Galp Energia, SGPS, S.A.
Sede: Rua Tomás da Fonseca Torre C, 1600-209 Lisboa
Capital Social: 829.250.635 Euros
Matriculada na Conservatória do Registo Comercial de Lisboa
Pessoa Colectiva n.º 504 499 777
(Entidade Emitente)
PARPÚBLICA – PARTICIPAÇÕES PÚBLICAS (SGPS), S.A.
Sede: Rua Laura Alves, n.º 4 – 8º, 1050-138 Lisboa
Capital Social: 2.000.000.000 Euros (realizado em 1.027.151.031 Euros)
Matriculada na Conservatória do Registo Comercial de Lisboa
Pessoa Colectiva n.º 502 769 017
(Entidade Oferente)
PROSPECTO DE OFERTA PÚBLICA DE VENDA
E DE ADMISSÃO À NEGOCIAÇÃO
DOCUMENTO DE REGISTO DE ACÇÕES
OFERTA PÚBLICA DE VENDA DE 82.925.000 ACÇÕES ORDINÁRIAS, NOMINATIVAS E ESCRITURAIS, COM
O VALOR NOMINAL DE 1 EURO CADA UMA, REPRESENTATIVAS DE 10%
DO CAPITAL SOCIAL DA GALP ENERGIA, SGPS, S.A.,
E
ADMISSÃO À NEGOCIAÇÃO DE UM MÁXIMO DE 771.171.121 ACÇÕES ORDINÁRIAS, NOMINATIVAS E
ESCRITURAIS, COM O VALOR NOMINAL DE 1 EURO CADA UMA, REPRESENTATIVAS DE 93%
DO CAPITAL SOCIAL DA GALP ENERGIA, SGPS, S.A.
O presente Documento de Registo de Acções é parte integrante do Prospecto de Oferta Pública de Venda
e Admissão à Negociação de acções representativas do capital social da Galp Energia, SGPS, S.A., foi
elaborado nos termos dos números 2 e 3 do artigo 135º-B do Código dos Valores Mobiliários, do número
3 do artigo 5º da Directiva 2003/71/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 4 de Novembro de 2003,
e dos artigo 4º e Anexo I do Regulamento (CE) n.º 809/2004 da Comissão, de 29 de Abril de 2004,
objecto da rectificação publicada no Jornal Oficial n.º L215, de 16 de Junho de 2004, e aprovado pela
Comissão do Mercado de Valores Mobiliários em 8 de Outubro de 2006.
O Prospecto de Oferta Pública de Venda e Admissão à Negociação de acções representativas do capital
social da Galp Energia, SGPS, S.A. inclui ainda o Sumário e a Nota sobre as Acções, igualmente
aprovados em 8 de Outubro de 2006 pela Comissão do Mercado de Valores Mobiliários, os quais devem
ser lidos conjuntamente com o presente Documento de Registo de Acções.
Os documentos que constituem o Prospecto de Oferta Pública de Venda e Admissão à Negociação das
Acções representativas do capital social da Galp Energia, SGPS, S.A. encontram-se disponíveis
nomeadamente sob a forma electrónica em www.cmvm.pt, www.euronext.com, e www.galpenergia.com.
O Prospecto de Oferta Pública de Venda e Admissão à Negociação das Acções deverá ser lido em conjunto
com os documentos inseridos por remissão, os quais fazem parte do mesmo.
Coordenadores Globais
Outubro de 2006
ÍNDICE
FACTORES DE RISCO
DEFINIÇÕES
4
22
DECLARAÇÕES RELATIVAS AO FUTURO
27
1
RESPONSÁVEIS
30
1.1
Identificação
31
1.2
Declaração emitida pelos responsáveis pelo Documento de Registo de
Acções
31
2.
REVISORES OFICIAIS DE CONTAS
32
3.
DADOS FINANCEIROS SELECCIONADOS
33
4.
INFORMAÇÕES SOBRE O EMITENTE
37
4.1
Antecedentes e evolução do Emitente
37
4.2
Investimentos
39
5.
PROCESSO DE SEPARAÇÃO DAS ACTIVIDADES REGULADAS NO SECTOR DO
GÁS NATURAL
43
6.
PANORÂMICA GERAL DAS ACTIVIDADES
50
6.1.
Análise sectorial
50
6.2.
Principais actividades e mercados
7.
LEGISLAÇÃO QUE REGULA A ACTIVIDADE DO EMITENTE
120
8.
ESTRUTURA ORGANIZATIVA
143
9.
IMÓVEIS, INSTALAÇÕES E EQUIPAMENTO
150
10.
ANÁLISE DA EXPLORAÇÃO E DA SITUAÇÃO FINANCEIRA
154
10.1
Enquadramento
154
10.2
Factores Significativos que Afectem os Resultados Operacionais da Galp
Energia
155
10.3
Factores que Afectam a Comparabilidade dos Resultados Históricos e
Futuros e a Situação Financeira
158
10.4
Principais Elementos da Demonstração de Resultados nos termos das IFRS
161
10.5
Comparação entre o semestre findo em 30 de Junho de 2006 e o semestre
findo em 30 de Junho de 2005
164
10.6
Comparação entre o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e o
exercício findo em 31 de Dezembro de 2004
174
10.7
Comparação entre o exercício findo em 31 de Dezembro de 2004 e o
exercício findo em 31 de Dezembro de 2003
183
10.8
Sazonalidade
191
10.9
Acções próprias
191
10.10
Questões de natureza ambiental e laboral
192
10.11
Principais investimentos futuros
192
10.12
Principais Políticas Contabilísticas de acordo com as IFRS
192
10.13
Situações Fora de Balanço de acordo com as IFRS
194
10.14
Gestão de Risco
195
73
11.
RECURSOS FINANCEIROS
200
11.1.
Enquadramento
200
11.2
Análise Histórica dos Cash flows
200
11.3
Resumo dos Compromissos Assumidos
204
11.4
Empréstimos Obtidos
205
11.5
Dívida Financeira Líquida Consolidada
207
12.
INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMENTO, PATENTES E LICENÇAS
209
13.
INFORMAÇÃO SOBRE TENDÊNCIAS
211
14.
PREVISÕES OU ESTIMATIVAS DE GANHOS
212
2
15.
ÓRGÃOS DE ADMINISTRAÇÃO E DE FISCALIZAÇÃO E QUADROS SUPERIORES
213
15.1
Informação sobre os membros dos órgãos de administração e fiscalização do
Emitente
215
15.2
Conflitos de interesses de membros dos órgãos de administração e de fiscalização
226
16.
REMUNERAÇÃO E BENEFÍCIOS
226
17.
FUNCIONAMENTO DOS ÓRGÃOS DIRECTIVOS
228
17.1
Data de termo do mandato em curso dos órgãos de administração e fiscalização
228
17.2
Contratos de trabalho que vinculam os membros dos órgãos de administração e
fiscalização ao Emitente
229
17.3
Informações sobre o Conselho Fiscal e a Comissão de Remunerações do Emitente
229
17.4
Declaração relativa à conformidade do Emitente com o regime de governo das
sociedades do país de origem
229
18.
PESSOAL
232
19.
PRINCIPAIS ACCIONISTAS
235
20.
OPERAÇÕES COM ENTIDADES TERCEIRAS RELACIONADAS
243
21.
INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SOBRE O ACTIVO E O PASSIVO, A SITUAÇÃO
FINANCEIRA E OS GANHOS E PREJUÍZOS DO EMITENTE
247
21.1
Historial financeiro
247
21.2
Informações financeiras pró-forma
247
21.3
Mapas financeiros
254
21.4
Período coberto pelas informações financeiras mais recentes
255
21.5
Informações financeiras intercalares e outras
255
21.6
Política de dividendos
256
21.7
Acções judiciais e arbitrais
256
21.8
Alteração significativa na situação comercial ou financeira do Emitente
260
22.
INFORMAÇÃO ADICIONAL
261
23.
CONTRATOS SIGNIFICATIVOS
267
24.
INFORMAÇÕES DE TERCEIROS, DECLARAÇÕES DE PERITOS E DECLARAÇÕES DE
EVENTUAIS INTERESSES
268
25.
DOCUMENTAÇÃO ACESSÍVEL AO PÚBLICO
269
26.
INFORMAÇÃO SOBRE A DETENÇÃO DE PARTICIPAÇÕES
270
27
DOCUMENTAÇÃO INSERIDA POR REMISSÃO
271
ANEXO I – GLOSSÁRIO
272
ANEXO II – RESUMO DAS DIFERENÇAS ENTRE O POC E AS IFRS
284
ANEXO III – DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
293
3
FACTORES DE RISCO
Previamente a qualquer decisão de investimento no âmbito da Oferta, os potenciais
investidores deverão ponderar cuidadosamente quer os factores de risco abaixo enunciados,
quer os factores de risco referidos na Nota sobre as Acções (vide “Nota sobre as Acções –
“Factores de Risco”) e demais informação e advertências contidas no Prospecto. Os potenciais
investidores devem ainda ter em conta que os riscos identificados no Prospecto não são os
únicos a que a Galp Energia está sujeita, havendo outros riscos e incertezas, actualmente
desconhecidos ou que a Galp Energia actualmente não considera significativos e que, não
obstante, podem ter um efeito negativo na sua actividade, situação financeira ou resultados
operacionais.
Riscos Relativos à Actividade da Galp Energia
Uma redução das margens de refinação
operacionais e situação financeira.
afectaria
negativamente
os
resultados
Os resultados operacionais da actividade de refinação dependem, em larga medida, da
margem entre os preços que a Galp Energia consegue obter no mercado para os seus produtos
refinados e os preços do petróleo bruto e outras matérias-primas. O custo de aquisição das
matérias-primas e os preços finais a que a Galp Energia vende os produtos refinados
dependem de diversos factores que a Galp Energia não controla. As margens de refinação têm
oscilado, e deverão continuar a oscilar, em função de diversos factores, nomeadamente:
• Variações da procura mundial de crude e produtos refinados e, em menor medida, variações da
procura de crude e produtos refinados no mercado nacional;
• Alterações na legislação ambiental ou de outra natureza que possam implicar custos
substanciais sem, necessariamente, aumentar a capacidade ou eficácia operacional das
refinarias;
• Alterações na capacidade operacional das refinarias nas áreas de influência da Galp Energia e
no resto da Europa;
• Alterações nos diferenciais dos preços do crude pesado e leve nos mercados internacionais; e
• Alterações na oferta de produtos refinados, incluindo importações.
Embora um aumento ou redução do preço do petróleo bruto resulte, tipicamente, num
correspondente aumento ou redução do preço da maioria dos produtos refinados, as
alterações dos preços destes ficam, geralmente, muito aquém dos aumentos ou reduções dos
preços do petróleo bruto que as determinam. Consequentemente, um aumento rápido e
significativo do preço do crude poderá ter um efeito negativo nas margens de refinação.
Adicionalmente, os movimentos do preço do crude e das margens de refinação poderão, em
determinado momento, não se correlacionar. No contexto actual verificam-se níveis elevados
nos preços do crude e nas margens, sobretudo devido à elevada procura nos Estados Unidos
da América, Ásia e Médio Oriente e a especificações mais estritas para os produtos refinados.
Não é possível, no entanto, garantir a manutenção destas tendências no futuro. Para uma
análise do impacto histórico nos resultados operacionais das alterações das margens de
refinação, vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira” infra.
Variações nos preços do petróleo bruto, gás natural e produtos refinados podem ter um
efeito negativo nos resultados operacionais ou situação financeira.
A procura e os preços do petróleo bruto, gás natural e produtos refinados dependem de
diversos factores que a Galp Energia não controla, nomeadamente:
4
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Desenvolvimentos económico-políticos globais e regionais, nas regiões produtoras de
petróleo, em particular no Médio Oriente e na América do Sul;
A oferta e a procura internacionais de produtos petrolíferos;
O nível de procura de bens de consumo;
A evolução dos stocks de petróleo, gás natural e produtos petrolíferos;
As condições climatéricas e os desastres naturais (tais como os furacões Rita e Katrina,
em 2005, nos Estados Unidos da América);
O preço e a disponibilidade de produtos alternativos;
Medidas governamentais;
O impacto de determinados acontecimentos económicos e políticos;
A participação de agentes especuladores e hedge funds; e
A capacidade dos cartéis internacionais e dos países produtores de petróleo
influenciarem os níveis de produção e os preços.
Tem-se verificado, historicamente, uma grande variação nos preços internacionais do crude e
do gás natural. Em particular, os níveis e a volatilidade dos preços do crude aumentaram
significativamente nos últimos dois anos, tendo o preço de referência médio do barril de crude
Brent Dated aumentado 20,9%, de US$54,52 em 2005 para US$65,89 no primeiro semestre
de 2006.
Um decréscimo significativo do preço do crude ou do gás natural poderá ter um efeito
particularmente negativo nos resultados operacionais ou situação financeira da Galp Energia,
designadamente no segmento de Exploração e Produção, ao reduzir a capacidade de
recuperação económica de reservas descobertas e os preços realizados a partir da produção.
Acresce que preços de crude mais baixos poderão, igualmente, reduzir a quantidade de
petróleo que a Galp Energia pode produzir economicamente ou reduzir a viabilidade económica
dos projectos programados ou em desenvolvimento para a produção de petróleo. A Galp
Energia mantém igualmente stocks de crude, outras matérias-primas, produtos refinados e
gás natural, cujo valor é negativamente afectado em caso de descida dos preços de mercado.
Um aumento dos preços do crude e do gás natural poderá igualmente ter um efeito adverso
nos resultados operacionais e situação financeira da Galp Energia, porquanto pode aumentar
significativamente os custos relativos à compra de crude e gás natural. Embora os preços a
que a Galp Energia vende os seus produtos aos seus clientes traduzam, em geral, os preços de
mercado do petróleo e do gás natural, os mesmos poderão não ser ajustados por forma a
responder imediata ou integralmente a aumentos dos preços de mercado, em mercados em
que se encontre maior volatilidade, nomeadamente os preços praticados no mercado regulado
de gás natural. Eventuais alterações significativas nos níveis de preços no período
compreendido entre a compra de crude e outras matérias-primas e a venda de produtos
refinados poderão, deste modo, ter um efeito particularmente negativo na actividade, situação
financeira e resultados operacionais da Galp Energia.
Para uma análise do impacto histórico nos resultados operacionais das alterações dos preços
de crude e do gás natural, vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira” infra e
“Factores de Risco - Uma redução nas margens de refinação afectaria negativamente os
resultados operacionais e situação financeira” supra.
O projecto de conversão na refinaria de Sines, com o objectivo de aumentar a produção
de gasóleo, pode não conduzir aos resultados esperados.
A Galp Energia prevê investir recursos significativos para aumentar a capacidade de produção
de gasóleo na refinaria de Sines, de modo a melhor adaptar o perfil da sua gama de produtos
à procura actual e estimada para o futuro, bem como aumentar a flexibilidade dos seus
5
processos de refinação. Vários factores podem atrasar significativamente a conclusão do
projecto de conversão na refinaria de Sines, incluindo problemas com a implementação de
novas tecnologias, com a obtenção das necessárias licenças ambientais ou de construção ou
com as entregas de equipamento para as necessárias unidades de conversão. Caso o projecto
de conversão na refinaria não seja concluído até final de 2010, como planeado, ou se
verifiquem custos adicionais aos previstos ou outros problemas importantes ou ainda, se se
verificar uma quebra da procura de gasóleo, tal poderá ter um impacto negativo relevante na
actividade, situação financeira e resultados operacionais da Galp Energia.
Uma interrupção da actividade na refinaria de Sines ou do Porto reduziria a sua
produção e teria um impacto negativo significativo na actividade, situação financeira e
resultados operacionais.
O segmento de negócio de Refinação e Distribuição de Produtos Petrolíferos depende, em larga
medida, das duas refinarias em Sines e no Porto, que são propriedade da Galp Energia. A
ocorrência de um acidente relevante, ou o encerramento ou redução de actividade de uma ou
ambas as refinarias, na sequência de acontecimentos imprevistos, tais como falhas de energia
por períodos prolongados, acidentes de trabalho ou problemas relacionados com tecnologias
de informação, sujeitaria este segmento de negócio a uma interrupção significativa.
Em regra, as refinarias realizam paragens programadas (“turnarounds”) para fins de
manutenção de quatro em quatro anos, devendo este programa de manutenção continuar a
cumprir-se no futuro. Prevê-se que o próximo turnaround da refinaria de Sines ocorra durante
o primeiro trimestre de 2008 e o da refinaria do Porto, durante o segundo trimestre de 2007
(fábrica de combustíveis - hydroskimming – e fábrica de óleos base) e segundo trimestre 2010
(fábrica de produtos aromáticos). Embora o último turnaround da refinaria de Sines tenha sido
compensado por uma maior produtividade, não tendo provocado um decréscimo da produção
média, é provável que, quer os turnarounds, quer os eventuais encerramentos imprevistos,
tenham um efeito negativo nos resultados operacionais da Galp Energia. Para mais
informações relativas aos turnarounds das refinarias de Sines e Porto, vide “Panorâmica Geral
de Actividades” infra.
Aumentos da capacidade global de refinação podem ter um efeito negativo significativo
na actividade, situação financeira e resultados.
A diferença entre a procura global de produtos refinados e a capacidade total de refinação
reduziu-se significativamente, em resultado do aumento da procura de produtos refinados e do
encerramento de inúmeras refinarias nos últimos vinte anos. Esta insuficiência de capacidade
de refinação, que se seguiu ao excesso de capacidade dos anos 80 e início dos anos 90 do
século passado, teve como resultado o aumento dos preços dos produtos refinados e o
aumento da volatilidade das margens de refinação. Com a adopção de normas ambientais
mais exigentes, sobretudo na UE e nos Estados Unidos da América, e face às actuais margens
de refinação que atingiram um nível historicamente elevado, alguns concorrentes decidiram
implementar projectos de conversão, podendo outros vir a tomar idêntica decisão, gerando um
aumento da concorrência nos produtos refinados. Novos aumentos da capacidade global de
refinação relativamente à procura de produtos refinados poderão ter um efeito particularmente
negativo na actividade, situação financeira e resultados operacionais da Galp Energia.
O mercado português de gás natural vai ser liberalizado no futuro próximo, o que pode
ter um efeito negativo na actividade da Galp Energia.
Em 2007, entrarão em vigor importantes alterações no regime jurídico do mercado do gás
natural, com vista a implementar a respectiva liberalização. A liberalização entra em vigor em
1 de Janeiro de 2007 para produtores de electricidade em regime ordinário, em 1 de Janeiro
6
de 2008 relativamente aos clientes com um consumo anual igual ou superior a 1 milhão de m3,
em 1 de Janeiro de 2009 relativamente aos clientes com um consumo anual igual ou superior
a 10.000 m3 e em 1 de Janeiro de 2010 para todos os demais clientes. A partir da data de
liberalização relativa a cada categoria de clientes de gás natural, os mesmos terão a
possibilidade de denunciar os seus actuais contratos e de escolher livremente o seu fornecedor,
podendo essa escolha recair sobre concorrentes do seu actual fornecedor (salvo no que diz
respeito aos contratos já celebrados com produtores de electricidade no regime ordinário, que
terão de ser respeitados até ao seu termo, no que respeita às obrigações de levantamentos
mínimos, e no que diz respeito aos contratos com distribuidoras de gás natural que
continuarão vinculados à aquisição de quantidades mínimas de gás e ao cumprimento dos
termos dos contratos de take or pay - vide “Legislação que Regula a Actividade do Emitente”
infra). Nos termos do novo regime legal, os preços serão negociados num mercado liberalizado
com clientes elegíveis, excepto para os clientes que contratarem com um comercializador de
último recurso. Os preços para esses clientes estarão sujeitos a uma tarifa estabelecida pelo
regulador.
É provável que este processo de liberalização venha a dar origem a uma perda de resultados
no segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural e potencialmente no
segmento de negócio de Distribuição de Gás Natural, o que poderá ter um efeito adverso na
actividade, situação financeira e resultados operacionais da Galp Energia. Para mais
informações vide “Legislação que Regula a Actividade do Emitente” e “Processo de Separação
das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” infra. Finalmente, a liberalização do
mercado do Gás Natural poderá ter como consequência a perda de determinado pessoal
qualificado ou activos necessários ou úteis para a restante actividade (vide “Processo de
Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” infra).
Os novos regulamentos aprovados pela ERSE poderão ter um efeito negativo na
actividade da Galp Energia.
A 11 de Setembro de 2006 foram aprovados pela Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos (“ERSE”) quatro regulamentos: Regulamento de Relações Comerciais,
Regulamento Tarifário, Regulamento do Acesso às Redes, às Infra-Estruturas e às
Interligações e o Regulamento da Qualidade de Serviço. Estes regulamentos foram publicados
em Diário da República no dia 25 de Setembro de 2006. A manterem-se as redacções
aprovadas para o Regulamento de Relações Comerciais e para o Regulamento Tarifário, as
vendas reguladas de gás natural consideram a existência de uma margem comercial,
determinada como a remuneração sobre o activo fixo afecto à actividade e não uma margem
comercial com base numa percentagem sobre os custos, como era expectável. Por outro lado,
a colocação no mercado, por parte da Transgás – Sociedade Portuguesa de Gás Natural, S.A.
(“Transgás”), das quantidades excedentárias, definidas como as quantidades de gás natural
possíveis de adquirir ao abrigo dos contratos de take or pay celebrados antes da entrada em
vigor da Directiva n.º 2003/55/CE, do Parlamento e do Conselho, de 26 de Julho, deduzidas
das quantidades contratadas com os vários comercializadores de último recurso e com os
centros electroprodutores com contrato de fornecimento outorgado em data anterior à
publicação do Decreto-Lei n.º 140/2006, de 26 de Julho, ficará sujeita à realização de leilões.
Estes leilões serão organizados pela Transgás, ouvida a ERSE, e neles poderão participar
todos os agentes de mercado do sistema nacional de gás natural (SNGN). Na medida em que
não sejam colocadas nesses leilões todas as quantidades disponíveis, estas poderão ser
colocadas por via de contratação bilateral em condições a aprovar pela ERSE ou da
participação em mercados organizados. De acordo com aqueles regulamentos, os ganhos
obtidos pela Transgás na venda das quantidades excedentários acima referidas serão objecto
de partilha em 50%, por meio de redução de preços de venda, com os consumidores do SNGN.
Em determinados aspectos os regulamentos da ERSE poderão ser interpretados por forma a
7
conduzir a prejuízos para a Galp Energia, nomeadamente no que respeita à actividade de
comercialização em regime livre. Após analisar detalhadamente essa possibilidade, a Galp
Energia irá adoptar as medidas que se afigurem como as mais adequadas para garantir que a
sua actividade é desenvolvida em absoluto respeito pelas normas legais e regulamentares
aplicáveis.
Se os regulamentos propostos pela ERSE vierem a ser aplicáveis à Galp Energia, é provável
que venham dar origem a uma perda de resultados no segmento de negócio de
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural e potencialmente no segmento de negócio de
Distribuição de Gás Natural, o que poderá ter um efeito adverso na actividade, situação
financeira e resultados operacionais da Galp Energia. Para mais informações vide “Legislação
que Regula a Actividade do Emitente”.
Desinvestimento de uma parte do negócio de gás natural antes da Oferta.
Dando cumprimento aos imperativos legais nacionais e comunitários relativamente à
liberalização do mercado do gás natural, a Galp Energia procedeu em 26 de Setembro de 2006,
à separação das actividades de transporte de gás natural, regaseificação de gás natural
liquefeito e de parte da actividade de armazenamento de gás natural, tendo alienado parte dos
activos relacionados com as referidas actividades à Rede Eléctrica Nacional, S.A., (“REN”) a
qual é a concessionária da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (vide “Processo
de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” infra). A REN era um dos
accionistas da Galp Energia, tendo vendido a sua participação, em 18 de Setembro de 2006, à
Amorim Energia, B.V. (“Amorim Energia”) outro dos accionistas da Galp Energia. Embora a
Galp Energia esteja convicta de que poderá continuar a desenvolver o negócio de gás natural,
designadamente ao abrigo dos contratos celebrados com a REN ou com as suas participadas,
existe um grau significativo de incerteza e risco quanto ao impacto que terá o Processo de
Separação das Actividades Reguladas sobre as receitas e custos do seu segmento de negócio
de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural e sobre o desenvolvimento da sua actividade
corrente. Em especial, as tarifas actualmente aplicáveis aos serviços prestados pela REN ou
pelas suas participadas, são provisórias, sendo a tarifa definitiva final estabelecida pelo
regulador, o que poderá afectar negativamente a estrutura de custos da Galp Energia, de uma
forma que esta não pode antecipadamente prever. Adicionalmente, o mecanismo de
valorização final dos activos vendidos à REN está sujeito a revisão baseada numa avaliação
efectuada por três peritos, após a entrada em vigor do novo quadro regulatório no qual se
estabeleça, nomeadamente, os termos, condições e tarifas para o acesso de terceiros a infraestruturas relativas às Actividades Reguladas pelo que a Galp Energia poderá obter um preço
para estes activos inferior ao da venda já realizada, excepto para os activos de transporte
para os quais a Galp Energia só poderá obter um preço superior (vide “Processo de Separação
das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” infra). Em 11 de Setembro de 2006, a
ERSE aprovou quatro regulamentos que constituem a parte fundamental da Regulamentação
das Actividades do Gás Natural, foram publicados em Diário da República no dia 25 de
Setembro de 2006 (para mais informações vide “Factores de Risco – O mercado português de
gás natural irá ser liberalizado num futuro próximo o que pode ter um efeito negativo na
actividade da Galp Energia” supra). As informações financeiras consolidadas pró-forma
apresentadas neste Documento de Registo de Acções baseiam-se nas tarifas e preços de
venda provisórios, e a determinação final destes elementos poderá resultar em alterações à
informação financeira consolidada pró-forma eventualmente desfavoráveis para a Galp Energia
se comparadas com as apresentadas neste Prospecto. Por outro lado, ao abrigo de contratos
de longo prazo celebrados com fornecedores de gás natural, a Galp Energia está obrigada a
pagar determinadas quantidades mínimas de gás natural em cada ano, independentemente de
necessitar das mesmas (ficando no entanto com direito a recuperá-las posteriormente –
contratos de take or pay) de igual forma está obrigada a suportar determinados custos de
8
transporte através dos gasodutos internacionais (contratos de ship or pay). Note-se que a
Galp Energia poderá vir a não ter capacidade de fazer repercutir nos seus clientes as suas
obrigações de aquisição de quantidades mínimas de gás natural, o que, a suceder, poderia
provocar um efeito adverso na actividade, situação financeira e resultados operacionais da
Galp Energia.
Dependência de terceiros para os fornecimentos de petróleo bruto e gás natural.
Ao contrário de alguns concorrentes, que dispõem de importantes operações próprias de
exploração e produção de petróleo e/ou gás natural, a Galp Energia depende, para uma parte
substancial das suas operações, da continuidade de acesso a petróleo bruto, gás natural e
outras matérias-primas a preços adequados. Em particular, depende em larga medida de
fornecimentos da Enterprise Nationale Sonatrach (“Sonatrach”) na Argélia (para o gás natural)
e da Nigéria LNG Limited (“NLNG”) na Nigéria (para o gás natural liquefeito ou “GNL”). O
acesso da Galp Energia às suas actuais fontes de petróleo bruto, gás natural e outras
matérias-primas poderá ser interrompido em resultado, nomeadamente, de uma limitada
capacidade dos oleodutos ou gasodutos ou outros problemas de transporte de quantidades
suficientes de petróleo bruto e gás natural dos actuais fornecedores ou de acontecimentos
políticos de que resultem alterações estruturais no sector (incluindo roturas dos oleodutos ou
gasodutos, danos sofridos pelos petroleiros, explosões, incêndios, condições climatéricas
adversas, sabotagem, restrições governamentais, hostilidades regionais e outros casos
fortuitos e de força maior). Em particular, a Galp Energia adquiriu da Sonatrach, em 2005,
aproximadamente 61% da totalidade das suas necessidades de gás natural assegurando as
suas restantes necessidades de gás natural sob a forma de GNL, junto da NLNG (37%), e
através do mercado Spot (2%). Os custos de matérias-primas suportados pela Galp Energia
podem ser afectados por eventuais problemas ou atrasos no acesso ao gás natural e outras
matérias-primas, especialmente se a Galp Energia for forçada a comprar o GNL no mercado
spot, o que poderá constituir uma dificuldade tendo em conta a escassez do fornecimento de
gás natural nesse mercado, sendo provável que represente um custo superior aos preços de
gás natural e GNL contratados. Embora não se tenha verificado uma escassez significativa de
matéria-prima, não há garantia de que a Galp Energia não venha a sofrer interrupções futuras
e de que consiga compensar os eventuais desvios ou deficiências nas entregas. Eventuais
problemas ou atrasos no acesso às matérias-primas necessárias à actividade da Galp Energia
poderão ter um efeito particularmente negativo na sua actividade, situação financeira e
resultados operacionais.
Riscos
específicos
dos
contratos
aprovisionamento de gás natural.
de
aprovisionamento,
em
particular
de
Grande parte das compras de matérias-primas (em particular, de gás natural) da Galp Energia
são efectuadas ao abrigo de contratos de longo prazo, com obrigações de take or pay. Por
outro lado, relativamente a todos os gasodutos que a Galp Energia utiliza para o transporte de
gás natural, foram contratadas obrigações de ship or pay nos termos das quais a Galp Energia
terá de pagar uma capacidade mínima específica de transporte por ano, independentemente
de tal capacidade vir a ser utilizada. A Galp Energia celebrou estes contratos após ponderar as
previsões razoáveis das suas necessidades futuras, mas a ocorrência de desvios significativos
dos níveis de procura previstos poderá obrigar a Galp Energia a efectuar compras superiores
às suas necessidades, o que poderá ter um efeito adverso na sua actividade, situação
financeira ou resultados operacionais.
A Galp Energia encontra-se igualmente sujeita ao risco de incumprimento de contratos pelas
suas contrapartes. Embora a cessação dos contratos de fornecimento de gás natural e gás
natural liquefeito com a Sonatrach e a NLNG não esteja prevista para antes de 2020, a
Sonatrach, a NLNG ou ambas poderão estar em posição de impor uma modificação ou
9
renegociação dos termos dos contratos, assim como de recusar a renovação dos mesmos, em
absoluto, ou em termos aceitáveis para a Galp Energia. Se a Sonatrach ou a NLNG não
cumprirem os contratos de fornecimento ou se qualquer desses contratos for modificado ou
não for renovado, a Galp Energia poderá não conseguir encontrar fontes alternativas de gás
natural em condições semelhantes e em tempo oportuno, ou não as encontrar em absoluto, o
que poderá ter um efeito adverso na actividade, situação financeira e resultados operacionais.
Para mais informações relativas aos contratos com a Sonatrach e a NLNG, vide “Panorâmica
Geral das Actividades” infra.
Eventuais variações das taxas de câmbio podem ter um efeito particularmente negativo
nos resultados operacionais e situação financeira.
As actividades da Galp Energia estão expostas a variações das taxas de câmbio, em especial
do dólar dos Estados Unidos da América face ao Euro. O preço do crude, gás natural e
produtos refinados e, consequentemente uma parte significativa dos custos são geralmente
expressos ou indexados ao dólar, enquanto que as demonstrações financeiras são elaboradas
em Euro. Deste modo, uma desvalorização do dólar face ao Euro poderá ter um efeito negativo
nos resultados líquidos, na medida em que reduz o valor dos resultados gerados ou indexados
ao dólar. Adicionalmente, as oscilações do Euro face ao dólar poderão ter um impacto negativo
em determinadas rubricas do balanço, tais como existências e empréstimos. Não obstante a
Galp Energia procurar gerir os seus riscos cambiais de forma a minimizar o impacto negativo
da volatilidade das taxas de câmbio, não há garantias de que seja bem sucedida. Para mais
informações, vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira” infra.
Novos riscos e incertezas associados às actividades no segmento de negócio de Power.
A Galp Energia está a desenvolver as actividades no segmento de negócio de
complementarmente e em alinhamento estratégico com as actividades de petróleo e
Galp Energia poderá enfrentar dificuldades na integração deste segmento nas
actividades e o seu desenvolvimento irá expor a Galp Energia a novos riscos e factores
ao seu controlo, nomeadamente os seguintes:
Power
gás. A
actuais
alheios
• Aumento do custo de produção, incluindo aumento dos custos de combustível;
• Possibilidade de uma redução da taxa de crescimento estimada para o consumo de
electricidade em resultado de factores como as condições económicas;
• Riscos associados à exploração e manutenção das instalações de produção de electricidade;
• Incapacidade dos clientes para pagarem montantes devidos nos termos de contratos de compra
de electricidade;
• Aumento da volatilidade dos preços devido à liberalização do mercado e alterações nas práticas
de mercado das commodities;
• Excesso de capacidade de produção em mercados fornecidos por centrais eléctricas de que a
Galp Energia é ou possa ser proprietária ou em que detém uma participação;
• Incerteza das condições regulamentares aplicáveis ao sector eléctrico em consequência da
liberalização em curso, na ordem jurídica portuguesa e noutras jurisdições;
• Aparecimento de fontes e fornecimentos de energia alternativos decorrentes das novas
tecnologias e expansão das energias renováveis e na cogeração e
• Não obtenção de quaisquer licenças, aprovações ou concessões administrativas necessárias.
