APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS 2T14 15 de agosto de 2014
DESTAQUES DO 2T14
DESTAQUES DO 2T14 A aprovação do Plano de Recuperação Judicial da OGPar e de suas controladas OGX Petróleo e Gás S.A., OGX International e OGX Austria, que contaram com o apoio de expressa maioria dos credores em Assembleia Geral realizada em 3 de junho de 2014 e que posteriormente foram homologados pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Rio de Janeiro. No último dia 6, foi realizado o leilão da Parnaíba Gás Natural S.A., no qual a Companhia se comprometeu a vender as ações remanescentes da coligada que correspondiam a 36,36%, por R$200 milhões + IPCA. A alienação do ativo será concluída no trânsito em julgado do processo de recuperação judicial. O campo de Tubarão Martelo produziu 869 mil barris de óleo no 2T14, correspondendo a uma média diária de 9,5 mil barris. Em julho de 2014, o terceiro poço de Tubarão Martelo iniciou sua produção. Desde o seu início, em dezembro de 2013, o campo já produziu 2,2 milhões de barris. O campo de Tubarão Azul, que retornou suas atividades em fevereiro de 2014, produziu uma média diária de 4,0 mil barris de óleo no 2T14, alcançando uma produção total de 367 mil barris. Geração operacional de caixa de R$49 milhões no 2T14, excluindo-se os gastos com a reestruturação no montante de aproximadamente R$29 milhões. 3
DESTAQUES FINANCEIROS RESULTADO DO 1S14 Principais Métricas Financeiras 1S14 1S13 Receita Líquida (R$ milhões) 514 406 EBITDA (R$ milhões) 108 27 Lucro (Prejuízo) Líquido (R$ milhões) 516 (5.527) CAPEX (R$ milhões) 549 1.231 A venda de 2.393 mil barris de óleo no 2T14, provenientes principalmente do Campo de Tubarão Martelo, contribuiu para que a OGpar reportasse lucro líquido no 2T14 4
PRODUÇÃO NO 2T14
PRODUÇÃO NO 2T14 TUBARÃO AZUL CAMPO DE TUBARÃO AZUL Retorno à produção em fevereiro/2014. A produção total no 2T14 foi de 367 mil barris, com média diária de 4,0 mil bpd. Os custos de leasing do FPSO e O&M foram revistos e reduzidos significativamente no 1T14 para US$ 35 mil/dia e US$ 85 mil/dia, respectivamente. Esses valores se mantiveram no 2T14. Volume recuperável estimado ~5,77 MM bbl (5,45 MM bbl produzidos). 536 Produção Total (mil bbl) EBITDA PRO-FORMA (2S14 x 2S13) Em Milhares R$ FPSO OSX 1 2014 2013 Dias de operação 148 218 Produção referente às cargas embarcadas - em barris (bbls) 604.785 1.952.115 Receita de vendas (líquida de frete) 127.324 404.982 Impostos sobre as vendas - - Royalties (13.093) (38.343) Leasing (14.919) (118.089) Serviços (O&M) (37.166) (61.050) Logística (28.072) (21.582) Frete na Venda - (5.508) Outros (1.961) (6.872) EBITDA 32.114 153.538 % EBITDA / Receita Bruta 25,22% 37,91% EBITDA / barril - em R$ 53,10 78,65 367 CUSTO DIÁRIO 246 2T13 1T14 2T14 Nota: A redução da produção total em relação ao 2T13 ocorreu devido à redução do número de poços produtores. Custo diário (USD '000) 2014 2013 Leasing (44) (262) Serviços (O&M) (116) (135) Logística (75) (48) Outros (7) (15) TOTAL (242) (460) 6
