- A produção total de petróleo e gás natural (working interest) manteve-se estável nos 24,5 mboepd, com o aumento da produção no Brasil a compensar a queda em Angola; a produção net entitlement aumentou 15% para 20,8 mboepd;
- As exportações de produtos petrolíferos para fora da Península Ibérica aumentaram 21% para 4 milhões de toneladas;
A margem de refinação da Galp Energia manteve-se estável em $2,2/bbl devido à entrada em operação do hydrocracker de Sines, no início do ano, que permitiu contrariar a evolução negativa das margens de refinação nos mercados internacionais;
- O volume de vendas a clientes diretos ficou em linha com o de 2012, apesar da conjuntura económica adversa que influenciou o consumo de produtos petrolíferos na Península Ibérica; as vendas de produtos petrolíferos a clientes diretos em África representaram 8% do total;
- O volume de gás natural vendido atingiu os 7.090 milhões de m3, um aumento de 13% face a 2012 que se deveu sobretudo à melhoria do desempenho da atividade de supply & trading;
- O investimento totalizou €963 milhões, dos quais 75% foram canalizados para o segmento de negócio de Exploração & Produção, sobretudo para as atividades de desenvolvimento do campo Lula/Iracema no Brasil;
- A dívida líquida situou-se em €1.302 milhões considerando o empréstimo concedido à Sinopec como caixa e equivalentes, traduzido num rácio dívida líquida para Ebitda de 1,1x. Não considerando esse empréstimo, a dívida líquida seria de €2.173 milhões;
INDICADORES FINANCEIROS
(ver quadro no pdf anexo)
O resultado líquido replacement cost ajustado da Galp Energia foi de €310 milhões, menos 14% do que em 2012.
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
(ver quador no pdf anexo)
A produção total (working interest) manteve-se estável nos 24,5 mboepd face a 2012, com o aumento da produção no Brasil a compensar a diminuição da produção proveniente de Angola. A produção no Brasil aumentou 21%, para 12,5 mboepd, devido ao aumento da produção da FPSO Cidade de Angra dos Reis e à contribuição da FPSO Cidade de Paraty, que começou a produzir em junho de 2013 com um poço produtor. Por outro lado, verificou-se uma diminuição de 15% na produção proveniente de Angola, de 14,1 mbopd para 12,0 mbopd. A fase de declínio dos campos Kuito e BBLT do bloco 14, as atividades de manutenção dos mesmos campos durante o primeiro trimestre de 2013 e as paragens da FPSO Kuito durante o quarto trimestre do ano explicam o declínio da produção em Angola no período.
A produção net entitlement, a mais relevante, uma vez que é aquela a que a Galp Energia tem de facto direito, foi de 20,8 mboepd, um aumento de 15% face ao ano de 2012 suportado pelo aumento da produção no Brasil e pelo aumento das taxas de produção disponíveis ao abrigo dos contratos de partilha de produção em Angola.
O resultado operacional a custo de substituição foi de €231 milhões, uma redução de €14 milhões face ao ano anterior que se explica pelo aumento dos custos de produção e das amortizações.
REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO
(ver quador no pdf anexo)
Em 2013 a margem de refinação da Galp Energia manteve-se estável em $2,2/bbl face ao ano anterior. Apesar da evolução negativa das margens de refinação nos mercados internacionais, o contributo positivo do complexo de hydrocracking, que iniciou a sua operação de forma estável a partir do final do primeiro trimestre de 2013, foi decisivo para este resultado.
Nos doze meses de 2013 foram processados cerca de 88 milhões de barris de crude (Mbbl), um aumento de 7% face ao ano anterior. O crude representou 83% do total de matérias-primas processadas.
O acontecimento mais marcante de 2013 foi a entrada em operação do complexo de hydrocracking em Sines, que tornou o aparelho refinador da Galp Energia mais complexo e flexível, permitindo-lhe processar uma dieta de crudes mais diversificada. Assim, 84% do crude processado nas refinarias da Galp Energia correspondeu a crudes médios e pesados, face a 71% no período homólogo.
No perfil da produção as gasolinas e os destilados médios representaram 20% e 47%, respetivamente, da produção total. O fuelóleo contribuiu com 17%. Os consumos e quebras atingiram 9% do crude processado durante este período.
O volume de vendas a clientes diretos ficou em linha com o de 2012, não obstante o contexto económico adverso que afetou o consumo de produtos petrolíferos na Península Ibérica. As vendas de produtos petrolíferos a clientes diretos em África representaram 8% do total.
As exportações para fora da Península Ibérica aumentaram 21% face a 2012, para 4 milhões de toneladas, com a gasolina, o fuelóleo e o gasóleo a representarem 30%, 29% e 19% do total, respetivamente.
No final do ano, a Galp Energia contava com 1.439 estações de serviço na Península Ibérica e em África, menos 47 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 €3 milhões, uma diminuição de €72 milhões face ao período homólogo.
