1º Trimestre de 2014
Apresentação de Resultados
Disclaimer
Esta apresentação contém declarações prospetivas (“forward looking statements”), no que diz
respeito aos resultados das operações e às atividades da Galp Energia, bem como alguns planos
e objetivos da empresa face a estas questões. Os termos “antecipa”, “acredita”, “estima”,
”espera”, “prevê”, “pretende”, “planeia”, e outros termos similares, visam identificar tais forward
looking statements. Os forward looking statements envolvem, por natureza, riscos e incertezas,
em virtude de estarem associados a eventos e a circunstâncias suscetíveis de ocorrerem no
futuro. Os resultados e desenvolvimentos reais poderão diferir significativamente dos resultados
expressos ou implícitos nas declarações em virtude de diferentes fatores. Estes incluem, mas não
se limitam, a mudanças ao nível dos custos, alterações ao nível de condições económicas e
alterações a nível regulamentar.
Os forward looking statements reportam-se apenas à data em que são feitos, não assumindo a
Galp Energia qualquer obrigação de os atualizar à luz de novas informações ou desenvolvimentos
futuros, nem de explicar as razões porque os resultados efetivamente verificados são
eventualmente diferentes.
ABREVIATURAS:
bbl: barris
mboepd: mil barris de petróleo equivalente por dia
Usd: dólar dos Estados Unidos
Resultados 1º Trimestre 2014 | 2
Mercado
Resultados
Projetos
Refinação europeia continua sob pressão
Indicadores de mercado
1T2013
1T2014
Variação (%)
Preço médio do dated Brent
1
USD/bbl
112,6
108,2
(4%)
Procura mundial de petróleo
2
mboepd
90,2
91,2
+1,1%
BBp/term
74,1
60,5
(18%)
USD/ mmbtu
17,9
18,3
+2%
USD/bbl
2,0
-0,6
ss
Milhões ton
13,9
14,0
+1%
Milhões m3
9.567
8.502
(11%)
1,32
1,37
+4%
Preço de gás natural NBP do Reino Unido
Preço do GNL para o Japão e para Coreia
Margem de refinação benchmark
Mercado oil ibérico
5
Mercado gás natural ibérico
Taxa de câmbio €/ USD
6
4
3
1
 Preço do brent
desacelera, refletindo
a menor importação
de crude e o aumento
da produção nos EUA
 Temperaturas mais
amenas ditam quebra
acentuada do preço
do gás natural na Europa
 Queda do consumo
de gás natural no
segmento elétrico
contrai mercado ibérico
Resultados 1º Trimestre 2014 | 4
Mercado ibérico sem sinais de retoma
Mercado energético da Península Ibérica
Portugal
1T2013
1T2014
Variação
1.987
154
1.934
148
(3%)
(4%)
341
336
261
Espanha
▪ Contexto económico
1T2013
1T2014
Variação
Produtos petroliferos (1) (mton)
GPL (mton)
11.932
523
12.085
497
+1%
(5%)
(2%)
Gasolina (mm 3)
1.406
1.407
0%
259
(1%)
Jets (mm3)
1.289
1.329
+3%
1.224
1.238
+1%
Gasóleo (mm 3)
8.015
7.909
(1%)
11
12
(11%)
Lubrificantes (mton)
84
89
+6%
88
65
(26%)
Fuelóleo industrial (mton)
688
553
(20%)
161
143
(11%)
Fuelóleo marítimo (mton)
1.565
1.914
+22%
28
24
(14%)
Betumes (mton)
203
219
+8%
1.070
987
(8%)
8.497
7.515
(12%)
81
29
(64%)
Gás natural(2) (Mm3)
Elétrico (Mm 3)
1.206
887
(26%)
989
958
(3%)
Convencional (Mm 3)
7.290
6.628
(9%)
12.826
12.912
+1%
Eletricidade (3) (GWh)
64.313
63.162
(2%)
continua a afetar mercado
na Península Ibérica
▪ Ligeira recuperação
do mercado oil espanhol
contrasta com quebra
do mercado português
▪ Consumo de gás
no segmento elétrico
contrai nos dois países
▪ Mercado ibérico de gás
natural mantém tendência
de quebra
Resultados 1º Trimestre 2014 | 5
Mercado
Resultados
Projetos
Produção e trading de GNL compensam queda da R&D
Informação operacional
1T2013
1T2014
Variação
Produção média working interest
mboepd
23,5
28,1
+19%
Produção média net entitlement
mboepd
20,1
24,6
+23%
Angola
mboepd
8,2
7,3
(10%)
Brasil
mboepd
11,9
17,3
+45%
Margem de refinação Galp Energia
$/bbl
1,8
1,1
(39%)
