A informação seguinte tem como objetivo providenciar as condições macroeconómicas, operacionais e comerciais a que a Galp esteve sujeita durante o terceiro trimestre de 2021.
Todas as informações referidas neste documento deverão ser consideradas provisórias, podendo diferir dos números finais que serão divulgados a 25 de outubro de 2021.
A Empresa irá realizar uma conference call e webcast no dia 25 de outubro às 11:30 h (hora de Lisboa). Mais detalhes podem ser encontrados no final do documento do Trading Update.
Upstream
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3T20 |
2T21 |
3T21 |
Var. YoY |
Var. QoQ |
| Produção working interest (kboepd) |
133,8 |
128,4 |
128,2 |
(4%) |
(0%) |
| Produção de petróleo (kbpd) |
120,0 |
114,9 |
117,5 |
(2%) |
2% |
| Produção net entitlement (kboepd) |
132,0 |
126,6 |
126,6 |
(4%) |
(0%) |
| Angola (kbpd) |
11,8 |
11,6 |
10,9 |
(8%) |
(6%) |
| Brasil (kboepd) |
120,2 |
115,0 |
115,7 |
(4%) |
1% |
- Aumento da produção de petróleo no trimestre, com a produção working interest do Grupo estável QoQ, refletindo atividades de manutenção que impactaram as vendas de gás associado no Brasil.
- Início da produção do campo Sépia, situado no offshore brasileiro, através da FPSO Carioca que entrou em operação no final de agosto.
- As realizações de petróleo e gás natural continuaram a registar descontos mais elevados face ao Brent, refletindo as dinâmicas do mercado, em particular asiático, e a estrutura do preço de venda do gás.
Commercial
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|
| |
3T20 |
2T21 |
3T21 |
Var. YoY |
Var. QoQ |
| Vendas de produtos petrolíferos a clientes (mt) |
1,5 |
1,5 |
1,8 |
15% |
16% |
| Vendas de gás natural a clientes (TWh) |
5,3 |
4,5 |
4,4 |
(18%) |
(2%) |
| Vendas de eletricidade a clientes (GWh) |
871 |
1.020 |
1.086 |
25% |
7% |
- Os volumes de produtos petrolíferos beneficiaram do aumento sazonal da mobilidade no Verão e da gradual recuperação económica na Península Ibérica.
- As vendas de gás natural refletiram sobretudo o efeito sazonal na procura, não havendo benefício para a Galp resultante do aumento verificado no preço do gás natural.
Industrial & Energy Management
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| |
3T20 |
2T21 |
3T21 |
Var. YoY |
Var. QoQ |
| Matérias primas processadas (mboe) |
23,4 |
21,0 |
22,5 |
(4%) |
7% |
| Margem de refinação Galp (USD/boe) |
(0,7) |
2,4 |
4,0 |
s.s. |
71% |
| Vendas de produtos petrolíferos1 (mt) |
3,6 |
3,6 |
3,9 |
8% |
6% |
| Supply & Trading de GN/GNL1 (TWh) |
15,8 |
18,1 |
16,6 |
5% |
(9%) |
| Trading (TWh) |
3,6 |
9,1 |
7,5 |
s.s. |
(18%) |
| Vendas de eletricidade da cogeração (GWh) |
340 |
269 |
261 |
(23%) |
(3%) |
1 Inclui volumes vendidos ao segmento Commercial.
Nota: No seguimento da decisão de descontinuidade das atividades de refinação em Matosinhos, os indicadores referentes a 2021 refletem apenas as operações da refinaria de Sines.
- As margens de refinação recuperaram nos mercados internacionais, suportadas sobretudo pelo aumento dos cracks de destilados médios.
- O desempenho da área de Energy Management foi impactado por restrições no aprovisionamento e menores volumes vendidos de GN / GNL.
- A maioria dos volumes de gás natural aprovisionados pela Galp são adquiridos com indexação a Brent, sendo uma parte relevante desses volumes vendido a clientes numa base indexada a TTF. Os ganhos provenientes do recente aumento dos preços de TTF são neutralizados por derivados destinados a cobrir o risco do diferencial TTF–Brent. Alguns destes derivados requerem depósitos em contas margem (futuros de TTF cotados em bolsa), os quais impactam temporariamente a posição de caixa da Galp e que serão libertados consoante os preços se ajustem em baixa e/ou os volumes de gás natural sejam entregues aos clientes, ao longo de 2022.
Renewables & New Businesses
| |
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| |
3T20 |
2T21 |
3T21 |
Var. YoY |
Var. QoQ |
| Capacidade instalada de geração renovável (MW) |
|
|
|
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| Total a 100% |
927 |
927 |
927 |
- |
- |
| Participação Galp |
692 |
692 |
692 |
- |
- |
| Geração de energia renovável (GWh) |
|
|
|
|
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| Total a 100% |
143 |
475 |
408 |
s.s. |
(14%) |
| Participação Galp |
106 |
355 |
304 |
s.s. |
(14%) |
- A geração de energia renovável refletiu o efeito sazonal encontrando-se c.200 MW da capacidade instalada impactada por restrições num transformador.
Indicadores de Mercado
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| |
3T20 |
2T21 |
3T21 |
Var. YoY |
Var. QoQ |
| Taxa de câmbio (EUR/USD) |
1,17 |
1,21 |
1,18 |
1% |
(2%) |
| Preço dated Brent (USD/bbl) |
42,9 |
69,0 |
73,4 |
71% |
6% |
| Preço de GNL JKM Japão/Coreia (USD/mbtu) |
3,6 |
10,1 |
18,2 |
s.s. |
81% |
| Preço de gás natural TTF holandês (EUR/MWh) |
8,2 |
24,8 |
47,4 |
s.s. |
91% |
| Preço de gás natural MIBGAS ibérico (EUR/MWh) |
9,0 |
25,0 |
48,7 |
s.s. |
95% |
| Preço baseload de electricidade ibérico (EUR/MWh) |
37,5 |
71,8 |
117,8 |
s.s. |
64% |
Fonte: Platts/MIBGAS/Bloomberg/OMIE/REE