O aumento da concorrência resultante do novo regime jurídico poderá tornar a entrada da
Galp Energia no negócio de produção de electricidade mais difícil ou menos rendível do que
actualmente se prevê. Em particular, Portugal transpôs, através do Decreto-Lei n.º 29/2006,
de 15 de Fevereiro, a Directiva n.º 2003/54/CE, de 26 de Junho, destinada a criar um mercado
10
de electricidade mais competitivo. A Galp Energia não pode assegurar que será bem sucedida
na gestão do desenvolvimento do segmento de negócio Power e o insucesso neste segmento
poderá afectar negativamente a sua actividade, resultados operacionais e situação financeira.
Concorrência de outras empresas do sector do petróleo e gás em todas as áreas de
actividade.
Com excepção do segmento de negócio de Distribuição de Gás Natural, na qual a Galp Energia
detém actualmente o monopólio em determinadas regiões de Portugal ao abrigo de concessões
do Estado, a Galp Energia enfrenta concorrência em muitas áreas significativas da sua
actividade. No segmento de negócio de Exploração e Produção, a Galp Energia enfrenta
concorrência no que se refere à obtenção de licenças de exploração e desenvolvimento, à
aquisição de activos de exploração de petróleo ou à aquisição de outras sociedades de
exploração e produção ou de participações nessas sociedades. O segmento de negócio de
Refinação e Distribuição de Produtos Petrolíferos, na Península Ibérica, enfrenta também uma
forte concorrência, especialmente em Espanha, onde a Galp Energia pretende expandir a sua
actividade e onde existe uma saturação da rede de postos em determinadas regiões, bem
como a existência de concorrentes bem estabelecidos com elevadas quotas de mercado. Entre
os seus concorrentes estão empresas multinacionais ou empresas públicas dos sectores de
petróleo, gás e Power com recursos financeiros e experiência de operações internacionais
significativamente superiores às suas. Estas empresas poderão pagar um preço mais elevado
do que a Galp Energia por prospecções, licenças de exploração, campos de petróleo e activos
de retalho e comercialização, podendo afectar maiores recursos à avaliação e implementação
de oportunidades de crescimento. Consequentemente, a Galp Energia não pode garantir que a
concorrência não venha a afectar negativamente a sua actividade, situação financeira ou
resultados operacionais.
Determinados segmentos de negócio assentam num número limitado de grandes
clientes.
Um número relativamente reduzido de clientes contribui para uma percentagem significativa
das vendas dos segmentos de negócio de Refinação e Distribuição de Produtos Petrolíferos e
de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural. A Galp Energia não pode assegurar que, no
futuro, os seus clientes continuem a comprar os seus produtos em quantidades equivalentes
às actuais ou que continuem mesmo a comprá-los. A perda de um ou mais dos maiores
clientes da Galp Energia, sem que se verifique a sua substituição por novos clientes ou sem
que se verifique um aumento de volume de negócios com os clientes existentes, teria um
efeito adverso na actividade, situação financeira e resultados operacionais.
Litígio importante com as autarquias relativo a taxas municipais.
Diversas concessionárias da rede de distribuição de gás natural da Galp Energia (controladas
pela Galp Energia ou nas quais esta detém uma participação accionista significativa) são parte
em importantes litígios jus-tributários que envolvem várias autarquias, as quais reclamam o
pagamento de taxas locais, em virtude da utilização do subsolo municipal pela rede de
distribuição de gás natural. O montante global actualmente em litígio é de aproximadamente
21 milhões de Euros, montante este que se poderá tornar mais elevado caso outras autarquias
venham igualmente a reclamar tais pagamentos. Em 30 de Junho de 2006, encontrava-se
constituída uma provisão de 9,7 milhões de Euros. Apesar de a Galp Energia considerar que,
em certos casos, poderá ter direito à revisão dos respectivos contratos de concessão, não
pode garantir que tal será suficiente para cobrir os custos relacionados com a aplicação das
taxas. Uma conclusão destes litígios em termos desfavoráveis para a Galp Energia poderia
encorajar outros municípios a reclamarem o pagamento de tais taxas, o que representaria um
11
aumento significativo dos custos de distribuição do gás natural que a Galp Energia poderia não
conseguir repercutir nos clientes. Assim, resultados desfavoráveis nestes litígios contra
determinadas autarquias poderiam afectar adversamente, de forma significativa, a actividade,
resultados operacionais e situação financeira da Galp Energia. Para informações mais
pormenorizadas sobre estes litígios, vide “Acções Judiciais e Arbitrais” infra.
Dependência de concessões, autorizações e licenças concedidas pelo Estado.
Parte da actividade da Galp Energia (principalmente o segmento de negócio de
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural e o segmento de negócio de Distribuição de Gás
Natural) está sujeita a concessões, autorizações e licenças. Os contratos de concessão e
licenças permitem o exercício de actividades por longos períodos o que implica investimentos
de longo prazo, prevendo consequentemente sistemas de compensação concebidos para
salvaguardar a recuperação dos investimentos efectuados. Consequentemente, a recuperação
desses investimentos está condicionada à definição e estabilidade desses quadros legais e
regulamentares no curto, médio e longo prazo, sobre os quais a Galp Energia não tem
qualquer controlo. Do mesmo modo, a Galp Energia poderá vir a necessitar de outras
concessões, autorizações ou licenças do Estado para o exercício da sua actividade,
nomeadamente no segmento de negócio de Power. A estabilidade do actual enquadramento
legal e regulamentar poderá ser afectada por requisitos sociais, políticos ou económicos
supervenientes, o que poderá provocar alterações imprevistas nos planos de actividades da
Galp Energia e até afectar o retorno de investimentos de longo prazo. Por outro lado, as
concessões podem ser objecto de cessação antecipada em determinadas circunstâncias. Em
geral, o incumprimento de um contrato de concessão pode determinar a cessação da mesma e
a execução de garantias ou cauções que tenham sido prestadas pela concessionária. As
distribuidoras de gás natural em Portugal, nas quais se incluem sociedades controladas ou
meramente participadas pela Galp Energia, exercem a sua actividade com base em contratos
de concessão celebrados com o Estado, que cessam em 2035 para a Beiragás - Companhia de
Gás das Beiras, S.A. (“Beiragás”) e Tagusgás – Empresa Gás do Vale do Tejo, S.A.
(“Tagusgás”) e em 2028 para as outras distribuidoras (Lisboagás GDL – Sociedade
Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A. (“Lisboagás”), Setgás – Sociedade de Produção e
Distribuição de Gás, S.A. (“Setgás”) e Lusitaniagás – Companhia de Gás do Centro, S.A.
(“Lusitaniagás”) e através de licenças de exploração com a duração de 20 anos, que cessam
entre 2024 e 2026, para as instalações autónomas de recepção, armazenamento e
regaseificação de gás natural liquefeito (“UAG”), embora possam vir a ser prorrogados pelo
Estado. Com a cessação dos contratos de concessão, os activos da concessão reverterão para
o Estado, contra uma indemnização de montante equivalente ao valor líquido de balanço dos
activos. A denúncia de qualquer destas concessões ou a sua não prorrogação, quando
caducarem, poderão ter um efeito particularmente negativo nos resultados operacionais e
situação financeira no futuro. É expectável que estes contratos de concessão sejam alterados
no prazo de um ano desde a entrada em vigor do Decreto-Lei n.º 140/2006, de 26 de Julho
(vide “Legislação que Regula a Actividade do Emitente” infra).
Normas ambientais, de qualidade e segurança muito rigorosas de que resultam custos
relativos ao respectivo cumprimento podem afectar negativamente a actividade,
situação financeira e resultados da Galp Energia.
As operações da Galp Energia estão sujeitas a inúmeras leis e regulamentos ambientais, cada
vez mais rigorosos, que se relacionam com a protecção da saúde, segurança e com o ambiente,
incluindo, por exemplo, os relativos a emissões e a tratamento e remoção de resíduos. Além
disso, a Galp Energia tem de obter e cumprir as licenças para as operações causadoras de
emissões e descarga de poluentes e para o manuseamento de substâncias perigosas ou
tratamento e remoção de resíduos. Também da aquisição, titularidade ou exploração de
12
imóveis ou actividades poderá decorrer responsabilidade ambiental. Contudo, a Galp Energia
está convicta de que está a cumprir a actual legislação aplicável e as licenças relevantes em
todos os países onde opera. À medida que as leis e os regulamentos ambientais se tornam
mais rigorosos, o montante e programação dos custos futuros necessários para manter um
cumprimento substancial poderá variar significativamente em relação aos actuais níveis e
poderá ter um efeito negativo na disponibilidade de fundos para investimentos ou outros fins.
Na medida em que o custo do cumprimento aumente e a Galp Energia não possa transferir os
aumentos futuros para os seus clientes, tais aumentos poderão ter um efeito negativo nos
resultados operacionais e situação financeira.
Prevê-se que a preocupação com as alterações climatéricas e a transposição da Directiva
2003/87/CE, de 13 de Outubro, relativa ao comércio de licenças de emissão de gases com efeito
de estufa da UE, assim como a proposta emitida pela Comissão Europeia, em Outubro de 2003,
para um novo quadro do registo, avaliação, autorização e restrição de produtos químicos
(“RAAPQ”), venham a estar entre as questões ambientais mais significativas que poderão
afectar as operações no futuro. Prevê-se que as alterações climatéricas e as questões da troca
de emissões venham a ter, directa ou indirectamente, um impacto em todas as actividades de
produção e na competitividade das diferentes tecnologias e combustíveis. Prevê-se ainda que
a proposta RAAPQ venha a ter um impacto, directo ou indirecto, na actividade de refinação de
petróleo. Além disso, algumas das instalações industriais da Galp Energia estão sujeitas a
controlo de emissões de gases poluentes, devendo obter licenças anuais para efectuar tais
emissões. Foram concedidas à Galp Energia licenças de emissões de CO2 para o período de
2005 a 2008, que se crêem suficientes para fazer face às respectivas necessidades. Todavia, a
Galp Energia não pode que garantir que as licenças obtidas sejam efectivamente suficientes
nem que venha a obter licenças suficientes para o período posterior a 2008, caso em que terá
que proceder à aquisição de licenças adicionais, a preços de mercado, o que poderá afectar a
sua actividade e resultados operacionais.
Algumas das instalações têm sido e continuarão a ser objecto de descontaminação de modo a
dar cumprimento aos requisitos dos regulamentos da UE e à responsabilidade pela
preservação do ambiente. Para este efeito, a Galp Energia tem contabilizado, em 30 de Junho
de 2006, uma provisão de 7,1 milhões de Euros, designadamente para a descontaminação das
refinarias do Porto e Sines, assim como das instalações do aeroporto Sá Carneiro, no Porto.
Futuramente, a Galp Energia prevê suportar outros custos que, na presente data, não podem
ser quantificados com a descontaminação de determinados activos, não podendo excluir a
hipótese de contaminações que actualmente desconhece poderem, uma vez identificadas,
exigir esforços de descontaminação significativos, que poderão ter como consequência custos
elevados com um efeito negativo nos seus resultados operacionais e situação financeira. Para
mais informações, vide “Legislação Que Regula a Actividade do Emitente” infra.
Parte das licenças para exploração das estações de serviço caducaram.
As licenças necessárias à exploração de cerca de 181 estações de serviço da Galp Energia
caducaram. A Galp Energia está a negociar as respectivas renovações, mas não é possível
prever o tempo necessário à sua obtenção. Embora a Galp Energia não preveja que este facto
venha a causar perturbação às suas operações, a concessão ou renovação de licenças pode
eventualmente estar sujeita a certas condições que envolvam custos adicionais e possam ter
um impacto negativo nas actividades e resultados operacionais.
Incumprimento de requisitos necessários à obtenção de subsídios ou reembolso de
subsídios já concedidos.
Uma parte dos investimentos passados e futuros, particularmente nos segmentos de negócio
de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural, Distribuição de Gás Natural e Power foram, ou
13
espera-se que venham a ser, parcialmente financiados por subsídios governamentais. A
concessão de subsídios está sempre condicionada ao cumprimento, pela Galp Energia, de
diversos requisitos, os quais podem estar relacionados, nomeadamente, com o processo que
utiliza para seleccionar os empreiteiros, o programa de implementação, determinadas
especificações ambientais, de segurança, laborais, técnicas ou outras respeitantes ao
funcionamento ou manutenção de um determinado projecto. O incumprimento de qualquer das
condições ou critérios aplicáveis poderá implicar a perda do direito a determinado subsídio e,
em determinados casos, o reembolso de montantes recebidos. Acresce que, não obstante ter
sido atribuída à Galp Energia a elegibilidade de um determinado projecto, esta pode não
conseguir obter, uma vez implementado o projecto, em tempo oportuno, a totalidade ou parte
dos fundos das autoridades competentes. A recusa, o não pagamento ou a posterior revogação
de um subsídio poderão ter um efeito particularmente negativo na actividade, resultados
operacionais ou situação financeira da Galp Energia.
Alterações dos impostos e tarifas que incidem sobre a actividade.
A Galp Energia opera em diversos países em todo o mundo e qualquer um deles poderá alterar
a sua legislação fiscal, afectando negativamente os resultados da Galp Energia. Além disso, a
Galp Energia está sujeita, nomeadamente, a impostos sobre o rendimento de pessoas
colectivas, impostos sobre a energia, impostos sobre os rendimentos do petróleo, sobretaxas
alfandegárias e impostos sobre o consumo, podendo qualquer um deles afectar os seus
resultados. Por outro lado, a Galp Energia está exposta a alterações dos regimes fiscais
relativos a royalties e impostos que incidem na exploração e produção de petróleo bruto e gás.
Eventuais alterações significativas nos regimes fiscais de países onde opera ou no nível de
royalties de produção a pagar poderão ter um efeito particularmente negativo nos resultados
operacionais e situação financeira.
Acresce que, ao determinar ou alterar as tarifas aplicáveis às actividades da Galp Energia, em
particular a tarifa de venda de gás natural aos clientes pela comercializadora de último recurso,
as tarifas de armazenamento e transporte de gás natural e regaseificação de gás natural
liquefeito (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural”
infra), a ERSE poderá não ter em consideração todos os efeitos das variações do preço de
compra do gás natural e outros factores que afectam a rendibilidade da Galp Energia (para
mais informações vide “Factores de Risco – O mercado português de gás natural vai ser
liberalizado num futuro próximo o que pode ter um efeito negativo na actividade da Galp
Energia” e “Factores de Risco – Os novos regulamentos aprovados pela ERSE poderão ter um
efeito negativo na actividade da Galp Energia” supra). Desta forma, quaisquer alterações
adversas em tais tarifas, incluindo alterações aos custos que a Galp Energia possa afectar a
custos de exploração ao abrigo das tarifas aplicáveis à comercialização de produtos da Galp
Energia, tais como investimentos, custos de matéria-prima, incentivos de redução de custos e
factores de eficiência poderá afectar negativamente a sua actividade, situação financeira ou
resultados operacionais (para mais informações vide “Legislação Que Regula a Actividade do
Emitente” infra).
A procura de produtos petrolíferos, gás natural e electricidade pode ser influenciada
negativamente pelo clima.
A procura de determinados produtos petrolíferos, electricidade e gás natural está
estreitamente relacionada com as condições climatéricas, especialmente a temperatura. Dado
que uma parte significativa do consumo de gás natural, nos meses de Inverno, se relaciona
com a produção de electricidade e calor e, nos meses de Verão, com a produção de
electricidade, Invernos relativamente quentes e Verões relativamente frios poderão ter um
impacto negativo nos resultados operacionais da Galp Energia. Em geral, verifica-se uma
14
maior procura durante os meses frios de Outubro a Março e uma menor procura durante os
meses quentes de Abril a Setembro. O mesmo se pode dizer relativamente aos produtos de
GNL, cuja procura é mais acentuada no Inverno do que no Verão.
Por sua vez, as actividades de gás natural são sensíveis, embora indirectamente, aos níveis de
pluviosidade. Os clientes que actuam no sector de produção de energia eléctrica
representaram, em 2005, 48% das vendas do segmento de negócio de Aprovisionamento e
Venda de Gás Natural. Estes clientes têm uma menor procura e menores necessidades de gás
natural quando os níveis de hidraulicidade são elevados, dado que são igualmente capazes de
produzir electricidade a partir de centrais hidroeléctricas a preços competitivos. Actualmente,
os contratos com estes clientes prevêem a obrigação de compra e o pagamento de
determinadas quantidades mínimas de gás natural, independentemente de essas quantidades
serem efectivamente entregues (contratos de take or pay).
Parte das actividades estão expostas a riscos políticos, regulamentares e económicos.
As actividades de exploração e produção localizam-se em países fora da Europa, com
economias em desenvolvimento, ambientes políticos ou sistemas jurídicos que atravessaram
situações de instabilidade. A Galp Energia também recorre a gás natural proveniente da
Argélia e da Nigéria para o seu negócio de gás natural e comercializa os seus produtos
petrolíferos nos países de expressão portuguesa. Consequentemente, uma parte dos
resultados da Galp Energia tem, e terá cada vez mais, origem, ou depende de países onde as
actividades estão expostas a riscos económicos e políticos, incluindo a expropriação e a
nacionalização de activos, aumentos de impostos e royalties, estabelecimento de limites de
produção e volumes de exportação ou importação, renegociação obrigatória de contratos,
atrasos de pagamento, restrições cambiais, conflitos civis e actos de guerra e terrorismo. Em
especial, eventuais alterações legislativas em questões como a atribuição de participações de
exploração e produção, a imposição de obrigações específicas de perfuração e exploração,
restrições à produção e exportações, controlo de preços, medidas ambientais, controlo sobre o
desenvolvimento e abandono de campos de exploração e instalações e riscos associados a
alterações dos regimes e políticas de governo local poderão afectar negativamente o segmento
de negócio de Exploração e Produção. Acresce que, em determinados países onde a Galp
Energia desenvolve a sua actividade, poderá ser difícil repatriar fundos. Embora a Galp
Energia não tenha tido interrupções decorrentes de instabilidade económica ou política no
passado, eventuais interrupções futuras poderão afectar negativamente a sua actividade,
situação financeira e resultados operacionais.
O ambiente negocial em alguns países onde a Galp Energia desenvolve as suas actividades
carece de uma regulação apropriada e a cultura empresarial vigente não reflecte totalmente as
normas que prevalecem na Europa Ocidental. É convicção da Galp Energia que, em todos os
países onde opera, preconiza as normas internacionais na mesma medida que a maioria das
outras empresas internacionais de petróleo e gás natural que operam nas mesmas regiões. No
entanto, eventuais irregularidades que sejam descobertas ou simplesmente alegadas, poderão
ter um efeito adverso na capacidade da Empresa desenvolver as suas operações.
A exploração de petróleo envolve numerosos riscos, incluindo o risco de não se
encontrarem reservas de petróleo comercialmente produtivas.
A produção futura depende do êxito em encontrar e desenvolver ou adquirir outras reservas
de petróleo provadas. A Galp Energia ou as parcerias em que esta participa estão a proceder a
explorações em Angola e no Brasil, em locais onde as condições ambientais podem constituir
um desafio e os custos podem ser elevados. O custo de exploração, desenvolvimento e
operação de poços é frequentemente incerto. Como consequência, os custos poderão exceder
as estimativas ou a Galp Energia pode ter de reduzir, atrasar ou cancelar operações de
15
exploração e desenvolvimento em virtude de diversos factores, nomeadamente, condições de
perfuração inesperadas, irregularidades em formações geológicas, falhas de equipamento ou
acidentes, condições climatéricas adversas, cumprimento de requisitos governamentais e
escassez ou atrasos na disponibilidade de sondas de perfuração e na entrega de equipamento.
A actividade de perfuração global ou actividade de perfuração numa área de desenvolvimento
em particular poderá não ser bem sucedida na medida em que a Galp Energia poderá não
encontrar Jazidas comercialmente produtivas. Por exemplo, em 2004, a Galp Energia
contabilizou uma provisão de 31,9 milhões de Euros para reflectir a probabilidade de um bloco
em Angola não possuir reservas de petróleo comerciáveis. Adicionalmente, a Galp Energia
detém, em geral, uma participação minoritária ou de 50% nas parcerias para fins de
exploração e produção de petróleo, não estando pois em condições de tomar decisões
unilaterais no que respeita a esses negócios. Uma vez que os interesses da Galp Energia e dos
seus parceiros nem sempre serão coincidentes poderão surgir desacordos relativamente à
produção dos campos e instalações de transporte aos mesmos associadas, que impeçam a
Galp Energia de captar todo o potencial da sua participação. A Galp Energia não pode
assegurar que seja bem sucedida nas suas actividades de exploração e desenvolvimento ou na
aquisição de licenças de compra de blocos com reservas provadas ou que, se for bem sucedida,
as descobertas ou compras resultantes sejam suficientes para repor as suas actuais reservas
ou cobrir os custos de exploração. Se não for bem sucedida, não atingirá os seus objectivos de
produção e o total das suas reservas provadas reduzir-se-á, o que terá um efeito negativo nos
resultados operacionais e situação financeira no futuro.
Os dados relativos a reservas de petróleo apresentados no presente Prospecto são
meras estimativas que podem ser significativamente diferentes das quantidades de
reservas de petróleo e gás efectivamente obtidas.
Os dados relativos a reservas constantes do presente Prospecto constituem meras estimativas
e não devem ser tidos como quantidades exactas. Há inúmeras incertezas inerentes à
estimativa de quantidades de reservas provadas, taxas de produção futuras e prazos para
investimento em desenvolvimento. A fiabilidade das estimativas de reservas provadas depende
de diversos factores, pressupostos e variáveis, muitos dos quais são independentes do
controlo da Galp Energia, nomeadamente:
• A qualidade e quantidade de dados geológicos, técnicos e económicos disponíveis;
• O facto de as normas fiscais e outra regulamentação governamental, condições contratuais,
preços do petróleo, gás e outros permanecerem ou não inalterados relativamente à data em
que as estimativas foram efectuadas;
• O desempenho de produção futura das suas reservas.
Os resultados efectivos de exploração, avaliação e produção após a data das estimativas
poderão resultar numa revisão substancial em baixa daquelas. Qualquer ajustamento neste
sentido poderá levar a uma produção futura inferior e a maiores encargos de amortizações,
afectando negativamente a actividade, situação financeira, resultados operacionais e
perspectivas futuras. Para maior desenvolvimento sobre as reservas provadas vide Panorâmica
Geral de Actividades infra.
Financiamento de investimentos programados.
A actividade da Galp Energia requer a realização de investimentos significativos,
nomeadamente nos seus segmentos de negócio, bem como para a satisfação das obrigações
decorrentes da legislação ambiental. A Galp Energia prevê financiar uma parte substancial
desses investimentos com cash flows gerados pelas suas actividades operacionais. Todavia, se
as suas actividades não gerarem fundos suficientes, a Galp Energia poderá recorrer a uma
16
maior percentagem de financiamento externo para realizar investimentos programados,
incluindo empréstimos bancários e emissão de títulos de dívida ou de outros valores
mobiliários nos mercados de capitais. Porém, a Galp Energia não pode garantir que conseguirá
os financiamentos necessários para fazer face aos investimentos programados ou que os
mesmos tenham condições aceitáveis. Não sendo possível a obtenção do financiamento
necessário, a Galp Energia poderá ter de reduzir os investimentos programados, redução essa
que poderá afectar a capacidade de a Galp Energia expandir a sua actividade e afectar
negativamente a sua situação financeira ou resultados operacionais.
A estratégia de crescimento, em parte através de aquisições, expõe a Galp Energia a
determinados riscos.
A estratégia de crescimento da Galp Energia tem sido implementada, em parte, através de
aquisições. As aquisições mais significativas, em 2004 e 2005, incluíram a aquisição da BP
Enértica, S.A. (“BP Enértica”) em Espanha, dos direitos de prospecção de 50 blocos de
exploração localizados no Brasil e da totalidade do capital social da Empresa Petróleos de
Valência, S.A., a proprietária do Parque de Armazenagem do Terminal de Valência (“Ptroval”).
Para uma descrição pormenorizada das recentes aquisições significativas, vide Análise da
Exploração e da Situação Financeira infra.
A Galp Energia procura, continuamente, oportunidades para reforçar as operações nas suas
regiões onde detém vantagens competitivas, quer através de crescimento orgânico, quer
através de novas aquisições. Em geral, as aquisições requerem esforços de gestão e custos
financeiros significativos, nomeadamente:
• A necessidade de avaliar de forma precisa as actividades, activos e passivos do negócio ou
empresa a ser adquirida;
• A necessidade de integrar a infra-estrutura da sociedade adquirida, incluindo os sistemas de
gestão de informação e os sistemas de gestão de risco e de activos e passivos;
• A resolução das questões legais, regulamentares, contratuais ou laborais decorrentes da
aquisição que estejam por solucionar;
• A integração da comercialização, serviço ao cliente e ofertas de produtos; e
• A integração de culturas empresariais e de gestão diferentes.
Não pode haver garantias de que as aquisições passadas e futuras sejam bem sucedidas, de
que a Galp Energia seja capaz de identificar alvos de aquisição atractivos, de que as empresas
adquiridas sejam integradas com sucesso no Grupo Galp Energia ou de que as poupanças de
custos e oportunidades de criação de receitas esperadas venham a realizar-se. Do mesmo
modo, não pode haver garantias de que as parcerias e cooperações existentes ou futuras
sejam bem sucedidas e de que os objectivos estratégicos prosseguidos sejam efectivamente
atingidos. Em particular, eventuais problemas comerciais ou de outro tipo, com que deparem
os parceiros da Galp Energia, poderão afectar negativamente a Galp Energia.
Por outro lado, a integração e consolidação das operações, pessoal e sistemas de informação
resultantes de operações de aquisição requerem a dedicação de recursos de gestão que podem
desviar a atenção da actividade do dia-a-dia e perturbar actividades operacionais. Estas
dificuldades poderão ser agravadas pela necessidade de coordenação de entidades
geograficamente separadas.
Caso a Galp Energia não seja bem sucedida na implementação da sua estratégia de aquisição
e se algumas ou todas as suas aquisições, parcerias ou cooperações existentes ou futuras se
revelarem mal sucedidas, a sua actividade, situação financeira e resultados operacionais
poderão ser afectados negativamente.
17
Problemas operacionais e/ou tecnológicos podem atrasar ou impedir o avanço dos
projectos em curso e programados.
A evolução da actividade da Galp Energia tem sido, em parte, realizada através do
crescimento orgânico, nomeadamente mediante investimentos em projectos concebidos para
melhorar a sua posição competitiva, tais como a requalificação das instalações e o
alargamento da oferta de produtos. Poderão ocorrer problemas operacionais e tecnológicos,
quer com a Galp Energia, quer com os seus parceiros contratuais, que poderão atrasar ou
impedir o avanço dos projectos em curso e programados e produzir um efeito particularmente
negativo nos resultados operacionais e situação financeira da Galp Energia.
As actividades da Galp Energia implicam riscos operacionais significativos, alguns dos
quais poderão não estar segurados ou não ser passíveis de seguro, podendo causar
interrupções e prejuízos substanciais.
As actividades petrolíferas, químicas e de gás natural envolvem perigos significativos, estando
sujeitas a riscos que, em geral, se relacionam com a exploração, a produção e a refinação de
petróleo. Estes riscos incluem explosões, incêndios, avaria de equipamento e outros que
podem acarretar danos corporais, morte, danos patrimoniais e ambientais. Paralelamente, as
actividades estão sujeitas a incertezas relacionadas com as características físicas dos campos
petrolíferos. A exploração offshore, em particular, está sujeita a inúmeros perigos, incluindo a
viragem da plataforma, colisão, mau tempo e poluição ambiental. Por outro lado, a exploração
de complexos de refinaria e petroquímica e sistemas de oleodutos e gasodutos, instalações de
armazenamento e carga e descarga sujeitam a Galp Energia aos riscos inerentes a essas
actividades, tais como dificuldades mecânicas, rebentamentos, falhas ou atrasos em entregas
ou equipamentos. Apesar de manter uma cobertura de seguros que considera, de acordo com
a prática no sector e com a legislação aplicável, adequada às suas actividades, em
determinadas circunstâncias os seguros de que a Galp Energia dispõe poderão não cobrir, ou
não ser adequados para cobrir adequadamente, as consequências de determinados sinistros
ou poderá não existir cobertura disponível. Acresce que a Galp Energia não pode assegurar a
possibilidade de manter, no futuro, uma cobertura de seguros adequada a preços que
considere razoáveis. Qualquer sinistro que não esteja inteiramente coberto através de seguros
poderá ter um efeito particularmente negativo nos resultados operacionais e situação
financeira da Galp Energia.
As actividades de trading podem resultar em prejuízos.
A Galp Energia efectua transacções no mercado de derivados, tendo estabelecido
procedimentos destinados a limitar a sua exposição aos riscos relacionados com as operações
que realiza, periodicamente, nos mercados de commodities relacionadas com a sua actividade.
Todavia, não existem garantias de que não venha a sofrer prejuízos em resultado de
movimentos adversos nos preços das matérias-primas ou de outros factores que afectem as
suas posições (vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira” infra).
A incapacidade de proteger eficazmente as suas marcas e a ocorrência de eventos com
efeito negativo na reputação destas podem afectar negativamente o seu valor.
A Galp Energia acredita que as suas marcas representam um activo importante da sua
actividade. Por exemplo, a Galp Energia investiu significativamente no marketing dos novos
combustíveis de alto desempenho G-Force e na nova garrafa GPL Pluma. A incapacidade de
proteger adequadamente os seus direitos de propriedade intelectual associados às marcas
utilizadas na sua actividade poderá afectar negativamente a sua actividade e resultados
operacionais.
18
A Galp Energia acredita ainda que a manutenção da reputação das suas marcas e, bem assim,
do valor associado às mesmas é importante para o êxito da sua actividade. Contudo, não
existem garantias de que a estratégia de negócio e a sua execução atinjam este objectivo.
Acresce que a reputação e valor associados às marcas poderão ser negativamente afectados
por factos alheios ao controlo da Galp Energia, nomeadamente desastres ambientais ou a
conduta de terceiros (tais como os operadores franchisados de algumas das estações de
serviço). A erosão substancial da reputação das marcas e respectivo valor associado poderá
ter um efeito negativo na actividade, situação financeira e resultados operacionais.
A incapacidade de obtenção de licenças adequadas para a tecnologia pode afectar os
resultados operacionais e prejudicar as oportunidades de crescimento.
A tecnologia que a Galp Energia utiliza na sua actividade está sujeita a direitos de propriedade
industrial da titularidade de terceiros que são licenciados à Galp Energia. A Galp Energia
obteve estas licenças para a utilização daqueles direitos em conjunto com a compra ou a
locação do respectivo equipamento (em particular para equipamento ou processos utilizados
nas actividades de refinação, incluíndo processos químicos), tendo tais licenças um prazo
equivalente à vida útil do activo correspondente ou da locação. Os pagamentos de royalties
relacionados com a concessão destas licenças foram devidamente regularizados na totalidade
na data do seu vencimento. Contudo, não existem garantias de que a Galp Energia consiga
renovar ou obter novas licenças necessárias relativas a toda a tecnologia para desenvolver a
sua actividade, ou de o fazer em condições aceitáveis no futuro e, sendo esse o caso, a sua
actividade e resultados operacionais poderão ser negativamente afectados e/ou as suas
oportunidades de crescimento prejudicadas.
Perturbações laborais podem interferir e ter um efeito negativo na actividade,
situação financeira e resultados operacionais.
A Galp Energia está sujeita ao risco de conflitos laborais e de relações adversas com os
trabalhadores, podendo estas perturbar a sua actividade e afectar negativamente a sua
situação financeira e os seus resultados operacionais. Um número significativo dos
trabalhadores da Galp Energia é representado por sindicatos, sendo-lhes aplicáveis diversas
convenções colectivas de trabalho. Por exemplo, a maior parte dos trabalhadores da Galp
Energia das refinarias de Porto e Sines é abrangida pelo Acordo Colectivo de Trabalho aplicável
ao sector da indústria petrolífera, que entrou em vigor em 29 de Julho de 1979. Este acordo
tem sofrido alterações, a última das quais em 15 de Outubro de 2005. Em Abril de 2006, as
principais empresas do sector da indústria petrolífera chegaram a acordo com os sindicatos,
relativamente a salários e outras questões de origem pecuniária. A publicação destas
alterações está ainda pendente à data deste Documento de Registo de Acções. Os
trabalhadores do sector da distribuição de gás natural são abrangidos pelo Acordo Colectivo de
Trabalho que entrou em vigor em 4 de Maio de 2005 e cuja aplicação foi renovada até 3 de
Maio de 2007. No entanto, nem todos os trabalhadores sindicalizados estão abrangidos por
convenções colectivas de trabalho.
