- A produção working interest de crude nos primeiros nove meses de 2011 foi de 20,6 mbopd, dos quais 15% no Brasil;
A margem de refinação da Galp Energia foi de Usd 0,8/bbl nos primeiros nove meses de 2011, um decréscimo de cerca de 70% face ao período homólogo anterior;
O negócio de distribuição de produtos petrolíferos foi afectado negativamente pelo contexto económico adverso na Península Ibérica, tendo-se registado uma descida nos mercados português e espanhol de 6% e 3%, respectivamente;
O volume vendido de gás natural aumentou 10% nos primeiros nove meses em relação ao período homólogo de 2010, para 3.951 milhões de metros cúbicos, para o que contribuíram as vendas da Madrileña Gas e as vendas do segmento de trading;
O resultado operacional a custo de substituição (RCA) nos primeiros nove meses de 2011 foi €285 milhões, menos 27% que no mesmo período de 2010;
Nos primeiros nove meses de 2011, aproximadamente 53% do investimento total de €808 milhões foi canalizado para o projecto de conversão das refinarias.
INDICADORES FINANCEIROS
Nos primeiros nove meses de 2011, o resultado líquido a custo de substituição da Galp Energia foi de €172 milhões, uma diminuição de €94 milhões face ao período homólogo de 2010, na sequência do pior desempenho do segmento de negócio de Refinação & Distribuição, devido à diminuição da margem de refinação, do volume de crude processado e também da contracção do mercado de produtos petrolíferos na península ibérica.
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
Nos primeiros nove meses de 2011, a produção working interest aumentou 7% face ao período homólogo de 2010, para 20,6 mbopd ou 5,6 milhões de barris no total do período. Este aumento deveu-se essencialmente ao incremento da produção proveniente do campo Lula, no Brasil, após a entrada em operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis e o início do segundo Teste de Longa Duração (TLD) no Lula NE. Em Angola a produção working interest diminuiu 2% face ao período homólogo de 2010, devido ao decréscimo da produção dos campos Kuito e BBLT, parcialmente compensada pelo incremento da produção do CPT Tômbua-Lândana.
A produção net entitlement foi de 11,9 mbopd, um aumento de 8% face ao período homólogo de 2010, devido ao incremento da produção proveniente do Brasil, que compensou a diminuição da produção em Angola. Com efeito, a produção net entitlement em Angola diminuiu 7% face ao período homólogo de 2010, para 8,8 mbopd devido à redução das taxas de produção associadas aos mecanismos de recuperação de custos do PSA do campo BBLT, no bloco 14, em Angola. A produção do Brasil foi de 3,1 mbopd, ou seja, 26% do total da produção net entitlement.
O resultado operacional a custo de substituição nos nove meses de 2011 foi de 70 milhões, o que representa um incremento de 13% face aos €62 milhões do período homólogo de 2010. O aumento da produção net entitlement (em 8%) e do preço médio da venda de crude compensou o aumento das amortizações face ao período homólogo de 2010.
REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO DE PRODUTOS PETROLÍFEROS
(1) Exportações para fora da Península Ibérica
Na actividade de refinação, foram processados 55 milhões de barris de crude nos primeiros nove meses de 2011, o que esteve abaixo do volume processado no mesmo período de 2010. Esta quebra deveu-se principalmente à paragem técnica de cerca de 40 dias na refinaria de Sines no primeiro trimestre de 2011. Assim, a taxa de utilização da capacidade das refinarias no período foi de 61%, abaixo dos 79% dos primeiros nove meses de 2010.
O crude representou 91% do total das matérias-primas processadas, sendo que os crudes leves e condensados representaram 42% do total, enquanto que os crudes médios e pesados tiveram um peso de 36% e 22%, respectivamente.
No que respeita ao perfil de produção nos primeiros nove meses de 2011, o gasóleo teve um peso de 34%, seguido das gasolinas com 22%. O fuelóleo e o jet representaram 19% e 7% da produção total, respectivamente.
As exportações nos primeiros nove meses de 2011 para fora da Península Ibérica baixaram 17% para 1,9 milhões de toneladas. O fuelóleo e a gasolina foram os produtos que tiveram maior peso, 39% e 30%, respectivamente. A quebra no volume das exportações, principalmente de gasolinas, foi influenciada pela paragem técnica da refinaria de Sines no primeiro trimestre de 2011.