PRODUÇÃO NO 2T14 TUBARÃO MARTELO CAMPO DE TUBARÃO MARTELO Início da produção em dezembro/2013, através de 2 poços. 869 mil barris de óleo produzidos no 2T14, correspondendo a uma média diária de 9,5 mil barris. O terceiro poço iniciou a produção em julho. Desde o seu início, em dezembro de 2013, o campo de Tubarão Martelo, produziu 2,2 milhões de barris. Volume recuperável estimado de 88 MM boe, como certificado pela DeGolyer & MacNaughton EBITDA PRO-FORMA 1S14 Em Milhares R$ FPSO OSX 3 2014 Dias de operação 175 Produção referente às cargas embarcadas - em barris (bbls) CUSTO DIÁRIO 1.787.918 Receita de vendas (líquida de frete) 386.468 Impostos sobre as vendas - Royalties (45.773) Leasing (89.729) Serviços (O&M) (48.878) Logística (57.596) Outros (3.783) EBITDA 140.709 % EBITDA / Receita Bruta 36,41% EBITDA / barril - em R$ 78,70 Custo diário (USD '000) 2014 Leasing (214) Serviços (O&M) (127) Logística (142) Outros (9) TOTAL (492) 7
PRODUÇÃO NO 2T14 ATLANTA E OLIVA CAMPO DE ATLANTA E OLIVA ( BS-4 ) Atlanta: Primeiro poço horizontal (7-ATL-2HP- RJS) já foi perfurado e testado. O Teste de Formação a Poço Revestido (TFR) realizado em dois períodos de fluxo, obteve vazões de 1.250 barris de óleo por dia (bopd) e mais de 5.000 bopd, respectivamente, confirmando Índice de Produtividade (IP) superior ao estimado nos estudos realizados, indicando que a vazão do poço em condições normais de produção poderá ficar próxima ao limite superior do intervalo previsto de 6.000-12.000 bopd. Produtividade no segundo poço horizontal, recentemente concluído e testado, é superior à observada no primeiro, conforme Fato Relevante divulgado pela OGpar em 8/5/2014. No teste realizado no segundo poço, a bomba centrífuga submersa submarina foi posicionada no leito marinho, ao invés de próxima ao reservatório, como no poço anterior. Caso esta tecnologia seja utilizada para o sistema definitivo do Campo, essa alternativa poderá reduzir significativamente os custos operacionais Está em andamento, com previsão de término para o 3T14, a licitação para um FPSO em 2 cenários: Sistema de Produção Antecipada (SPA), que permitirá a aceleração da entrada em produção do campo e Sistema Definitivo (SD). Início da produção do campo de Atlanta esperado para final de 2015 ou início de 2016. Reserva do Campo de Atlanta (100%) Reserva Líquida para a OGpar (40%) Óleo (MMBbl) Gás Natural (MMm3) Óleo (MMBbl) Gás Natural (MMm3) 1P 147 56 59 22 2P 191 90 76 36 3P 269 311 108 124 Nota: Reservas certificadas pela Gaffney, Cline & Associates Oliva: ~65 MM barris de óleo equivalente recuperável, segundo estudos realizados pela Companhia; Primeiro óleo previsto para 2021. 8
EXPLORAÇÃO NO 2T14
EXPLORAÇÃO NO 2T14 BACIAS DO CEARÁ E POTIGUAR 11a RODADA DE LICITAÇÕES Campanha exploratória em andamento em 4 blocos, na condição de não-operadora; Operadores conduzindo licitações para aquisição dos dados sísmicos 3D; Campanha de perfuração para prospecção dos blocos prevista para final de 2016. Bacia Bloco Parceiro Operador Ceará CE-M-661 45% Total/25% QGEP/30% OGpar Total Ceará CE-M-603 50% Exxon/50% OGpar Exxon Potiguar POT-M-475 35% Exxon/ 65% OGpar Exxon Potiguar POT-M-762 50% Exxon/50% OGpar Exxon BACIAS DE CESAR RANCHERÍA E VALE INFERIOR DO MAGDALENA - COLÔMBIA A oferta inicial, que previa o farm-out dos blocos localizados nas bacias de Cesar Ranchería (CR- 2,CR-3 e CR-4) e Vale Inferior do Magdalena (VIM-5 e VIM-19) e o pagamento de US$30 milhões pelos ativos + liberação de obrigações regulatórias, não foi aprovada pela ANH, agência reguladora