A Galp Energia ou as associações em que está integrada poderão não conseguir renegociar
satisfatoriamente as convenções colectivas, uma vez chegado o seu termo. Além disso, a
aplicação de convenções colectivas não impede que os trabalhadores recorram a greves o que
poderá ter um efeito negativo na actividade, situação financeira e resultados operacionais da
Galp. Existiu uma paralisação de trabalho, em resultado de greves, nas instalações de Sines,
durante dois dias em Fevereiro de 2004 e três dias em Junho de 2004. Apesar de não se
terem verificado, desde 2000, outros problemas relevantes com os sindicatos ou no contexto
de convenções colectivas de trabalho, a Galp Energia não pode assegurar que não se
19
verificarão conflitos laborais ou relações adversas com os trabalhadores no futuro. Para
informações mais pormenorizadas, vide Pessoal infra.
Obrigações resultantes de planos de pensões de benefício definido podem resultar
em prejuízos futuros
À data de 31 de Dezembro de 2005, a Galp Energia mantinha vários planos de pensões de
benefício definido, que abrangem, aproximadamente, 39,6% dos seus trabalhadores activos.
Ao abrigo dos planos de pensões, os benefícios a atribuir são calculados como complemento à
pensão de segurança social, com base nos anos de serviço e último salário. Os principais
riscos relacionados com a contabilização de pensões respeitam, geralmente, aos resultados
dos activos do plano de pensões, bem como à taxa de desconto utilizada para avaliar o valor
actual de pagamentos futuros. As responsabilidades com pensões são susceptíveis de colocar
uma forte pressão sobre os cash flows da Empresa. Em particular, caso se verifique uma falta
de recursos nos fundos de pensões, a Galp Energia poderá ser obrigada a fazer contribuições
adicionais para esses fundos, o que poderá ter um impacto negativo na sua actividade,
situação financeira e resultados operacionais. Para mais informações vide a secção relativa a
Pessoal infra. A 30 de Junho de 2006, os planos de benefício definido estavam financiados em
90% no seu conjunto, antes do financiamento referente ao ano de 2006.
A defesa em processos judiciais e arbitrais em curso pode determinar custos adicionais.
Actualmente, a Galp Energia é ré em vários processos judiciais relativos a acções cíveis,
administrativas, ambientais, laborais e fiscais. Estas acções envolvem um amplo leque de
questões e os valores reclamados são substanciais. O balanço consolidado da Galp Energia
inclui provisões, num total de 20,9 milhões de Euros (incluindo uma provisão de 9,7 milhões
de Euros para taxas municipais pela utilização do subsolo, vide “Litígio importante com as
autarquias relativo a taxas municipais supra e Acções Judiciais e Arbitrais” infra) à data de 30
de Junho de 2006, para perdas e despesas prováveis e razoavelmente estimáveis em que a
Galp Energia possa vir a incorrer com os processos judiciais em curso. Se um número
significativo de acções for imprevisivelmente objecto de decisão desfavorável para a Galp
Energia, o respectivo custo global poderá ter um efeito negativo na sua actividade, situação
financeira e resultados operacionais (vide “Acções Judiciais e Arbitrais” infra).
Riscos Relacionados com a estrutura accionista da Galp Energia
Os principais accionistas continuarão a controlar a orientação estratégica e os principais
actos sociais.
Após a conclusão da Oferta, os actuais accionistas da Galp Energia serão detentores de
aproximadamente 77% das acções, caso a opção de distribuição de lote suplementar seja
integralmente exercida, ou de aproximadamente 79% das acções, caso a opção de distribuição
de lote suplementar não seja exercida (vide “Principais Accionistas” e “Informação Adicional”
infra).
Os actuais accionistas elegeram os membros do actual Conselho de Administração para um
mandato que finda em 31 de Dezembro de 2007.
Actualmente, o Conselho de Administração da Galp Energia não cumpre a recomendação
número 6 do Regulamento n.º 7/2001 da CMVM pela qual os membros não executivos devem
incluir um número suficiente de membros independentes. Após a Oferta, os actuais accionistas
continuarão a controlar as decisões relacionadas com o negócio, com as linhas estratégicas e
20
com as actividades corporativas, incluindo a possibilidade de influenciar a Galp Energia em
operações de aquisição ou de venda de activos.
O Estado, directa ou indirectamente através da Parpública, irá manter a titularidade de
40.000.000 de acções da categoria A, que lhe conferem direito de veto relativamente a
decisões de particular importância (vide “Informação Adicional” infra).
Os accionistas Amorim Energia, ENI Portugal Investment S.p.A. (“ENI”) e Caixa Geral de
Depósitos, S.A. (“CGD”) são partes de um acordo parassocial, celebrado em 29 de Dezembro
de 2005 e objecto de quatro aditamentos um em 28 de Março de 2006, dois em 6 de
Setembro de 2006 e um último aditamento em 28 de Setembro de 2006 (“Acordo
Parassocial”), que versa sobre a indisponibilidade temporária de acções e estabelece
limitações à sua venda a terceiros, prevendo, nomeadamente a atribuição de direitos de
preferência. O Acordo Parassocial estabelece ainda regras sobre a composição dos órgãos
sociais da Galp Energia e de certas sociedades controladas por esta, bem como sobre o
exercício do direito de voto, a distribuição de resultados e a mudança do controlo accionista,
entre outras disposições (vide “Órgãos de Administração e de Fiscalização e Quadros
Superiores” e “Principais Accionistas” infra).
21
DEFINIÇÕES
Salvo indicação em contrário, os termos utilizados no presente Documento de Registo de Acções
têm o seguinte significado:
“Acções”
173.388.769 acções ordinárias representativas de
20,91% do capital social da Galp Energia, SGPS,
S.A. objecto de Oferta
“API”
American Petroleum Institute
“Beiragás”
Beiragás – Companhia de Gás das Beiras, S.A.
“Cepsa”
Compañia Española de Petroleos, S.A.
“CLC”
Companhia Logística de Combustíveis, S.A.
“CLH”
CLH – Compañia Logística de Hidrocarboros, S.A.
“CMVM”
A Comissão do Mercado de Valores Mobiliários
“CNE”
Comisión Nacional de Energia. É a entidade
reguladora do sector da energia em Espanha
“Cód.VM”
O Código dos Valores Mobiliários, aprovado pelo
Decreto-Lei n.º 486/99, de 13 de Novembro, com
as alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º
61/2002, de 20 de Março, pelo Decreto-Lei n.º
38/2003, de 8 de Março (rectificado pela Declaração
de Rectificação 5-C/2003, de 30 de Abril), pelo
Decreto-Lei n.º 107/2003, de 4 de Junho, pelo
Decreto-Lei n.º 183/2003, de 19 de Agosto, pelo
Decreto-Lei n.º 66/2004, de 24 de Março, e pelo
Decreto-Lei n.º 52/2006, de 15 de Março
(rectificado pela Declaração de Rectificação n.º
21/2006, de 30 de Março)
“Contrato de Venda Directa”
O International Purchase Agreement a celebrar
entre a Parpública, a Galp Energia e os
Coordenadores Globais e demais Bancos integrantes
do Sindicato de Venda Directa
“Coordenadores Globais”
Caixa – Banco de Investimento, S.A., Banco Espírito
Santo de Investimento, S.A., Merrill Lynch
International e Morgan Stanley
“CSC”
O Código das Sociedades Comerciais, aprovado pelo
Decreto-Lei n.º 286/86, de 2 de Setembro, com as
alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 184/87,
de 21 de Abril, pelo Decreto-Lei 280/87, de 8 de
Julho, pelo Decreto-Lei n.º 229-B/88, de 4 de Julho,
pelo Decreto-Lei n.º 142-A/91, de 10 de Abril, pelo
22
Decreto-Lei n.º 20/93, de 26 de Janeiro, pelo
Decreto-Lei n.º 261/95, de 3 de Outubro, pelo
Decreto-Lei n.º 328/95, de 9 de Dezembro, pelo
Decreto-Lei n.º 257/96, de 31 de Dezembro, pelo
Decreto-Lei n.º 343/98, de 6 de Novembro, pelo
Decreto-Lei n.º 486/99, de 13 de Novembro, pelo
Decreto-Lei n.º 36/2000, de 14 de Março, pelo
Decreto-Lei n.º 237/2001, de 30 de Março, pelo
Decreto-Lei n.º 162/2002, de 11 de Julho, pelo
Decreto-Lei n.º 107/2003, de 4 de Junho, pelo
Decreto-Lei n.º 88/2004, de 20 de Abril (rectificado
pela Declaração de Rectificação n.º 52/2004, de 17
de Junho), pelo Decreto-Lei n.º 19/2005, de 18 de
Janeiro, pelo Decreto-Lei n.º 111/2005, de 8 de
Julho, pelo Decreto-Lei n.º 52/2006, de 15 de Março
(rectificado pela Declaração de Rectificação n.º
21/2006, de 31 de Março), pelo Decreto-Lei n.º 76A/2006, de 29 de Março (rectificado pela Declaração
de Rectificação n.º 28-A/2006, de 26 de Maio)
“CVM”
A Central de Valores Mobiliários
“Decreto-Lei”
O Decreto-Lei n.º 166/2006, de 14 de Agosto, que
aprova a 4ª fase do processo de reprivatização da
Galp Energia, SGPS, S.A.
“DGGE”
Direcção Geral de Geologia e Energia
“Documento de Registo de Acções”
O presente documento, aprovado pela CMVM em 8
de Outubro de 2006, que, em conjunto com a Nota
sobre as Acções e com o Sumário, constitui o
Prospecto
“Duriensegás”
Duriensegás – Sociedade
Natural do Douro, S.A.
“EDP”
EDP – Energias de Portugal, S.A.
“EMPL”
EMPL – Europe Maghreb Pipeline, Ltd
“ENI”
ENI Portugal
Azioni)
“ENI SpA”
ENI S.p.A.
“ERSE”
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos em
Portugal
“Euro” ou “€”
A divisa dos Estados-Membros que participam na
terceira fase da União Económica Monetária
Europeia
“Eurolist by Euronext Lisbon”
O mercado regulamentado gerido pela Euronext
Investment,
Distribuidora
S.p.A.
de
Gás
(Societá
per
23
Lisbon
Sociedade
Regulamentados, S.A.
Gestora
de
Mercados
“Euronext Lisbon”
A Euronext Lisbon – Sociedade Gestora de Mercados
Regulamentados, S.A.
“Galp Energia”, “Emitente”, “Sociedade”
ou “Empresa”
A Galp Energia, SGPS, S.A. individualmente ou
em conjunto com as suas participadas sujeitas a
consolidação, consoante o
que resultar do
respectivo contexto
“GDP”
GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A.
“Grupo Galp Energia”
O conjunto de sociedades composto pela Galp
Energia, SGPS, S.A. e as suas participadas sujeitas
a consolidação, excepto se resultar o contrário do
respectivo contexto
“Interbolsa”
A Interbolsa - Sociedade Gestora de Sistemas de
Liquidação e de Sistemas Centralizados de Valores
Mobiliários, S.A.
“Lisboagás”
Lisboagás GDL – Sociedade Distribuidora de Gás
Natural de Lisboa, S.A.
“Lusitaniagás”
Lusitaniagás – Companhia de Gás do Centro, S.A.
“Nota sobre as Acções”
A nota sobre as acções, elaborada nos termos dos
n.ºs 2 e 4 do artigo 135.º-B do Cód.VM, datada de
Outubro de 2006, aprovada pela CMVM em 8 de
Outubro de 2006 e que, em conjunto com o
Documento de Registo de Acções e Sumário,
constitui o Prospecto
“Oferente” ou “Parpública”
Parpública – Participações Públicas (SGPS), S.A.
“Oferta”
A Oferta Pública de Venda e a Venda Directa
“Oferta Pública de Venda” ou “OPV”
A oferta pública de venda de 82.925.000 acções
representativas do capital social da Galp Energia,
SGPS, S.A., prevista no artigo 3.º do Decreto-Lei
“OPEP”
Organização dos Países Exportadores de Petróleo,
fundada em 1960 em resposta à crescente
produção global. Os membros fundadores da OPEP
foram a Arábia Saudita, o Kuwait, o Irão, o Iraque e
a Venezuela. Actualmente a OPEP tem 11 membros
com a inclusão do Qatar (1961), da Indonésia
(1962), da Líbia (1962), dos Emiratos Árabes
Unidos (1967), da Argélia (1969) e da Nigéria
(1971)
“Petrobrás”
Petrobrás – Petróleo Brasileiro, S.A.
24
“Petrogal”
Petróleos de Portugal – Petrogal, S.A.
“Portgás”
Portgás – Sociedade de Produção e Distribuição de
Gás, S.A.
“Prospecto”
O documento constituído pelo presente Documento
de Registo de Acções, pela Nota sobre as Acções e
pelo Sumário
“PSA (Production Sharing Agreement)”
Contratos de partilha de produção
“RCM1”
Resolução do Conselho de Ministros n.º 111/2006,
publicada em 12 de Setembro de 2006, que
estabeleceu parte das condições finais e concretas
da 4ª fase de reprivatização da Galp Energia, quer
no que se refere à oferta pública de venda, quer no
que se refere à venda directa
“RCM2”
Resolução do Conselho de Ministros aprovada em 4
de Outubro de 2006, que complementa as
condições finais e concretas da 4ª fase de
reprivatização da Galp Energia, ainda não publicada
“REN”
REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A.
“SEI”
Sistema Eléctrico Independente
“SEN”
Sistema Eléctrico Nacional
“SEP”
Sistema Eléctrico de Serviço Público
“Sessão
Especial
Regulamentado”
de
Mercado
Sessão especial realizada pela Euronext Lisbon,
destinada ao apuramento dos resultados da OPV
“Setgás”
Setgás – Sociedade de Produção e Distribuição de
Gás, S.A.
“Sociedades Elegíveis”
As sociedades que constam do Anexo ao Decreto Lei
“SPE”
Society of Petroleum Engineers
“Subsidiárias”
O conjunto de sociedades participadas da Galp
Energia sujeitas a consolidação
“Sumário”
O sumário que, em conjunto com o presente
Documento de Registo de Acções e com a Nota
sobre as Acções, constitui o Prospecto
“Tagusgás”
Tagusgás – Empresa Gás do Vale do Tejo, S.A.
“Trabalhadores da Galp Energia”
As pessoas que, de acordo com o disposto no artigo
25
15.º da Lei n.º 11/90, de 5 de Abril e n.º 2 do
artigo 3.º do Decreto-Lei, estejam ou tenham
estado ao serviço das Sociedades Elegíveis por mais
de três anos, excluindo aquelas cujo contrato de
trabalho tenha cessado em consequência de
processo disciplinar ou por sua própria iniciativa,
neste último caso quando tiverem passado a
exercer funções noutras sociedades com o mesmo
objectivo social de qualquer das Sociedades
Elegíveis
“Transgás”
Transgás – Sociedade Portuguesa de Gás Natural,
S.A.
“UE”
A União Europeia
“US$” ou “$”
Dólar norte-americano, a divisa oficial dos Estados
Unidos da América
“Venda Directa”
Operação de venda directa de 90.463.769 acções
representativas do capital social da Galp Energia,
SGPS, S.A., prevista no artigo 5.º do Decreto-Lei
“WPC (World Petroleum Council)”
Conselho Mundial do Petróleo. Organização não
governamental cujo objectivo é promover a gestão
das fontes mundiais de petroleo no benefício da
humanidade através da organização de congressos
internacionais
26
DECLARAÇÕES RELATIVAS AO FUTURO
Todas as declarações constantes deste Prospecto, com excepção das que respeitam a factos
históricos, constituem declarações relativas ao futuro, designadamente as declarações sobre a
situação financeira, receitas e rendibilidade (incluindo quaisquer projecções ou previsões
financeiras ou operacionais), estratégia empresarial, perspectivas, planos e objectivos de
gestão para operações futuras da Galp Energia. Estas declarações são muitas vezes, embora
nem sempre, expressas através do uso de palavras ou frases como “é provável”, “espera-se”,
“acredita-se”, “prevê-se”, “antecipa-se”, “estima-se”, “pretende-se”, “planeia-se”, “procurase”, “pode-se” e “perspectiva-se” ou outras expressões semelhantes. Estas declarações ou
quaisquer outras projecções contidas neste Prospecto envolvem factores de risco, conhecidos
e desconhecidos, que poderão determinar uma diferença significativa entre os resultados
efectivos da Galp Energia e os que resultam, expressa ou tacitamente, de tais declarações
relativas ao futuro, as quais se baseiam em convicções, pressupostos, estimativas, projecções
e expectativas presentes. Os factores que podem ter um efeito directo sobre os resultados da
Galp Energia incluem, designadamente:
•
•
•
•
•
Diminuição das margens dos produtos refinados;
•
•
•
•
Abrandamento do consumo nos mercados ibéricos de produtos petrolíferos e gás natural;
•
•
•
•
•
•
•
Resultados das actividades de exploração e produção de petróleo;
•
•
•
•
Condições climatéricas;
Variações no preço do petróleo bruto, do gás natural e dos produtos refinados;
Aumento da capacidade global de refinação e conversão;
Liberalização do mercado português de gás natural;
Dificuldades no desenvolvimento de novas oportunidades de negócio e outros problemas
operacionais;
Problemas ou atrasos no acesso ao petróleo bruto e ao gás natural;
Interrupções de produção nas refinarias;
Problemas ou atrasos na conclusão do novo projecto de reconversão na refinaria de Sines,
incluindo custos acima do orçamentado, ou a não obtenção dos resultados esperados em
virtude da mesma;
Aumento da concorrência e perda de grandes clientes;
Insucesso ou dificuldade de desenvolvimento das actividades no segmento de negócio Power;
Decisões desfavoráveis em processos judiciais relevantes;
Variações das taxas de câmbio;
Perdas associadas a actividades de trading e gestão de risco;
Alterações à legislação ambiental e impossibilidade ou incapacidade de cumprimento da referida
legislação;
Dificuldade de desenvolvimento de operações em mercados emergentes;
Perdas potenciais não cobertas por seguro; e
Ataques militares, actividades terroristas, catástrofes ou sabotagem deliberada.
Estes e outros factores são objecto de análise nas secções “Factores de Risco” do presente
Documento de Registo de Acções e da Nota sobre as Acções.
Não é possível avaliar o impacto de cada um desses factores na actividade da Galp Energia
nem em que medida esses factores ou conjunto de factores podem dar lugar a uma
divergência significativa entre os resultados efectivos da Galp Energia e os que, expressa ou
tacitamente, resultam das declarações relativas ao futuro. Estas declarações reportam-se
apenas à data em que são produzidas, podendo no futuro surgir novos factores que à data do
presente Documento de Registo de Acções não são previsíveis. A Galp Energia não assume
27
qualquer obrigação ou compromisso de divulgar quaisquer actualizações ou revisões de
qualquer declaração relativa ao futuro constante do Prospecto, de forma a reflectir alterações
supervenientes dos elementos em que se baseie, salvo se, entre a data de aprovação do
Prospecto e o fim do prazo da Oferta, for detectada alguma deficiência no Prospecto, ocorrer
qualquer facto novo ou se tomar conhecimento de qualquer facto anterior não considerado no
Prospecto, que seja relevante para o processo de tomada de decisão pelos destinatários da
Oferta, caso em que será requerida à CMVM a aprovação de adenda ou rectificação do
Prospecto. Tendo em consideração o acima exposto, os potenciais investidores deverão
ponderar cuidadosamente as declarações relativas ao futuro previamente à tomada de
qualquer decisão de investimento no âmbito da Oferta.
DADOS SECTORIAIS E DE MERCADO
O presente Prospecto contém informação relativa a mercados, nomeadamente à sua dimensão,
quotas, ambiente concorrencial, taxas de crescimento, preços médios e outros dados
relacionados com o sector e com a actividade da Galp Energia. Os referidos dados provêm das
seguintes fontes (a informação disponível ao público está assinalada com um asterisco (“*”)):
• Asociación Española de Operadores de Gases Licuados del Petróleo (“AOGLP”), designadamente
o mercado espanhol de Gás de Petróleo Liquefeito (“GPL”);
• * Asociación Española de Operadores de Produtos Petroliferos (“AOP”), em particular o
mercado espanhol de produtos petrolíferos;
• Association des Constructeurs Européens d’Automobiles (“ACEA”) – European Motor Vehicle
Parc 2004, de Janeiro de 2006, para o mercado automóvel português;
• Bloomberg L.P. (“Bloomberg”), em particular os preços dos crudes leves e pesados;
• * BP Statistical Review of World Energy, Junho 2006, nomeadamente o mercado petrolífero e o
mercado do gás natural;
• Catalist Ltd. (“Catalist), designadamente o mercado de retalho de produtos petrolíferos em
Portugal;
• * Comisión Nacional de Energia (“CNE”), nomeadamente o consumo de gás natural em
Espanha;
• * Comissão Europeia, em particular os dados macroeconómicos em Portugal;
• Comissão Europeia, ECFIN (Economic and Financial Affairs) – Statistical Annex of European
Economy, Spring 2006 (“EC Statistical Annex 2006”), para os dados macroeconómicos de
Portugal.
• * Corporación de Reservas Estratégicas de Produtos Petrolíferos (“CORES”), designadamente o
mercado espanhol de produtos petrolíferos;
• * Departamento Estatístico da Comissão Europeia (“Eurostat”), em particular os preços do gás
natural na Europa em Janeiro 2006 e as estimativas da população europeia;
• * Direcção Geral de Geologia e Energia (“DGGE”), designadamente o mercado petrolífero e do
gás natural em Portugal;
•
•
•
•
•
Economist Intelligence Unit, nomeadamente os dados macro-económicos;
HSB Solomon Associates, LLC (“Solomon”), indíce de complexidade de Solomon;
* Instituto Nacional de Estadística (“INE”), em particular os dados estatísticos de Espanha;
International Energy Agency (“IEA”), em particular as margens de refinação;
Oil and Gas Journal Worldwide Refining Survey, para a indústria de refinação em geral e
capacidade de refinação Ibérica;
• PFC Energy, nomeadamente dados macro económicos em Portugal e Espanha, o mercado de
produtos petrolíferos e indústria da refinação;
• Platts, um departamento da The MacGraw-Hill Companies, designadamente os preços do
petróleo e a margens de refinação;
28
• * Red Eléctrica de España (“REE”), em particular para o mercado espanhol de electricidade;
• * REN, em particular o mercado português de electricidade;
• * Relatório e Contas anual de 2005 da EDP – Energias de Portugal, S.A. (“EDP”),
designadamente o mercado português de electricidade;
• * Relatório e Contas anual de 2005 da Portgás – Sociedade de Produção e Distribuição de Gás,
S.A. (“Portgás”), em particular o mercado português de distribuição de gás natural;
• Roland Berger Data Bank, designadamente a produção mundial de petróleo;
• Wood Mackenzie Ltd. (“Wood Mackenzie”), nomeadamente o índice de complexidade de Nelson.
A Galp Energia analisa as suas quotas de mercado por comparação das suas vendas, baseadas em
informação interna, com os dados globais de mercado provenientes de fontes independentes. A
informação extraída de fontes externas, incluída neste Documento de Registo de Acções, foi
extraída das respectivas fontes tal como estava apresentada. Em determinados casos, a Galp
Energia obtém de fontes externas dados sectoriais e de mercado que são por si ajustados, de
acordo com as suas estimativas internas. A compilação, obtenção e a reprodução dos dados
sectoriais e de mercado provenientes de fontes externas, nomeadamente de publicações genéricas
ou sectoriais, não foram objecto de verificação por parte da Galp Energia, nem dos Coordenadores
Globais. A Galp Energia não pode assegurar a exactidão e a completude de tais dados, não
assumindo qualquer responsabilidade pela divulgação dos mesmos. De igual modo, apesar de a
Galp Energia confiar na qualidade das suas estimativas internas, estas não foram objecto de
verificação por fontes independentes e poderão não ser exactas.
29
DOCUMENTO DE REGISTO DE ACÇÕES
1.
1.1
RESPONSÁVEIS
Identificação
A forma e o conteúdo do presente Documento de Registo de Acções obedecem ao disposto no
Cód.VM, no Regulamento (CE) n.º 809/2004 da Comissão, de 29 de Abril de 2004, objecto da
rectificação publicada no Jornal Oficial n.º L 215, de 16 de Junho de 2004, e demais legislação
aplicável.
Nos termos dos artigos 149º e 243º do Cód.VM, são responsáveis pelo presente Documento de
Registo de Acções:
(a)
O Emitente
Galp Energia, SGPS, S.A., com sede na Rua Tomás da Fonseca Torre C, 1600-209
Lisboa.
(b)
Os membros do Conselho de Administração do Emitente
Presidente:
Francisco Luís Murteira Nabo
Vice-Presidente:
José António Marques Gonçalves
Vice-Presidente:
Giancarlo Rossi
Vogais:
Manuel Ferreira De Oliveira
André Freire de Almeida Palmeiro Ribeiro
Camillo Gloria
Angelo Taraborrelli
Marco Alverà
Massimo Giuseppe Rivara
Manuel Domingos Vicente*
Fernando Manuel dos Santos Gomes
João Pedro Leitão Pinheiro de Figueiredo Brito
Manuel Carlos Costa da Silva
Diogo Mendonça Rodrigues Tavares
Joaquim Augusto Nunes de Pina Moura
Alberto Maria Alberti*
Alberto Alves de Oliveira Pinto*
Pedro António do Vadre Castellino e Alvim*
* Já foi efectuado o pedido de registo junto da conservatória do registo comercial
competente, mas aguarda-se pelo mesmo.
(c)
O Oferente
Parpública – Participações Públicas (SGPS), S.A., com sede na Rua Laura Alves, n.º 4–
8º, 1050-138 Lisboa.
(d)
Os membros do Conselho de Administração do Oferente
Presidente:
João Manuel de Castro Plácido Pires
Vogal:
António José Gomes da Silva Albuquerque
Vogal:
Mário Alberto Duarte Donas
(e)
Os Titulares dos Órgãos de Fiscalização do Emitente
Membros do Conselho Fiscal (eleitos através de deliberação social unânime por escrito
de 5 Outubro de 2006, sendo que à data do presente prospecto não foi ainda efectuado
o pedido de registo junto da conservatória do registo comercial competente):
- Presidente:
Daniel Bessa Fernandes Coelho
30
- Vogal:
- Vogal:
- Suplente:
José Gomes Honorato Ferreira
José Maria Rego Ribeiro da Cunha
Amável Alberto Freixo Calhau.
Deloitte & Associados, SROC, S.A., inscrita na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas
sob o n.º 43 e na CMVM sob o n.º 231, representada por Dr. Jorge Carlos Batalha
Duarte Catulo inscrito na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o n.º 992, na
qualidade de actual Revisor Oficial de Contas do Emitente, nomeado por deliberação da
Assembleia Geral de 6 de Setembro de 2006.
Pedro Leandro e António Belém, Sociedade de Revisores Oficiais de Contas, S.A.,
inscrita na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o n.º 96, representada por
Pedro Manuel da Silva Leandro, inscrito na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob
o n.º 392, na qualidade de Fiscal Único do Emitente para o exercício de 2005.
Deloitte & Associados, SROC, S.A., inscrita na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas
sob o n.º 43 e na CMVM sob o n.º 231, representada por António Marques Dias inscrito
na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob n.º 562, na qualidade de Fiscal Único
do Emitente para os exercícios de 2004 e 2003.
(f)
A Deloitte & Associados, SROC, S.A. representada por António Marques Dias,
inscrita na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o n.º 43 e na CMVM sob o n.º
231, na qualidade de Auditor Externo responsável pela elaboração dos relatórios de
auditoria às contas consolidadas da Galp Energia relativas aos exercícios 2003, 2004 e
2005. A Deloitte & Associados, SROC, S.A. é igualmente responsável pela elaboração
de um relatório de auditoria às demonstrações financeiras consolidadas de 2004 e
2005 e de um relatório de exame simplificado às demonstrações financeiras
consolidadas em 30 de Junho de 2006 e para os semestres findos em 30 de Junho de
2006 e 2005, todos elaborados de acordo com as IFRS, e de um parecer de
procedimentos acordados relativo às contas consolidadas pró-forma do exercício de
2005 e do primeiro semestre de 2006. A Deloitte & Associados, SROC, S.A. é também
responsável pela elaboração do relatório relativo à suficiência do fundo de maneio.
(g)
O Banco Espírito Santo de Investimento, S.A., com sede no Edifício Quartzo, Rua
Alexandre Herculano, n.º 38, Lisboa e o Caixa - Banco de Investimento, S.A., com
sede na Rua Barata Salgueiro, n.º 33, Lisboa, enquanto intermediários financeiros
responsáveis pela assistência da OPV.
(h)
A Gonçalves Pereira, Castelo Branco & Associados, RL, com sede na Praça
Marquês de Pombal n.º 1, 8º Andar, Lisboa, na qualidade de advogados do Emitente e
do Oferente, responsável pela elaboração e verificação da componente jurídica do
presente Documento de Registo de Acções e pela componente fiscal contida em
“Informação de Natureza Fiscal” da Nota sobre as Acções.
1.2
Declaração emitida pelos responsáveis pelo Documento de Registo de Acções
As pessoas ou entidades responsáveis pela informação contida no Prospecto, ou em partes do
mesmo, declaram que, após terem efectuado todas as diligências razoáveis para se
certificarem de que tal é o caso, e tanto quanto é do seu conhecimento, a informação
constante do Prospecto, ou das partes do mesmo pelas quais são responsáveis, está em
conformidade com os factos e não contém omissões susceptíveis de afectar o seu alcance.
31
2.
REVISORES OFICIAIS DE CONTAS
Deloitte & Associados, SROC, S.A., inscrita na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o
n.º 43 e na CMVM sob o n.º 231, representada por Dr. Jorge Carlos Batalha Duarte Catulo
inscrito na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o n.º 992, na qualidade de actual
Revisor Oficial de Contas do Emitente.
Face à impossibilidade de a Pedro Leandro e António Belém, Sociedade de Revisores Oficiais
de Contas, S.A., representada pelo Dr. Pedro Manuel da Silva Leandro, que havia sido eleita
para exercer o cargo de Revisor Oficial de Contas pela Assembleia Geral de accionistas de 24
de Maio de 2005, por um período de três anos, cujo prazo termina em simultâneo com o
mandato dos membros do Conselho de Administração, assegurar o desempenho das funções
de Revisor Oficial de Contas, por não se encontrar inscrita junto da CMVM e não pretender
requerer essa inscrição, a Assembleia Geral de 6 de Setembro de 2006 deliberou eleger para
aquelas funções a Deloitte & Associados, SROC, S.A., representada pelo Dr. Jorge Carlos
Batalha Duarte Catulo. A mesma sociedade de revisores oficiais de contas desempenha as
funções de auditor externo.
A Pedro Leandro e António Belém, Sociedade de Revisores Oficiais de Contas, S.A. inscrita na
Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o n.º 96, com sede na Praça Francisco Sá Carneiro,
nº 12- 1º dto., 1000-160 Lisboa, representada por Pedro Manuel da Silva Leandro, inscrito na
Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o n.º 392, desempenhou as funções de Revisor
Oficial de Contas do Emitente durante o exercício de 2005.
A Deloitte & Associados, SROC, S.A., inscrita na Ordem dos Revisores Oficiais de Contas sob o
n.º 43 e na CMVM sob o n.º 231, com sede no Edifício Atrium Saldanha, Praça Duque de
Saldanha, n.º 1 – 6.º, em Lisboa, representada por António Marques Dias, inscrito na Ordem
dos Revisores Oficiais de Contas sob o n.º 43, desempenhou as funções de Revisor Oficial de
Contas do Emitente durante os exercícios de 2004 e 2003, neste último com a designação de
António Dias & Associados, SROC, S.A..
32
3.
DADOS FINANCEIROS SELECCIONADOS
A informação financeira e operacional consolidada que se apresenta nesta secção, relativa aos
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005, 2004 e 2003, foi preparada a partir das
demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Galp Energia, constantes de outra
secção do presente Documento de Registo de Acções. A informação financeira e operacional
consolidada, relativa aos semestres findos em 30 de Junho de 2006 e 30 de Junho de 2005, foi
preparada a partir das demonstrações financeiras consolidadas não auditadas, objecto de um
relatório de exame simplificado, constantes de outra secção do presente Documento de
Registo de Acções. Os relatórios de auditoria e o relatório de exame simplificado foram
preparados pela Deloitte & Associados, SROC, S.A..
As demonstrações financeiras consolidadas da Galp Energia são apresentadas em Euros
(moeda funcional). A informação relativa ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2003 foi
preparada de acordo com o Plano Oficial de Contabilidade (“POC”). A informação relativa ao
exercício findo em 31 de Dezembro de 2004 foi preparada de acordo com o POC e as Normas
Internacionais de Relato Financeiro tal como as adoptadas na União Europeia (“International
Financial Reporting Standards” ou “IFRS”) para efeitos comparativos com as demonstrações
financeiras para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005. A informação relativa ao
exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, bem como ao semestre findo em 30 de Junho de
2006, foi preparada de acordo com as IFRS. A informação relativa ao semestre findo em 30 de
Junho de 2005 foi preparada de acordo com as IFRS para efeitos comparativos com as
demonstrações financeiras para o semestre findo em 30 de Junho de 2006. As principais
diferenças entre o POC e as IFRS, relevantes para o caso da Galp Energia, são apresentadas
no “Anexo II – Resumo das Diferenças entre o POC e as IFRS” do presente Documento de
Registo de Acções.
