Aumento da produção de petróleo e gás no Brasil suporta resultados
A produção total (working interest) de petróleo e gás natural foi de 88 kboepd, um aumento de 56%
face a 2016, o que se deveu à maior contribuição do pré-sal brasileiro, com a entrada em produção
de duas novas FPSO (Cidade de Maricá e Cidade de Saquarema) e o ramp-up de outras das seis já
ali instaladas. A produção net entitlement (líquida) aumentou 60% para 86,2 kboepd.
A margem de refinação da Galp foi de $5,1 por barril, o que compara com $4,1 no período homólogo,
reflexo da subida das margens de refinação na Europa.
As vendas oil a clientes diretos mantiveram-se nos 2,1 milhões de toneladas.
As vendas totais de gás natural foram de 2.006 mm³, um aumento de 8% face ao período homólogo
explicado essencialmente pelo incremento dos consumos para geração elétrica e dos consumos próprios
da empresa.
O Ebitda consolidado do Grupo em base ajustada (RCA) totalizou €419 milhões, mais €126 milhões
do que no período homólogo.
O investimento totalizou €227 milhões, 92% do qual foi aplicado nos projetos de E&P.
O resultado líquido (RCA) totalizou €99 milhões, menos €15 milhões do que no período homólogo. O
resultado líquido de acordo com as normas internacionais de relato financeiro (IFRS) foi de €134
milhões.
O free cash flow registou uma melhoria significativa no trimestre em relação ao valor homólogo mas
ainda assim foi negativo em €30 milhões devido ao efeito de um aumento temporário dos stocks
físicos no fundo de maneio.
A 31 de março, a dívida líquida situava-se em €1.333 milhões, considerando o empréstimo à Sinopec
como caixa e equivalentes. O rácio dívida líquida para Ebitda situa-se nos 1,0x.
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
No primeiro trimestre de 2017, a produção média working interest de petróleo e gás natural foi de 88
kboepd, um aumento de 56% face ao período homólogo que se explica pelo crescimento de produção
no Brasil. Do total, 87% correspondeu a produção de petróleo.
Importa referir que a realização de trabalhos de manutenção em fevereiro e março nas FPSO Cidade
Angra dos Reis (#1) e na FPSO Cidade de Paraty (#2), no Brasil, condicionaram a produção neste
período. Continuaram os trabalhos de desenvolvimento do campo Lula/Iracema, atualmente com cinco
unidades a produzir a níveis plateau e com a FPSO Cidade de Saquarema (#6) em ramp-up de produção,
tendo sido conectado o quinto poço produtor durante o trimestre.
Atualmente, todas a unidades estão conectadas à rede de exportação de gás, incluindo a FPSO #6, que
foi conectada durante abril mas que se encontra em fase de comissionamento.
A primeira FPSO replicante encontra-se já instalada naquele que será o seu local definitivo de operação
na área de Lula Sul e deverá iniciar produção no segundo trimestre de 2017.
Em Angola, embora a produção working interest tenha descido 18% face ao período homólogo, devido
ao declínio natural no bloco 14, a produção net entitlement desceu apenas 13% face ao primeiro
trimestre de 2016, beneficiando do mecanismo de recuperação de custos ao abrigo do contrato de
partilha de produção.
O resultado operacional (Ebit) a custo de substituição ajustado (RCA) foi €106 milhões, um aumento de
€128 milhões face ao primeiro trimestre de 2016.
REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO
Durante o primeiro trimestre do ano, a margem de refinação da Galp foi de $5,1/boe, que compara com
$4,1/boe no período homólogo.
Foram processados cerca de 26,1 milhões de barris (mmboe) de matérias-primas, um aumento de 4%
face ao período homólogo de 2016, que havia sido afetado pela paragem planeada do hydrocracker (HC)
em Sines. O crude representou 88% das matérias-primas processadas, 84% do qual correspondeu a
crudes médios e pesados.
Os destilados médios (gasóleo e jet) representaram 47%, um aumento de 3 p.p. face ao período
homólogo, devido à maior disponibilidade do HC. A gasolina representou 24% da produção enquanto os
consumos e quebras representaram 8% das matérias-primas processadas.
Os volumes vendidos a clientes diretos situaram-se nos 2,1 mt, uma redução de 3% face ao primeiro
trimestre de 2016, reflexo da estratégia de redução de exposição a atividades com menor margem na
Península Ibérica, nomeadamente no segmento wholesale. O volume de vendas em África representou
9% das vendas a clientes diretos.
