estas afirmações incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, realizações ou desempenho futuros, podendo conter palavras como acreditar, prever, esperar, contemplar, provavelmente resultará ou outras palavras ou expressões de acepção semelhante. Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas. Advertimos que diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas, estimativas e intenções expressas neste documento. Em nenhuma hipótese a Companhia ou seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou atos de investimento ou negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco por danos indiretos, lucros cessantes ou afins. A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações uma revisão das afirmações ou análise das diferenças entre as afirmações e os resultados reais. Esta apresentação não contém todas as informações necessárias a uma completa avaliação de investimento na Companhia. Cada investidor deve fazer sua própria avaliação, incluindo os riscos associados, para tomada de decisão de investimento. 17