A 26 de Setembro de 2006 a Galp Energia procedeu à venda de uma parte do negócio do gás
natural no âmbito do “Processo de Separação das Actividades Reguladas do Gás Natural”. Uma
vez que a informação financeira posterior a essa data não é susceptível de comparação directa
com a informação financeira histórica apresentada nesta secção, disponibiliza-se informação
financeira consolidada pró-forma não auditada, mas sujeita a parecer de procedimentos
acordados do auditor externo relativo ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e ao
semestre findo em 30 de Junho de 2006. Esta informação financeira consolidada pró-forma foi
preparada de acordo com as IFRS. Para mais informação relativamente à informação
financeira consolidada pró-forma vide “Informações Financeiras pró-forma” infra.
A análise da informação financeira e operacional consolidada apresentada nesta secção deverá
ser feita conjuntamente com a demais informação financeira constante do presente Prospecto,
nomeadamente a secção “Capitalização e Endividamento” na Nota sobre as Acções e as
secções do presente Documento de Registo de Acções: “Informações Financeiras sobre o
Activo e o Passivo, a Situação Financeira e os Ganhos e Prejuízos do Emitente”, “Análise da
Exploração e da Situação Financeira”, “Anexo II – Resumo das Diferenças entre o POC e as
IFRS”, e a informação financeira histórica consolidada pró-forma não auditada e respectivo
memorando de pressupostos.
33
31 de Dezembro
(auditadas)
30 de Junho
(não auditadas)(1)
IFRS
2006
IFRS
2005
2005
POC
2004
2004
2003
(em milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
Demonstração de Resultados
Consolidada
Vendas e prestações de
serviços
Custo das mercadorias
vendidas
Margem bruta (2)
Outros proveitos e ganhos
operacionais
Fornecimento e serviços
externos
Custo com o pessoal
Outros custos e perdas
operacionais
Provisões
Amortizações
Resultados operacionais
Proveitos / (custos)
financeiros - Juros e similares
Outros Proveitos / (custos)
Financeiros
Ganhos (perdas) em empresas
do grupo e associadas
Resultados correntes
Resultados extraordinários
Resultados antes de
impostos e interesses
minoritários
Imposto sobre o rendimento
Interesses minoritários
Resultado líquido
Dados por Acção (3)
Resultado líquido por acção
(€)
Resultado líquido por acção
diluído (€)
Dividendo por acção (€)
Cash flows Consolidados
Fluxos das actividades
operacionais
Fluxos das actividades de
investimento
Fluxos das actividades de
Financiamento
Balanço Consolidado
Activo Fixo
Activo Fixo Líquido (4)
Outros activos não correntes
(5)
Total de Activos não correntes
Títulos negociáveis, depósitos
bancários e caixa
Outros activos correntes
Total de Activos Correntes
Total do Activo
Capital próprio (inclui
interesses minoritários)
Passivos não correntes (6)
6.130,4
5.015,9
11.137,3
9.272,6
9.258,5
7.413,5
(5.112,1)
1.018,2
(4.006,4)
1.009,4
(9.162,1)
1.975,2
(7.597,9)
1.674,7
(7.733,3)
1.525,2
(6.170,2)
1.243,4
24,8
28,8
83,4
79,3
68,2
74,6
(255,7)
(140,6)
(247,3)
(124,5)
(525,6)
(269,6)
(468,4)
(250,9)
(437,3)
(255,1)
(391,8)
(225,8)
(23,4)
(14,6)
(125,3)
483,4
(22,8)
(0,5)
(131,6)
511,5
(71,3)
(22,5)
(306,8)
862,7
(75,5)
(14,6)
(294,2)
650,4
(69,3)
(74,5)
(318,4)
438,8
(51,3)
(16,7)
(298,0)
334,5
(24,7)
(27,7)
(53,0)
(56,5)
(62,9)
(53,2)
(1,1)
(32,0)
(21,5)
(15,6)
7,7
9,5
19,5
477,0
0,0
77,8
529,6
0,0
105,2
893,4
0,0
25,3
603,6
0,0
25,5
409,0
40,6
22,8
313,6
55,5
477,0
(121,2)
(2,0)
353,8
529,6
(112,6)
(2,4)
414,5
893,4
(188,8)
(3,9)
700,7
603,6
(145,8)
(4,4)
453,4
449,6
(111,9)
(4,6)
333,1
369,1
(118,7)
(3,0)
247,4
0,43
0,50
0,84
0,55
0,40
0,30
0,43
n.a.
0,50
n.a.
0,84
0,27
0,55
0,20
0,40
0,20
0,30
0,11
380,1
217,5
653,0
866,5
879,8
550,4
(102,4)
14,7
(110,0)
(262,7)
(280,8)
(272,5)
(184,8)
(323,5)
(522,2)
(432,4)
(432,4)
(249,5)
3.079,0
2.925,5
n.d.
n.d.
3.090,7
2.942,5
3.081,2
2.943,3
3.989,0
3.785,3
4.011,8
3.788,3
252,9
3.331,8
n.d.
n.d.
255,5
3.346,2
261,1
3.342,3
136,1
4.125,1
138,2
4.150,0
275,6
2.660,2
2.935,8
6.267,6
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
157,6
2.430,4
2.588,1
5.934,3
227,3
1.922,8
2.150,1
5.492,4
234,1
1.804,2
2.038,3
6.163,4
190,2
1.728,7
1.918,9
6.068,9
2.514,7
1.550,0
n.d.
n.d.
2.385,9
1.612,9
1.846,1
1.547,9
1.914,2
1.446,3
1.675,3
1.683,8
34
31 de Dezembro
(auditadas)
30 de Junho
(não auditadas)(1)
IFRS
2006
Passivos correntes
Total do Passivo
Total do Capital Próprio e
Passivo
Outra Informação Financeira
Investimento (7)
Capital empregue médio (8)
Dívida líquida(9)
EBITDA (10)
Dívida líquida / EBITDA
EBITDA / juros
Dívida líquida / Capital próprio
(11)
Rendibilidade do capital
empregue médio (ROACE)
(12)
Informação por Segmento de
Negócio
Margem bruta(2)
Exploração e Produção
Refinação e Distribuição
Aprovisionamento e Venda de
Gás Natural
Distribuição de Gás Natural
Power
Outros (13)
EBITDA(10)
Exploração e Produção
Refinação e Distribuição
Aprovisionamento e Venda de
Gás Natural
Distribuição de Gás Natural
Power
Outros(13)
Resultados operacionais
Exploração e Produção
Refinação e Distribuição
Aprovisionamento e Venda de
Gás Natural
Distribuição de Gás Natural
Power
Outros (13)
Informação relativa à
Actividade
Produção de crude (milhares
barris / dia)
Capacidade de refinação
(milhares barris / dia)
Quantidades processadas
(milhões de toneladas)
Vendas de produtos refinados
(milhões de toneladas)
Margem bruta de refinação
($/barril) (14)
Número de postos
Volume de vendas Retalho
(milhares de m3 )
Volume de vendas Wholesale
(milhares de toneladas)
2.202,9
3.753,0
IFRS
2005
2005
POC
2004
2004
2003
(em milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
n.d.
1.935,5
2.098,3
2.802,9
2.709,8
n.d.
3.548,4
3.646,2
4.249,2
4.393,6
6.267,6
n.d.
5.934,3
5.492,4
6.163,4
6.068,9
120,7
n.d.
984,7
623,3
n.a.
25,3x
117,6
n.d.
n.d.
643,6
n.a.
23,2x
315,3
3.438,7
1.191,5
1.192,1
1,0x
22,5x
328,9
n.d.
1.502,7
959,2
1,6x
17,0x
343,3
3.482,4
1.496,7
831,7
1,8x
13,2x
448,1
3.587,5
1.929,6
649,2
3,0x
12,2x
39,2%
n.d.
49,9%
81,4%
78,2%
115,2%
n.a.
n.a.
21,9%
n.d.
10,7%
7,7%
1.018,2
27,7
772,2
1.009,4
30,3
779,6
1.975,2
62,1
1.493,8
1.674,7
42,4
1.315,5
1.525,2
42,4
1.167,3
1.243,4
38,0
983,9
130,8
74,1
4,9
8,5
623,3
16,2
444,7
116,8
74,8
5,2
2,8
643,6
20,7
479,6
255,1
137,7
9,0
17,6
1.192,1
40,2
848,7
189,6
124,7
4,7
(2,2)
959,2
25,5
726,0
188,2
124,7
4,7
(2,0)
831,7
25,5
593,9
122,2
104,7
(0,1)
(5,3)
649,2
19,9
494,8
111,0
46,3
2,6
2,4
483,4
3,5
349,9
102,1
49,1
3,5
(11,4)
511,5
10,4
386,0
218,4
82,2
3,7
(1,0)
862,7
18,2
601,9
146,1
70,1
2,8
(11,3)
650,4
(18,9)
520,4
146,9
73,6
2,8
(11,0)
438,8
(19,3)
338,9
96,5
58,8
(1,5)
(19,3)
334,5
7,6
262,6
93,8
32,9
1,2
2,1
86,6
38,7
2,0
(12,1)
186,3
58,5
0,8
(2,9)
113,0
50,1
0,0
(14,1)
93,9
38,9
(0,2)
(13,4)
63,1
24,3
(1,6)
(21,3)
4,1
3,9
4,3
4,5
4,5
4,9
310
310
310
310
310
310
6,8
6,3
14,1
13,6
13,6
13,7
8,1
7,7
15,2
14,9
14,9
14,2
5,2
1.052
6,8
1.085
7,3
1.060
6,0
1.094
6,0
1.094
3,7
1.090
1.533
1.601
3.241
3.262
3.262
3.131
2.709
2.714
5.502
4.424
4.424
3.780
35
31 de Dezembro
(auditadas)
30 de Junho
(não auditadas)(1)
IFRS
2006
IFRS
2005
2005
POC
2004
2004
2003
(em milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
Volume de vendas GPL
(milhares de toneladas)
Vendas do Segmento de
Aprov. e Venda de gás natural
(milhões de m3)
Eléctrico
Industrial
Distribuidoras de Gás
Natural
Trading
Vendas do Segmento da
Distribuição de Gás Natural
(milhões de m3) (15)
Residencial
Comercial
Industrial
Clientes das distribuidoras de
gás natural (milhares) (15)
Energia gerada (GWh)
220
212
406
423
423
431
2.223
897
768
2.137
1.031
721
4.234
2.013
1.447
4.015
1.725
1.292
4.015
1.725
1.292
3.443
1.125
1.210
379
179
355
30
656
119
622
376
622
376
561
547
274
10286
2623
147
259
99
23
137
478
175
43
260
453(16)
163
42
248
453(16)
163
42
248
407(16)
144
38
225
761,8
770
710,1
773
738,9
1.375
683,2 (17)
1.219
683,2 (17)
1.219
631,9 (17)
726
n.a. – não aplicável
n.d. – não disponível
(1) Não auditadas mas sujeitas a exame simplificado.
(2) A margem bruta em 31 de Dezembro de 2003 e 2004, apresentada nos Relatórios e Contas (POC), difere da incluída neste Documento de
Registo de Acções devido à reclassificação das prestações de serviços, que foram consideradas para o cálculo da margem bruta.
(3) Ajustado pela alteração do valor nominal das acções (“stock split”) aprovado em 31 de Maio de 2006 (vide “Informação Adicional” infra).
(4) O activo fixo líquido inclui o total do activo imobilizado corpóreo e incorpóreo líquido.
(5) Inclui impostos diferidos activos a 31 de Dezembro de 2004 e 2003.
(6) Inclui impostos diferidos passivos a 31 de Dezembro de 2004 e 2003.
(7) Total do investimento em activo imobilizado corpóreo e incorpóreo.
(8) Capital próprio (excluindo interesses minoritários) adicionado da dívida líquida no final do ano “n”, adicionado do Capital próprio (excluindo
interesses minoritários) adicionado da dívida líquida no final do ano “n-1”, tudo dividido por 2.
(9) Obrigações e empréstimos de curto e longo prazo deduzidos dos títulos negociáveis, depósitos bancários e caixa.
(10) O EBITDA é definido como Resultados operacionais adicionados das amortizações e provisões. O EBITDA não é uma medida padrão, pelo que
não deverá ser utilizado nas comparações entre empresas. 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. O
EBITDA pode não ser indicativo dos resultados operacionais históricos, nem pretende prever resultados futuros (vide “Informações financeiras
sobre o Activo e o Passivo, a Situação Financeira e os Ganhos e Prejuízos do Emitente”).
(11) Dívida líquida / (Capital Próprio mais Interesses minoritários).
(12) Resultado líquido deduzido do [resultado financeiro excluindo os resultados de empresas do grupo e associadas multiplicado por (1 menos a
taxa de IRC)] e dividido pelo capital empregue médio do período.
(13) “Outros” inclui sobretudo custos de estrutura (“corporate overhead”) e eliminações intragrupo.
(14) Para a definição de margem de refinação, vide “Panorâmica Geral das Actividades – Principais actividades e mercados – Refinação e
Distribuição de Produtos Petrolíferos” infra.
(15) Incluindo determinadas distribuidoras de gás natural nas quais a Galp Energia detém uma participação significativa, apesar de não serem
abrangidas pelo perímetro de consolidação de contas.
(16) Excluindo os volumes da Portgás, que foi alienada em Janeiro de 2005 (vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira” infra).
(17) Excluindo os clientes da Portgás, que foi alienada em Janeiro de 2005 (vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira” infra).
36
4.
INFORMAÇÕES SOBRE O EMITENTE
4.1
Antecedentes e evolução do Emitente
A denominação social do Emitente é Galp Energia, SGPS, S.A.. A Galp Energia encontra-se
registada na Conservatória do Registo Comercial de Lisboa, é identificada como pessoa
colectiva número 504 499 777 e exerce a sua actividade em Portugal, localizando-se a sua
sede na Rua Tomás da Fonseca, Torre C, 1600-209, em Lisboa. O número de telefone da Galp
Energia é o 21 724 25 00.
A Galp Energia foi criada, sob a forma de sociedade anónima de capitais públicos, pelo
Decreto-lei n.º 137-A/99, de 22 de Abril, com a denominação de “Galp – Petróleos e Gás de
Portugal, SGPS, S.A.”, tendo adoptado, em 13 de Setembro de 2000, a denominação actual –
Galp Energia, SGPS, S.A.. À data da sua constituição, a Galp Energia agrupou as participações
directas do Estado nas seguintes sociedades: Petróleos de Portugal – Petrogal, S.A.
(“Petrogal”), GDP e Transgás. O capital inicial da Galp Energia, no montante de 411.383.565
Euros, foi integralmente realizado em espécie, pela entrega das participações financeiras
detidas pelo Estado nas empresas acima mencionadas. Em Setembro de 1999, foi efectuado,
pelo Estado, outro aumento de capital social, passando este para 502.164.785 Euros.
O Decreto-Lei n.º 261-A/99, de 7 de Julho, aprovou o início do processo de privatização da
Galp Energia, com a abertura do capital da empresa aos restantes accionistas da Petrogal e da
Transgás, através de aumento de capital por entradas essencialmente em espécie e através da
entrega das participações nas referidas empresas, reservado àqueles accionistas.
Assim, em 31 de Dezembro de 1999, foi concretizado um aumento do capital social no
montante de 327.085.850 Euros, subscrito pelas Petrocontrol, SGPS, S.A. (“Petrocontrol”),
EDP - Energias de Portugal, S.A. (“EDP”), CGD, Portgás e Setgás, passando o capital para
829.250.635 Euros.
Em 13 de Julho de 2000, na sequência dos acordos celebrados em 17 de Janeiro do mesmo
ano e da segunda fase do processo de privatização da Galp Energia, aprovada pelo Decreto-Lei
n.º 21/2000, de 1 de Março, e regulamentada pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 10A/2000, de 16 de Março, as empresas ENI e Iberdrola, S.A. (“Iberdrola”) – assinaram com o
Estado contratos de compra e venda de acções, adquirindo 11% e 4%, respectivamente, do
capital da Galp Energia. Simultaneamente, a Petrocontrol alienou a totalidade da sua
participação na Galp Energia, tendo o grupo ENI adquirido 22,34% e a EDP 11,0%.
Através do Decreto-Lei n.º 124/2003, de 20 de Junho, foi aprovada a terceira fase do processo
de privatização da Galp Energia. Na sequência deste decreto, a REN adquiriu 18,3% do capital
social da Galp Energia, dos quais 13,5% foram adquiridos à CGD e os restantes 4,8% ao
Estado. Posteriormente, a Parpública adquiriu 0,75%, 3,48% em 2004 e, no decurso do
exercício de 2005, adquiriu ao Estado uma participação adicional de 8,06% do capital social da
Galp Energia.
No início de 2006 ocorreu nova alteração da estrutura accionista da Galp Energia. Para
informações relativas à estrutura accionista actual da Galp Energia, vide a secção “Principais
Accionistas” infra.
De seguida apresenta-se um resumo dos factos mais marcantes da evolução da actividade do
Emitente:
37
1999
•
Criação da Galp Energia como um veículo de reestruturação do sector energético em
Portugal, nas áreas do petróleo e gás natural.
2000
•
Obtenção dos primeiros resultados relevantes na produção de petróleo em Angola.
Participação no Brasil no 2º License Round com a obtenção, juntamente com a
Petrobrás – Petróleo Brasileiro, S.A. (“Petrobrás”), da concessão de duas participações
de 10% em blocos localizados no deep offshore da Bacia de Santos.
•
Início dos trabalhos de preparação do terreno para a construção do Terminal de Gás
Natural Liquefeito (“Terminal de GNL”), em Sines.
2001
•
Conclusão da substituição do Gás de Cidade por Gás Natural em Lisboa, e da
construção de uma caverna de armazenamento de gás propano, em Sines.
2002
•
Aquisição de 5% da CLH – Compañia Logística de Hidrocarboros, S.A. (“CLH”) que
facilitou o desenvolvimento de uma estratégia de logística no mercado espanhol,
permitindo levantar produtos em 15 parques de armazenamento disseminados por
Espanha.
2003
•
Conclusão dos investimentos no Terminal de GNL em Sines e ligação desta infraestrutura à rede nacional através do gasoduto Sines-Setúbal.
•
Concretização da operação de swaps, processo que envolveu a troca com a Compañia
Española de Petroleos, S.A., a Cepsa Portuguesa S.A., a Total España S.A. e a Total
Portuguesa S.A. de 79 postos em Espanha e por cedência de 78 postos em Portugal.
2004
•
Reforçou-se a presença no mercado espanhol com a aquisição da BP Enértica que
permitiu a integração de uma base de clientes atractiva e de uma plataforma logística
que possibilitou o alargamento da cadeia de valor em Espanha chegando mais próximo
do cliente final.
2005
•
Em 31 de Janeiro de 2005, a Galp Energia, através da Petrogal adquiriu à Total a
totalidade do capital social da Empresa Petróleos de Valência, proprietária do Parque
de Armazenamento Terminal de Valência.
•
Venda à EDP da participação financeira e suprimentos que a Galp Energia detinha
indirectamente na Portgás, representando um valor global de 86,4 milhões de Euros.
38
2006
•
Concretização do Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás
Natural.
•
Aprovação pela ERSE da nova regulação do sector do gás natural.
4.2
Investimentos
Investimentos
A actividade desenvolvida pela Galp Energia exige um esforço contínuo de investimento. O
quadro seguinte apresenta os valores totais de investimento para os períodos indicados.
31 de Dezembro
30 de Junho
IFRS
IFRS
2006
2005
2005
POC
2004
2004
2003
(em milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
Investimentos (1)
Exploração e produção ....................
Refinação e distribuição ...................
Aprovisionamento e Venda de Gás
Natural .........................................
Distribuição de Gás Natural ..............
Power ............................................
41,9
30,2
40,3
40,4
82,3
142,1
70,6
165,2
72,4
166,8
39,5
205,0
.......................................
22,9
25,2
0,4
0,1
8,1
28,0
0,0
0,8
17,7
69,9
0,7
2,7
25,9
62,2
4,6
0,4
37,0
62,2
4,5
0,4
124,3
72,1
1,7
5,5
Total .........................................
120,7
117,6
315,3
328,9
343,3
448,1
Outros
(2)
____________________
(1) Estes valores podem diferir dos investimentos apresentados nos Relatórios de Gestão incluídos nos Relatórios e
Contas da Galp Energia devido a diferentes ópticas de análise, uma vez que os valores incluídos nesses relatórios
estão apresentados numa óptica de gestão.
(2) Inclui os custos de investimento de alguns projectos que não estão directamente incluídos nos segmentos de
negócio da Galp Energia
Para além do exposto no quadro acima, a Galp Energia efectuou investimentos através de
diversas aquisições de partes de capital, nomeadamente, 17,3 milhões de Euros em 2005, 4,5
milhões de Euros em 2004 e 17 milhões de Euros em 2003. Estes investimentos incluem a
aquisição da Gesoil, S.A. (sociedade responsável pela gestão dos postos que a Galp Energia
adquiriu através de permuta com a Total em Espanha em 2003) por 15 milhões de Euros, a
aquisição do capital da BP Enértica por 2,2 milhões de Euros em 2004 e a aquisição da
Petróleos de Valencia, S.A. (sociedade que detém instalações de armazenamento e presta
serviços de logística em Espanha), por 13,9 milhões de Euros em 2005.
Comparação do semestre findo a 30 de Junho de 2006 com o semestre findo a 30 de Junho de
2005 (IFRS)
Os investimentos totais aumentaram 2,6% para 120,7 milhões de Euros no primeiro semestre
de 2006, sendo de 117,6 milhões de Euros no período homólogo do ano anterior. O segmento
de negócio de Exploração e Produção investiu 41,9 milhões de Euros no primeiro semestre de
2006, sobretudo nas actividades de exploração e desenvolvimento no Bloco 14 em Angola e na
aquisição de estudos sísmicos para os blocos resultantes da 6ª e 7ª ronda no Brasil. O
segmento de Refinação e Distribuição investiu 30,2 milhões de Euros no primeiro semestre de
2006, fundamentalmente focalizados na actividade de Distribuição, com destaque para a
aquisição de quantidades adicionais de garrafas de GPL “Pluma” e para a construção de novos
postos de abastecimento em Portugal e em Espanha. O segmento de negócio de
39
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural investiu 22,9 milhões de Euros no primeiro
semestre de 2006, que dizem respeito essencialmente à transferência de stocks de gás natural
para imobilizado, relacionado com o enchimento da primeira caverna de armazenagem
subterrânea (cushion gas) e com outros investimentos também associados à armazenagem
subterrânea (instalações de superfície). O segmento de negócio de Distribuição de Gás Natural
investiu 25,2 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006, aplicado sobretudo na expansão
da rede e em conversões para consumo de gás natural. O segmento de negócio de Power
investiu 0,4 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006, essencialmente canalizado para o
projecto da cogeração da Refinaria de Sines.
O segmento de negócio de Exploração e Produção investiu 40,3 milhões de Euros no primeiro
semestre de 2005, sobretudo nas actividades de exploração e desenvolvimento no Bloco 14
em Angola. O segmento de Refinação e Distribuição investiu 40,4 milhões de Euros no
primeiro semestre de 2005, fundamentalmente na construção das instalações logísticas na ilha
da Madeira, em investimentos de substituição e renovação na refinaria de Sines e do Porto, na
construção e remodelação de postos de abastecimento e lojas de conveniência em Portugal e
em Espanha. O segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural investiu
8,1 milhões de Euros no primeiro semestre de 2005, que dizem respeito essencialmente à
construção de cavernas de armazenagem subterrânea e alguns ramais industriais. O segmento
de negócio de Distribuição de Gás Natural investiu 28,0 milhões de Euros no primeiro
semestre de 2005, aplicado sobretudo na expansão da rede e em conversões para consumo de
gás natural.
Comparação do exercício findo a 31 de Dezembro de 2005 com o exercício findo a 31 de
Dezembro de 2004 (IFRS)
Os investimentos totais decresceram 4,1%, de 328,9 milhões de Euros em 2004 para 315,3
milhões de Euros em 2005. O segmento de negócio de Exploração e Produção investiu 82,3
milhões de Euros em 2005, sobretudo nas actividades de exploração e desenvolvimento no
Bloco 14 em Angola. O segmento de Refinação e Distribuição investiu 142,1 milhões de Euros
em 2005, fundamentalmente em investimento de substituição e renovação na refinaria do
Porto e na refinaria de Sines, na abertura de novos postos em Portugal e Espanha e na
construção das instalações logísticas na ilha da Madeira. O segmento de negócio de
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural investiu 17,7 milhões de Euros em 2005,
principalmente em melhorias no armazenamento subterrâneo, no gasoduto de alta pressão e
na rede de fornecimento de gás natural de média pressão. O segmento de negócio de
Distribuição de Gás Natural investiu 69,9 milhões de Euros em 2005, aplicado sobretudo na
expansão da rede e em conversões para consumo de gás natural. O segmento de negócio de
Power investiu 0,7 milhões de Euros em 2005, cuja maior parte foi afecta ao projecto de
cogeração da Refinaria de Sines.
Comparação do exercício findo a 31 de Dezembro de 2004 com o exercício findo a 31 de
Dezembro de 2003 (POC)
O total dos investimentos sofreu uma redução de 23,4%, de 448,1 milhões de Euros em 2003
para 343,3 milhões de Euros em 2004. O segmento de Exploração e Produção investiu 72,4
milhões de Euros em 2004, essencialmente nas actividades de exploração e desenvolvimento
no Bloco 14 em Angola. O segmento de Refinação e Distribuição investiu 166,8 milhões de
Euros no investimento de substituição e renovação da refinaria do Porto e da refinaria de Sines,
na abertura de novos postos em Portugal e Espanha, na expansão da rede de lojas de
conveniência e na construção das instalações logísticas na ilha da Madeira. O segmento de
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural investiu 37,0 milhões de Euros em 2004,
principalmente na conclusão do Terminal de GNL, no armazenamento subterrâneo e na
40
expansão da rede de clientes industriais. O segmento de Distribuição de Gás Natural investiu
62,2 milhões de Euros em 2004, quase exclusivamente relacionados com a expansão da rede
e com as conversões para gás natural. O segmento de Power investiu 4,5 milhões de Euros em
2004, maioritariamente na instalação da central de cogeração da Powercer.
O segmento de Exploração e Produção investiu 39,5 milhões de Euros em 2003,
fundamentalmente nas actividades de exploração e desenvolvimento do Bloco 14 em Angola.
O segmento de Refinação e Distribuição investiu 205,0 milhões de Euros em 2003, com a
mudança da imagem da marca nos postos e a abertura de novos postos e lojas de
conveniência, em Portugal e em Espanha, bem como o investimento de substituição e
renovação na refinaria do Porto e na refinaria de Sines. O segmento de Aprovisionamento e
Venda de Gás Natural investiu 124,3 milhões de Euros, sobretudo na construção do terminal
de GNL, no gasoduto Sines-Setúbal (que liga o terminal de GNL à rede de alta pressão) e no
armazenamento subterrâneo. O segmento de Distribuição de Gás Natural investiu 72,1
milhões de Euros, fundamentalmente no projecto de conversão de consumos para gás natural
e na construção da rede de distribuição. O segmento de Power investiu 1,7 milhões de Euros
na construção da central de cogeração no Carriço.
Imobilizado em curso
Os principais investimentos em curso estão a ser financiados com recurso ao cash flow gerado
pelas operações da Galp Energia. Do investimento total em curso, líquido de subsídios, a 30 de
Junho de 2006 no montante de 294,0 milhões de Euros, 169,0 milhões de Euros são
investimentos em curso no segmento de negócio de Exploração e Produção, concentrados na
sua maioria na exploração e desenvolvimento de petróleo no Bloco 14K/A-IMI e no Bloco 14
em Angola (106,6 milhões de Euros) e ainda 36,9 milhões de Euros na exploração de petróleo
nos blocos 32 e 33 em Angola e 25,5 milhões de Euros na pesquisa e exploração de petróleo e
gás natural no Brasil. O segmento de Refinação e Distribuição representa 61,7 milhões de
Euros do investimento em curso, dos quais 26,9 milhões de Euros na actividade de Refinação,
e 34,8 na Distribuição, sobretudo na renovação e expansão da rede de postos de
abastecimento. No segmento de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural existem
investimentos em curso no montante de 12,1 milhões de Euros respeitantes à armazenagem
subterrânea, no segmento de Distribuição de Gás Natural existem 11,9 milhões de Euros de
investimento em curso relativos a redes e reconversões e no segmento Power 1,6 milhões de
Euros da central de cogeração na refinaria de Sines. Existem ainda diversos investimentos em
curso que totalizam 37,8 milhões de Euros.
Principais investimentos futuros
O plano de investimentos da Galp Energia para o período 2006-2010 prevê investimentos
totais no valor aproximado de 3.397 milhões de Euros, dos quais 120,7 milhões de Euros
foram já investidos no semestre findo a 30 de Junho de 2006. A Galp Energia planeia investir
aproximadamente 769 milhões de Euros na Exploração e Produção, 1.693 milhões de Euros na
Refinação e Distribuição (incluindo o projecto de reconversão na refinaria de Sines), 51
milhões de Euros no segmento de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural, 299 milhões de
Euros na Distribuição de Gás Natural, e 576 milhões de Euros no Power. A Galp Energia prevê
que o investimento no segmento de Power será concentrado na construção de duas centrais de
ciclo combinado de turbina a gás natural (CCGT) de 400MW cada, e em projectos de instalação
de parques eólicos, ambos em Portugal. Cerca de 23% do plano de investimento para 20062010 é destinado à expansão das actividades do segmento de Exploração e Produção,
nomeadamente, em Angola e no Brasil.
41
O plano de investimento da Galp Energia não tem carácter vinculativo, estando sujeito a
revisões periódicas pelo Conselho de Administração da Empresa. Assim, é expectável que os
montantes planeados possam alterar-se no futuro e que os montantes efectivamente
dispendidos possam ser substancialmente diferentes dos previstos.
O plano de investimentos da Galp Energia será financiado pelos cash flows gerados pela
actividade operacional da Empresa, por capitais alheios e, se necessário, por capitais
próprios. Os financiamentos deverão ser preferencialmente obtidos pela Galp Energia que por
sua vez financiará as suas empresas participadas, excepto, por exemplo, no caso de
financiamentos, como project finance ou outras operações estruturadas, que poderão ser
realizados ao nível das empresas operacionais.
42
5.
PROCESSO DE SEPARAÇÃO DAS ACTIVIDADES REGULADAS NO SECTOR DO GÁS
NATURAL
Enquadramento Legal
A Directiva 2003/55/EC do Parlamento Europeu e do Conselho de 26 de Junho 2003 (a
“Directiva do Gás”) estabelece que os mercados de gás natural devem ser abertos,
progressivamente, à concorrência. A referida Directiva do Gás determina a separação entre as
actividades de transporte e distribuição de gás natural, bem como a separação destas
actividades do negócio de comercialização de gás natural, de forma a permitir o acesso de
terceiros às infra-estruturas gasistas. Ao abrigo desta directiva, foi dada a possibilidade a
todos os clientes não residenciais de gás natural, de escolherem livremente o seu fornecedor a
partir de 1 de Julho de 2004 e, para os restantes clientes, a partir de 1 de Julho de 2007. No
entanto, os Estados-Membros tiveram a opção de prorrogar a aplicabilidade de determinadas
normas constantes da Directiva do Gás, através dos mecanismos de derrogação previstos na
mesma. Nestes termos, Portugal beneficia de uma derrogação em sede de aplicação da
Directiva do Gás que permite que os Estados-Membros considerados “mercados emergentes”
no sector do gás natural atrasem a data para a implementação de determinadas normas
constantes da referida directiva. Neste sentido, são considerados mercados emergentes os
Estados-Membros relativamente aos quais o primeiro fornecimento de gás, no âmbito de
contratos de fornecimento de longo prazo, tenha ocorrido há menos de 10 anos. O primeiro
fornecimento de gás natural em Portugal ocorreu em 1997, pelo que Portugal teve a
possibilidade de adiar a liberalização do mercado de gás natural até 2007.
Na sequência da entrada em vigor da Directiva do Gás, o Governo Português delineou a
estratégia nacional para o sector da energia através da Resolução do Conselho de Ministros
n.º 169/2005, de 24 de Outubro. A referida Resolução do Conselho de Ministros determinou a
separação de alguns activos, obrigações e actividades a eles associadas relativos ao transporte
e armazenamento de gás natural e à regaseificação e armazenamento de gás natural liquefeito
(“Actividades Reguladas”), e a respectiva alienação para a REN, a concessionária da rede
nacional de transmissão de energia eléctrica.