Vendas produtos refinados
Mton
4,0
3,7
(8%)
Mton
2,3
2,2
(1%)
Portugal
Mton
1,1
1,1
(2%)
Espanha
Mton
0,9
1,0
+2%
África
Mton
0,2
0,2
(10%)
Milhões m3
1.721
2.078
+21%
Portugal
Milhões m3
916
824
(10%)
Espanha
Milhões m3
154
187
+22%
Trading / Outros
Milhões m3
650
1.067
+64%
GWh
468
428
(9%)
Vendas oil clientes diretos
Vendas de gás natural
Vendas de eletricidade
Resultados 1º Trimestre 2014 | 7
▪ Produção de petróleo
e gás no Brasil representa
70% do total
▪ Margens de refinação
da Galp Energia diminuem,
mas mantêm-se positivas,
ao contrário das margens
de referência
▪ Trading de GNL
para a Ásia e América
Latina representa
50% das vendas
de gás natural
Resultado líquido atinge €47 milhões
Demonstração de resultados (€ milhões)
1T2013
1T2014 Variação (%)
Vendas
4.471
4.125
(8%)
EBITDA
253
265
+5%
E&P
92
104
+14%
R&D
57
36
(37%)
G&P
104
122
+17%
148
130
(12%)
E&P
60
68
+13%
R&D
0
(45)
s.s
G&P
88
104
+18%
75
47
(38%)
EBIT
Resultado Líquido
Resultados 1º Trimestre 2014 | 8
▪ Aumento de produção
de petróleo e gás natural
e atividades de supply
& trading suportam
melhoria do Ebitda
▪ Amortizações do
investimento nas refinarias
explica, no essencial,
a diminuição do Ebit
e do resultado líquido
Resultados ancorados na atividade internacional
Ebitda gerado no exterior
▪ 75% do Ebitda gerado
fora de Portugal
33%
30%
39%
36%
▪ Produção de petróleo
e gás continuarão
a ser a grande fonte
de crescimento
internacional
34%
28%
3M2013
Portugal e Espanha
3M2014
Angola e Brasil
Outros países
Resultados 1º Trimestre 2014 | 9
▪ Atividade ibérica com
contribuição resiliente
para os resultados
Paragem de Sines com reflexo nas exportações
Evolução das exportações (€ milhões)
4.500
10%
9%
4.000
3.500
7%
3.000
5%
2.500
2.000
6%
4%
4.153
1.253
1.867
2.415
(45%)
3.238
500
1.041
6% (1)
576
-
4%
2%
0%
2009
2010
2011
Exportações Galp Energia
petrolíferos representam
6% do total nacional,
apesar de quebra de 45%
6%
1.500
1.000
8%
▪ Exportações de produtos
2012
2013
1T2013 1T2014
% exportações Galp Energia no total nacional
1) No final de fevereiro de 2014
Resultados 1º Trimestre 2014 | 10
▪ Gasóleo, gasolina e fuel
são os produtos mais
exportados
▪ Os principais mercados
de destinos das
exportações foram
Espanha, EUA, Bélgica
e França
E&P absorve 90% do investimento efetuado
Investimento total de €197 milhões
▪ Atividades
7
2
10
32
de desenvolvimento,
nomeadamente no campo
Lula Iracema, absorvem
70% do investimento
da Exploração & Produção
178
154
▪ Investimento na R&D
3M2013
e G&P totalizam
€18 milhões
3M2014
E&P
R&D
G&P
4%
* Inclui outros
Resultados 1º Trimestre 2014 | 11
Capacidade financeira para concretizar estratégia
Balanço (€ milhões)
31 dez 2013 31 mar 2014
Variação
▪ Execução dos projetos
Ativo fixo
6.883
7.014
+131
Imobilizado em curso
1.303
1.445
+142
Outros ativos (passivos)
(460)
(480)
(20)
871
840
(31)
Fundo de maneio
1.294
1.405
+111
Dívida líquida
2.173
2.296
+123
Total do capital próprio
6.416
6.483
+68
Capital empregue
8.589
8.780
+191
0,9x
1,3x
0,4x
Empréstimo à Sinopec
Dívida líquida para Ebitda (1)
1) Considerando o empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes
Valores em IFRS
Resultados 1º Trimestre 2014 | 12
de investimento justificam
aumento da dívida líquida
▪ Investimentos
em curso responsáveis
por €1.445 milhões
de ativo fixo
▪ Considerando empréstimo
à Sinopec como cash,
a dívida líquida seria
de €1.456 milhões
e o net debt to Ebitda
implícito seria de 1,3x
Mercado
Resultados
Projetos
Capacidade máxima da FPSO Cidade de Paraty no 4T2014
Principais etapas em Lula NE
Data
Entrega da FPSO Cidade de Paraty
Mai-13
Início da produção
Jun-13
Conexão de poço injetor
Ago-13
