- Embora a produção total (working interest) de petróleo e gás natural diminua 3% no 1º semestre, a produção net entitlement – a que se reflete diretamente nos resultados da Galp Energia – foi de 19,8 mboepd, um aumento de 12% face ao 1º semestre de 2012
- As exportações de produtos petrolíferos para fora da Península Ibérica aumentaram 27% em relação ao 1º semestre de 2012, ultrapassando os dois milhões de toneladas
- A margem de refinação da Galp Energia contrariou a tendência de diminuição das margens benchmark subindo $1,0/bbl face ao 1º semestre de 2012, fixando-se em $2,7/bbl com a entrada em funcionamento do novo complexo de hydrocracking da refinaria de Sines
- O negócio de distribuição de produtos petrolíferos continuou a ser afetado pela queda da procura na Península Ibérica em consequência da conjuntura económica na região
- O volume de gás natural vendido atingiu os 3.178 milhões de m3 (Mm3), uma descida de 48 Mm3 face ao 1º semestre de 2012; o aumento dos volumes vendidos nos segmentos industrial e de trading compensou apenas parcialmente a diminuição dos consumos do segmento elétrico
- O investimento totalizou €474 milhões, dos quais cerca de 70% foram canalizados para o segmento de negócio de Exploração & Produção, em linha com a estratégia definida pela empresa
- A dívida líquida situou-se nos €2.117 milhões, ou €1.173 milhões se se considerar o empréstimo concedido à empresa chinesa Sinopec como caixa e equivalentes. Nesse caso, o rácio dívida líquida para Ebitda seria de 1,1x.
INDICADORES FINANCEIROS
(ver quadro no pdf anexo)
O resultado líquido replacement cost ajustado da Galp Energia foi de €162 milhões, menos 9,3% do que no período homólogo de 2012, por força do aumento de amortizações, depreciações e provisões, bem como da diminuição dos resultados financeiros.
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
(ver quadro no pdf anexo)
A produção total (working interest) diminuiu 3% face ao período homólogo de 2012, para 23,5 mboped, devido à quebra da produção em Angola, nomeadamente nos campos Kuito e BBLT do bloco 14, que já se encontram numa fase de maturidade avançada. Os trabalhos de manutenção realizados no BBLT no primeiro trimestre do ano também contribuíram para que a produção proveniente deste país registasse uma quebra de 20% face ao período homólogo.
A produção net entitlement, a mais relevante, uma vez que é aquela a que a Galp Energia tem de facto direito, foi de 19,8 mboepd, um aumento de 12% face ao primeiro semestre de 2012, devido ao aumento de produção da FPSO Cidade Angra dos Reis, que tem estado a produzir a níveis próximos da sua capacidade máxima.
De facto, a produção no Brasil foi de 11,4 mboepd, mais 25% do que os 9,1 mboepd registados no período homólogo de 2012. Este aumento, obtido apesar da paragem para manutenção da FPSO Cidade de Angra dos Reis, permitiu compensar a diminuição da produção em Angola.
O resultado operacional a custo de substituição foi de €89 milhões, menos €26 milhões do que no período homólogo, o que se explica pelo aumento dos custos operacionais, pelas amortizações e provisões.
REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO
(ver quadro no pdf anexo)
A margem de refinação da Galp Energia beneficiou, no primeiro semestre, da entrada em funcionamento da unidade de hydrocracker da refinaria de Sines, que ocorreu em Janeiro e que no final do primeiro trimestre já produzia de forma estável. Assim, apesar da evolução negativa das margens benchmark nos mercados internacionais, a margem da Galp Energia aumentou $1,0/bbl face ao período homólogo para $2,7/bbl.
No primeiro semestre de 2013 foram processados cerca de 44 milhões de barris de crude (mbbl), um aumento de 5% face ao período homólogo de 2012, tendo a taxa de utilização das refinarias atingido 73%.
Neste período, 80% do crude processado nas refinarias da Galp Energia correspondeu a crudes médios e pesados, o que compara com 72% no período homólogo e reflete igualmente a maior flexibilidade do aparelho refinador resultante do investimento no complexo de hydrocracking de Sines.
No perfil da produção as gasolinas e os destilados médios representaram 20% e 46% do total enquanto o fuelóleo contribuiu com 17%. Os consumos e quebras atingiram 9% do crude processado durante este período.