A Directiva do Gás foi implementada em Portugal através do Decreto-Lei n.º. 30/2006, de 15
de Fevereiro (o Decreto-Lei 30/2006). O Decreto-Lei 30/2006 estabelece os princípios gerais
da organização e funcionamento do sistema nacional de gás natural e determina a separação
da actividade de comercialização e aprovisionamento de gás natural, de todas as actividades
reguladas de (i) armazenamento subterrâneo de gás natural, (ii) transporte de gás natural,
(iii) armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito, (iv) distribuição de gás natural
(sujeita a determinadas excepções adiante descritas), e de (v) comercialização de último
recurso. Este regime foi posteriormente desenvolvido através do Decreto-Lei n.º 140/2006, de
26 de Julho (o “Decreto-Lei 140/2006”), que estabelece, entre outras coisas, os termos das
concessões e licenças para as actividades reguladas de gás natural. O Decreto-Lei 140/2006
estabelece, ainda, que a liberalização do mercado português de gás natural ocorrerá em 1 de
Janeiro de 2007, para as produtoras de electricidade em regime ordinário, em 1 de Janeiro de
2008, para os clientes que consumam anualmente quantidades iguais ou superiores a 1 milhão
de m3, em 1 de Janeiro de 2009, para os clientes que consumam anualmente quantidades
iguais ou superiores a 10.000 de m3 e, em 1 de Janeiro de 2010, para todos os demais
clientes.
Processo de Separação das Actividades Reguladas
No contexto legal referido supra, a Transgás, a Transgás SGPS, a GDP e a REN, celebraram
em 30 de Agosto de 2006, um contrato promessa de compra e venda (“Contrato Promessa”)
43
nos termos do qual acordaram em transmitir as Actividades Reguladas à REN ou a sociedades
por esta controladas (“Processo de Separação das Actividades Reguladas”). O Processo de
Separação das Actividades Reguladas compreende as seguintes transacções:
• Activos de Transporte. A Transgás alienou à REN os gasodutos e outros activos relacionados
com a rede de transporte de gás natural em alta-pressão localizados em território português,
incluindo a participação de 88% no capital social da sociedade Gasoduto Campo Maior – Leiria –
Braga S.A., e a participação de 51% no capital social da sociedade Gasoduto Braga-Tuy, S.A.
(“Sociedades Portuguesas de Gasodutos”). Esta venda também incluiu os direitos e obrigações
da Transgás relacionados com a rede de gasodutos localizada em Portugal, ao abrigo das
relações contratuais existentes entre a Transgás, a empresa espanhola responsável pelo
transporte de gás natural em Espanha (“Enagás”) e as Sociedades Portuguesas de Gasodutos,
incluindo os direitos de reserva de capacidade de transporte de gás natural em cada um destes
gasodutos. Note-se que as Sociedades Portuguesas de Gasodutos eram controladas pela
Transgás e pela Enagás, e, de acordo com os contratos celebrados aquando da implementação
do projecto de gás natural em Portugal, foram atribuídos às respectivas sociedades de
gasodutos, direitos de capacidade de transporte em cada um dos gasodutos.
• Cavernas de armazenamento. A Transgás alienou à REN três cavernas de armazenamento
subterrâneo de gás natural e as respectivas instalações de superfície localizadas em Pombal.
Para além das referidas cavernas, a Transgás, através da Transgás Armazenagem, Sociedade
Portuguesa de Armazenagem, S.A. (“Transgás Armazenagem”) (sociedade por ela detida em
regime de domínio total), poderá ter de alienar à sociedade concessionária de armazenamento
subterrâneo em relação de domínio total inicial com a REN, outras cavernas de armazenamento
subterrâneo de gás natural que integrem o objecto da concessão da Transgás Armazenagem,
após esgotada a capacidade de expansão de armazenamento subterrâneo desta, no caso de as
mesmas virem a ser consideradas pela tutela da área da energia como necessárias ao reforço
da capacidade de reservas de segurança.
• Instalações de regaseificação. A Transgás SGPS e a GDP venderam à REN 100% do capital
social da SGNL – Sociedade Portuguesa de Gás Natural Liquefeito, S.A. (“SGNL”), a entidade
titular e operadora do terminal de regaseificação de gás natural liquefeito localizado em Sines;
• Dívida. A dívida relacionada com as Actividades Reguladas foi transferida para os compradores
dos activos correspondentes.
O Processo de Separação das Actividades Reguladas foi formalmente concluído em 26 de
Setembro de 2006, através da realização das seguintes operações:
a) Celebração de uma escritura pública de transmissão de estabelecimento comercial
outorgada entre a Transgás e a REN, na qual a Transgás transmitiu à REN: (i) a rede de
transporte de gás natural em alta pressão (ii) três cavernas de armazenamento
subterrâneo de gás natural, incluindo as inerentes instalações de superfície, estando duas
já em operação e a terceira em construção, bem como os direitos de utilização do subsolo
para a construção de pelo menos mais duas cavernas no mesmo local; (iii) as instalações e
equipamentos necessários à adequada operação de todas as infra-estruturas referidas nas
alíneas anteriores, (iv) os direitos, obrigações e responsabilidades associados aos referidos
bens e às actividades de transporte de gás natural em alta pressão, e de armazenamento
subterrâneo de gás natural;
b) celebração entre a Transgás SGPS e a GDP (enquanto vendedoras) e a REN (como
compradora) de um contrato de compra e venda das acções da SGNL, sociedade que opera
o terminal de recepção, armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito situado
em Sines e que exerce as actividades de recepção, armazenamento e regaseificação de
gás natural liquefeito.
Imediatamente após a conclusão das operações acima descritas, a REN constituiu duas novas
sociedades, a REN – Gasodutos, S.A. (“REN Gasodutos”), e a REN – Armazenagem, S.A. (“REN
44
Armazenagem”), através da realização de entradas em espécie, as quais consistiram,
respectivamente, no conjunto dos activos afectos às actividades de transporte e de
armanzenamento de gás natural previamente adquiridos pela REN à Transgás no âmbito do
Processo de Separação das Actividades Reguladas.
Paralelamente, na mesma data, 26 de Setembro de 2006, a REN procedeu à alteração da
denominação social da SGNL, cujas acções adquiriu no âmbito do Processo de Separação das
Actividades Reguladas, para REN Atlântico - Terminal de GNL, S.A. (“REN Atlântico”).
No contexto da referida transmissão de activos, ocorreram as seguintes atribuições de
concessões e celebração de contratos:
• Atribuição pelo Estado português das novas concessões para as actividades de (i) transporte de
gás natural através da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural à sociedade REN
Gasodutos, (ii) armazenamento subterrâneo de gás natural, sendo atribuída uma concessão à
sociedade REN Armazenagem e outra à sociedade Transgás Armazenagem e (iii) recepção,
armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito em terminais de GNL à sociedade
REN Atlântico;
• Celebração entre a Transgás e o Estado de contrato que modifica o actual contrato de
concessão do serviço público de importação, transporte e fornecimento de gás natural, através
da rede de alta pressão, datado de 14 de Outubro de 1993 (“Contrato de Aditamento”). O
Contrato de Aditamento, cuja minuta foi aprovada pela Resolução do Conselho de Ministros n.º
109/2006, de 23 de Agosto, visa regular a transição da estrutura contratual relativa às
actividades relacionadas com o sector do gás natural, de modo a adaptá-la ao disposto no
Decreto-Lei n.º 30/2006 e no Decreto-Lei n.º 140/2006. Nesse sentido, o Contrato de
Aditamento estabelece:
- a atribuição a partir de 1 de Janeiro de 2007 de uma licença de comercialização livre de gás
natural à Transgás para todos os consumidores, que de acordo com o calendário de abertura do
mercado, sejam considerados clientes elegíveis;
- a atribuição a partir de 1 de Janeiro de 2007 de uma licença de comercialização de último
recurso de gás natural a clientes com consumo anual igual ou superior a 2.000.000m3 normais,
a uma sociedade dominada pela Transgás. O período de duração desta licença termina em 31
de Dezembro de 2028.
- quitação relativa a reequilíbrio baseada em determinados pressupostos; e
• Celebração de contratos entre a Transgás e as concessionárias das actividades de transporte de
gás natural através da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural, armazenamento
subterrâneo de gás natural e recepção, armazenamento e regaseificação de gás natural
liquefeito (as sociedades REN Gasodutos, REN Armazenagem e REN Atlântico em relação de
domínio total com a REN), estabelecendo as condições nos termos das quais as novas
concessionárias prestarão à Transgás os serviços de (i) acesso à infra-estrutura de transporte
de gás natural em alta pressão, (ii) acesso às infra-estruturas de armazenamento de gás
natural, e (iii) regaseificação de gás natural liquefeito, ao abrigo de uma tarifa definida pelas
partes. Estes contratos têm natureza transitória até que entrem em vigor as tarifas definitivas
(vide “Legislação que regula a actividade de Emitente” infra) e assumem o pressuposto de que
a Transgás é o utilizador exclusivo das referidas infra-estruturas gasistas. Nestes termos, os
referidos contratos prevêem a respectiva substituição por novos contratos que se adeqúem aos
requisitos que venham a ser estabelecidos no âmbito do quadro regulativo que foi aprovado a
11 de Setembro de 2006 pela ERSE e publicado em Diário da República no dia 25 de Setembro
de 2006.
Em 26 de Setembro de 2006, a REN pagou, pelas Actividades Reguladas, o montante de 526,3
milhões de Euros a título provisório, calculado da seguinte forma:
• Activos de transporte de gás natural. 419,9 milhões de Euros, pagos à Transgás, pela rede
de alta pressão de transporte de gás natural e direitos e actividades com eles relacionados,
calculado com base num valor estimado total dos referidos activos de 738,0 milhões de Euros,
45
deduzidos de 318,1 milhões de Euros de dívida (actualizados à data da conclusão da operação)
assumida pela REN. O montante de 738,0 milhões de Euros será objecto de ajustamento (só no
caso do ajustamento resultar num valor superior), designadamente em função da tarifa a
aplicar pela REN aos serviços de transporte de gás natural, no contexto do quadro regulativo
definido pela ERSE em 11 de Setembro de 2006 (vide “Legislação que Regula a Actividade do
Emitente” infra). Até à entrada em vigor das tarifas definitivas, a Galp Energia pagará a tarifa
provisória de 0,0205 Euros por m3 pelos serviços de transporte de gás natural, tal como
definido no memorando de entendimento assinado entre a REN e a Galp Energia em 28 de Abril
de 2006 (“Memorando de Entendimento”) que será ajustada no final do ano (vide “Informações
Financeiras Pró-Forma” infra).
• Instalações de armazenamento subterrâneo de gás natural. 76,4 milhões de Euros pagos
à Transgás, pelas instalações de armazenamento de gás natural, sendo que 60,5 milhões de
Euros correspondem ao valor das instalações, e 15,9 milhões de Euros correspondem ao valor
patrimonial da quantidade de gás natural mínima que tem de existir no interior das cavernas de
armazenamento subterrâneo de gás natural
para manter a respectiva operacionalidade
(“cushion gas”). O referido montante de 76,4 milhões de Euros será alvo de ajustamento
(tanto para valores superiores, como para valores inferiores), em função das tarifas que vierem
a ser fixadas no contexto do quadro regulativo definido pela ERSE, designadamente no que se
refere à tarifa a aplicar pela REN aos serviços de armazenamento de gás natural. Até à entrada
em vigor das tarifas definitivas, a Galp Energia pagará a tarifa provisória de 9,3 milhões de
Euros por ano, acrescida de 0,0014 Euros por m3, pelos serviços de armazenamento de gás
natural.
• Instalações de regaseificação (acções da sociedade SGNL). 30,0 milhões de Euros, pagos à
Transgás SGPS e à GDP, relativamente à venda das acções da SGNL, sendo que 11,6 milhões
correspondem ao valor das acções e 18,3 milhões de Euros correspondem ao valor dos
empréstimos das accionistas (Transgás SGPS e GDP) à SGNL. O montante de 11,6 milhões de
Euros será objecto de ajustamento (tanto para valores superiores, como para valores
inferiores), em função das tarifas que vierem a ser fixadas no contexto do quadro regulativo
definido pela ERSE, designadamente no que se refere à tarifa a aplicar pela REN aos serviços de
regaseificação de gás natural liquefeito. Até à entrada em vigor das tarifas definitivas, o
contrato de compra e venda estabelece uma tarifa fixa provisória de 29,7 milhões de Euros por
ano, acrescida de 0,0019 Euros por m3 pelos serviços de regaseificação, tarifa esta a ser paga
pela Galp Energia.
Os valores de venda supra referidos diferem dos valores de venda utilizados na preparação das
demonstrações financeiras pró-forma em 31 de Dezembro de 2005 e 30 de Junho de 2006,
derivado da alteração do montante de dívida líquida e do valor do “cushion gas”. Para informação
mais detalhada, vide “Informações Financeiras Sobre o Activo e o Passivo, A Situação Financeira e
os Ganhos e Prejuízos do Emitente – Informações Financeiras Pró-Forma - Descrição do processo
de separação das actividades reguladas e preço de venda das actividades reguladas” infra.
Os ajustamentos ao preço acima referidos serão efectuados no prazo previsto de 45 dias após
a data de entrada em vigor do quadro regulativo, no qual se estabeleça, nomeadamente, os
termos, condições e tarifas para o acesso de terceiros às infra-estruturas relativas às
Actividades Reguladas. Os referidos ajustamentos serão efectuados com recurso a avaliação
efectuada por três peritos, sendo dois deles nomeados por cada uma das partes, e o terceiro
nomeado pelos dois primeiros peritos.
Em consequência do Processo de Separação das Actividades Reguladas, foram transferidos
para a REN 156 trabalhadores da Transgás no âmbito da transmissão de estabelecimento
comercial acima referida. Para além desta transferência de trabalhadores, mantêm-se na REN
Atlântico, anteriormente designada SGNL, os 32 trabalhadores que integravam o quadro de
pessoal da empresa previamente ao Processo de Separação das Actividades Reguladas.
46
Os fundos provenientes da venda das Actividades Reguladas foram aplicados, tal como
aprovado na Assembleia Geral do dia 31 de Agosto de 2006, no pagamento do dividendo
extraordinário pela Galp Energia, no montante total de 870,7 milhões de Euros, ou seja, 1,05
Euros por acção (vide “Política de Dividendos” infra).
Actividades desenvolvidas pela Transgás após a conclusão do Processo de Separação
das Actividades Reguladas
Depois do Processo de Separação das Actividades Reguladas, a Transgás continuará a
desenvolver a actividade não regulada de aprovisionamento e comercialização de gás natural,
nos seguintes termos:
• Aprovisionamento de gás natural. A Transgás manterá os seus contratos de aquisição de
gás natural e de gás natural liquefeito com a Sonatrach (na Argélia) e a NLNG (na Nigéria);
• Gasodutos internacionais. A Transgás manterá as suas participações sociais nas sociedades
•
EMPL, Metragaz - Société pour la Construction et L’Exploitation Technique du Gazoduc Magrehb
Europe (“Metragaz”), Gasoducto Al-Andaluz, S.A. e Gasoducto de Extremadura, S.A;
Venda de gás natural. A Transgás irá vender gás natural a todos os seus clientes elegíveis,
de acordo com a calendarização definida pelo Decreto-Lei 140/2006 para a liberalização do
mercado de gás natural, em regime de mercado livre. No entanto, os Regulamentos
recentemente aprovados pela ERSE e já publicados em Diário da República, que poderão ser
interpretados por forma a conduzir a prejuízos para a Galp Energia, prevêem limitações ao
exercício desta actividade no que diz respeito à venda de excedentes de Gás Natural no âmbito
dos contratos de aprovisionamento em regime de take or pay. Consequentemente, a Galp
Energia desenvolverá as acções que considerar adequadas para salvaguardar a boa aplicação
do regime legal, não podendo, no entanto, assegurar que o seu entendimento venha a
prevalecer (para mais informações vide “Factores de Risco” supra).
De acordo com o Decreto-Lei 140/2006, os produtores de electricidade em regime ordinário
permanecerão vinculados aos contratos celebrados com a Transgás até ao respectivo termo,
independentemente da liberalização do mercado. Contudo, a partir de Janeiro de 2007, estas
empresas serão livres de escolher o respectivo fornecedor no que respeita a quantidades
adicionais às existentes nos contratos já celebrados (ou seja, quantidades superiores às
obrigações take or pay).
Para além das actividades não reguladas acima referidas, a Transgás desenvolverá, através da
Transgás Armazenagem e da Transgás Indústria, Sociedade Portuguesa de Fornecimento de Gás à
Indústria, S.A. (“Transgás Indústria”), ambas sociedades detidas pela Transgás em regime de
domínio total, as seguintes actividades reguladas:
• Armazenamento de gás natural. Foi atribuída à Transgás Armazenagem, uma concessão
válida por 40 anos, para o exercício da actividade de armazenamento subterrâneo de gás
natural, o que inclui, por um lado, a construção, operação, exploração, manutenção e expansão
das respectivas infra-estruturas, bem como das instalações necessárias para a sua operação e,
por outro lado, o recebimento, injecção, armazenamento subterrâneo, extracção, tratamento e
entrega de gás natural, quer para a constituição e manutenção de reservas de segurança, quer
para fins operacionais e comerciais. A referida concessão inclui as cavernas de armazenamento
subterrâneo de gás natural detidas e a construir pela Transgás Armazenagem em Pombal.
Actualmente, a Transgás Armazenagem detém uma caverna já em funcionamento e uma
segunda caverna em fase inicial de construção, cuja conclusão está prevista para finais de
2009. A Transgás Armazenagem beneficia de direitos de utilização do subsolo para a
construção de quatro cavernas adicionais, na zona de expansão situada em Pombal. As
47
cavernas de armazenamento subterrâneo de gás natural detidas pela Transgás Armazenagem
deverão ser alienadas à REN Armazenagem nas condições a acordar entre ambas, após
esgotada a capacidade de expansão desta, no caso de as mesmas virem a ser consideradas
pelo ministro responsável pela área da energia como necessárias ao reforço da capacidade de
reservas de segurança.
• Venda regulada de gás natural. Em 1 de Janeiro de 2007, a Transgás irá transferir para a
Transgás Indústria, os contratos de fornecimento em vigor celebrados com as distribuidoras de
gás natural e com clientes industriais com um consumo anual igual ou superior a 2 milhões de
m3 normais. A Transgás Indústria irá vender gás natural em regime de comercialização de
último recurso, para fornecimento de gás natural a clientes com um consumo anual igual ou
superior a 2 milhões de m3 (excepto se estes não cumprirem determinados requisitos de
elegibilidade), excluindo os produtores de electricidade em regime ordinário. Até 1 de Janeiro
de 2008, os preços aplicados pela Transgás Indústria na venda de gás natural serão os
decorrentes dos contratos transferidos pela Transgás.
A partir de 1 de Janeiro de 2008, o fornecimento de gás natural no âmbito da
comercialização de último recurso será regulado e sujeito a tarifa aprovada pela ERSE, nos
termos do regulamento aprovado a 11 de Setembro de 2006 (para mais informações vide
“Factores de Risco” supra e “Legislação que Regula a Actividade do Emitente” infra), e os
clientes serão livres de rescindir os respectivos contratos e de escolherem outro fornecedor.
No entanto, as distribuidoras de gás natural serão obrigadas a respeitar os compromissos
com quantidades mínimas de gás natural a adquirir assumidos em contratos de
fornecimento anteriormente celebrados com a Transgás e assumidos pela Transgás
Indústria, sendo, porém, livres de escolher outro fornecedor no que respeita a quantidades
adicionais às existentes nos contratos já celebrados (ou seja, quantidades superiores às
obrigações take or pay).
Separação de Activos de Gás Natural no âmbito da Rede de Distribuição
As distribuidoras de gás natural devem proceder à separação entre as actividades de
comercialização e as actividades de distribuição, no período de um ano após a data de entrada em
vigor do Decreto-Lei 140/2006 (“Separação dos Activos de Distribuição”). No mesmo período, os
gasodutos de média-baixa pressão e as UAGs actualmente detidas pela Transgás, deverão ser
transmitidos para as distribuidoras de gás natural que operam nas áreas respectivas.
A separação entre as actividades de comercialização e as actividades de distribuição ocorrerá da
seguinte forma:
• As infra-estruturas de distribuição de gás natural serão detidas e exploradas pelas
distribuidoras de gás natural;
• As distribuidoras de gás natural com menos de 100.000 clientes (como é o caso da Tagusgás e
da Beiragás e de todas as UAG’s) poderão desenvolver as duas actividades acima referidas no
âmbito da mesma entidade jurídica, exigindo-se uma mera separação funcional,
designadamente, através da separação contabilística;
• As distribuidoras de gás natural com 100.000 clientes, ou mais, só poderão desenvolver a
actividade de comercialização através de sociedades autónomas sujeitas ao seu domínio total
inicial.
Na sequência da Separação dos Activos de Distribuição, as distribuidoras de gás natural com
menos de 100.000 clientes e, no caso das distribuidoras de gás natural com 100.000 clientes ou
mais, sociedades autónomas por elas constituídas em regime de domínio total inicial, irão
desenvolver a actividade de comercialização de gás natural nos seguintes termos:
48
• Comercialização ao abrigo de uma licença de comercialização de último recurso, para
fornecimento de gás natural a clientes que consumam anualmente menos de 2 milhões de m3,
nas respectivas áreas geográficas e numa base de exclusividade. Todos os clientes que
consumam anualmente menos de 2 milhões de m3 de gás natural, poderão adquirir gás natural
às empresas distribuidoras, no regime de comercialização de último recurso (excepto se não
cumprirem determinados requisitos), mediante a aplicação de uma tarifa definida pela ERSE
nos termos do Regulamento aprovado a 11 de Setembro de 2006 (vide “Factores de Risco”
supra e “Legislação que Regula a Actividade do Emitente” infra).
• Comercialização de gás natural, de acordo com a calendarização definida pelo Decreto-Lei
140/2006 para a liberalização do mercado do gás natural, para fornecimento de gás natural a
todos os clientes elegíveis, em regime de mercado livre.
49
6.
PANORÂMICA GERAL DAS ACTIVIDADES
6.1. Análise Sectorial
Mercado Petrolífero Mundial
O sector petrolífero é, por natureza, uma área de actividade global. O petróleo bruto não é
consumido directamente, mas refinado dando origem a combustíveis (tais como a gasolina e o
gasóleo) e a outros produtos usados pela industria química. De acordo com a “BP Statistical
Review of World Energy”, de Junho de 2006, 36% das necessidades energéticas mundiais
foram supridas através de produtos refinados. Os produtos concorrentes mais próximos, o
carvão e o gás natural, corresponderam respectivamente a 28% e 23% dessas necessidades
globais, tendo a energia nuclear e a hidroeléctrica sido responsáveis por 6% cada.
Apesar de o crude ser uma commodity global, a grande maioria das reservas mundiais
encontra-se no Médio Oriente. Esta zona do globo domina as reservas provadas de petróleo
com quase dois terços dos 1.201 mil milhões de barris estimados que constituem as reservas
mundiais. A Arábia Saudita (264 mil milhões de barris), o Irão (138 mil milhões de barris) e o
Iraque (115 mil milhões de barris) são os três maiores detentores de reservas provadas de
petróleo a nível mundial.
Os três maiores produtores mundiais de petróleo em 2005, incluindo condensados de gás
natural, foram a Arábia Saudita (11,0 milhões de barris por dia), a Rússia (9,6 milhões de
barris por dia) e os Estados Unidos (6,8 milhões de barris por dia). Os principais consumidores
de petróleo são predominantemente os países desenvolvidos, sendo o crescimento da procura
impulsionado pelas economias em desenvolvimento como a Índia e a China. O quadro seguinte
apresenta as reservas provadas e o consumo de crude por região.
Reservas Provadas e Consumo de Crude
Reservas Provadas
em 31 de Dezembro de 2005
Total: 1.201 mil milhões de barris
Médio Oriente
Europa e Eurásia
África
Américas do Sul e Central
América do Norte
Ásia-Pacífico
(1)
62%
12%
10%
9%
5%
3%
Consumo de Crude em 2005
Total: 82,5 milhões de barris por dia
América do Norte
Ásia-Pacífico
Europa e Eurásia
Médio Oriente
Américas do Sul e Central
África
30%
29%
25%
7%
6%
3%
_______________________
Fonte: BP Statistical Review of World Energy, Junho de 2006
(1) As percentagens somadas não correspondem a 100% devido ao arredondamento efectuado.
Esta distribuição das reservas provadas demonstra, apenas de forma aproximada, como se
encontra distribuído no mundo o potencial de exploração de crude, pois, à medida que a
tecnologia vai evoluindo, torna-se possível e economicamente viável a prospecção e a
exploração de reservas anteriormente não comerciais.
Os preços do petróleo bruto e dos produtos refinados são determinados com base na procura e
na oferta global. Contudo, as políticas da Organização dos Países Exportadores de Petróleo
(“OPEP”) influenciam fortemente os preços do crude. A OPEP estabelece quotas de produção
entre os seus países membros, influenciando deste modo a oferta de petróleo bruto a nível
mundial. A OPEP é constituída pela Argélia, Indonésia, Irão, Iraque, Kuwait, Líbia, Nigéria,
Qatar, Arábia Saudita, Emiratos Árabes Unidos e Venezuela. Estes 11 países controlam 75,2%
das reservas mundiais provadas de petróleo e representaram 41,7% da produção global de
50
petróleo bruto em 2005. O clima e outros fenómenos naturais também influenciam os preços
do petróleo bruto, na medida em que a procura de combustíveis para aquecimento depende
das condições climatéricas e as catástrofes naturais podem originar interrupções no
fornecimento. O risco geopolítico em regiões críticas, tais como o Médio Oriente, e os níveis de
stocks em áreas de procura chave podem afectar o preço do petróleo bruto.
Os preços de petróleo bruto têm alcançado máximos históricos com o preço de petróleo bruto
Brent por barril a atingir, recentemente, mais de US$70. O quadro seguinte mostra a média
trimestral do preço do Brent Dated e a produção média diária de petróleo bruto desde o ano
2000 até ao segundo trimestre de 2006:
Média Trimestral do Preço do Crude
Média Trimestral do
preço (US$/bbl)
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
Primeiro Trimestre
Segundo Trimestre
Terceiro Trimestre
61,8
69,6
69,6
47,6
51,6
61,6
56,9
32,0
35,3
41,5
43,9
31,5
26,0
28,4
29,4
21,1
25,1
26,9
26,8
25,8
27,4
25,3
19,4
26,9
26,9
30,4
29,7
54,5
38,3
28,8
25,0
24,4
28,5
81.088
80.198
77.091
74.382
74.736
74.941
Quarto Trimestre
Anual
Média dos Volumes
de Produção
(kbbl/dia)
_______________________
Fonte: Platts.
A indústria petrolífera engloba quatro segmentos distintos: (i) exploração e produção (também
referido como E&P ou upstream), em que se procura descobrir novas reservas de
hidrocarbonetos e extrai-los; (ii) transporte (também referido como midstream), em que os
hidrocarbonetos são transportados da fonte de produção para as unidades de refinação; (iii)
refinação, em que o petróleo bruto e outras matérias-primas são convertidos em produtos
finais utilizáveis; e (iv) distribuição e comercialização, em que os produtos refinados são
fornecidos aos consumidores finais (refinação e distribuição são também referidas como
downstream). Os maiores grupos privados do sector petrolífero participam em todas as fases
da cadeia de valor, enquanto outros limitam a sua actividade a apenas algumas das fases.
A Exploração e Produção de Petróleo Bruto e Gás Natural
Exploração de Hidrocarbonetos
A exploração de hidrocarbonetos começa por realizar os estudos geológicos às bacias
sedimentares para analisar as condições da acumulação de hidrocarbonetos. São construídos
mapas de vários tipos para localizar áreas de retenção e identificar a correcta sequência das
camadas rochosas na sub-superfície com o objectivo de estudar o grau de maturidade da bacia
e analisar o potencial da fonte rochosa. Sempre que possível, são utilizadas amostras das
formações rochosas dos poços e das áreas adjacentes às bacias.
Os levantamentos geofísicos têm início, normalmente, com estudos gravíticos e
aeromagnéticos. São depois conduzidos estudos geofísicos mais detalhados através de
levantamentos sísmicos. Neste processo, a vibração criada à superfície, ou perto desta,
propaga-se até à sub-superfície, onde as ondas colidem com as várias formações rochosas e
são reflectidas de volta, sendo registadas à superfície por instrumentos de medição altamente
sensíveis. Os dados relativos ao tempo necessário para o percurso de ida e volta das ondas
reflectidas pelas várias formações e a intensidade dessas ondas são processados para se obter
51
as características gerais das formações subterrâneas e para cartografar as suas configurações
estruturais.
Os dados geológicos e geofísicos são processados e interpretados de modo a permitir a
identificação das condições da sub-superfície e os factores que poderão conduzir ao
reconhecimento de acumulações de hidrocarbonetos. Estes dados são também utilizados para
avaliar o risco de insucesso da exploração e analisar a viabilidade económica dos projectos de
exploração.
Quando se espera encontrar quantidades de hidrocarbonetos viáveis para exploração
comercial, é perfurado um poço de exploração. As jazidas são, por norma, complexas, com a
possibilidade de variações estruturais. O poço de exploração fornece dados adicionais sobre os
estratos rochosos e as suas propriedades físicas. Quando um poço de exploração revela a
presença de quantidades de hidrocarbonetos suficientes para permitir a exploração comercial
da jazida, é declarada uma descoberta e são, tipicamente, perfurados poços de avaliação para
confirmar os resultados obtidos. São também levados a cabo habitualmente testes para avaliar
a produtividade da jazida. Por norma, esta fase demora entre três e cinco anos podendo
prolongar-se, caso as operações realizadas nos primeiros anos não identifiquem claramente o
potencial da área.
Desenvolvimento e Produção
Uma vez confirmada uma descoberta, engenheiros, geólogos e geofísicos trabalham em
conjunto para estudar e avaliar o valor comercial de cada jazida petrolífera. Determinadas as
condições da sub-superfície, é delineado um plano de desenvolvimento para novos poços,
chamados poços de desenvolvimento, para a adequada drenagem da jazida, e um programa
específico para a operação de perfuração de cada poço. Os poços variam muito em termos de
complexidade e capacidade de produção. Adicionalmente, é necessário conceber as infraestruturas para trazer os hidrocarbonetos para a superfície, onde é feito o processamento, o
armazenamento e o transporte. A fase de produção dura tipicamente cerca de 20 a 30 anos,
podendo prolongar-se caso existam reservas comercialmente viáveis.
Natureza das Operações, Decisões de Investimento e Avaliação
Antes da tomada de decisão quanto à realização de um investimento na exploração de
hidrocarbonetos, deve avaliar-se as probabilidades de sucesso, bem como outros factores de
risco do investimento, para determinar se a área tem um potencial petrolífero elevado com
viabilidade comercial. Se for decidido investir, deve requerer-se uma concessão petrolífera ou
adquirir direitos de exploração (acordo de “farm in”) numa concessão petrolífera já existente.
Após a atribuição de uma área de concessão para exploração, é desenvolvido um programa de
exploração. Se forem encontradas reservas, é declarada a sua descoberta e são desenvolvidos
estudos económicos e técnicos para determinar a viabilidade comercial e a exequibilidade da
exploração. Se esses estudos indicarem que a exploração é comercialmente viável, o operador
deve requerer a aprovação de uma área de produção petrolífera junto da respectiva
autoridade reguladora, sob a forma de uma proposta para a delimitação da área de
exploração, incluindo a declaração de descoberta comercial e um plano de desenvolvimento
que deve identificar os planos de perfuração e de infra-estruturas necessárias. Tipicamente a
aprovação é condicionada ao cumprimento de todas as obrigações estabelecidas na concessão
ou licença e à verificação de pressupostos técnicos e económicos.
Um factor importante na exploração e produção de hidrocarbonetos é o montante de reservas
detidas. As reservas representam uma estimativa da quantidade de hidrocarbonetos, cuja
extracção é comercialmente viável a partir das jazidas conhecidas, nas condições económicas
52
actuais, utilizando processos conhecidos e segundo a regulamentação em vigor. Usando
pressupostos comummente aceites, as reservas são classificadas, em reservas provadas,
prováveis e recursos contingentes. Vide Glossário – “Reservas Provadas” e “Reservas
Prováveis” infra.
O factor mais importante que afecta a rendibilidade dos negócios E&P, é o preço do petróleo
bruto e do gás natural, uma vez que estes preços são determinados pelo equilíbrio entre a
oferta e a procura globais. Os operadores de E&P não têm controlo sobre os preços dos seus
produtos, pelo que são muito vulneráveis às variações dos preços de referência. Para mitigar
este efeito, recorre-se habitualmente a contratos de hedging e contratos de fornecimento a
longo prazo para estabilizar os cash flows. A eficácia operacional, sobretudo ao nível do
controlo dos custos operacionais e do custo de capital (referentes aos custos de exploração e
desenvolvimento de novas reservas) são também factores importantes para a rendibilidade
das operações.
O Sector da Refinação Petrolífera Mundial
Variedades do Crude
A qualidade do crude é medida em termos de densidade (leve a pesado) e teor de enxofre
(sweet a sour). A densidade é classificada pelo American Petroleum Institute (“API”), cuja
medida de densidade API (“API gravity”) é definida com base na densidade do crude a uma
temperatura de 15,6 graus centígrados. Quanto mais elevada for a API gravity, mais leve é o
crude. Os crudes leves são tipicamente os que apresentam uma API gravity de 33 graus ou
mais, enquanto os crudes pesados apresentam uma API gravity de 29 graus ou menos. Um
crude pesado é geralmente considerado como de “qualidade inferior” por conter um maior teor
de hidrocarbonetos pesados. Isto significa que, no processo de refinação, a destilação produz
uma maior quantidade de produtos petrolíferos de menor valor tais como gás pesado e
fuelóleo. O crude leve tem uma maior procura, dado que produz uma maior quantidade de
produtos finais leves e, portanto, uma gama de produtos refinados de maior valor.