Conexão de poço produtor
Jan-14
Ligação ao gasoduto
Jan-14
Instalação da 1ª BSR (BSR Sul)
Jan-14
Conexão de poços produtores #2 e #3
2T14 mai e jun
Instalação de 2ª BSR (BSR Norte)
2T14 BSR on site
Ligação de poços produtores #4 #5 e #6
3T14
FPSO a produzir à capacidade máxima
4T14
Resultados 1º Trimestre 2014 | 14
FPSO Cidade de Mangaratiba: 1º óleo no 4T2014
FPSO Cidade de Mangaratiba
Poços de desenvolvimento
Iracema Sul
8
5
Poços produtores
Perfurados
Instalação dos módulos topsides com uma
taxa de execução de cerca de 90%1
8
5
Poços injetores
Planeados
Poços de desenvolvimento serão ligados à
FPSO através de risers flexíveis
1) No final de fevereiro de 2014
Resultados 1º Trimestre 2014 | 15
Campanha de avaliação intensiva para reduzir risco
Capacidade total instalada (mboepd)
Primeiro óleo previsto para 2017,
com duas FPSO já contratadas
Mapa de Iara
Início de EWT até junho no Iara Oeste
com a FPSO Dynamic Producer
Resultados 1º Trimestre 2014 | 16
Aprovada fase de desenvolvimento do projeto Kaombo
Capacidade total instalada (mbopd)
Primeiro óleo previsto para 2017, com pico
de produção antecipado para 2019
Plano de desenvolvimento do Kaombo
Duas FPSO com capacidade total
de 230 mbopd
Resultados 1º Trimestre 2014 | 17
Sete a nove poços de exploração e avaliação em 2014
Calendário de atividades de exploração e avaliação
1E
– Poço de Exploração; A – Poço de Avaliação
Petrogal Brasil: 70% Galp Energia; 30% Sinopec
3 Anteriormente denominado por Querimbas Este-1
4 Pendente dos resultados de poços anteriores
2
Resultados 1º Trimestre 2014 | 18
Programa de exploração prossegue em 2014
Bacia de Potiguar
Drill Stem Test revelou reservatório com boas
qualidades de porosidade e permeabilidade
Área Tarfaya offshore
Sonda de perfuração Ralph Coffman,
do tipo jack-up, para início de perfuração até junho
Resultados 1º Trimestre 2014 | 19
Marrocos regista avanço importante
Sonda Ralph Coffman
▪ Período de perfuração
estimado de dois meses
▪ 100 pessoas trabalham
diariamente na sonda
▪ Projeto envolve
60 fornecedores
e prestadores de serviço
▪ Prospeto Trident com
potencial estimado
de 450 milhões de barris
de petróleo, o equivalente
a sete vezes o consumo
de Portugal em 2013
Resultados 1º Trimestre 2014 | 20
Paragem de Sines contribui para a economia
Refinaria de Sines
▪ Paragem mobiliza mais
de 300 empresas nacionais
e internacionais
▪ No pico dos trabalhos,
estiveram na refinaria
4.246 trabalhadores
▪ 1,4 milhões de horas
trabalhadas com zero
acidentes com baixa
▪ Investimento essencial
para manter refinaria
nas condições máximas
de eficiência e segurança
Resultados 1º Trimestre 2014 | 21
Galp On ultrapassa fasquia dos 200 mil clientes
Nova campanha Galp On
▪ Mais de 206 mil
clientes Galp On
▪ 99 mil clientes com oferta
dual, 74 mil com contrato
de gás natural e 33 mil
apenas de eletricidade
▪ A Galp Energia foi
reconhecida como líder
na satisfação do cliente
no sector da eletricidade
pela ECSI Portugal
Resultados 1º Trimestre 2014 | 22
Capital cada vez mais disperso no mercado
Estrutura acionista da Galp Energia
Evolução free float
7%
9,00%
62%
8%
7,00%
7%
8%
46%
1%
38%
30%
38,34%
45,66%
Free float
Free float Venda da Eni Free float Venda da Eni Free float
(AG 2013)
(2013)
(YE 2013)
(2014)
(AG 2014)
Ações Eni
Obrigações Obrigações Free float
convertíveis convertíveis potencial
Eni (2015+) Parpública
(2017+)
Market Cap @31.03.2014 = €10,395 milhões
Nota: Participação da Eni consiste em 8% de obrigações convertíveis em ações e 1% em ações sujeitas a direitos de
primeira opção de compra pela Amorim Energia; Participação da Parpública referente a obrigações convertíveis
Resultados 1º Trimestre 2014 | 23