O volume de vendas a clientes diretos diminuiu 5% face ao período homólogo, o que se deveu ao impacto do contexto económico adverso na Península Ibérica que tem afetado o consumo de produtos petrolíferos. As vendas de produtos petrolíferos a clientes diretos em África representaram 8% do total.
As exportações para fora da Península Ibérica aumentaram 27% para 2,1 milhões de toneladas, com o gasóleo, o fuelóleo e a gasolina a representarem 19%, 29% e 30% do total, respetivamente.
No final do semestre, a Galp Energia contava com 1.465 estações de serviço na Península Ibérica e em África, menos 27 do que em 2012, em resultado do esforço contínuo de aumento da eficiência da rede.
O resultado operacional a custo de substituição do segmento de negócio de Refinação & Distribuição foi de €39 milhões, o que equivale a um aumento de €10 milhões face ao período homólogo, apesar do acréscimo dos custos relativos a amortizações.
GAS & POWER
(ver quadro no pdf anexo)
No primeiro semestre de 2013, o volume de gás natural vendido foi 3.178 milhões de metros cúbicos (Mm3), menos 48 Mm3 que no mesmo período do ano anterior. Esta variação deveu-se à diminuição da procura no segmento elétrico, que foi apenas parcialmente compensada pelo aumento dos volumes vendidos nos segmentos industrial e de trading.
No segmento industrial, os volumes de gás natural vendidos totalizaram 1.258 Mm3, mais 17% que no período homólogo de 2012, consequência do aumento dos consumos de gás natural pelas unidades da Galp Energia, nomeadamente do hydrocracker da refinaria de Sines e da cogeração da refinaria de Matosinhos.
Relativamente à atividade de trading de gás natural liquefeito (GNL), foram vendidas 14 cargas, mais duas do que no período homólogo de 2012. Os volumes de GNL vendidos no mercado internacional ascenderam a 1.211 Mm3 nos primeiros seis meses de 2013.
As vendas de eletricidade à rede foram de 917 GWh no período, mais 281 GWh que no primeiro semestre de 2012, consequência da entrada em operação da cogeração em Matosinhos.
O resultado operacional a custo de substituição do negócio de Gas & Power situou-se nos €163 milhões, 23% acima do registado no período homólogo, beneficiando do melhor desempenho operacional de todas as atividades, com destaque para a atividade de trading de GNL.
INVESTIMENTO
(ver quadro no pdf anexo)
Durante o primeiro semestre de 2013 foram investidos €474 milhões, dos quais cerca de 70% correspondem a investimento no segmento de negócio de E&P. Com efeito, o investimento em atividades de E&P atingiu os €346 milhões nos primeiros seis meses de 2013, mais €92 milhões que no período homólogo de 2012.
As atividades de desenvolvimento, sobretudo relacionadas com o campo Lula/Iracema no bloco BM-S-11 no Brasil, representaram 62% do total investido neste segmento de negócio.
As atividades de exploração e avaliação representaram 38% do investimento total, o qual foi alocado às campanhas de exploração e avaliação no Brasil e na bacia do Rovuma, em Moçambique, bem como a campanha exploratória iniciada em 2013 na Namíbia.
O investimento alocado aos negócios de R&D e G&P totalizou €129 milhões no primeiro semestre de 2013, e foi sobretudo canalizado para trabalhos de manutenção, para a finalização do projeto de cogeração da refinaria de Matosinhos, e para o investimento em cushion gas relativo a uma nova caverna de armazenamento de gás natural.
ENVOLVENTE DE MERCADO
DATED BRENT
O valor médio do dated Brent no primeiro semestre de 2013 situou-se nos $107,5/bbl, menos 5% que no período homólogo de 2012, período em que a cotação foi influenciada pela instabilidade política em alguns países produtores de petróleo e pelo embargo dos Estados Unidos da América (EUA) e da União Europeia ao crude iraniano. No primeiro semestre de 2013, o diferencial de preços diminuiu $0,6/bbl, face ao primeiro semestre do ano anterior, tendo-se situado nos -$1,3/bbl.