da Colômbia, que decidiu, unilateralmente, cancelar os contratos de avaliação técnica relativos aos blocos da Bacia de Cesar Ranchería, bem como executar as cartas de crédito ( Standby Letters ) oferecidas como garantia e expedidas pelo banco garantidor no valor de aproximadamente US$24 milhões. Nova proposta no valor de US$30 milhões foi firmada entre a OGpar e a ofertante, prevendo a alienação dos ativos localizados apenas no Vale Inferior do Magdalena, sob os contratos VIM-5 e VIM-19 e será apresentada à ANH. 10
DESTAQUES FINANCEIROS DO 2T14
DESTAQUES FINANCEIROS POSIÇÃO DE CAIXA Fluxo de Caixa no 2T14 (US$ milhões) Uso do Caixa - Regime de Competência (US$ milhões) 42 (99) 58 21 22 393 322 348 37 32 33 209 44 162 289 316 356 18 104 165 10 143 94 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 Capex 1T14 Atividades de Financiamento Atividades Operacionais Atividades de Investimento 2T14 SG&A/G&G Notas: ¹ Considera taxa de câmbio média equivalente a: BRL 2,27/USD (4T13); BRL 2,37/USD ² Considera taxa de câmbio no final do período equivalente a: BRL 2,34/USD (4T13); BRL 2,26/USD Nota: ¹ Considera taxa de câmbio média equivalente a: BRL 2,00/USD (1T13); BRL 2,07/USD (2T13); BRL 2,29 (3T13); BRL 2,27 (4T13); BRL 2,37 (1T14) Desde o início da reestruturação financeira a OGpar mantém seu compromisso com a disciplina financeira. No 2T14, o desembolso de caixa foi 36% menor em relação ao observado no 1T14. 12
DESTAQUES FINANCEIROS PROJEÇÕES 2014 US$ Milhões 2014 Receita Líquida 596 EBITDA 132 Investimento Líquido 242 13
RECUPERAÇÃO JUDICIAL
RECUPERAÇÃO JUDICIAL EM ANDAMENTO No fim de 2013 a OGpar, e suas controladas, ajuizaram o pedido de Recuperação Judicial, devido à situação econômico-financeira da Companhia. Em 14 de fevereiro de 2014, as Companhias apresentaram, individualmente, o plano de Recuperação Judicial com a discriminação dos meios de recuperação a serem empregados. O Plano de Recuperação Judicial da Companhia foi aprovado em Assembleia Geral de Credores realizada em 3 de junho de 2014 e foi homologado pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Rio de Janeiro que decidiu, em 13 de junho de 2014, conceder a Recuperação Judicial da Companhia. As principais premissas do Plano incluem o aporte de novos recursos e a reestruturação das dívidas existentes, da seguinte forma: a) Novos Recursos: Financiamento DIP ( Debtor in Possession ): US$125 milhões, já recebidos em 13 de março de 2014, e US$90 milhões adicionais que estão sujeitos a certas condições precedentes, dentre as quais a aprovação do Plano. Empréstimo Adicional: em 15 de abril de 2014, a Companhia obteve um empréstimo de US$73,2 milhões, subscrito com uma taxa de desconto de 18%, a fim de financiar exportações e pagar custos e despesas a elas relacionados. O vencimento do empréstimo se dará em 11 de fevereiro de 2015, mas terá seu pré-pagamento exigido na ocorrência de determinados eventos, incluindo a conversão das debêntures. Possibilidade de Venda de Ativos e Equipamentos: oportunidade de venda dos ativos na Colômbia e de equipamentos não utilizados pela Companhia (árvore de natal, tubos e cabeças de poço), totalizando um montante de aproximadamente US$50 milhões. 15
