A produção total (working interest) de petróleo e gás natural foi de 61,7 mboepd, um aumento de 41% face ao período homólogo de 2006 devido à entrada em produção das FPSO Cidade de Itaguaí (#4), Cidade de Maricá (#5) e Cidade de Saquarema (#6), bem como ao aumento de produção da FPSO Cidade de Mangaratiba (#3), todas no pré-sal brasileiro. A produção net entitlement (líquida) aumentou 44% para 59,2 mboepd.
A margem de refinação da Galp foi de $4,0 por barril, o que compara com $6,6 por barril nos primeiros nove meses de 2015, reflexo da descida das margens de refinação internacionais. A comercialização de produtos petrolíferos manteve uma contribuição estável para os resultados, apesar da descida de 4% nos volumes vendidos.
As vendas totais de gás natural foram de 5.203 Mm³, uma queda de 13% face ao período homólogo, explicada essencialmente pela descida dos volumes vendidos nos mercados internacionais.
O Ebitda consolidado do Grupo em base ajustada (RCA) totalizou €1.015 milhões, menos 17% do que no período homólogo.
O investimento totalizou €874 milhões, 88% dos quais foram aplicados nos projetos de E&P.
O resultado líquido (RCA) totalizou €361 milhões, menos €129 milhões do que no período homólogo. O resultado líquido de acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro (IFRS) foi de €99 milhões, incluindo um efeito stock de €47 milhões e eventos não recorrentes de €215 milhões.
No final do período, a dívida líquida do Grupo situava-se em €1.631 milhões, considerando o empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes, sendo o rácio dívida líquida para Ebitda de 1,4x.
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
Nos primeiros nove meses do ano, a produção média working interest de petróleo e gás natural aumentou 41%, atingindo os 61,7 mboepd, sendo que c. 94% correspondeu a produção de petróleo.
Este aumento deveu-se sobretudo à entrada em produção das FPSO Cidade de Itaguaí (#4), Cidade de Maricá (#5) e Cidade de Saquarema (#6), bem como ao aumento da produção da FPSO Cidade de Mangaratiba (#3).
A produção net entitlement foi de 59,2 mboepd, um aumento de 44% face ao período homólogo, em linha com a produção working interest. Em Angola, a produção net entitlement foi de 7,5 mbopd, ligeiramente acima dos primeiros nove meses de 2015. A produção proveniente do Brasil representou 87% do total da produção net entitlement no período, o que compara com 83% no período homólogo.
O resultado operacional (Ebit) a custo de substituição ajustado (RCA) foi €48 milhões, uma redução de €84 milhões face aos primeiros nove meses de 2015, uma vez que o aumento da produção não permitiu compensar na totalidade a queda do preço do petróleo.
REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO
Nos primeiros nove meses do ano, a margem de refinação da Galp foi de $4,0/bbl, menos $2,7/bbl do que no período homólogo, refletindo a descida das margens de refinação nos mercados internacionais.
Foram processados cerca de 80,9 milhões de barris (mmboe) de matérias-primas, uma diminuição de 6% face a igual período de 2015. Esta redução refletiu a paragem planeada do hydrocracker em Sines e de unidades em Matosinhos no primeiro semestre de 2016.
O crude representou 91% das matérias-primas processadas, sendo que 83% correspondeu a crudes médios e pesados. A gasolina representou 23% da produção e os destilados médios totalizam 46% da produção total. Os consumos e quebras no período representaram 7% das matérias-primas processadas.
Os volumes vendidos a clientes diretos situaram-se nos 6,7 milhões de toneladas, uma redução de 4% face ao período homólogo de 2015, refletindo a otimização do portefólio de clientes. O volume de vendas em África representou 8% do volume total de vendas a clientes diretos, um contributo em linha com o período homólogo.
No final de junho o número de estações de serviço era de 1.447, mais 13 do que no período homólogo, enquanto a rede de lojas de conveniência totaliza hoje 833, sete a mais do que há um ano. Esta expansão ocorreu essencialmente em África.
O Ebit RCA atingiu os €256 milhões, menos €145 milhões do que no período homólogo, refletindo o ambiente adverso das margens de refinação nos mercados internacionais durante o período.
GAS & POWER
As vendas de gás natural totalizaram 5.203 milhões de metros cúbicos (Mm³) durante os primeiros nove meses do ano, uma diminuição de 13% face ao período homólogo, que refletiu essencialmente a descida dos volumes vendidos no segmento de trading.
Os volumes transacionados no mercado internacional diminuíram 21% para os 2.471 Mm³, reflexo das menores oportunidades no mercado internacional. Foram efetuadas 20 operações de trading de GNL, menos sete do que nos primeiros nove meses de 2015.
Os volumes vendidos a clientes diretos reduziram-se em 4%, impactados pela queda dos volumes vendidos no segmento convencional.
As vendas de eletricidade totalizaram 3.718 GWh, um aumento de 252 GWh face ao período homólogo, devido essencialmente ao aumento da atividade de comercialização.
O Ebit RCA situou-se nos €211 milhões, uma diminuição de €28 milhões face ao período homólogo, devido aos menores volumes vendidos.
INVESTIMENTO
O investimento nos primeiros nove meses de 2016 totalizou €874 milhões, com o investimento nos projetos de E&P a representar 88% do total.
Este investimento no E&P foi, na sua maioria, alocado a atividades de desenvolvimento e produção, tendo o investimento no Brasil representado 75% daquele total. O investimento em atividades de exploração e avaliação situou-se em €36 milhões no período.
O investimento nas atividades de downstream e gás atingiu os €103 milhões, incluindo investimento na manutenção planeada nas refinarias, a renovação contínua da rede de retalho de produtos petrolíferos e da infraestrutura de gás natural, bem como à melhoria dos sistemas de informação.
ENVOLVENTE DE MERCADO
DATED BRENT
Nos primeiros nove meses de 2016, o valor médio do dated Brent foi de $41,9/bbl, o que correspondeu a uma diminuição de $13,4/bbl face ao período homólogo do ano anterior. No período, o diferencial entre o preço do dated Brent e o Urals alargou $1,1/bbl, relativamente ao período homólogo de 2015, para $2,2/bbl.
GÁS NATURAL
O valor médio preço do gás natural na Europa (NBP) foi de $4,3/mmbtu, o que correspondeu a uma diminuição de $2,1/mmbtu face ao período homólogo do ano anterior. O preço asiático de referência de GNL (JKM) foi de $5,2/mmbtu, o que correspondeu a uma diminuição de $2,3/mmbtu face ao período homólogo do ano anterior.
MARGENS DE REFINAÇÃO
A margem de refinação benchmark situou-se em $2,8/bbl, menos $2,7/bbl que no período homólogo de 2015, devido à descida dos cracks da gasolina e do gasóleo, que diminuíram respetivamente $5,6/bbl e $7,1/bbl.
MERCADO IBÉRICO
O mercado ibérico de produtos petrolíferos aumentou de 45,0 milhões de toneladas (Mt) para 46,2 Mt.
O mercado ibérico de gás natural situou-se em 22.809 Mm³, uma descida de 1,4% face ao período homólogo de 2015. A redução da procura pelo sector elétrico espanhol, em consequência de uma maior hidraulicidade, foi a causa principal desta redução.