No final de março o número de estações de serviço era de 1.447, mais oito do que no período
homólogo, devido à expansão em África. A rede de lojas de conveniência totalizava 825, menos três do
que há um ano, devido ao encerramento de lojas em Portugal e Espanha que não compensou o
aumento ocorrido em África.
O Ebit RCA aumentou para €94 milhões.
GAS & POWER
No primeiro trimestre de 2017, verificaram-se restrições no aprovisionamento de gás natural proveniente
da Argélia.
Os volumes vendidos de gás natural situaram-se em 2.006 mm³, um aumento de 8% face ao primeiro
trimestre de 2016, devido ao aumento das vendas a clientes diretos, nomeadamente ao segmento
electroprodutor, o que se deveu à menor produção elétrica por via eólica e hídrica na Península Ibérica.
Os volumes de trading de rede situaram-se nos 500 mm3, um aumento de 223 mm3 face ao período
homólogo que não foi suficiente para compensar o decréscimo no trading internacional de GNL que
resultou da ausência de oportunidades de arbitragem.
Os volumes vendidos no mercado convencional, ou seja, nos segmentos industrial e de retalho, também
aumentaram 15%, devido principalmente ao aumento dos volumes vendidos no segmento industrial, na
sequência dos maiores consumos na refinaria de Sines, que havia sido impactada por uma paragem no
primeiro trimestre de 2016.
As vendas de eletricidade à rede foram de 496 GWh, um incremento de 140 GWh face ao período
homólogo, beneficiando da melhoria do desempenho das cogerações nas refinarias.
O Ebit RCA diminuiu €60 m para os €15 m.
INVESTIMENTO
Durante o trimestre, o investimento totalizou €227 milhões, 84% do qual alocado a atividades de
desenvolvimento e produção no âmbito do negócio de E&P, nomeadamente no bloco BM-S-11, no présal
brasileiro, e no bloco 32 em Angola.
Nas atividades de exploração e avaliação, destaca-se a aquisição de sísmica 3D em São Tomé e Príncipe.
O investimento nas atividades de downstream e gás atingiu os €18 milhões, tendo sido alocado, entre
outros, a atividades de manutenção na refinaria de Sines.
ENVOLVENTE DE MERCADO
DATED BRENT
No primeiro trimestre de 2017 a cotação média do dated Brent subiu $19,8/bbl em relação ao período homólogo para $53,7/bbl. Este aumento refletiu a confiança no balanceamento do mercado decorrente do cumprimento do acordo de redução da produção da OPEP, no qual participaram também alguns países produtores que não pertencem à organização.
No período o diferencial entre o preço do dated Brent e o Urals estreitou de $2,3/bbl, para $1,8/bbl, com a cotação da rama russa a beneficiar da procura do mercado asiático, em consequência dos cortes na produção da OPEP.
GÁS NATURAL
O preço de gás natural na Europa (NBP) aumentou $4,3/mmbtu no primeiro trimestre de 2016 para $6,0/mmbtu no primeiro trimestre de 2017, devido à maior procura para produção de eletricidade que decorreu do aumento global do preço do carvão na sequência de limitações à produção doméstica na China.
O preço asiático de referência de GNL (JKM) aumentou para $7,0/mmbtu, que compara com $5,0/mmbtu no período homólogo de 2016, suportado por um forte aumento da procura na China.
MARGENS DE REFINAÇÃO
No primeiro trimestre de 2017 a margem de refinação benchmark registou uma subida de $0,2/bbl para $3,5/bbl, com as valorizações do gasóleo e do fuelóleo a compensarem o custo acrescido da valorização do crude.
MERCADO IBÉRICO
O mercado ibérico de produtos petrolíferos cresceu 1,3% e totalizou 15,1 milhões de toneladas (mt), acima dos 14,9 mt registados no 1º trimestre de 2016, impactado pela maior procura de gasóleo e de GPL, decorrente de uma maior atividade económica e da implementação de um plano de incentivos à aquisição de veículos a GPL em Espanha.
O mercado de gás natural na Península Ibérica subiu 12,5% no primeiro trimestre de 2017 face ao período homólogo de 2016, para os 9.734 mm³. Este aumento resulta de uma maior procura de gás para consumo convencional por aumento da atividade económica, e para produção de eletricidade, decorrente da menor produção eólica e hidroelétrica durante o período.