RECUPERAÇÃO JUDICIAL EM ANDAMENTO b) Reestruturação das dívidas existentes: Financiamento DIP: uma vez observadas determinadas condições precedentes, esse financiamento será conversível em ações da OGX que, desde que implementadas integralmente todas as etapas do Plano de Recuperação Judicial, representarão 65% do total de ações da companhia reestruturada. Após a conversão do Financiamento DIP, os credores da OGpar serão titulares de ações representativas de 25% do capital social total da companhia reestruturada. Os atuais acionistas da Companhia, após a diluição decorrente da conversão dos créditos em capital, inclusive do Financiamento DIP, remanescerão titulares de ações representativas, no total agregado, de 10% do capital social total da companhia reestruturada. Adicionalmente, os atuais acionistas receberão bônus de subscrição da companhia reestruturada com as seguintes principais condições: (i) prazo de exercício de 5 anos; e (ii) um número de ações ordinárias a serem subscritas que representem, no total agregado, 15% do capital social total da companhia reestruturada, considerando-se um preço de emissão baseado no valor de avaliação da companhia reestruturada (equity value) de US$1,5 bilhão. Reestruturação das dívidas: ocorrerá por meio da conversão dos créditos em capital da OGX, desde que cumpridas certas condições precedentes, podendo haver para os credores quirografários que assim desejarem, o recebimento da quantia de até R$30.000,00 em dinheiro, sendo o restante do valor do crédito convertido em capital social nos termos do Plano de Recuperação Judicial. 16
ANEXOS
ANEXO I DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS R$ ('000) DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS YTD Jun/14 YTD Jun/13 2T14 2T13 (Reapresentado) (Reapresentado) Receita líquida de vendas 513.792 405.504 108.288 292.995 150.870 142.125 Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) (340.969) (261.069) (79.900) (198.176) (119.876) (78.300) Despesas de exploração (ii) (24.928) (40.722) 15.794 (13.278) (17.882) 4.604 Despesas de vendas - (5.508) 5.508 - - - Despesas administrativas e gerais (iii) (40.367) (71.378) 31.011 (32.283) (39.746) (4.973) EBITDA da operação 107.528 26.827 80.701 49.258 (26.634) 75.892 Custo de Reestruturação (iii) (52.259) - (52.259) (28.742) - (28.742) Outras receitas (despesas) operacionais (v) (10.957) (49.224) 38.267 (48.595) (49.224) 629 Compensações OSX (v) - (956.839) 956.839 - (956.839) 956.839 EBITDA ajustado incluindo itens não recorrentes 44.312 (979.236) 1.023.548 (28.079) (1.032.697) 1.004.618 Depreciação (15.742) (47.745) 32.003 (6.107) (14.396) 8.289 Amortização (4.118) (3.620) (498) (2.518) (1.908) (610) Ganho de capital (vi) - 1.035.376 (1.035.376) - 1.035.376 (1.035.376) Stock option (iii) (17.025) (19.519) 2.494 (15.448) 1.047 (16.495) Poços/Áreas secos ou subcomerciais (ii) (4.122) (1.636.771) 1.632.649 (3.752) (474.254) 470.502 Impairment (vi) (12.616) (3.644.523) 3.631.907 (4.474) (3.644.523) 3.640.049 Provisão para perda - Garantia PEM/PEA Colombia (v) (54.000) - (54.000) (54.000) - (54.000) Provisão para perda de estoques de materiais (v) (155.000) - (155.000) (155.000) - (155.000) Resultado de equivalência patrimonial (60) (1.306) 1.246 (12.821) (827) (11.994) EBIT (218.371) (5.297.344) 5.078.973 (282.199) (4.132.182) 3.849.983 Receita financeira (iv) 