T. Paul Bulmahn, Chairman & CEOMAY 18, 2010

Forward Looking Statements

Certain  statements  included  in  this  news  release  are  "forward‐looking  statements"  under  the  Private  Securities 

Litigation Reform Act of 1995. ATP cautions that assumptions, expectations, projections,  intentions, or beliefs about 

future events may, and often do, vary from actual results and the differences can be material. Some of the key factors 

which  could  cause actual results  to  vary  from  those ATP expects  include  changes  in natural gas and oil prices,  the 

timing of planned  capital  expenditures, availability  of  acquisitions,  uncertainties  in  estimating proved  reserves  and 

forecasting production results, operational  factors affecting the commencement or maintenance of producing wells, 

the  condition  of  the  capital markets  generally,  as well  as our ability  to  access  them,  and  uncertainties  regarding 

environmental regulations or litigation and other legal or regulatory developments affecting our business. The SEC has 

generally  permitted oil  and  gas  companies,  in  filings made with  the  SEC,  to  disclose  only  proved  reserves  that  a 

company  has  demonstrated  by  actual  production  or  conclusive  formation  tests  to  be  economically  and  legally 

producible under existing economic and operating conditions. We and our independent third party reservoir engineers 

use  the  terms  "probable"  to  describe  volumes  of  reserves  potentially  recoverable  through  additional  drilling  or 

recovery techniques that the SEC's guidelines may prohibit us from  including  in filings with the SEC.  These estimates 

are by  their nature more  speculative  than estimates of proved  reserves.   All estimates of probable  reserves  in  this 

news  release  have  been  prepared  by management  based  on  the  preliminary December  31,  2009  reports  of  our 

independent  third party engineers.   PV‐10  is a non‐GAAP  financial measure because  it excludes  income  tax effects. 

Management believes that the presentation of the non‐GAAP financial measure of PV‐10 provides useful  information 

to  investors because  it  is widely used by professional analysts and sophisticated  investors  in evaluating oil and gas 

companies. PV‐10 is not a measure of financial or operating performance under GAAP. The most directly comparable 

GAAP  financial measure  is  the  standardized measure  of  discounted future  net  cash  flows.  PV‐10  should  not  be 

considered as a substitute for the standardized measure of discounted  future net cash  flows as defined under GAAP, 

which  is  calculated  at  year  end under accounting  rules  by applying pricing assumptions  of  the  SEC  to  our proved 

reserves.   More information about the risks and uncertainties relating to ATP's forward‐looking statements is found in 

our SEC filings.

Investor RelationsAl Reese, Jr.

Chief Financial Officer

Brian NelsonVice President, Finance

Isabel PlumeChief Communications Officer

Sheila ThorntonCommunications & Corporate 

Affairs Specialist

atpinvest@atpog.com

Corporate Headquarters4600 Post Oak Place, Suite 200

Houston, TX77027‐ 9726

Telephone: (713) 622 3311IR Fax: (713) 622 6829

www.atpog.com

NASDAQ ‐ ATPG

│2│

Overview

│3│

ATP Oil and Gas Corporation is a development‐focused oil company which acquires, develops, and produces oil and natural gas properties in the Gulf of Mexico, the United Kingdom and the Dutch sectors of the North Sea.

ATP has a large inventory of proved reserves to develop

ATP employs an experienced management team and a deep technical team with average experience of over 20 years

ATP has had a 98% success rate in converting undeveloped properties to  commercial production

58% Oil 14% UK Gas

28% US Gas

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

Reserves by Areas of Operation

(1) Based on proved  and probable reserves at December 31, 2009 prepared by independent third‐party reserve engineers. │4│

MMBoe % of ReservesGOM Shelf 13 6%GOM Deepwater 131 62%North Sea 68 32%

Total 212 100%

46

88106

119 119135

25

38

61

6278

77

22

22

12

22

32

35

3

0

50

100

150

200

250

300

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Proved Probable Cumulative Asset Sales Cumulative Production

Consistent Reserve Growth and Performance

Creating Value Through Reserve Growth

│5│

Net M

MBo

e

31% CAG

R (1)

(1) Represents proved, probable, assets sales and cumulative production. 

ATP has booked reserves of 212 MMBoe(1) with a PV-10(2) of $6.4 Billion

Proved Reserves

Probable Reserves

Reserve Base

(1) Based on reports prepared by independent third‐party reserve engineers  at 12/31/09.(2) Based on strip pricing at year‐end 2009. See Appendix for price deck.