O volume de vendas a clientes directos diminuiu para 7,8 milhões de toneladas, ou seja, 5% abaixo do período homólogo de 2010, na sequência da contracção do mercado de produtos petrolíferos na Península Ibérica. As vendas de produtos petrolíferos em África nos primeiros nove meses de 2011 subiram 27%, para 521 mil toneladas.
Nos primeiros nove meses de 2011, o resultado operacional a custo de substituição foi de €41 milhões, ou seja, significativamente abaixo dos €176 milhões do período homólogo de 2010. Esta queda foi consequência do menor volume de crude processado, da diminuição da margem de refinação e da contracção do mercado de produtos petrolíferos na Península Ibérica.
GAS & POWER
As vendas de gás natural nos primeiros nove meses de 2011 foram de 3.951 milhões de metros cúbicos, um aumento de 10% face ao mesmo período de 2010, que se deveu sobretudo aos maiores volumes dos segmentos residencial e de trading, enquanto os volumes no segmento eléctrico se mantiveram estáveis.
No segmento industrial, os volumes de gás natural aumentaram 6% face ao período homólogo de 2010, para 1.495 milhões de metros cúbicos. O aumento das vendas no mercado espanhol compensou a redução das vendas no mercado industrial português, que foi afectado pelo menor consumo da cogeração de Sines, na sequência da paragem técnica da refinaria no primeiro trimestre de 2011.
O segmento residencial representou um volume de 475 milhões de metros cúbicos, um aumento de 69% face ao período homólogo de 2010, devido, fundamentalmente, à incorporação das actividades de comercialização de gás natural na região de Madrid, a partir de Abril de 2010.
As vendas de gás natural na actividade de trading aumentaram 125 milhões de metros cúbicos face ao período homólogo de 2010, para 423 milhões de metros cúbicos, na sequência das oportunidades de venda de gás natural no mercado internacional.
As vendas de electricidade à rede nos primeiros nove meses de 2011 foram de 867 GWh, um decréscimo de 42 GWh (cerca de 5%) face ao período homólogo de 2010, fruto das paragens programadas na cogeração de Sines e na Energin que ocorreram no primeiro trimestre de 2011.
Nos primeiros nove meses de 2011, o resultado operacional a custo de substituição foi de €167 milhões, um aumento de 17% face ao período homólogo de 2010, que se baseou na melhoria dos resultados das actividades de infra-estruturas e Power.
INVESTIMENTO
O investimento nos primeiros nove meses do ano de 2011 foi de €808 milhões, 70% do qual foi canalizado para o segmento de negócio de Refinação & Distribuição.
No segmento de negócio de Exploração & Produção, o investimento foi principalmente canalizado para o Brasil, que absorveu €153 milhões, dos quais cerca de 70% para o bloco BM-S-11. Em Angola, o investimento de cerca de €41 milhões foi afectado principalmente às actividades de desenvolvimento do bloco 14.
No segmento de negócio de Refinação & Distribuição, o investimento nos primeiros nove meses do ano foi de €560 milhões, dos quais €432 milhões foram canalizados para o projecto de conversão das refinarias de Sines e de Matosinhos.
O investimento de €37 milhões no segmento de negócio de Gas & Power esteve sobretudo associado à rede de distribuição de gás natural.
COLABORADORES
ENVOLVENTE DE MERCADO
DATED BRENT
O valor médio do dated Brent nos nove primeiros meses de 2011 foi de Usd 111,9/bbl, um aumento de 45% face ao período homólogo de 2010. Esta subida deveu-se sobretudo aos conflitos no Norte de África, nomeadamente na Líbia, aos cortes de produção da OPEP e às interrupções na produção de petróleo, para manutenção das plataformas, no Mar do Norte.
MARGENS DE REFINAÇÃO
Nos primeiros nove meses de 2011, a margem de cracking diminuiu Usd 2,1/bbl face aos nove meses de 2010 para Usd -0,6/bbl, enquanto a margem de hydroskimming diminuiu Usd 3,1/bbl no mesmo período para Usd -4,3/bbl. Estas descidas reflectem o efeito negativo da subida do dated Brent, com a recuperação do crack do diesel a não ser suficiente para compensar a descida dos cracks da gasolina e do fuelóleo.