Um teor de enxofre elevado (crude sour) não é desejável para o processamento e é
considerado um produto de baixa qualidade. É preferível um baixo teor de enxofre (crude
sweet), uma vez que requer menos unidades de processamento para reduzir o teor de enxofre
e atingir os padrões de qualidade dos combustíveis. O crude sour é habitualmente definido
como crude com teor de enxofre superior a 0,5%, enquanto o crude sweet apresenta um teor
de enxofre inferior a 0,5%.
A seguir apresentam-se as API gravity e os teores de enxofre de alguns crudes de referência:
• O West Texas Intermediate (WTI), o petróleo de referência dos EUA, é um crude leve e sweet
com uma API gravity de aproximadamente 40 graus e um teor de enxofre de aproximadamente
0,3%;
• O petróleo Brent (Brent blend) é um crude leve e sour, do Mar do Norte, com uma API gravity
de aproximadamente 38 graus e teor de enxofre de aproximadamente 0,4%. A maior parte do
Brent é refinada no Noroeste da Europa, embora também sejam exportados volumes
significativos para os Estados Unidos e para a zona do Mediterrâneo. De acordo com a
International Petroleum Exchange, o Brent é utilizado para a fixação do preço de dois terços
das transacções de crude a nível internacional;
• O petróleo de exportação russo, que constitui o crude de referência da Rússia (“Russian Export
Blend”), vulgarmente conhecido por Urais, é uma gama de várias qualidades de crude para
53
exportação e para utilização interna na Rússia. O Russian Export Blend é um crude médio e
sour com uma API gravity de aproximadamente 32 graus e teor de enxofre de
aproximadamente 1,2%.
Os crudes sweet ou sour como o Brent e o WTI tendem a ser mais caros que os crudes mais
pesados como o Russian Export Blend ou o crude produzido em muitos países da América do
Sul. O diferencial de preços tornou-se mais pronunciado nos últimos anos. A oferta global tem
sido cada vez mais de crude pesado e sour, enquanto a procura de produtos refinados mais
leves registou um aumento e a procura de produtos refinados mais pesados sofreu um declínio
em muitas regiões do mundo. Sem uma capacidade de conversão apropriada, as refinarias são
obrigadas a comprar crudes mais leves e mais sweet e também mais caros e menos
abundantes para produzir os produtos refinados pretendidos pelo mercado.
Produtos Refinados
Produtos Destilados Leves
Os gases de petróleo são os produtos mais leves extraídos do processo de refinação,
consistindo sobretudo em metano, etano, propano e butano. Estes produtos encontram-se no
estado gasoso à temperatura ambiente e as suas utilizações abrangem desde o aquecimento,
até à utilização como matéria intermédia nos processos de produção da indústria
petroquímica. Os gases de petróleo podem ser liquefeitos sob pressão para se obter gás de
petróleo liquefeito (“GPL”) abastecido por tubagem, em tanques ou em cilindros/garrafas.
A nafta é um líquido leve e facilmente vaporizável utilizado principalmente como matériaprima pela indústria petroquímica para a produção de etileno, propileno, butadieno, benzeno,
tolueno e xilenos. Estes são, por sua vez, utilizados na produção de plásticos, fibras sintéticas,
borrachas sintéticas e outros produtos.
A gasolina é um combustível que vaporiza abaixo do ponto de ebulição da água. A gasolina é
classificada com base no número de octanas, que consiste num índice que descreve a
capacidade de o combustível queimar de modo uniforme e de resistir à detonação quando
queimado num motor. Os vários componentes primários da gasolina são misturados para que
sejam obtidas as diferentes especificações (como por exemplo, gasolina de Verão ou de
Inverno).
Produtos Destilados Intermédios
O querosene e o jet fuel são combustíveis líquidos utilizados em diversos motores (motores a
jacto, por exemplo), ou como base para fabricação de outros produtos.
O gasóleo é um combustível líquido utilizado em motores diesel, como gasóleo de aquecimento
doméstico ou como base para fabricação de outros produtos.
Produtos Destilados Pesados
O óleo lubrificante é utilizado no fabrico de óleos para motores e outros lubrificantes. Não
vaporiza à temperatura ambiente.
O gás pesado e o fuelóleo são utilizados em embarcações marítimas, centrais eléctricas,
edifícios comerciais e unidades industriais. Os fuelóleos são frequentemente utilizados em
combinação com outros combustíveis destilados.
54
Os produtos residuais abrangem sólidos como o coque e o asfalto, podendo ser utilizados
como base para o fabrico de outros produtos, como o betume e as parafinas.
O Processo de Refinação
O crude contém centenas de tipos diferentes
petróleo é o processo através do qual os
variedade de produtos intermédios e finais.
refinação para separar o crude em substâncias
de hidrocarbonetos misturados. A refinação do
hidrocarbonetos são separados numa grande
Há, tipicamente, quatro grandes estágios de
utilizáveis:
• separação física dos vários tipos de hidrocarbonetos através da destilação;
• purificação de produtos intermédios em unidades de pré-tratamento;
• processamento químico das fracções de menor valor em produtos mais leves; e
• tratamento e mistura de produtos intermédios por remoção de elementos e compostos
indesejáveis para integração em produtos finais.
Cada um dos passos do processo de refinação destina-se a maximizar o valor acrescentado às
matérias nele processadas. As refinarias mais simples realizam apenas a primeira função
(destilação do crude), enquanto as refinarias mais complexas também realizam as outras três
funções. Os parágrafos seguintes descrevem o processo de refinação de uma refinaria
complexa típica.
Destilação. A unidade de destilação atmosférica é a primeira unidade refinadora a processar o
crude. No processo de destilação, o crude é fraccionado em produtos intermédios sem
alteração da composição química das moléculas. O crude é aquecido e separado por ebulição,
nas unidades de destilação, e recuperado na forma de fracções de hidrocarbonetos. As
fracções da ebulição mais baixa, que incluem gases do petróleo e nafta, vaporizam e saem no
topo da coluna de destilação. Os líquidos da ebulição média (que incluem gasolina e
querosene) e os destilados como o gasóleo e o óleo de aquecimento, vaporizam a
temperaturas mais elevadas e são retirados da secção média da coluna de destilação. Os
líquidos mais pesados, que incluem fuelóleo pesado e óleo lubrificante (também chamados
resíduos da destilação atmosférica) não são vaporizados e são retirados da parte inferior da
coluna de destilação atmosférica.
Uma outra forma de separação consiste na destilação no vácuo, que pode ser utilizada para
tratar resíduos resultantes do processo inicial de destilação do crude mediante uma nova
separação dos hidrocarbonetos sob baixa pressão na unidade de destilação no vácuo. Estes
resíduos de vácuo podem ser processados e melhorados em produtos destilados leves e
médios ou utilizados na produção de fuelóleo e betumes. As várias fracções são então
bombeadas para a unidade seguinte do circuito da refinaria para subsequente processamento
e transformação em produtos de maior valor acrescentado.
Purificação. São utilizados vários processos de beneficiação com vista à purificação dos
produtos destilados e à modificação das moléculas dos hidrocarbonetos, para se obter
características e propriedades adequadas para utilização final. A purificação pode ser
necessária para cumprir especificações de qualidade final ou para evitar a contaminação ou o
envenenamento de catalizadores noutros processos. Estes processos de pré-tratamento
também podem reduzir os teores de enxofre e nitrogénio e, assim, melhorar as características
de queima do produto final. Os processos de purificação mais importantes correspondem,
nomeadamente aos processos de tratamento de sulfeto de hidrogénio e monóxido de carbono.
55
Processamento Químico. O passo seguinte do processo de refinação consiste em converter
quimicamente algumas das fracções resultantes do processo de destilação noutras fracções
mais leves. Existem três métodos diferentes de transformar uma fracção noutra: (i) cracking,
(ii) unificação e (iii) alteração.
Cracking. O cracking é o processo pelo qual os hidrocarbonetos são fraccionados, ou
craqueados, em fracções menores, seja por meio de calor (cracking térmico) ou de
catalizadores (cracking catalítico). No cracking térmico, os hidrocarbonetos são submetidos a
altas temperaturas, e, eventualmente a altas pressões, até se separarem. Existem três
metodologias comuns de cracking térmico: vapor (steam), viscorredução (visbreaking) e
coquefacção (coking). O vapor é o processo através do qual os produtos mais leves são
fraccionados para produzir etileno e benzeno, que são depois utilizados na indústria química. A
viscorredução é o processo através do qual os resíduos de vácuo são convertidos em nafta e
gasóleo a altas temperaturas sem catalizadores, o que liberta combustível de baixa
viscosidade como produto residual. A coqueificacção é o processo pelo qual os resíduos de
vácuo recebem um tratamento térmico intenso, sendo o produto residual libertado o coque,
uma substância sólida semelhante ao carvão. O cracking catalítico utiliza um catalizador para
acelerar o processo através do qual os hidrocarbonetos são fraccionados ou craqueados. O
cracking catalítico de fluidos utiliza um fluido catalizador a elevada temperatura para
fraccionar o gasóleo pesado em gasóleo e gasolina. O hydrocracking utiliza hidrogénio e um
catalizador a baixas temperaturas e altas pressões para fraccionar o óleo pesado em gasolina
e querosene.
Unificação. A unificação combina hidrocarbonetos menores para formar hidrocarbonetos
maiores. O processo de unificação mais comum é o da reformação catalítica, que utiliza um
catalizador para combinar a nafta de baixa gravidade em aromáticos, que são utilizados como
matéria-prima na indústria petroquímica. O processo de reformação produz quantidades
significativas de hidrogénio como subproduto, que pode ser utilizado no processo de
hydrocracking.
Alteração. No processo de alteração, a estrutura molecular de vários hidrocarbonetos é
modificada de modo a produzir os hidrocarbonetos desejados. O principal processo de
alteração é chamado alquilação (alkylation), que é basicamente o inverso do cracking. Neste
processo, compostos menos densos como a nafta são misturados com catalizadores,
produzindo hidrocarbonetos com um elevado índice de octanas que podem ser utilizados em
misturas de gasolinas.
Tratamento de Produtos Intermédios. A parte final do processo de refinação consiste no
tratamento de produtos intermédios, em que são removidas impurezas como o enxofre,
nitrogénio, oxigénio, água, metais dissolvidos e sais inorgânicos. O tratamento mais
importante nesta fase é a dessulfuração, em que os produtos intermédios são aquecidos em
unidades de hidrotratamento a alta pressão na presença de hidrogénio e catalizadores. Após
as fracções terem sido tratadas, estas são arrefecidas e processadas para aumentar o teor de
octanas, reduzir a pressão de vapor e satisfazer outras especificações de produto. O aumento
do teor de octanas é conseguido através de uma unidade de reformação catalítica que
converte fracções de nafta ou de gasolina de baixo teor de octanas em gamas de gasolina com
um teor de octanas superior.
Configuração das Refinarias
A gama e a qualidade de produtos refinados que são produzidos numa refinaria depende dos
tipos de crude utilizados como matéria-prima e das estruturas instaladas na refinaria. Os
56
crudes leves e sweet geram quantidades mais elevadas de produtos refinados de maior valor,
tais como gasolina, jet fuel e gasóleo. Os crudes mais pesados e mais sour produzem maiores
quantidades de produtos de menor valor, como os fuelóleos. A configuração de certas
refinarias, em particular na América do Norte, é tipicamente orientada para a produção de
produtos destilados leves, como a gasolina, enquanto a configuração das refinarias na maioria
das demais regiões, como é o caso da Europa, é tipicamente orientada para a produção de
produtos destilados médios, como o gasóleo e o jet fuel. Existem, por outro lado, refinarias
configuradas para a produção de outros produtos especializados, tais como óleos base,
naftenos e betumes.
As refinarias podem geralmente ser divididas em duas categorias principais: refinarias simples
de hydroskimming e refinarias complexas. As refinarias simples de hydroskimming executam
principalmente o processo de destilação, enquanto as refinarias complexas desenvolvem duas
funções adicionais: conversão das fracções de hidrocarbonetos produzidas no processo de
destilação do crude noutros produtos; e o tratamento de produtos intermédios para se
obterem produtos de maior valor. Deste modo, as refinarias simples produzem produtos
petrolíferos de menor valor do que os das refinarias complexas, para uma mesma gama de
crudes.
A configuração das refinarias complexas é orientada para a maximização, quer da produção de
gasolina (cracking catalítico), quer de produtos destilados intermédios (hydrocracking). Para
além disso, estas refinarias utilizam várias capacidades secundárias de processamento para a
beneficiação dos resíduos de vácuo. As refinarias configuradas para possuírem uma grande
capacidade de conversão e dessulfuração conseguem obter rendimentos mais elevados nos
produtos refinados de maior valor, ja que processam crudes mais pesados e mais sour do que
as refinarias com capacidade inferior de conversão e dessulfuração. A complexidade de uma
refinaria refere-se, portanto, à respectiva capacidade de processar matéria-prima, como
crudes mais pesados e com maior teor de enxofre, em produtos com valor acrescentado.
Tipicamente, quanto maior a complexidade, mais flexível a gama de crudes que a refinaria
consegue processar e melhor posicionada está para tirar partido dos crudes com custos mais
baixos, o que resulta num incremento das margens brutas da refinaria.
O quadro seguinte apresenta um resumo dos diferentes processos de refinação, bem como das
matérias-primas e dos produtos petrolíferos utilizados.
Processo
Matérias-Primas
Principais Produtos
Finalidade
Destilação de Crude
Crude
GPL, nafta leve, nafta
pesada, querosene,
gasóleo e fuelóleo
Separação do crude em
fracções de acordo com os
seus pontos de ebulição
Isomerização
Nafta leve
GPL e isómero
Transformação da nafta leve
(componente com baixo teor
de octanas) em isómero
(componente com alto teor de
octanas mais elevado) através
da presença de um catalizador
e hidrogénio.
Alquilação
Componentes C4
fraccionados
Alquilato
Conversão da matéria-prima
em alquilato, um componente
primário da gasolina
premium.
57
Processo
Matérias-Primas
Principais Produtos
Finalidade
Regeneração
Catalítica Contínua
(Platforming)
Nafta pesada
Gás rico em hidrogénio,
GPL e reformado
Transformação de
componentes de baixo teor de
octanas em componentes de
alto teor de octanas mais
elevado através da presença
de um catalizador.
Cracking Catalítico
Fluidificado
Gasóleo de vácuo
GPL, gasolina, gasóleo e
fuelóleo
Transformação de gasóleos de
vácuo principalmente em GPL
e gasolina, mas também
produz gasóleo e fuelóleo,
através da presença de um
catalizador.
Hydrocracking
Gasóleo de vácuo
GPL, nafta leve, nafta
pesada, querosene e
gasóleo.
Transformação de gasóleos de
vácuo principalmente em
querosene e gasóleo na
presença de um catalizador e
hidrogénio.
Cracking Térmico –
Viscorredução
(visbreaking)
Resíduo de vácuo
Fuelóleo
Redução da viscosidade do
produto residual de vácuo por
sujeição a altas temperaturas
sem catalizador.
Cracking Térmico –
Coquefacção
Retardada (Delayed
Coking)
Resíduo de vácuo
GPL, nafta, gasóleo e
coque de petróleo
Maximização da conversão
para produtos destilados leves
e médios através da forma
mais intensa de cracking
térmico e coquefacção
Hidrotratamento /
Hidrodessulfuração
Nafta / gasolina /
gasóleo com alto
teor de enxofre
Nafta / gasolina /
gasóleo com menor teor
de enxofre
Redução do teor de enxofre e
outras impurezas através da
presença de um catalizador e
hidrogénio.
Características das Refinarias
Os critérios-chave para se avaliar a atractividade de uma determinada refinaria são os
seguintes:
Dimensão. A indústria de refinação é uma actividade capital intensiva com economias de
escala, sendo as infra-estruturas de maior dimensão capazes de captar margens superiores às
conseguidas pelas infra-estruturas de menor dimensão (para uma mesma configuração). O
crude representa tipicamente 90% a 95% dos custos totais de refinação. Uma vez que os
demais custos de refinação são relativamente fixos, o objectivo das refinarias consiste em
maximizar as taxas de utilização, maximizar a produção de produtos de maior valor, minimizar
os custos das matérias-primas e minimizar os custos operacionais.
Complexidade. A capacidade de destilação de uma refinaria é determinada pela sua
complexidade, uma medida técnica utilizada como indicador da eficiência e da rendibilidade
potencial. A complexidade é geralmente medida com referência aos índices de complexidade
Solomon ou Nelson. Ambos os índices são calculados utilizando uma fórmula que atribui um
factor de complexidade a cada processo principal de refinação (com base na sua complexidade
e custo) e ponderando a importância de cada factor por referência ao seu débito de produção.
Por exemplo, uma refinaria com um índice de complexidade 10 é considerada dez vezes mais
complexa do que a destilação básica de crude para o mesmo débito de produção. Por outro
lado, embora uma maior complexidade indique a capacidade de produzir produtos com um
maior valor e de alcançar margens brutas mais elevadas, também aumenta os custos
58
operacionais. Deste modo,
rendibilidades mais elevadas.
uma
maior
complexidade
não
garante
necessariamente
Localização. O interesse de uma dada localização para uma refinaria é influenciado pela
facilidade de acesso a matérias-primas e à estrutura do mercado local de produtos refinados, o
que tem impacto na estrutura dos preços. A localização também determina os meios de
transporte das matérias-primas e dos produtos refinados. Tipicamente, as refinarias são
construídas em áreas onde o operador recebe maiores retornos resultantes dos preços dos
produtos, após dedução dos seus custos operacionais e de transporte. As refinarias localizadas
em áreas costeiras tendem a ter uma vantagem competitiva face às refinarias localizadas no
interior, devido aos menores custos de transporte envolvidos. Do mesmo modo, os operadores
de refinarias localizadas em áreas com grande procura gozam de uma vantagem competitiva
face a outros concorrentes.
Integração. A integração é a medida das sinergias alcançáveis com outros sectores relevantes
para a actividade, tais como o da produção de energia e o petroquímico. As refinarias podem
ser operadas como parte de companhias petrolíferas integradas ou como empresas
independentes. O nível de integração difere de empresa para empresa, mas pode variar desde
grupos petrolíferos com grandes operações upstream, midstream e downstream, além de
unidades petroquímicas e de produção de energia, até operadores de menor dimensão com
operações upstream, refinação e comercialização em menor escala. Muitos refinadores de
petróleo, tanto integrados como independentes, distribuem os seus produtos refinados através
das suas próprias redes de comercialização a retalho e grossistas.
Procura e Oferta de Produtos Petrolíferos
A procura de produtos refinados tem registado um crescimento constante durante a primeira
metade do último século, tendo as companhias petrolíferas investido em novas unidades de
refinação e conversão. No entanto, a crise petrolífera de 1973 quebrou a tendência da
crescente procura de produtos petrolíferos e, desde então, a indústria refinadora tem-se
caracterizado pela sua sobrecapacidade. A segunda crise petrolífera de 1979 e 1980 acentuou
ainda mais este fenómeno. Durante as décadas de 1980 e 1990, foram encerradas várias
refinarias, e apenas algumas unidades foram construídas. A capacidade global de refinação, no
entanto, aumentou em virtude da remodelação, descongestionamento e expansão das
unidades existentes, enquanto a procura subsequente registou um crescimento mais rápido, o
que contribuiu largamente para a diminuição da referida sobrecapacidade.
Os crack spreads, que representam a diferença entre o preço de um barril de produto refinado
e um barril de crude, aumentaram recentemente sobretudo em virtude da paragem da
capacidade de refinação nos Estados Unidos devido aos furacões Katrina e Rita. Os dados de
mercado relativos a contratos de futuros divulgados pela Platts em Junho de 2006 indicam que
os intervenientes no mercado esperam que o Crack Spread Rotterdam continue a aumentar
até 2008.
Esta tendência do mercado reflecte um aumento global da procura de combustíveis “limpos”
em termos ambientais, uma inflexão na procura do gasóleo em detrimento da gasolina na
Europa, e um declínio estrutural da procura de produtos pesados como o fuelóleo, devido a
preocupações de ordem ambiental e a uma maior utilização do gás natural.
O défice de produção de gasóleo é expectável que venha a aumentar no futuro próximo. As
tabelas seguintes apresentam a produção mundial de crude (a actual e a esperada) por tipo de
crudes para os anos entre 2000 e 2015 e as diferenças históricas de preço entre o crude
Iraniano (pesado) e o Brent (leve):
59
Produção mundial de crude
(milhões de bbl/dia)
Crudes pesados
Crudes intermédios
Crudes leves
2000
19
24
27
2005
27%
34%
39%
23
27
26
30%
36%
34%
2010 (E)
2015 (E)
27
28
26
33
30
24
33%
35%
32%
Crescimento
anual
38%
34%
28%
3,80%
1,46%
(0,76%)
_______________________
Fonte: Roland Berger Data Bank
Diferencial de Preço entre crude
pesado e crude leve
1º trimestre
2006
2005
2004
2003
2002
Média de crude Iraniano (US$/bbl)
Média de crude Brent (US$/bbl)
Diferença média (US$/bbl)
Diferencial (%)
58,98
65,89
6,91
10,5%
46,94
54,50
7,66
14,1%
34,09
38,28
4,19
10,9%
26,20
28,86
2,66
9,3%
22,54
25,03
2,49
10,0%
_______________________
Fonte: Bloomberg
As refinarias requerem capacidades adicionais de processamento ou conversão para
transformar crudes pesados e sour nos produtos leves procurados pelo mercado. Não tendo
essa capacidade, o processamento de crudes pesados e sour produz maiores volumes de
produtos mais pesados e menores volumes de produtos leves.
Estas tendências de procura de produtos e oferta de crude, combinadas com a falta de
capacidade de conversão na Europa, deram origem a um desequilíbrio entre os produtos
procurados pelos consumidores Europeus e os produtos produzidos pelos refinadores
Europeus. É de esperar que este desequilíbrio se acentue, salvo se existirem investimentos
substanciais na capacidade de conversão. Essa capacidade de conversão requer montantes de
capital substanciais e vários anos para planear e construir.
Margens de Refinação
Um factor importante na determinação da capacidade de geração de cash flows por parte das
refinarias são as margens de refinação, que reflectem a diferença entre os preços de conjunto
dos produtos refinados e o preço do crude e outras matérias-primas. As margens de refinação
são principalmente influenciadas pelos preços do crude e dos produtos refinados.
Existem diversas formas de calcular as margens de refinação, consoante o nível de
complexidade. Todas elas, no entanto, se baseiam no diferencial de preço entre o crude e um
determinado cabaz de produtos refinados. A principal dificuldade verificada no cálculo das
margens de refinação é a vasta variedade de produtos, o que torna a comparação directa
entre diferentes refinarias e regiões muito difícil.
Uma das abordagens mais simples, comummente conhecida como a 3-2-1 crack spread,
pressupõe que três barris de crude geram dois barris de gasolina e um barril de produtos
destilados intermédios. Os rácios utilizados reflectem geralmente a complexidade de uma dada
refinaria ou região, uma vez que a gasolina e os produtos destilados intermédios, em conjunto,
representam tipicamente a maioria da produção de uma refinaria, cuja abordagem oferece
uma aproximação simples e razoável das margens de refinação.
Uma forma alternativa de calcular as margens de refinação consiste na utilização de um
modelo computorizado que incorpora um programa linear ou algorítmico. O modelo pressupõe
que as refinarias utilizem diferentes qualidades de crude à medida que os respectivos preços
variam, alterando a gama de produtos refinados de acordo com o custo do crude e os preços
60
potenciais da produção. Estes modelos permitem habitualmente ao utilizador verificar a
qualidade típica de crude produzida numa região ou refinaria e os preços actuais dos produtos.
Posteriormente, fornecem uma margem teórica que contabiliza os custos de transporte. Os
modelos mais comuns utilizados na indústria petrolífera são as margens Argus, Platts e Wood
Mackenzie.
A configuração de uma determinada refinaria afecta de forma significativa as suas margens de
refinação. Refinarias com unidades de conversão, tais como as refinarias hydrocracking,
geralmente têm margens de refinação mais elevadas do que as menos complexas que não
possuem capacidade de conversão. Assim, as refinarias equipadas com hydrocrackers ou com
outras unidades de conversão têm capacidade de extrair valores mais elevados por barril do
que as refinarias menos complexas, produzindo uma gama de produtos mais atractiva.
Recentemente, tem-se verificado uma tendência de aumento dos spreads entre as margens
complexas e as simples. De acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE), os spreads
históricos entre as margens de cracking e hydroskimming no Noroeste da Europa foram de
US$1,84/barril em 2003, de US$4,11/barril em 2004 e de US$4,83/barril em 2005.
Consequentemente, muitos dos intervenientes desta indústria têm vindo a investir em
unidades de conversão para aumentar a rendibilidade.
A nível regional, as margens de refinação são sobretudo influenciadas pela taxa de utilização
de capacidade. Os três principais centros regionais de refinação são a US Gulf Coast ou
“USGC” (Costa do Golfo dos EUA), a Northwestern Europe ou “NWE” (Noroeste Europeu,
também designado como Roterdão) e Singapura. As margens de refinação são habitualmente
cotadas por referência às margens benchmark destes três centros. As margens de refinação
nestas regiões podem diferir substancialmente, dependendo das condições locais, mas
permanecem globalmente conjugadas, dado que os custos de refinação são semelhantes em
todo o mundo e o custo de transporte é relativamente baixo.
Descrição Geral do Mercado do Gás Natural
Durante a maior parte do século passado, o gás natural foi muito menos utilizado como fonte
de energia do que o carvão e o petróleo, sobretudo devido às dificuldades que o transporte do
gás natural apresenta. Hoje em dia, os avanços tecnológicos tornaram relativamente fácil o
transporte do gás natural através de gasodutos ou, na forma líquida, transportado em navios
e regaseificado antes da entrega aos utilizadores finais. Por outro lado, o gás natural é um
combustível fóssil relativamente limpo. O aumento da consciencialização da opinião pública
quanto às questões ambientais promoveu a utilização do gás natural como fonte de energia.
Consequentemente, nas últimas duas décadas assistiu-se a um rápido aumento do consumo
de gás natural em muitas regiões. Cerca de um quarto das necessidades energéticas mundiais
são hoje supridas pelo gás natural. Os países que apresentam um baixo nível de consumo de
gás natural são mercados de crescimento natural. O quadro seguinte mostra o consumo de
gás natural em percentagem do total das fontes de energia primária e o consumo per capita
em vários países Europeus, referente a 2005:
Itália ..............................................
Holanda ..........................................
Reino Unido.....................................
Alemanha .......................................
Bélgica e Luxemburgo.......................
% das fontes de
Energia Primária
(2005)
38,7%
37,5%
37,4%
23,9%
20,9%
Consumo Per
Capita (1.000
m³)
1,4
2,4
1,6
1,0
1,5
Preços do Gás
Natural Janeiro
2006 (€/m³) (1)
0,693
0,711
0,346
0,671
0,567 (2)
61
Espanha .........................................
Portugal ........................................
19,7%
11,7%
0,8
0,4
0,572
0,610
Média dos 25 países Europeus ............
24,7%
1,0
0,547
_______________________
Fonte: BP Statistical Review of World Energy, Junho de 2006, Eurostat e DGGE.
(1) Preços de gás natural para um consumidor residencial com um consumo médio anual de 2.000 m3
(2) O valor apresentado é referente apenas à Bélgica.
O gás natural que é fornecido à maior parte das residências é tradicionalmente uma mistura
de gases, sendo composto por aproximadamente 90% de metano (CH4). As características da
mistura tornam-no ideal para utilizações correntes, nomeadamente:
• Chama facilmente controlável e com temperatura constante;
• Sistema de fluxo contínuo sem necessidade de armazenamento nas infra-estruturas do
utilizador;
• Combustível “limpo” com emissões de carbono relativamente baixas;
• Poder calorífico entre 9.000 e 12.000 Kcal; e
• Quimicamente inodoro (embora por lei seja obrigatório o uso de odores quando o gás é vendido
para uma utilização comercial, de modo a tornar as fugas mais facilmente detectáveis).
Aproximadamente 66% das reservas mundiais provadas de gás natural estão localizadas no
Médio Oriente e na Rússia. O efeito combinado de diferentes características físicas e da
concentração das reservas influenciou o modelo do negócio do gás natural, que consiste numa
mistura entre as cadeias de valor do petróleo e da electricidade. Nas fases de exploração e
produção, o modelo de negócio do gás natural é semelhante ao do petróleo, tendo em conta
os seus métodos de extracção. Em estágios subsequentes, o modelo de negócio do gás natural
aproxima-se mais do da electricidade, dado o método de transporte e de distribuição.
Nas últimas duas décadas, o surgimento das tecnologias do GNL (gás natural liquefeito) e GTL
(gas-to-liquids, ou liquefacção química) permitiram transformar o gás natural de fonte de
energia regional para commodity do mercado global. O desenvolvimento e proliferação do gás
natural, estavam limitados a certos mercados, quer devido à sua localização geográfica, quer
devido à falta de fontes de aprovisionamento regionais. Contudo, desde então, estes mercados
desenvolveram infra-estruturas de gás natural tais como terminais de regaseificação de GNL e
redes de distribuição. Deste modo, produtores que anteriormente eliminavam o gás natural
como um subproduto indesejável da produção de petróleo estão agora a construir infraestruturas para captarem os benefícios económicos da sua exploração.
Dado que o gás natural é encarado como uma fonte global de energia, os produtores estão a
vender gás natural a uma escala geográfica mais ampla e não apenas na sua própria região. A
possibilidade de transportar gás natural através de longas distâncias permitiu o
desenvolvimento dos mercados, podendo agora os distribuidores enviar o gás natural para as
zonas onde são oferecidos maiores rendimentos, independentemente da localização
geográfica. Dado que alguns mercados de consumo intensivo de gás natural como os Estados
Unidos e o Reino Unido esgotaram parcialmente as suas reservas, esta tendência, tal como o
aumento da concorrência no acesso aos fornecedores de gás natural, deverão manter-se no
futuro próximo.
62
Em virtude dos elevados custos envolvidos na construção de infra-estruturas de transporte e
distribuição de gás natural, as companhias do sector tendem a ser monopólios naturais nas
áreas onde operam. Sendo o gás natural uma importante fonte energética para vários países,
os Estados tendem a regular as companhias que operam nesta indústria, nomeadamente
mediante o estabelecimento de limites máximos aos preços cobrados aos consumidores
residenciais. Assim, a obtenção de fontes de aprovisionamento fiáveis de gás natural a preços
favoráveis tornou-se num dos factores-chave para assegurar a rendibilidade deste negócio.
Tradicionalmente, os intervenientes no mercado salvaguardaram as suas necessidades de
abastecimento de gás natural, mediante a celebração de contratos a longo prazo com
fornecedores, investindo em reservas de gás natural “transportável” para os seus mercados de
distribuição e comprando pontualmente volumes de gás natural no mercado spot.
Na Europa, em virtude da estrutura regulada do actual mercado do gás natural e a prevalência
de contratos de fornecimento a longo prazo, os mercados spot e forward de gás natural
apresentam relativamente pouca liquidez. Os dois principais centros europeus de negociação
de gás natural são Zeebrugee, na Bélgica, e o NBP (National Balancing Point) no Reino Unido.
O principal centro de negociação de gás natural dos Estados Unidos é conhecido por Henry
Hub e é utilizado mundialmente como referência para a fixação de preços. As companhias
europeias têm tradicionalmente indexado os seus contratos de gás natural a um preço de
referência de crude como o Brent ou o WTI, uma vez que uma parte significativa dos maiores
consumidores de gás natural (como é o caso de determinados produtores de energia) têm a
possibilidade de mudar entre gás natural e outros combustíveis para tirar partido do
combustível mais barato.
Descrição Geral do Mercado da Energia Eléctrica
O mercado da electricidade é, em grande medida, um mercado nacional ou regional, devido à
infra-estrutura necessária para o transporte, bem como devido à regulação específica de cada
país. A electricidade é tipicamente produzida através dos seguintes tipos de tecnologia:
• Hídrica – A tecnologia hídrica gera electricidade através do movimento da água dos cursos
naturais (rios) ou “artificiais” (potenciados pela construção de barragens com albufeiras),
através de turbinas que accionam um gerador para a produção de electricidade;
• Térmica – A tecnologia térmica queima combustível, convertendo o calor resultante em energia
eléctrica. Os combustíveis habitualmente utilizados são os produtos refinados, o gás natural e o
carvão. As centrais térmicas tradicionais produzem electricidade simplesmente através da
combustão directa do combustível, através da qual apenas cerca de 30% da energia libertada é
efectivamente convertida em electricidade. Recentemente tem-se assistido ao aparecimento de
novas tecnologias que convertem parte dessa energia desperdiçada em electricidade, pela
utilização simultânea de dois processos de produção, atingindo desta forma uma taxa de
conversão de combustível em electricidade superior à dos processos tradicionais de produção. A
tecnologia mais comum é a das CCGTs, que usa um primeiro ciclo de turbina a gás para gerar
electricidade através da combustão de gás natural e um segundo ciclo de turbina a vapor para
converter o calor gerado neste processo em mais electricidade. Uma outra tecnologia bastante
comum e muito semelhante é a cogeração, em que a mesma central eléctrica é utilizada para
produzir dois tipos de energia: eléctrica e térmica, à qual é dada utilização industrial.