MARGENS DE REFINAÇÃO
No primeiro semestre de 2013, a margem de benchmark foi de $2,1/bbl, tendo registado uma descida de $0,2/bbl em relação ao período homólogo do ano anterior. Esta evolução refletiu, mais uma vez, as quedas das margens de hydrocracking e cracking no primeiro semestre do ano, que diminuíram $0,3/bbl e $0,6/bbl, respetivamente.
MERCADO IBÉRICO
Durante o primeiro semestre do ano, o mercado de produtos petrolíferos da Península Ibérica contraiu 11%, situando-se nos 28,5 milhões de toneladas (Mton) e refletiu a situação económica adversa tanto em Portugal como em Espanha.
Por sua vez, o mercado ibérico de gás natural contraiu 9% no primeiro semestre de 2013, para os 16.920 mm³, pressionado pelo segmento elétrico, cujo consumo registou uma descida de cerca de 47%.
CAPITALIZAÇÃO BOLSISTA
No primeiro semestre de 2013, a cotação da ação da Galp Energia desceu 3% face ao fecho do final do ano de 2012, tendo o volume transacionado atingido os 751 milhões de ações, dos quais 183 milhões de ações no mercado regulamentado da Euronext Lisbon e positivamente afetado pela colocação de ações por parte da Eni. O volume médio diário foi de 6,0 milhões de ações, incluindo 1,5 milhões de ações transacionadas através da Euronext Lisbon.
(ver gráfico no pdf anexo)
Fonte: Euroinvestor
BASES DE APRESENTAÇÃO DA INFORMAÇÃO
As demonstrações financeiras consolidadas e não auditadas da Galp Energia relativas aos seis meses findos em 30 de junho de 2013 e de 2012 foram elaboradas em conformidade com as IFRS. A informação financeira referente à demonstração de resultados consolidados é apresentada para os trimestres findos nestas datas. A informação financeira referente à situação financeira consolidada é apresentada às datas de 30 de junho de 2013 e de 31 de dezembro de 2012.
As demonstrações financeiras da Galp Energia são elaboradas de acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro (IFRS) e o custo das mercadorias vendidas e matérias-primas consumidas é valorizado a custo médio ponderado (CMP). A utilização deste critério de valorização pode originar volatilidade nos resultados em momentos de oscilação dos preços das mercadorias e das matérias-primas através de ganhos ou perdas em stocks, sem que tal traduza o desempenho operacional da empresa. Este efeito é designado efeito stock.
Outro fator que pode influenciar os resultados da empresa, sem ser um indicador do seu verdadeiro desempenho, é o conjunto de eventos de natureza não recorrente, tais como ganhos ou perdas na alienação de ativos, imparidades ou reposições de imobilizado e provisões ambientais ou de reestruturação.
Com o objetivo de avaliar o desempenho operacional do negócio da Galp Energia, os resultados RCA excluem os eventos não recorrentes e o efeito stock, este último pelo facto de o custo das mercadorias vendidas e das matérias-primas consumidas ter sido apurado pelo método de valorização de custo de substituição designado replacement cost.
DEFINIÇÕES
Crack
Diferença entre o preço de um determinado produto petrolífero, como por exemplo a gasolina e o gasóleo, e o preço do dated Brent
EBITD
Resultado operacional
EBITDA
EBITD mais depreciações, amortizações e provisões. O EBITDA não é uma medida direta de liquidez e deverá ser analisado conjuntamente com os cash flows reais resultantes das atividades operacionais e tendo em conta os compromissos financeiros existentes
Produção net entitlement
Percentagem da produção detida sobre os direitos de exploração e produção de hidrocarbonetos de determinada concessão, após o efeito dos contratos de partilha de produção
Produção working interest
Percentagem da produção detida sobre os direitos de exploração e produção de hidrocarbonetos de determinada concessão
ABREVIATURAS
bbl: barris
boe: barris de óleo equivalente
E&P: Exploração & Produção
FPSO: Floating, production, storage and offloading unit
G&P: Gas & Power
GWh: Giga Watt hora
mbbl: milhares de barris
mboepd: milhares de barris de petróleo equivalente por dia
Mm3: milhões de metros cúbicos
Mton: milhões de toneladas
RCA: Replacement cost adjusted
R&D: Refinação & Distribuição
US$: dólar dos Estados Unidos