12.506 775.264 (762.758) 5.570 555.349 (549.779) Despesa financeira (iv) 12.587 (996.923) 1.009.510 266.090 (677.132) 943.222 Resultado financeiro líquido 25.093 (221.659) 246.752 271.660 (121.783) 393.443 Variação cambial (iv) 760.126 (401.459) 1.161.585 340.345 (464.146) 804.491 Derivativos (iv) (1.608) 2.266 (3.874) (928) 2.538 (3.466) EBT 565.240 (5.918.196) 6.483.436 328.878 (4.715.573) 5.044.451 (-) Imposto de renda (145.067) 1.957.648 (2.102.715) (121.672) 1.652.140 (1.773.812) Provisão para não recuperação do IRPJ/CSLL - (1.555.729) 1.555.729 - (1.665.712) 1.665.712 Resultado líquido das operações continuadas 420.173 (5.516.277) 5.936.450 207.206 (4.729.145) 4.936.351 Operações descontinuadas 96.198 (15.098) 111.296 96.198 2.357 93.841 IRPJ/CSLL operações deconstinuadas 4.588 (4.588) 4.588 (4.588) Resultado líquido do período (contábil) 516.371 (5.526.787) 6.043.158 303.404 (4.722.200) 5.025.604 Atribuído a: Acionistas não controladores - (3.474) 3.474-2.296 (2.296) Acionistas controladores 516.371 (5.523.313) 6.039.684 303.404 (4.724.496) 5.027.900 18
ANEXO II BALANÇO R$ ('000) BALANÇO PATRIMONIAL 30/jun/14 31/dez/13 30/jun/14 31/dez/13 ATIVO PASSIVO Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa 48.092 26.366 Fornecedores 1.174.142 1.279.421 Depósitos vinculados 31.783 32.262 Impostos, contribuições e participações a recolher 14.019 19.561 Contas a receber 50.604 175.912 Salários e encargos trabalhistas 15.711 15.299 Instrumentos financeiros derivativos 222 1.830 Empréstimos e financiamentos 8.665.530 9.525.616 Estoque de óleo 23.809 17.909 Instrumentos financeiros derivativos - - Créditos com partes relacionadas 95.000 - Contas a pagar com partes relacionadas 3.543.205 3.639.303 Outros créditos 53.899 38.169 Provisões diversas 213.769 173.790 303.409 292.448 Outras contas a pagar 110.018 126.035 Ativo não circulante mantido para venda 200.000-13.736.394 14.779.025 Não Circulante Não Circulante Realizável a longo prazo Empréstimos e financiamentos - - Depósitos vinculados 5.000 - Provisões diversas 210.564 344.974 Estoque de materiais 67.500 295.672 Impostos e contribuições a recuperar 139.923 167.934 210.564 344.974 Imposto de renda e contribuição social diferidos 275.097 537.163 Patrimônio Líquido Créditos com partes relacionadas 37.824 - Capital social 8.821.155 8.821.155 Reservas de capital 89.452 79.220 Ajustes acumulados de conversão 81.134 91.362 Investimentos 18.027 14.276 Prejuízos acumulados (18.261.626) (18.777.997) Imobilizado 2.893.287 3.351.878 Atribuído a participação dos acionistas controladores (9.269.885) (9.786.260) Intangível 737.006 730.268 Participações de acionistas não controladores - 51.900 4.173.664 5.097.191 (9.269.885) (9.734.360) Total do Ativo 4.677.073 5.389.639 Total do Passivo 4.677.073 5.389.639 19
ANEXO III IMOBILIZADO / ENDIVIDAMENTO Imobilizado R$ ('000) Saldo em 31 de dezembro de 2013 3.351.878 (+) CAPEX Bacia de Campos 391.210 Bacia de Santos 160.842 Bacia do Espírito Santo 565 Bacia do Pará-Maranhão 329 Corporativo (3.650) 549.296 (-) Desconsolidação PGN (916.797) (+) Provisão para abandono de poços (70.956) (-) Depreciação (15.207) (-) Impairment (805) (-) Baixa poços secos (4.122) Saldo em 30 de Junho de 2014 2.893.287 20
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