MERCADO IBÉRICO
Em Portugal, o mercado de produtos petrolíferos contraiu 6% nos primeiros nove meses de 2011 em relação ao período homólogo de 2010, para 7,3 milhões de toneladas. O mercado da gasolina contraiu 10% para um milhão de toneladas e o mercado do gasóleo diminuiu 7% para os 3,8 milhões de toneladas enquanto o mercado do jet recuperou 3% para os 0,8 milhões de toneladas.
Em Espanha, o mercado de produtos petrolíferos teve uma evolução negativa de 3% nos primeiros nove meses de 2011 face ao mesmo período de 2010, para os 42,5 milhões de toneladas. Esta evolução deveu-se à contracção de 7% no mercado da gasolina, para os 4,0 milhões de toneladas, e de 5% no mercado do gasóleo, para os 22,2 milhões de toneladas, que o aumento de 9% no consumo do jet, para 4,3 milhões toneladas, não conseguiu compensar.
O mercado português do gás natural, nos primeiros nove meses de 2011, aumentou 4% face ao período homólogo de 2010, para 3.801 milhões de metros cúbicos, impulsionado sobretudo pelo aumento de 17% na procura do sector eléctrico, com o aumento do consumo da nova CCGT do Pego.
O mercado espanhol de gás natural diminuiu 5% nos primeiros nove meses de 2011 face ao período homólogo de 2010, para 23.742 milhões de metros cúbicos com o sector eléctrico a apresentar uma descida de 15% para 7.386 milhões de metros cúbicos.
CAPITALIZAÇÃO BOLSISTA
Durante os primeiros nove meses de 2011, a acção da Galp Energia desvalorizou 4%, com a cotação a fechar nos €13,74 no final daquele período. Desde a oferta pública inicial, a 23 de Outubro de 2006, até 30 de Setembro de 2011, a acção da Galp Energia teve um desempenho positivo, valorizando-se cerca de 136%. A cotação máxima da Galp Energia no período foi de €16,97, enquanto a mínima foi de €11,60. Durante os primeiros nove meses de 2011, foram transaccionados cerca de 249 milhões de acções, equivalente a uma média diária de 1,3 milhões de acções. A 30 de Setembro de 2011, a Galp Energia tinha uma capitalização bolsista de €11.394 milhões.
BASES DE APRESENTAÇÃO DA INFORMAÇÃO
As demonstrações financeiras consolidadas e não auditadas da Galp Energia relativas aos nove meses findos em 30 de Setembro de 2011 e de 2010 foram elaboradas em conformidade com as IFRS. A informação financeira referente à demonstração de resultados consolidados é apresentada para os nove meses findos em 30 de Setembro de 2011 e de 2010. A informação financeira referente à situação financeira consolidada é apresentada às datas de 30 de Setembro de 2011 e de 31 de Dezembro de 2010.
As demonstrações financeiras da Galp Energia são elaboradas de acordo com as IFRS e o custo das mercadorias vendidas e matérias-primas consumidas é valorizado a 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 factor que pode afectar 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 activos, imparidades ou reposições de imobilizado e provisões ambientais ou de reestruturação.
Com o objectivo de avaliar o desempenho operacional do negócio da Galp Energia, os resultados operacionais e os resultados líquidos RCA excluem os eventos não recorrentes e o efeito stock 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 (RC).
DEFINIÇÕES
EBIT
Resultado operacional
EBITDA
EBIT mais depreciações, amortizações e provisões. O EBITDA não é uma medida directa de liquidez e deverá ser analisado conjuntamente com os cash flows reais resultantes das actividades 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, antes do efeito dos contratos de partilha de produção
Replacement Cost (“RC”)
De acordo com este método, o custo das mercadorias vendidas é avaliado a Replacement Cost, isto é, à média do custo das matérias-primas no mês em que as vendas se realizam e independentemente das existências detidas no início ou no fim dos períodos. O Replacement Cost não é um critério aceite pelas normas de contabilidade (IFRS), não sendo consequentemente adoptado para efeitos de avaliação de existências e não reflectindo o custo de substituição de outros activos.
ABREVIATURAS
bbl: barris
mbopd: mil barris de petróleo por dia
PSA: Production Sharing Agreement
RCA: Replacement cost ajustado
Usd: dólar dos Estados Unidos