GAS & POWER
(ver quado no pdf anexo)
O volume de gás natural vendido em 2013 atingiu o máximo histórico de 7.090 milhões de metros cúbicos (Mm3), mais 837 Mm3 do que no ano anterior. Esta variação deveu-se essencialmente à melhoria do desempenho da atividade de supply & trading. O número de cargas de GNL vendidas nos mercados internacionais ascendeu a 36, mais nove que no ano de 2012, um aumento que se deveu sobretudo à intensificação da atividade comercial para países da América Latina, a somar à procura sustentada que tem suportado as vendas para o mercado asiático.
As vendas a clientes diretos mantiveram-se estáveis, com os volumes vendidos a situarem-se nos 4.056 Mm3 e o aumento no segmento industrial, sustentado pelo consumo das unidades próprias da empresa, a ser suficiente para compensar a descida de 515 Mm3 no segmento elétrico. As vendas no segmento elétrico continuaram a refletir a utilização crescente das fontes eólica e hídrica para geração de eletricidade, em detrimento do gás natural.
As vendas de eletricidade à rede foram de 1.904 GWh, mais 606 GWh do que em 2012, por força do início da atividade da central de cogeração de Matosinhos.
O resultado operacional a custo de substituição do negócio de Gas & Power situou-se nos €340 milhões, 19% acima do registado em 2012. Esta subida explica-se com o contributo positivo de todas as atividades do negócio.
INVESTIMENTO
(ver quadro no pdf anexo)
1 Valores relativos ao ano de 2012 foram alterados de modo a excluir os juros capitalizados.
Em 2013 foram investidos €963 milhões, dos quais cerca de 75%, ou seja, €723 milhões, no segmento de negócio de E&P.
O investimento em atividades de desenvolvimento, sobretudo no campo Lula/Iracema, no bloco BM-S-11, representou cerca de 60% do total investido no segmento de negócio de E&P. Os restantes 40% destinaram-se à campanha de exploração e avaliação intensiva que a Galp Energia realizou durante o ano, com destaque para as atividades de exploração na Namíbia e na bacia de Potiguar no Brasil, bem como para a perfuração de poços de exploração e avaliação na área 4 da bacia do Rovuma, em Moçambique.
O investimento alocado aos negócios de R&D e G&P foi de €238 milhões em 2013. Para além das atividades de manutenção e segurança, este investimento destinou-se também à finalização do projeto da cogeração da refinaria de Matosinhos e à aquisição de cushion gas para enchimento de uma nova caverna de armazenamento de gás natural, tendo estas duas parcelas atingindo um montante de €58 milhões.
ENVOLVENTE DE MERCADO
DATED BRENT
No ano de 2013, a cotação média do dated Brent situou-se nos $108,7/bbl, uma diminuição de 3% face ao ano anterior, quando a cotação foi influenciada pela instabilidade política que caracterizou alguns países produtores de petróleo, nomeadamente no Médio Oriente. A diferença de preço entre crudes pesados e leves diminuiu $0,2/bbl face ao ano anterior e situou-se em -$1,3/bbl.
MARGENS DE REFINAÇÃO
Nos doze meses de 2013, a margem de refinação benchmark da Galp Energia baixou $2,4/bbl para $1,2/bbl, influenciada pelas descidas de $2,7/bbl e $2,5/bbl das margens cracking e hydrocracking, respetivamente.
MERCADO IBÉRICO
O volume de produtos petrolíferos vendidos na Península Ibérica contraiu 5%, para 58,6 milhões de toneladas, reflexo da conjuntura económica adversa que contribuiu para uma diminuição de 5% na procura de produtos petrolíferos em Espanha e de 3% em Portugal.
No ano de 2013, o mercado ibérico de gás natural contraiu 8% face ao período homólogo, para os 32.674 milhões de metros cúbicos, o que se deveu em grande parte à contração de 37% do consumo do segmento elétrico.
CAPITALIZAÇÃO BOLSISTA
Durante o ano de 2013, a ação Galp Energia valorizou 1%, com o volume transacionado a atingir os 1.265 milhões de ações, das quais 763 milhões transacionadas em OTC e 502 milhões de ações em mercados regulamentados, dos quais 341 milhões de ações na NYSE Euronext Lisbon. O volume médio diário total foi de 1,9 milhões de ações, incluindo 1,3 milhões de ações transacionadas através da NYSE Euronext Lisbon. De destacar que o volume transacionado foi positivamente influenciado pela colocação no mercado, por parte da Eni, de uma participação de 8% no segundo trimestre de 2013.
(ver gráfico no pdf anexo)
Fonte: Euroinvestor
BASES DE APRESENTAÇÃO DA INFORMAÇÃO
As demonstrações financeiras consolidadas e não auditadas da Galp Energia relativas aos doze meses findos em 31 de dezembro 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 doze meses findos nestas datas. A informação financeira referente à situação financeira consolidada é apresentada às datas de 31 de dezembro 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 RC.
DEFINIÇÕES
Crack spread
Diferencial de preço entre determinado produto petrolífero e o preço do dated Brent
Ebitd
Resultado operacional
Ebitda
Ebit mais depreciações, amortizações e provisões
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
mbbl: milhões de barris
boe: barris de óleo equivalente
mboepd: mil barris de petróleo equivalente por dia
Mton: milhões de toneladas
RCA: Replacement cost adjusted
$: dólar dos Estados Unidos