• Nuclear – A tecnologia nuclear converte a energia gerada por fissão nuclear controlada, num
reactor nuclear, em energia eléctrica.
63
• Renováveis – As fontes de energia renováveis são consideradas como as mais “amigas” do
ambiente, dado que produzem reduzidas ou nulas emissões de CO2 e retiram energia de fontes
não finitas. As energias renováveis mais comuns são a eólica, a solar e a biomassa, estando no
entanto a ser desenvolvidas outras formas de energia.
A procura de electricidade (e as fontes
tradicionalmente dividida em dois segmentos:
de
energia
correlacionadas)
encontra-se
• Base – A procura de base é a procura constante ao longo do dia. Tipicamente, as tecnologias de
baixo custo marginal (tipicamente exigindo investimentos iniciais mais elevados) são utilizadas
para satisfazer a procura de base, tal como a energia nuclear, hidráulica e térmica.
• Pico (horas de ponta) – A procura de pico é uma procura variável, que flutua de acordo com as
necessidades específicas em determinadas horas do dia. A energia térmica é geralmente
utilizada para satisfazer a procura de pico, dada a sua maior rapidez de resposta.
Os factores mais relevantes na determinação dos preços da electricidade a nível local são os
seguintes:
• factores de base do mercado como a procura e a oferta, incluindo a capacidade de interligação
com outros mercados;
• preços das matérias-primas (como gás natural, petróleo, carvão), que estão tipicamente
associados aos mercados energéticos globais;
• condições climatéricas, dado que muitas das tecnologias (nomeadamente hidráulicas e outras
renováveis) estão fortemente relacionadas com o estado do tempo;
• incentivos regulatórios e tributação, dado que influenciam a rendibilidade das unidades de
produção e, inerentemente, os preços que as viabilizam, e
• conjunto de tecnologias de produção, dado que tecnologias diferentes têm diferentes estruturas
de custo e, deste modo, afectam de forma diversa a formação do preço.
O Protocolo de Kyoto e a criação do mercado europeu de CO2 introduziu o custo das emissões
de CO2 e a atribuição de licenças de CO2 pelos governos como factores adicionais na
determinação do custo da electricidade. Esta orientação de mercado reformulou as prioridades
dos produtores de energia. Vide “Legislação que regula a actividade do emitente” infra.
O Mercado Ibérico da Energia
Considerações gerais
A Península Ibérica formada por Portugal e Espanha, está na intersecção entre o Mediterrâneo
e o Oceano Atlântico. Tanto Portugal como Espanha são membros da União Europeia. A
localização da Península Ibérica entre a Europa Ocidental e o Norte de África, além da sua
relativa proximidade aos sub-continentes Norte e Sul-Americano, constituem factores
determinantes da sua actividade económica. O quadro seguinte apresenta os principais
indicadores económicos ibéricos:
64
Dados Macroeconómicos Ibéricos
Portugal
População estimada a meio do ano (milhões)
PIB nominal a preço actual de mercado (mil
milhões de Euros)
Crescimento real do PIB (%)
PIB nominal per capita (milhares de Euros)
Frota de veículos de passageiros (por mil
habitantes)
Consumo de produtos refinados (milhões de
toneladas)
Produção de electricidade (TWh) (2)
Consumo de gás natural (mil milhões de m³)
Espanha
População estimada a meio do ano (milhões)
PIB nominal (mil milhões de Euros)
Crescimento real do PIB (%)
PIB nominal per capita (milhares de Euros)
Frota de veículos de passageiros (por mil
habitantes)
Consumo de produtos refinados (milhões de
toneladas)
Produção de electricidade (TWh) (2)
Consumo de gás natural (mil milhões de m3)
2005
2004
2003
2002
2001
10,6
10,5
10,4
10,4
10,3
147,2
0,3
142,8
1,1
137,5
(1,1)
135,4
0,8
129,3
2,0
13,9
13,6
13,2
13,1
12,6
(1)
393,0
382,0
375,0
362,0
15,3
35,1
4,1
15,4
35,0
3,7
15,2
37,1
2,9
16,2
36,6
3,0
15,8
37,7
2,5
404,0
2005
2004
2003
2002
2001
44,4
904,3
3,4
20,8
43,7
837,3
3,1
19,6
43,0
780,6
3,0
18,6
42,3
729,0
2,7
17,6
41,5
679,8
3,5
16,7
456,0
447,0
435,0
443,1
437,6
78,8
254,2
32,3
77,6
243,6
27,4
75,5
227,6
23,6
73,8
212,8
20,8
72,7
206,3
18,2
_______________________
Fonte: PFC Energy, CORES, REE (operador do sistema espanhol), REN (operador do sistema português), Comissão Europeia,
DGGE, Instituto Nacional de Estadística (“INE”) e BP statistical review.
(1)
(2)
Valores estimados fornecidos pela PFC Energy (Novembro 2005 - Portugal e Agosto 2005 - Espanha).
Excluindo regiões insulares portuguesas e espanholas.
As economias Espanhola e Portuguesa estão interligadas e os mercados internos da energia de
cada um dos países estão a tornar-se cada vez mais integrados, por via da legislação do
mercado da energia, destinada a liberalizar os mercados. Esta legislação inclui, em Espanha, o
Real Decreto-Lei 6/2000, de 23 de Junho, a liberalização em Portugal dos preços de produtos
comercializados a retalho, em 2004 e o acordo do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)
celebrado entre Portugal e Espanha em 2004, embora ainda em implementação. Vide
“Legislação que regula a actividade do Emitente” infra.
Por outro lado, a liberalização do mercado do gás natural em Portugal deverá entrar em vigor
em 1 de Janeiro de 2008 para clientes com um consumo anual igual ou superior a 1 milhão de
m3, em 1 de Janeiro de 2009 para os consumidores com consumo anual igual ou superior a
10.000 m3, e em 1 de Janeiro de 2010 para todos os outros consumidores.
Estas medidas levaram as empresas do sector da energia a implementar estratégias panibéricas, incluindo investimentos transfronteiriços e swaps de activos e aquisições.
O quadro seguinte apresenta o consumo de energia primária em Portugal e em Espanha:
65
Consumo de Energia Primária
Portugal 2005 (1)
Total: 23 milhões de toneladas de equivalentes de
petróleo
Petróleo
Carvão
Gás natural
Hidroeléctricas
67%
17%
12%
5%
Espanha 2005 (1)
Total: 147 milhões de toneladas de equivalentes
de petróleo
Petróleo
Gás natural
Carvão
Energia nuclear
Hidroeléctricas
53%
20%
15%
9%
4%
_______________________
Fonte: BP Statistical Review of World Energy, Junho de 2006
(1) A soma das percentagens não corresponde a 100% devido ao arredondamento efectuado.
Exploração e Produção
O mercado ibérico é altamente dependente de importações de crude. Portugal não possui
produção de crude, e Espanha produz menos de 1% das suas necessidades internas desta
matéria-prima. Nenhum dos países é dependente de um único distribuidor de crude, dispondo
de fontes de aprovisionamento bastante diversificadas em todas as regiões do mundo.
Refinação
Os maiores intervenientes no mercado ibérico da refinação são a Repsol YPF (“Repsol”) e a
Cepsa, em Espanha, e a Galp Energia em Portugal. A BP também está presente, possuindo
uma refinaria em Espanha. O quadro seguinte apresenta as refinarias na Península Ibérica:
Refinaria
Proprietário
País
Capacidade
(kbbl/dia)
Porto
Galp Energia
Portugal
90(1)
Sines
Galp Energia
Portugal
220(1)
Castellón de la Plana
BP Plc
Espanha
105
Cádiz
CEPSA
Espanha
240
Huelva
CEPSA
Espanha
100
Tenerife
CEPSA
Somorrostro Vizcaya
Repsol
(2)
Espanha
87
Espanha
220
Cartagena, Murcia
Repsol
Espanha
100
La Coruña
Repsol
Espanha
120
Puertollano, Ciudad Real
Repsol
Espanha
140
Tarragona
Repsol
Espanha
160
Total da Capacidade Ibérica de Refinação:
1.582
_______________________
Fonte: Oil & Gas Journal, 2005 Worldwide Refining Survey e Galp Energia (apenas para o Porto e Sines)
(1) Com base no pressuposto da Galp Energia relativamente aos tipos de crude utilizados. A capacidade efectiva poderá variar
consoante o tipo de crude processado.
(2) Detida através da Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), que é detida em 85,98% pela Repsol.
Muitas das refinarias ibéricas não estão optimizadas para responder à crescente procura de
produtos destilados intermédios e ao correspondente decréscimo do consumo de gasolina na
região. Tanto Portugal como Espanha importam actualmente quantidades significativas de
gasóleo, exportando gasolina, e muitos observadores do sector crêem que esta tendência irá
continuar no futuro próximo. A localização da Península Ibérica permite a importação da
Europa Ocidental e Oriental, do Médio Oriente, da África do Norte e Ocidental e da América do
Sul, e a exportação para os principais mercados nas regiões do Mediterrâneo e da Bacia
Atlântica. Nos últimos anos, os Estados Unidos representaram mais de 40% dos volumes de
exportação de Portugal e perto de 20% dos de Espanha, enquanto o Reino Unido e a Rússia e
66
outros países da antiga União Soviética têm sido uma importante fonte de importações de
Portugal e Espanha, respectivamente. Os quadros seguintes apresentam o saldo
importação/exportação de produtos petrolíferos nos países ibéricos.
Importações e Exportações de Produtos Petrolíferos (mil toneladas)
Portugal (2004)
Espanha (2004)
Importações
Exportações
Importações
Exportações
GPL
622
69
1.095
242
Gasolina
131
804
Gasolina
748
2.588
Jet fuel
54
54
Jet fuel
943
166
Gasóleo
846
70
Gasóleo
11.830
656
HFO (Fuelóleo
pesado)
642
474
HFO (Fuelóleo
pesado)
3.940
1.431
Outros
1.491
504
Outros
6.885
2.887
Total
3.786
1.975
Total
25.441
7.970
GPL
_______________________
Fonte: PFC Energy (Novembro 2005 - Portugal e Agosto 2005 - Espanha)
O quadro seguinte fornece mais elementos sobre a forte procura de gasóleo e outros produtos
destilados intermédios face à gasolina:
Consumo de Produtos Refinados
Espanha (2004)
Portugal (2004)
Consumo total: 14.327 mil toneladas
(1)
Consumo total: 66.311 mil toneladas
Gasóleo
38%
Gasóleo
48%
HFO (Fuelóleo pesado)
15%
Gasolina
12%
Gasolina
13%
Outros produtos
12%
Nafta
10%
HFO (Fuelóleo pesado)
10%
GPL
7%
Jet fuel
7%
Jet fuel
6%
Nafta
4%
Outros produtos
6%
GPL
4%
Betumes
4%
Betumes
3%
Lubrificantes
1%
Lubrificantes
1%
_______________________
Fonte: PFC Energy (Novembro 2005 - Portugal e Agosto 2005 - Espanha)
(1) A soma das percentagens não corresponde a 100% devido ao arredondamento efectuado
Actualmente, os veículos a gasóleo constituem a maioria dos carros novos vendidos na
Europa, incluindo Portugal. Esta tendência, em conjunto com o facto do sector dos transportes
representar dois terços do consumo total de petróleo em Portugal, está na origem do aumento
da procura de gasóleo.
Armazenamento e Transporte de Crude e Produtos Petrolíferos
Os oleodutos, gasodutos e as infra-estruturas de armazenamento na Península Ibérica são
controlados principalmente pela Compañia Logística de Combustíveis, S.A. e pela CLH, as
empresas de logística de produtos petrolíferos de Portugal e Espanha, respectivamente. A Galp
Energia detém 65% da CLC – Companhia Logística de Combustíveis, S.A.(“CLC”),
encontrando-se a BP e a Repsol YPF entre os demais accionistas. A CLH, historicamente detida
67
pelos três refinadores espanhóis é agora detida por um grande número de intervenientes no
sector incluindo a Galp Energia (5%), com os refinadores ibéricos detendo, no seu conjunto,
aproximadamente 44%. Tanto Portugal como Espanha adoptaram requisitos de
armazenamento de petróleo, vide “Legislação que regula a actividade do Emitente” infra.
Distribuição e Comercialização de Produtos Petrolíferos
Existem dois canais de distribuição e comercialização dos produtos refinados aos clientes
finais: (i) vendas directas no mercado grossista aos grandes clientes, como por exemplo
clientes industriais, revendedores, aviação, sector marítimo e empresas de transporte; (ii)
venda de combustíveis a clientes de retalho. A liberalização dos preços e a crescente
concorrência conduziu, nos últimos anos, a um aumento da pressão concorrencial em Portugal.
A liberalização dos mercados teve também impacto sobre o nível dos preços grossistas em
Portugal, dado que os participantes do sector, no mercado interno, concorrem agora com
intervenientes estrangeiros e com produtos importados. Assim, a composição dos preços dos
produtos refinados reflecte, de um modo geral, o preço de referência de importação de cada
produto. Na Europa, o preço de referência de importação baseia-se nas cotações disponíveis
para produtos a granel no eixo Amesterdão-Roterdão-Antuérpia, ajustadas pelo custo da
logística e pelos os custos associados de importação dessa região para clientes no país
relevante, tendo em devida consideração os diferenciais de qualidade entre os produtos de
referência e os transaccionados.
Os principais factores que influenciam a rendibilidade das actividades de comercialização
incluem a localização dos postos de retalho (em especial as áreas urbanas face às áreas
rurais), cobertura geográfica da rede de distribuição, eficácia do sistema de logística, volumes
vendidos por posto e dimensão e qualidade das ofertas non-fuel. Os observadores do sector
estão geralmente atentos aos volumes vendidos por posto e aos rácios das vendas de
produtos non-fuel. Elevados volumes vendidos por posto de abastecimento, baixos custos e a
oferta de outros serviços no local constituem factores críticos para a rendibilidade das
empresas de retalho. Os programas de fidelização de clientes, como os cartões de cliente e
outros conceitos de serviço têm influência sobre a capacidade das empresas para captar e
conservar clientes.
O quadro seguinte apresenta os principais indicadores relativos ao mercado ibérico de retalho.
Principais Indicadores do Mercado Ibérico de retalho
2005
Número de postos de abastecimento
Portugal (1)
Espanha (2)
Volume médio anual vendido por posto (milhares de litros)
Portugal
Espanha
Volume (milhões de litros)
Portugal (3)
Espanha (2)
2004
2003
2.833
8.638
2.860
8.687
2.852
8.593
2.410
3.467
2.430
3.391
2.463
3.349
6.828
29.948
6.949
29.458
7.025
28.782
_______________________
(1)
Fonte: Catalist
(2)
Fonte: AOP, CORES, DGGE
(3)
Fonte: DGGE
Em Portugal, o líder do mercado de retalho em 2005 foi a Galp Energia com uma quota de
mercado de 37% com uma rede de retalho de 837 postos. Em Espanha, o líder de mercado é a
Repsol com um número total de postos de 3.618, no final do ano de 2005.
68
Nos últimos anos, o número de postos de abastecimento manteve-se relativamente estável,
nomeadamente devido à elevada densidade da rede e os reduzidos volumes vendidos por
posto em Portugal. Contudo, em Espanha a rede de retalho encontra-se relativamente
dispersa e está ainda em fase de expansão, em contraste com outros mercados europeus mais
maduros, onde a racionalização tem sido a norma. Apesar do mercado ibérico continuar menos
desenvolvido que outros mercados europeus, as vendas de produtos non-fuel nos postos têm
crescido significativamente nos últimos anos. Derivado das parcerias celebradas entre as
empresas petrolíferas e as cadeias de hipermercados, resultaram maiores descontos para os
consumidores finais.
De entre os principais canais de distribuição de produtos petrolíferos, o retalho é tipicamente
mais capital intensivo. Os postos de abastecimento construídos, detidos e operados por uma
companhia sob a sua própria marca são conhecidas por “company-owned sites”. Os postos
propriedade de um revendedor independente, que compra o seu produto a uma companhia
petrolífera sob contrato e vende sob a marca dessa petrolífera, são conhecidas por “dealerowned”. Os postos de abastecimento company-owned podem ser explorados pela própria
companhia petrolífera ou arrendados a um revendedor. Os postos company-owned e companyoperated (detidos e explorados pela marca) são frequentemente abreviados como “CoCo”,
enquanto que os postos company-owned e dealer-operated (detidos pela marca e explorados
pelo revendedor) são abreviados como “CoDo”, e os postos dealer-owned e dealer-operated
(detidos e explorados pelo revendedor) como “DoDo”. No caso dos postos CoDo e DoDo, as
empresas celebram contratos de fornecimento com os revendedores. Em Portugal, a duração
dos contratos com os DoDos, que incluam uma obrigação de não concorrência, cujo prazo
legal não pode ser superior a cinco anos, tende a coincidir com a duração de tal obrigação.
O Mercado Português de Gás Natural
O gás natural foi introduzido em Portugal como fonte de energia alternativa com a respectiva
legislação a ser criada em 1989. O quadro seguinte enumera as empresas que operam nos
diferentes elos da cadeia de abastecimento do gás natural, após o Processo de Separação das
Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural.
Aprovisionamento
Transgás
Outros
Recepção e
armazenamento
de GNL
REN
Armazenamento
subterrâneo
Transgás / REN
Transporte
REN
Fornecimento
Galp
Energia
Outros
Gestão do
sistema
REN
Distribuição
(1)
Beiragás
Dianagás (1)
Dourogás
Duriensegás (1)
Lisboagás (1)
Lusitaniagás (1)
Medigás (1)
Paxgás (1)
Portgás
Setgás (1)
Tagusgás(1)
_______________________
Fonte: Galp Energia
(1)
Distribuidoras em que a Galp Energia detém uma participação.
O mercado português de gás natural tem registado um forte crescimento nos últimos anos. De
acordo com as previsões da BP, da DGGE e da IEA, o consumo de gás natural na Península
Ibérica deverá registar uma taxa de crescimento anual de 5,1% entre 2005 e 2010,
aumentando de 36,4 mil milhões de m3 para 46,7 mil milhões de m3 . A concessão de novas
licenças de CCGT deverá suportar o desenvolvimento deste mercado.
Num esforço para impulsionar o desenvolvimento do mercado europeu do gás natural, a União
Europeia tem implementado legislação que acelera a total liberalização do mercado de gás
natural. Tendo assinado o seu primeiro contrato de longo prazo para gás natural há menos de
dez anos, Portugal está classificado como um mercado emergente. Tal permitiu que a
69
liberalização fosse adiantada, devendo o processo de abertura a terceiros operadores ter início
em 1 de Janeiro de 2007 com todos os clientes a terem o direito de escolha livre a partir de 1
de Janeiro de 2010. Vide “Legislação que regula a actividade do Emitente” infra.
O quadro seguinte apresenta o número total de clientes de distribuição de gás natural em
Portugal.
Número total de clientes de distribuição de gás
natural (milhares)
2005
2004
2003
888
819
758
_______________________
Fonte: Galp Energia e relatório e contas anual de 2005 da Portgás.
As redes de distribuição em Portugal, que são reguladas, dividem-se em três categorias: alta
pressão, média pressão e baixa pressão. As tarifas para a utilização da rede serão fixadas pelo
regulador.
• A rede de alta pressão é detida pela REN, na sequência do Processo de Separação das
Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural, e deverá manter-se uma actividade regulada.
A rede de alta pressão é tipicamente utilizada para o transporte de maiores quantidades de gás
natural a distâncias maiores.
• A rede de média pressão estabelece a ligação entre as redes de alta e de baixa pressão. É a
“espinha dorsal” que conduz à rede de baixa pressão.
• A rede de baixa pressão é detida pelas distribuidoras e liga cada cliente específico à rede de
média pressão.
As importações de gás natural entram no mercado Português i) através de Espanha pelos
gasodutos internacionais que ligam Tarifa a Córdoba (Gasoducto Al Andalus) e Córdoba a
Campo Maior (Gasoducto Extremadura) ou ii) ainda através do terminal de regaseificação de
GNL de Sines. O gasoduto internacional que liga Portugal e Espanha transporta o gás natural
contratado à Sonatrach, na Argélia, que entra em Espanha através do gasoduto EuropaMagrebe que liga os campos de gás natural de Hrassi R’Mel na Argélia à rede de transporte de
gás natural de Espanha. O terminal de regaseificação de GNL de Sines recebe navios
metaneiros essencialmente adquiridos à NLNG na Nigéria.
Distribuição e Venda de Gás Natural
O mercado de distribuição e venda de gás natural compreende essencialmente o segmento de
retalho e o segmento grossista. O segmento grossista inclui os grandes clientes industriais. O
segmento de retalho inclui os clientes residenciais e pequenos clientes industriais.
Embora em número inferior, os grandes clientes industriais, particularmente os produtores de
electricidade, são os maiores consumidores de gás natural. A Galp Energia prevê que a
produção eléctrica, em especial as CCGTs, possam impulsionar o crescimento do mercado de
gás natural em Portugal.
O quadro seguinte apresenta as distribuidoras de gás natural e as respectivas áreas de
distribuição em Portugal no final de 2005:
70
Lusitaniagás
Lisboagás
Setgás
Portgás
Beiragás
Tagusgás
UAGs
Total
Participação da
Galp Energia
Área geográfica
85,0%
100,0%
45,0%
0,0% (1)
59,5%
41,3%
100,0%(3)
Litoral Centro
Área metropol. Lisboa
Distrito de Setúbal
Litoral Norte
Interior Centro
Vale do Tejo
(2)
Número de
clientes
134.318
447.027
107.854
149.196
21.272
14.041
14.389
888.097
Volumes
(milhões de
m³/ano)
153,5
211,8
56,1
185,0
21,1
22,0
13,8
663,3
Extensão da
rede (km)
2.781
3.414
1.315
2.426
422
486
344
11.188
_______________________
Fonte: Galp Energia e relatório e contas anual de 2005 da Portgás.
(1)
A participação da Galp Energia na Portgás foi vendida à EDP, em Janeiro de 2005.
(2)
As unidades autónomas de gás (UAGs) compreendem a Duriensegás – Sociedade Distribuidora de Gás Natural do Douro,
S.A. (“Duriensegás”) (Interior Norte), a Paxgás (Beja), a Dianagás (Évora) e a Medigás (Algarve).
(3)
Em 2006, a Galp Energia adquiriu 25% da Duriensegás pelo que detém actualmente 100% dessa empresa.
Aprovisionamento, Armazenamento e Trading de Gás Natural
O consumo anual de gás natural em Portugal e a a falta de liquidez dos mercados
abastecedores europeus de gás natural levou os intervenientes, incluindo a Galp Energia, a
celebrar contratos a longo prazo com importantes produtores de gás natural a nível mundial
de modo a assegurar um fornecimento constante. As duas principais fontes de
aprovisionamento de gás natural são a Sonatrach, na Argélia, e a NLNG, na Nigéria.
Os excedentes de gás natural, que não são necessários para satisfazer as necessidades
nacionais de consumo, são redireccionados para outros países através de transacções de GNL
na medida do permitido pelos contratos de aprovisionamento específicos. As transacções
internacionais e o armazenamento de gás natural asseguram a satisfação da procura, a
autonomia de cada país e a manutenção das reservas necessárias.
Os preços contratuais do gás natural estão tipicamente associados aos preços do petróleo,
sendo estabelecidos por um prazo determinado ou calculados com base numa maior média de
tempo, para mitigar o efeito da volatilidade dos preços do gás natural. Esta estabilização do
custo do gás natural para os clientes finais e distribuidores proporciona uma estrutura de
custos mais constante.
O Mercado Português da Electricidade
As normas que regulam a organização e o funcionamento do mercado Português de
electricidade e as actividades de produção, transporte, distribuição e fornecimento de
electricidade sofreram alterações substanciais na sequência da Directiva 2003/54/CE, de 26 de
Junho, a qual foi transposta para o ordenamento jurídico nacional através do Decreto-Lei n.º
29/2006 de 15 de Fevereiro, cujos princípios gerais foram posteriormente desenvolvidos pelo
Decreto-lei 172/2006, de 23 de Agosto (para uma descrição detalhada dos contornos do novo
regime, vide “Legislação que regula a Actividade do Emitente” infra).
Nos termos da nova legislação, que entrou em vigor recentemente, a anterior divisão em dois
sectores separados, o Sistema Eléctrico de Serviço Público (“SEP”) e o Sistema Eléctrico
Independente (“SEI”) e a inerente distinção entre o mercado regulamentado e o mercado
paralelo em regime livre foi eliminada. Contudo, a transição para o mercado liberalizado ainda
se encontra pendente de regulamentação adicional para se tornar efectiva.
71
No âmbito do SEP, a geração, transmissão e distribuição de electricidade são desenvolvidas
como serviço público, com a obrigação do fornecimento de electricidade ser levado a cabo com
base em padrões apropriados de qualidade de serviço e num princípio de aplicação de uma
uniformidade tarifária em todo o território. Os principais operadores de mercado no âmbito do
SEP são:
•
Os Produtores vinculados que manterão uma relação de exclusividade com o
concessionário da rede eléctrica nacional - REN, até que os acordos de vencimento
antecipado estabelecidos nos contratos de aquisição de electricidade a longo prazo se
tornem eficazes. As três companhias que detêm licenças vinculadas são a EDP –
Gestão de Produção de Energia, S.A. (“EDP – Gestão de Produção”) (uma sociedade
participada cujo capital é integralmente detido pela EDP), a Tejo Energia, S.A. e a
Turbogás – Produtora Energética, S.A. (“Turbogás”). Estas três sociedades detinham
uma capacidade instalada combinada de 8.739 MW no final de 2005, da qual a EDPGestão de Produção detinha 7.164 MW (82% do total). A EDP, o operador Português
de electricidade, através da EDP – Gestão de Produção, tinha uma quota de mercado
de 63% no SEP em termos de produção líquida em 2005. O grupo EDP detém
também participações nos outros dois electroprodutores vinculados, nomeadamente
11,1% na Tejo Energia, S.A., que gere a central termoeléctrica do Pego, e 40% na
Turbogás, proprietária da central de CCGT na Tapada do Outeiro;
•
A REN, a entidade concessionária da rede eléctrica nacional, que quando os mercados
organizados começarem a funcionar, deixará de adquirir electricidade dos
electroprodutores vinculados que, por sua vez, venderão a totalidade da sua
produção no mercado;
•
Os Distribuidores vinculados que, até à entrada em funcionamento do mercado
organizado, continuarão a adquirir, pelo menos, 92% das suas necessidades de
energia eléctrica à REN e a fornecer aos clientes a electricidade que estes contratem,
aplicando tarifas e condições estabelecidas pela ERSE; e
•
Os Clientes vinculados.
O SEI inclui dois segmentos:
•
O Sector Eléctrico Não Vinculado (“SENV”), caracterizado pelo livre acesso à produção
e comercialização de intervenientes nos segmentos de baixa tensão especial, média,
alta e muito alta tensão, e no qual os operadores podem utilizar a infra-estrutura de
transporte e distribuição existente para a transferência física de electricidade,
mediante o pagamento das tarifas aplicáveis. Em 2005 o grupo EDP tinha uma quota
de mercado de 50% da electricidade fornecida ao SENV.
•
Produtores em Regime Especial (“PRE”), que abarca centrais hidroeléctricas de
pequenas dimensões iguais ou inferiores a 10MW, cogeração e energias renováveis.
Estas empresas geradoras fornecem electricidade à rede do SEP, nos termos de
legislação especial, e são remuneradas com base no princípio dos “custos evitados”
ao SEP e na consideração de um prémio ambiental pelos benefícios da utilização das
fontes de energia mais limpas.
Nos últimos cinco anos, a distribuição da geração por tipo de produtor foi a seguinte:
72
Produção no
SEP+SENV+CHDA (1)
GWh
Hídrica
2001
2002
2003
2004
2005
Térmica
13.394
7.261
14.670
9.216
4.523
Saldo
Importador
24.313
29.357
22.394
25.749
30.621
Produção em Regime Especial
Hídrica
239
1.899
2.794
6.479
6.820
Térmica
671
707
1.025
689
395
1.645
1.771
2.188
2.994
4.437
Eólica
238
340
475
781
1.728
_______________________
Fonte: Relatório anual de 2005 da REN
(1)
Central Hidoreléctrica do Alqueva.
A produção em regime especial aumentou em 47% em 2005, tendo a geração a partir da
energia eólica registado um incremento de 121% com a entrada em funcionamento de vários
parques eólicos, aumentando assim a potência eólica ligada à rede a cerca de 900MW, no final
de 2005.
Consumo de Electricidade em Portugal (GWh)
2005
2004
2003
2002
2001
Clientes SEP
37.419
38.275
38.756
39.645
39.469
Clientes SENV
10.528
7.225
4.305
1.019
547
Total de consumo de electricidade em
Portugal
47.947
45.500
43.061
40.664
40.015
Variação (%)
5,4%
5,7%
5,9%
1,6%
-
_______________________
Fonte: Relatório anual de 2005 da REN
O consumo de electricidade em Portugal tem vindo a crescer a uma taxa elevada (taxa anual
média de crescimento de 4,6% para o período entre 2001 e 2005). Apesar deste aumento,
Portugal continua a ter uma das menores taxas de consumo de electricidade per capita na Europa,
o que indicia um potencial de crescimento futuro para o mercado Português de electricidade.
A estrutura do sistema eléctrico português está a sofrer alterações por força de um processo
de liberalização, que se encontra actualmente em curso. Por exigência da legislação
comunitária, em Fevereiro de 2006, Portugal implementou um novo quadro regulador da
electricidade. Vide “Legislação que regula a Actividade do Emitente” infra.
Dada a capacidade actual de produção de energia eléctrica em Portugal, é esperado que em
2015 o gap entre a produção e a procura de electricidade atinja os 33,9 TWh, assumindo que
as centrais a fuel-óleo serão descontinuadas até 2013. Este gap deverá ser preenchido
maioritariamente através do licenciamento de CCGT e de parques de energia eólica.
6.2.
Principais Actividades e Mercados
A Empresa
A Galp Energia, SGPS, S.A. foi constituída em 22 de Abril de 1999, sob a denominação GALP –
Petróleos e Gás de Portugal, SGPS, S.A., em resultado da reestruturação do sector energético
em Portugal, para operar no sector petrolífero e do gás natural. A Galp Energia agrupou a
Petrogal, a única empresa refinadora e principal distribuidora de produtos petrolíferos em
Portugal e a GDP, sociedade responsável pela importação, transporte e distribuição de gás
natural em Portugal. Actualmente, a Galp Energia é a principal empresa integrada de produtos
73
petrolíferos e gás natural do país, com uma presença crescente em Espanha e uma actividade
em desenvolvimento no sector da produção e de fornecimento de energia eléctrica.
Em 26 de Setembro 2006, em cumprimento de regulamentação nacional e Comunitária, a Galp
Energia procedeu à separação de alguns activos, obrigações e actividades com eles
relacionados relativos à de regaseificação, transporte e actividade de armazenamento de gás
natural, através da sua venda à REN, aprovada pela Resolução n.º 165/2005 do Conselho de
Ministros, de 24 de Outubro de 2005. A REN é a entidade concessionária da Rede Nacional de
Transporte de Energia Eléctrica e uma das anteriores accionistas da Empresa. A Galp Energia,
através da Transgás, continua a deter os contratos de aprovisionamento de gás natural e a
poder desempenhar a actividade de fornecimento de gás natural aos grandes clientes
industriais e empresas produtoras de electricidade em Portugal, empresas de distribuição de
gás natural e UAGs (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás
Natural” supra). A Galp Energia, através das participações nas empresas de distribuição de
gás natural, continuará a desempenhar a actividade de distribuição de gás natural.
Uma vez que a informação financeira da Galp Energia, posterior ao Processo de Separação das
Actividades Reguladas, não é directamente comparável com a informação financeira histórica
apresentada no presente Documento de Registo de Acções, apresenta-se também informação
financeira pró-forma consolidada não auditada, relativa ao exercício findo em 31 de Dezembro
de 2005 e ao semestre findo em 30 de Junho de 2006 simulando o efeito da separação de
activos como se a mesma tivesse ocorrido em 31 de Dezembro de 2005 e em 30 de Junho de
2006 (no que respeita à informação constante do balanço), ou 1 de Janeiro de 2005 e 1 de
Janeiro de 2006 no que respeita à demonstração de resultados.