│7│

Hub Concept Improves Economics and Growth 

Our Fleet of Re‐usable Floating Infrastructure

Initial Installation Gomez Hub Telemark Hub Cheviot Hub

Capacity  20 MBbls/d / 100MMcf/d 25 MBbls/d / 50MMcf/d(1) 25 MBbls/d / 50MMcf/dIn Service / Useful life 2006 / >20 yrs 2009 / >40 yrs 2012 / >50 yrsDrilling Capability No Yes YesWater Depth Range 300’ ‐ 3,500’ 1,500’ ‐ 9,500’ 500’ ‐ 9,500’

Total installed cost $300 million $684 million $600 million

Remaining capital cost $0 $80 million $450 million% ownership 51%(²) 100% 100%

│8│(1) Expandable to 100 MMcf/d(2) Created an SPV by selling 49% ownership in the ATP Innovator to GE Financial Services for $150mm

ATP Innovator ‐ Gomez HubComplete & Producing

ATP Titan – Telemark Hub Complete

Octabuoy  ‐ Cheviot HubUnder Construction

Gomez Hub (Deepwater Gulf of Mexico)MC 711 #9 and #10 well to spud 4Q10‐1Q11

Canyon Express Hub (Deepwater Gulf of Mexico)MC 305 #3ST on location

Telemark Hub (Deepwater Gulf of Mexico)ATP Titan commissionedAT63# 3MC 941 #3MC 941 #4MC 942 #2

Tors (North Sea)Kilmar 43/22A‐3 well encountered targeted reservoirRig will then move to drill Garrow 42/25A‐G2

│9│

2010 Development Update

($ in millions)

ATP's portion $423of capex (cash capex)

Vendors' portion of  149capex (non‐cash capex)

Total capex $572

2010E Capital Expenditures

│10│(1) Cash capex excluding vendor participation.

2010E Capex breakdown

Our Telemark Hub

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Dec '09 Dec '10 Dec '11 Dec '12

ATP Production Growth Profile (MBoe/d)

Capex Spend Profile ($ millions)

Telemark Hub Project StatusCompleted ‐ $1,200 million

Remaining 2010 capex ‐ $317 million

ATP does not anticipate any impact on the timing of it’s development plan from the moratorium on drilling permits

│11│

Average 2009 production – 16.1 MBoe/d

(1) As of 12/31/09

(1)

Base Production Telemark Hub Cheviot Hub

What’s next for ATP?

[12]

North Sea

Skipper

Tors Expansion

Cheviot Hub

25th Licensing Round

North Sea

Skipper

Tors Expansion

Cheviot Hub

25th Licensing Round

Gulf of Mexico

Telemark Expansion

Clipper

Green Canyon 37

Gomez expansion

Canyon Express

Gulf of Mexico

Telemark Expansion

Clipper

Green Canyon 37

Gomez expansion

Canyon Express

$0 

$1,500 

$3,000 

$4,500 

$6,000 

$7,500 

$9,000 

Sensitivity Case  ($70 oil / $5 gas) Current Strip

$1,000  $1,000 

$2,700 

$4,000 

$1,700 

$2,400 

Probable PV‐10 Proved PV‐10 Infrastructure

($ in millions)

Net Debt = $1,238

$7,400

$5,400

(2)

Equity Upside = $5,299

Equity Upside = $3,299

Substantial Equity Upside

│13│(1) Enterprise value  equals net debt + market capitalization onMay 13, 2010.   (2)  See “Price Decks” in Appendix for more detail.

Enterprise Value(1) = $2,101

│14│

Summary

│14│

ATP Oil & Gas Corporation4600 Post Oak Place, Suite 200Houston, TX 77027‐9726713‐622‐3311

ATP Oil & Gas (UK) LimitedVictoria House, London Square, Cross LanesGuildford, Surrey GU1 1UJ United Kingdom44 (0) 1483 307200

ATP Oil & Gas (Netherlands) B.V. Water‐Staete GebouwDokweg 31 (B)1976 CA IJmuidenThe Netherlands 31 (0) 255 523377

www.atpog.com

ATP Oil & Gas Corporation NASDAQ: ATPG

Octabuoy 

ATP Innovator

ATP Titan

│15│

Price deck

  NYMEX  UK Gas 

  Crude  ($/Bbl)  

Natural gas ($/MMbtu) 

Natural gas ($/MMbtu) 

2009 SEC  $61.18  $3.87  $4.95 

2010  $81.94  $5.79  $5.87 

2011  $85.81  $6.34  $7.79 

2012 & beyond  $87.83  $6.53  $8.66 

│16│