Assim, em 2005, de acordo com as demonstrações financeiras pró-forma ajustadas de modo a
simular o impacto do Processo de Separação das Actividades Reguladas, a Galp Energia
apresentou um total consolidado pró-forma de vendas e prestações de serviços de 11.131
milhões de Euros, um EBIDTA consolidado pró-forma de 1.096 milhões de Euros, um resultado
líquido consolidado pró-forma de 673 milhões de Euros e um total do Activo Fixo Líquido
(excluindo investimentos financeiros) consolidado pró-forma de 2.207 milhões de Euros.
A actividade da Galp Energia compreende os seguintes negócios:
•
O segmento de negócio de Exploração e Produção (“E&P”) é responsável pela
presença da Galp Energia no sector upstream da indústria petrolífera, levando a
cabo a supervisão e execução de todas as actividades relacionadas com a
exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos. O portfolio
upstream é constituído por participações em 6 blocos em Angola e 54 blocos no
Brasil. A Empresa produziu em 2005, em termos proporcionais das suas
participações em Angola, e após dedução do petróleo entregue à concessionária
nacional nos termos do respectivo contrato de partilha de produção (“PSA”), 1,6
milhões de barris de petróleo. As reservas provadas em 30 de Junho de 2006,
também em proporção das participações nesses blocos e após dedução do
petróleo entregue à concessionária nacional nos termos do respectivo PSA,
ascenderam a 35,6 milhões de barris, conforme o relatório independente da
Gaffney, Cline & Associates, Ltd. (vide Panorâmica Geral das Actividades –
Principais actividades e mercados – Portfolio de Activos de upstream infra). Em
2005, o segmento de negócio de E&P gerou 3,7% do EBITDA consolidado próforma e representou 11,2% do Activo Fixo Líquido consolidado pró-forma da Galp
Energia.
74
•
O segmento de negócio de Refinação e Distribuição de Produtos
Petrolíferos (“Refinação e Distribuição”) detém as duas únicas refinarias
existentes em Portugal, que no seu conjunto processaram um total de 14,3
milhões de toneladas de matérias-primas em 2005, e inclui ainda todas as
actividades de comercialização, a retalho e grossista, de produtos refinados
(incluindo GPL). O segmento de Refinação e Distribuição controla igualmente a
maior parte das infra-estruturas de armazenamento e transporte de produtos
petrolíferos em Portugal, as quais se encontram estrategicamente localizadas,
quer para a exportação quer para a distribuição dos produtos nos principais
centros de consumo. As vendas de produtos ascenderam, em 2005, a um total
de 15,2 milhões de toneladas, incluindo vendas aos clientes de retalho e
grossistas da Galp Energia bem como vendas a concorrentes e exportações. Em
31 de Dezembro de 2005 a Empresa tinha uma rede de retalho de 1.060 postos
(837 em Portugal e 223 em Espanha), tendo atingido nesse ano quotas de
mercado, em Portugal, de 37% em volume de vendas a retalho e de 51% em
volume de vendas no mercado grossista. A Galp Energia é igualmente líder do
mercado de GPL em Portugal, com uma quota de mercado de 44% em 2005, e
detém uma presença crescente em Espanha. Em 2005, o segmento de negócio
de Refinação e Distribuição gerou 77,4% do EBITDA consolidado pró-forma e
representou 56,5% do Activo Fixo Líquido consolidado pró-forma da Galp Energia.
•
A área de negócio de Gás Natural abrange os segmentos de negócios de
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural e de Distribuição de Gás Natural:
¾
O segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
continua, após o Processo de Separação das Actividades Reguladas, a
fornecer gás natural a grandes clientes industriais, com um consumo anual
superior a 2 milhões de m³, a empresas produtoras de electricidade e às
empresas distribuidoras da gás natural e UAG’s (“distribuidoras de gás
natural”). No conjunto, estes clientes foram responsáveis por 4,2 mil milhões
de m³ de vendas de gás natural em 2005, dos quais 4,1 mil milhões de m3
representam a totalidade do consumo de gás natural em Portugal. A Galp
Energia também mantém os contratos de aprovisionamento de longo prazo
com empresas da Argélia e da Nigéria, por forma a satisfazer a procura dos
seus clientes. O negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural dispõe
igualmente de capacidade de armazenamento subterrâneo de gás natural.
Em 2005, o segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás
Natural gerou 11,2% do EBITDA consolidado pró-forma e representou 3,2%
do Activo Fixo Líquido consolidado pró-forma da Galp Energia.
¾
O segmento de negócio de Distribuição de Gás Natural, em conjunto com as
empresas distribuidoras de gás natural nas quais a Galp Energia detém
participações significativas, vendeu 478 milhões de m3 de gás natural em
2005 a aproximadamente 738.900 clientes residenciais, comerciais e
industriais com consumos inferiores a 2 milhões de m³. A infra-estrutura de
distribuição de gás natural, incluindo a das distribuidoras de gás natural nas
quais a Galp Energia detém participações significativas, abrange um total de
8.761 km (redes secundárias). Em 2005, o segmento de negócio de
Distribuição de Gás Natural gerou 7,5% do EBITDA consolidado pró-forma e
representou 27,9% do Activo Fixo Líquido consolidado pró-forma da Galp
Energia.
75
•
O segmento de negócio Power produz actualmente energia eléctrica e térmica
que fornece a grandes clientes industriais. Em 2005, a produção total de energia
deste segmento foi de 1.375 GWh. Actualmente a Galp Energia detém
participações em três centrais de cogeração com uma capacidade instalada total
de 80 MW. A Galp Energia pretende construir duas unidades de CCGT de 400MW
cada (sujeito à obtenção das licenças necessárias) e, em 2005, a Empresa
constituiu um consórcio que apresentou uma proposta no âmbito do concurso
lançado pelo Governo Português para a produção de energia eólica em Portugal.
Em 2005, o segmento de negócio Power gerou 0,3% do EBITDA consolidado próforma e representou 1,1% do Activo Fixo Líquido consolidado pró-forma da Galp
Energia.
Os dados consolidados pró-forma referentes a EBITDA e Activo Fixo Líquido referidos nos
parágrafos anteriores não perfazem 100% devido a determinadas rubricas não discriminadas.
Pontos Fortes
A Galp Energia acredita que as suas principais vantagens competitivas são as seguintes:
Posição de Liderança no Mercado em Portugal e Crescente Presença em Espanha
A Galp Energia tem uma posição consolidada no mercado energético da Península Ibérica, um
dos mais atractivos da Europa com uma taxa de crescimento da procura de energia superior à
média da União Europeia. A Empresa detém a totalidade da capacidade de refinação em
Portugal, bem como activos-chave de armazenamento e transporte de produtos petrolíferos.
Em 2005, a Galp Energia teve quotas de mercado no mercado português de cerca de 51% no
mercado grossista de produtos refinados, e de aproximadamente 37% no mercado de retalho
de combustíveis. Em 31 de Dezembro de 2005 a Empresa, em conjunto com as distribuidoras
de gás natural nas quais detém uma participação significativa, controlava 72% do mercado
Português de distribuição de gás natural. Em Espanha, as quotas de mercado de vendas a
Retalho e Empresas de produtos refinados foram de 2% e 4%, respectivamente, em 2005,
tendo no entanto conseguido alcançar quotas de mercado mais significativas em algumas
regiões estratégicas, para além de deter participações accionistas em algumas infra-estruturas
de transporte e armazenamento.
A Empresa acredita que a posição que ocupa no mercado, bem como as economias de escala
de que beneficia, lhe permitem alcançar maior eficiência ao nível do fornecimento e
distribuição, construindo uma marca reconhecida no mercado Ibérico de energia, estando
assim bem posicionada para fornecer diversas formas de energia aos consumidores industriais
e de retalho da Península Ibérica.
Portfolio Internacional Atractivo de E&P com um Crescimento Previsível da Produção
A Galp Energia possui um portfolio de activos upstream atractivo que, de acordo com as
expectativas da Empresa, deverá apresentar um crescimento significativo. Estes activos estão
concentrados em países com ligações históricas a Portugal e onde existem fortes relações com
importantes parceiros locais. A Galp Energia tinha reservas provadas através das suas
participações sociais, em 30 de Junho de 2006, de 35,6 milhões de barris (conforme relatório
independente da Gaffney, Cline & Associates, Ltd.). Com base no programa de produção
desenvolvido, prevê-se que a participação da Galp Energia na produção do Bloco 14 de Angola,
o único bloco actualmente em produção, aumente dos cerca de 9.000 barris por dia esperados
no final de 2006, para mais de 25.000 barris por dia em 2010. No Bloco 14K/A-IMI está
76
actualmente a preparar-se o plano de desenvolvimento para o campo Lianzi e estão também
em curso estudos para desenvolver as descobertas já efectuadas no Bloco 32, ambos em
Angola. Por outro lado, a Empresa possui também um portfolio atractivo de projectos de
exploração no Brasil e Angola, onde existem relações privilegiadas e mutuamente vantajosas
com a Petrobrás. Recentemente foi descoberto petróleo no Bloco BM-S-11 na bacia de Santos,
no Brasil. A Petrobrás é o operador deste bloco (com uma participação de 65%), sendo a
participação da Galp Energia de 10%.
Elevada Qualidade e Integração do Negócio de Refinação e de Distribuição de
Produtos Petrolíferos
A Galp Energia possui infra-estruturas de refinação de elevada qualidade, estrategicamente
localizadas, que permitem uma flexibilidade significativa na optimização das matérias-primas
consumidas e dos produtos refinados produzidos, e que geram margens elevadas quando
comparadas com os benchmarks de Roterdão. A refinaria de Sines é uma das mais
competitivas da Europa e a segunda maior da Península Ibérica. A Galp Energia planeia
investir num novo projecto de conversão, integrado no complexo da refinaria de Sines, de
modo a adaptar a gama de produtos refinados à procura existente no mercado e assim
conseguir margens mais elevadas. A refinaria do Porto está integrada num complexo
petroquímico, o que permite obter margens mais elevadas do que outras refinarias de
configuração idêntica. A refinaria do Porto está também integrada com a refinaria de Sines, o
que permite extrair ainda mais valor dos produtos refinados de ambas as refinarias.
Adicionalmente, a Galp Energia tem vindo a investir montantes significativos na modernização
dos postos e no desenvolvimento de uma oferta inovadora de produtos non-fuel, de programas
de fidelização de clientes e de reconhecimento da marca. A integração física entre os negócios
de refinação, logística e distribuição permite à Galp Energia obter eficiências ao nível dos
custos e aumentar a rendibilidade das suas operações.
Forte Presença num dos Mercados de Gás Natural de Maior Crescimento
A Galp Energia é actualmente o único fornecedor grossista de gás natural em Portugal,
detendo os contratos de aprovisionamento de longo prazo com empresas na Argélia e na
Nigéria. A Empresa vende gás natural às empresas produtoras de electricidade, aos grandes
clientes industriais e às distribuidoras de gás natural, detendo também participações
maioritárias em quase todas estas distribuidoras de gás natural. A Galp Energia pretende
alavancar estas relações, mantendo a liderança no fornecimento de gás natural às empresas
produtoras de electricidade e aos grandes clientes industriais para continuar a deter uma
posição privilegiada no futuro mercado liberalizado de gás natural (vide Legislação que Regula
a Actividade do Emitente – Sector do Gás Natural infra). Por outro lado, o negócio de gás
natural da Galp Energia está numa posição privilegiada para beneficiar do crescimento da
procura no mercado da geração de electricidade, por via do incremento das vendas para
centrais de produção eléctrica a gás natural. O volume de vendas de gás natural tem vindo a
aumentar a uma taxa média de crescimento anual de 10,9% desde 2003, tendo atingido 4,2
mil milhões de m³ em 2005, dos quais 4,1 mil milhões de m³ representaram a totalidade do
consumo de gás natural em Portugal.
Bom posicionamento para o Desenvolvimento dos Negócios de Electricidade e de
Energia Renováveis
Prevê-se que a procura de electricidade venha a ter um rápido crescimento na Península
Ibérica em resultado do aumento da actividade económica, particularmente no que respeita às
energias renováveis devido à crescente preferência por fontes de energia mais limpas e
77
sustentáveis. Existe igualmente uma procura crescente, por parte dos clientes, por ofertas
multi-energia. Estas tendências do mercado representam uma oportunidade atractiva de
crescimento para a Galp Energia que, enquanto fornecedora de energia e com uma marca
forte e reconhecida no mercado, acredita estar bem posicionada para se alavancar na sua
reputação por forma a capturar novas quotas de mercado. A Galp Energia considera que os
investimentos programados em centrais eléctricas de ciclo combinado e parques eólicos
permitirão à Empresa implementar as ofertas multi-energia procuradas pelos clientes.
Historial de Forte Geração de Cash Flows
A Galp Energia tem gerado elevados cash flows mesmo em diferentes ciclos de preços das
matérias-primas e de margens de refinação, em grande medida devido ao portfolio de activos
integrados e de elevada qualidade e à capacidade de obtenção de eficiências operacionais. A
forte capacidade de geração de cash flows nos últimos anos permitiu à Empresa reduzir
substancialmente a dívida bancária e, ao mesmo tempo, continuar a investir nas suas
operações. A Galp Energia acredita que esta elevada capacidade de geração de cash flows
continuará de forma sustentada no futuro, mantendo a capacidade para investir nas suas
operações e para distribuir resultados aos investidores sob a forma de dividendos.
Estratégia
O objectivo de longo prazo da Galp Energia consiste em tornar-se num operador multi-energia
de referência no mercado Ibérico, com perspectivas de crescimento atractivas e um forte
enfoque no cliente. Para tal, a Galp Energia estabeleceu seis objectivos estratégicos chave:
Desenvolver as Operações de Exploração e Produção. A Galp Energia planeia investir
aproximadamente 769 milhões de Euros no período 2006-2010, com vista ao reforço das
actividades de exploração e produção. No Brasil está em curso a avaliação do potencial de
alguns blocos para posterior decisão da participação no processo de licitação, em parceria com
a Petrobrás. No curto prazo, pode surgir a oportunidade de adquirir à ENI Societá per Azioni
(“ENI SpA”) direitos em blocos recentemente atribuídos a esta empresa em Timor-Leste. Em
Portugal foi pedida recentemente autorização ao Governo para proceder à exploração em
águas profundas. A Galp Energia planeia prosseguir o crescimento da produção e alavancar o
know how existente e as parcerias com a ENI SpA, a Petrobrás e a Sociedade Nacional de
Combustíveis de Angola, Empresa Pública (“Sonangol”), entre outras.
Optimizar as Capacidades de Refinação. A Galp Energia pretende adaptar os activos de
refinação às exigências do mercado, expandindo e modernizando a refinaria de Sines, onde
planeia investir num novo projecto de conversão que deverá estar concluído no final de 2010.
A Galp Energia tem como objectivo não só aumentar a rendibilidade dos investimentos através
da optimização das matérias-primas e da gama de produtos refinados, mas também melhorar
a integração das duas refinarias existentes, de modo a retirar vantagens das suas diferentes
características de refinação e alcançar um processo integrado e complementar de refinação.
Está em curso a avaliação de duas alternativas para a configuração do novo projecto de
conversão na refinaria de Sines, o montante de investimento está estimado em
aproximadamente 1.000 milhões de Euros e o aumento esperado na margem de refinação é de
cerca de US$3,0 por barril após a conclusão do projecto.
Reforçar o Negócio de Distribuição em Portugal. Uma das prioridades da Galp Energia é
reforçar a posição de liderança na Distribuição de produtos petrolíferos em Portugal. A
Empresa pretende alcançar este objectivo mediante:
78
•
O reforço das parcerias existentes na rede de retalho com empresas líderes em
negócios associados relevantes, como a aliança com a Sonae, a maior cadeia de
hipermercados de Portugal, e do aumento e melhoria da oferta de produtos non-fuel;
•
O aumento do portfolio de serviços oferecidos aos clientes e o estímulo da respectiva
fidelização, nomeadamente através do reforço dos programas existentes, tais como o
programa de acumulação de pontos “Fast Galp” e o cartão para frotas “Galp Frota”,
bem como da manutenção do investimento na imagem e reconhecimento da marca,
como os combustíveis de alta performance G-Force; e
•
A promoção da inovação e das melhores práticas na actividade, nomeadamente
completando a divulgação da “Pluma”, uma garrafa de GPL mais leve que as
tradicionais.
Manter a Liderança no Mercado Liberalizado de Gás Natural. A Galp Energia está a
preparar-se para o novo enquadramento regulatório do gás natural em Portugal, procurando
novas oportunidades de crescimento que se espera que venham a surgir com a liberalização,
mantendo ao mesmo tempo a posição de liderança no mercado. A Galp Energia pretende
alcançar este objectivo mediante:
•
Continuar a promover as vendas de gás natural a grandes clientes industriais, através
de propostas de valor acrescentado, e capturar novas oportunidades de crescimento
devidas ao aumento da geração de electricidade a partir do gás natural;
•
A promoção de iniciativas de cross-selling entre produtos petrolíferos, gás natural e
electricidade no mercado liberalizado Português e o aumento das vendas destes
produtos nos mercados internacionais; e
•
Antecipação e adaptação às alterações no mercado do gás natural, nomeadamente
alterações no enquadramento regulatório.
Desenvolver o Negócio Power e Promover o Crescimento no Mercado da Electricidade.
A Galp Energia pretende tornar-se um operador de referência no mercado Português de
electricidade e desenvolver activamente uma estratégia de gas to power no contexto da
liberalização do mercado energético Português, consolidando a posição actual no negócio do
gás natural e potenciando a forte imagem de marca. A Galp Energia pretende alcançar este
objectivo mediante:
•
Desenvolvimento da presença no sector da geração de energia, através da construção
de duas centrais CCGT em Sines com uma capacidade total de 800 MW;
•
Entrada no fornecimento de electricidade a clientes industriais e residenciais, criando
assim um negócio de electricidade verticalmente integrado que permita maximizar as
margens e oferecer propostas comerciais multi-energia aos clientes;
•
Desenvolvimento do negócio da energia renovável com a construção e exploração de
parques eólicos; e
•
Consolidação da posição da Galp Energia no mercado da Cogeração.
Crescer em Espanha e noutros Mercados. Para além da manutenção da posição de
liderança em Portugal, a Galp Energia pretende potenciar os pontos fortes e a experiência
adquirida, bem como as ligações linguísticas e culturais, para expandir as actividades e crescer
79
noutros mercados geográficos. A Galp Energia planeia desenvolver uma estratégia global de
alavancagem das parcerias existentes de modo a expandir-se para mercados onde dispõe de
vantagens competitivas, tais como Angola, Brasil e Espanha. Nomeadamente, em Espanha a
Galp Energia pretende crescer nos negócios de Retalho e de Empresas com base em
oportunidades de crescimento orgânico, aquisições e com a introdução de novos serviços e
produtos non-fuel.
Os Segmentos de Negócio da Galp Energia
As principais actividades da Galp Energia incluem a exploração e produção de hidrocarbonetos,
a refinação de petróleo e distribuição de produtos petrolíferos, o aprovisionamento,
distribuição e venda de gás natural e a produção de energia eléctrica e térmica.
E&P
O quadro seguinte apresenta informação financeira e operacional seleccionada relativa ao
segmento de negócio de E&P, para os períodos indicados:
31 de Dezembro
POC
IFRS
2005
2004
2004
2003
(em milhões de Euros,
excepto indicação em contrário)
Vendas e Prestações de Serviços ............
EBITDA(1) ............................................
Activo Fixo Líquido(2) ............................
Investimento .......................................
ROA(4) ................................................
Produção (kbbl/dia) ..............................
Preço de venda médio (US$/bbl) (5) .........
Custo médio de produção (US$/bbl) (6) ....
66,6
40,2
247,5
82,3
6,7%
4,3
44,6
6,4
42,6
25,5
192,0
70,6
(6,3%)
4,5
31,1
6,1
42,6
25,5
228,1
72,4
(5,8%)
4,5
31,1
6,1
38,4
19,9
169,4 (3)
39,5
3,1%
4,9
24,0
5,6
_______________________
(1) O EBITDA é definido como Resultados operacionais adicionados das amortizações e provisões. O EBITDA não é
uma medida padrão, pelo que não deverá ser utilizado nas comparações entre empresas. 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. O EBITDA pode não ser
indicativo dos resultados operacionais históricos, nem pretende prever resultados futuros (vide “Informações
financeiras sobre o Activo e o Passivo, a Situação Financeira e os Ganhos e Prejuízos do Emitente”).
(2) O Activo Fixo Líquido inclui o Imobilizado Corpóreo e Incorpóreo Líquidos.
(3) Relativamente às demonstrações financeiras oficiais de 31 de Dezembro de 2003, e para efeitos de comparação de
exercícios, foi efectuada uma reclassificação de 54,2 milhões de Euros, do segmento de Refinação e Distribuição
para o segmento de E&P, essencialmente relacionada com os blocos 32 e 33.
(4) Resultados Operacionais depois de Impostos dividido pelo Total do Activo Líquido excluindo investimentos
financeiros.
(5) Com base na produção do campo Kuito do Bloco 14, com uma densidade média API de 21º
(6) Inclui custos operacionais directamente alocados pelo operador de cada bloco, mas exclui a alocação das
depreciações e da provisão de abandono e impostos sobre o rendimento de petróleos em Angola.
Panorâmica Geral do Negócio
O segmento de negócio de E&P detém os activos de upstream da Galp Energia e é responsável
pela supervisão e execução de todas as actividades relacionadas com a exploração,
desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos. O segmento de negócio E&P também
identifica, analisa e promove novas oportunidades de desenvolvimento de projectos upstream.
Este segmento desenvolve uma política de investimentos selectiva, orientada sobretudo para a
aquisição de participações minoritárias em blocos de elevado potencial, preferencialmente em
países de expressão portuguesa como Angola e Brasil. Os negócios são desenvolvidos com
80
parceiros chave da indústria, tais como ENI SpA, Sonangol, Petrobrás, Chevron, Total, Exxon e
Devon.
Análise do Negócio de Exploração e Produção
Em Angola, o Governo designa uma empresa pública como entidade concessionária nacional
dos direitos de exploração e produção de hidrocarbonetos. A entidade concessionária nacional
celebra PSAs com contrapartes privadas, estrangeiras ou nacionais, nos termos dos quais
estabelece a partilha dos custos e dos investimentos bem como a repartição da produção.
No Brasil, os direitos de exploração e produção são concedidos directamente a empresas
privadas, seleccionadas em concursos públicos concorrenciais organizados pelo Governo ou
pela entidade concessionária nacional, relativamente a determinadas zonas ou “blocos”,
mediante a atribuição de concessões, licenças ou através dos direitos de participação em PSA
pré-existentes.
O rendimento gerado pelas empresas privadas com a venda da sua parte dos hidrocarbonetos
produzidos está sujeita a imposto sobre o rendimento. No Brasil, o imposto sobre o
rendimento é igual ao que se aplica às indústrias em geral, ao passo que em Angola existe um
imposto especial que incide sobre o rendimento gerado pelas vendas de hidrocarbonetos. As
disposições fiscais são geralmente estruturadas de forma a permitir às contrapartes recuperar
os montantes investidos nas operações de exploração, avaliação e desenvolvimento, os quais
são capitalizados até ao início da produção.
No termo da concessão, as empresas privadas que integram a parceria de produção têm de
efectuar um conjunto de operações destinadas a assegurar que o encerramento de todos os
poços e o desmantelamento de todas as infra-estruturas são executados com base em
elevados padrões técnicos, de segurança e ambientais.
Portfolio de Activos de Upstream
O envolvimento da Galp Energia em projectos upstream data de 1982, em Angola, e 1999, no
Brasil. O portfolio de activos upstream é constituído por participações em 6 blocos em Angola
e 54 blocos no Brasil.
As reservas provadas correspondentes às participações da Galp Energia em 30 de Junho de
2006 eram de 35,6 milhões de barris de petróleo bruto, concentradas no Bloco 14 em Angola.
O total de reservas provadas e prováveis ascendia nessa data a 41,4 milhões de barris e a
nossa melhor estimativa dos recursos contingentes era de 43,2 milhões de barris. As reservas
e recursos contingentes da Galp Energia foram determinadas pela “Gaffney, Cline & Associates,
Ltd.”, uma empresa consultora independente para a indústria petrolífera, em conformidade
com as definições e orientações promulgadas pela “Society of Petroleum Engineers”, pelo
“World Petroleum Council” e pela “American Association of Petroleum Geologists”, utilizando
metodologia determinística.
Angola
O quadro seguinte apresenta as participações da Galp Energia em Angola:
81
Tipo
Bloco
Operador
% Galp
Energia
Bloco 14
Deep offshore
Chevron
9,0%
Bloco 1/82
Offshore
ENI SpA
10,0%
Bloco
14K/A-IMI
Deep offshore
Chevron
4,5%
Bloco 32
Ultra deep
offshore
Ultra deep
offshore
Onshore
Total
5,0%
Exxon
5,0%
Devon
20,0%
Bloco 33
Bloco
Cabinda
Central
Parceiros
Chevron (31%), Sonangol (20%), ENI
SpA (20%), Total (20%)
ENI SpA (50%), Total (25%), Ina
Naftaplin (7,5%), Naftagas (7,5%)
Chevron (31,25%), Total (36,75%),
ENI SpA (10%), Sonangol (10%),
SNPC (7,5%)
Total (30%), Marathon (30%),
Sonangol (20%), Exxon (15%)
Exxon (45%), Sonangol (20%), Total
(15%), Falcon Oil (10%), NIR (5%)
Devon (30%), Repsol (25%),
Sonangol (20%), Gulf Energy
Resources (5%)
Bloco 14
O Bloco 14 em Angola é o único bloco em fase de produção. Em 2005, a participação da Galp
Energia na produção do Bloco 14 foi de 1,6 milhões de barris (4,3 mil barris por dia). Com
base nas estimativas do operador do Bloco 14, a produção no final de 2006 correspondente à
participação da Galp Energia será de aproximadamente 9 mil barris por dia, prevendo-se
atingir em 2010 cerca de 25 mil barris por dia. Estas previsões baseiam-se nas estimativas do
operador com base no desempenho histórico do bloco, na evolução das curvas de produção e
no impacto dos investimentos futuros para manter a produção.
O Bloco 14 é constituído por cinco áreas de desenvolvimento declaradas: Kuito; Benguela,
Belize, Lobito e Tomboco (“BBLT”); Tombua Landana (“TL”); Negage; e Gabela.
O quadro seguinte apresenta a quota de produção correspondente à participação da Galp
Energia e o programa de exploração relativo ao Bloco 14, por zona de desenvolvimento:
Zona de
Desenvolvimento
2005
2006
(1)
2007
(1)
Kuito ........................... 4,3 mil bbl/dia
3 poços de
desenvolvimento
3,6 mil bbl/dia
2,9 mil bbl/dia
1 poço de
desenvolvimento
BBLT ........................... 10 poços de
desenvolvimento
5,4 mil bbl/dia
13 poços de
desenvolvimento
13,1 mil bbl/dia
14 poços de
desenvolvimento
TL............................... 1 poço de avaliação
1 poço de avaliação
1 poço de
desenvolvimento
5 poços de prospecção.
Negage........................ 1 poço de avaliação
-
-
Gabela ........................ -
1 poço de avaliação
-
_______________________
(1) Valores esperados.
Kuito
A descoberta do campo Kuito foi declarada em 1997, tendo o plano de desenvolvimento inicial
sido concluído em 1998. A primeira fase de produção iniciou-se em Dezembro de 1999. O
curto período de tempo, de 30 meses, desde a descoberta até a primeira produção de petróleo
é invulgar nesta indústria, para um projecto com a dimensão do Kuito. Até Agosto de 2006, o
82
Kuito tinha produzido aproximadamente um total de 143,0 milhões de barris de petróleo (com
uma densidade API entre 19º e 21º e com uma percentagem de enxofre de 0,7%).
BBLT
A descoberta do primeiro campo da área de desenvolvimento de BBLT foi declarada em 1998,
tendo outros campos sido declarados como descobertas em 2000. O programa de
desenvolvimento do BBLT iniciou-se em 2003, tendo a primeira produção sido conseguida em
Janeiro de 2006. Até Agosto de 2006, o BBLT tinha produzido aproximadamente 8,4 milhões
de barris de petróleo (com uma densidade API entre 24º e 37º e com uma percentagem de
enxofre entre 0,25 e 0,30).
TL
A descoberta do primeiro campo do complexo de TL foi declarada em 1997, tendo outros
campos sido declarados como descobertas em 2001. Foi efectuada uma declaração de
descoberta comercial em Julho de 2003. O plano de desenvolvimento deste campo está em
execução, prevendo-se a instalação de uma plataforma de perfuração e produção até ao final
de 2008, iniciando-se a produção em 2009.
Negage
A descoberta do campo Negage foi declarada em Outubro de 2002, tendo sido apresentada
uma declaração de descoberta comercial à entidade concessionária, a Sonangol, em Fevereiro
de 2004. Actualmente estão a ser efectuados estudos técnicos destinados a estabelecer um
plano de desenvolvimento do campo Negage.
Gabela
A descoberta do campo de Gabela foi declarada em Fevereiro de 2002, tendo sido apresentada
uma declaração de descoberta comercial à entidade concessionária, a Sonangol, em Fevereiro
de 2004. Ainda no início de 2004, a entidade concessionária aprovou a área de
desenvolvimento de Gabela. Está planeada a perfuração de um poço de avaliação no segundo
semestre de 2006, por forma a estabelecer uma melhor estimativa das reservas do campo e a
obter informações adicionais que auxiliem os estudos técnicos em curso. Pretende-se
conseguir a primeira produção de petróleo em Fevereiro de 2010, que é o prazo limite imposto
pelo contrato de parceria de produção.
Exploração
Actualmente, está planeada a perfuração de três poços de exploração no bloco 14, antes do
fim do período de exploração que termina em Março de 2007.
Bloco 1/82
A produção do Bloco 1/82 foi encerrada em 2002, após ter produzido um total de seis milhões
de barris de crude. Os membros da parceria acordaram abandonar o Bloco 1/82, uma vez que
as reservas remanescentes se mostravam insuficientes para produção comercial.
Bloco 14K/A-IMI
O campo Lianzi foi descoberto em 2004, tendo essa descoberta sido comprovada por um poço
de avaliação em 2005. Com base nos resultados obtidos, foi proposta à Comissão
83
Intergovernamental Angola-Congo a delimitação de uma área de desenvolvimento que
abrange a área total da unidade do Bloco 14K/A-IMI, em Novembro de 2005, tendo a
aprovação sido concedida para a zona proposta em Janeiro de 2006. Os parceiros no Bloco
14K/A-IMI declararam o campo Lianzi como descoberta comercial em Maio de 2006. O plano
conceptual de desenvolvimento do campo Lianzi está em fase de finalização.
Bloco 32
O Bloco 32 é um bloco de águas ultra profundas, entre os 1.400m e os 2.500m de
profundidade. Foram perfurados cinco poços de exploração que revelaram a presença de
petróleo. O Bloco 32 encontra-se no segundo período de exploração, que se prolongará até
Março de 2007. Uma grande área do bloco mantém-se ainda por explorar. O programa de
exploração inclui dez poços, compreendendo nove poços de exploração e um de avaliação.
Estão a ser realizados estudos destinados a avaliar as descobertas efectuadas.
Bloco 33
O Bloco 33 é um bloco de águas ultra profundas, entre os 1.800m e os 2.500m de
profundidade. Durante o primeiro período de exploração, que terminou em Março de 2005, foi
realizado o estudo sísmico e foram perfurados dois poços de exploração. Só um dos poços foi
declarado comercial (Calulu – 1). A entidade concessionária aprovou uma extensão de 5 anos
para avaliação da área descoberta. A restante área do bloco será abandonada.
Bloco Cabinda Central
Estão a ser conduzidas negociações com vista ao levantamento da interdição da exploração
por motivo de força maior (“force majeure”) devido à diminuição da instabilidade política que
afecta a zona de Cabinda (onshore).
Brasil
A Galp Energia está envolvida em vários projectos de exploração onshore e offshore no Brasil,
desde 1999. O Governo Brasileiro concedeu licenças de exploração de petróleo e gás em
diversos blocos, em sucessivas rondas de licitação, que tiveram início em 1999. A Galp Energia
participou em quatro dessas rondas de licitação (2ª, 3ª, 6ª e 7ª), tendo adquirido direitos num
conjunto de 54 blocos de exploração, sempre em parceria com a Petrobrás. Esta parceria com
a Petrobrás possibilitou a entrada no mercado upstream brasileiro, tirando partido do seu
vasto conhecimento do potencial das áreas, dos seus sólidos conhecimentos técnicos e da sua
rede de infra-estruturas locais. A Galp Energia opera 29 dos 44 blocos onshore.
Os 54 blocos estão agrupados em contratos do seguinte modo:
Contrato
Área
km²
Operador
% Galp
Energia
Parceiros
Tipo
Fim do
Período de
Exploração
Ronda
BT-POT-28
30
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2006/2007
6
BT-POT-29
90
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2006/2007
6
BT-POT-36
127,6
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2006/2007
6
84
Contrato
BT-ES-23
Área
km²
Operador
% Galp
Energia
Parceiros
Tipo
Fim do
Período de
Exploração
Ronda
122
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2006/2007
6
BT-SEAL-13
123,4
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
BT-POT-59
127,6
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
BT-POT-51
132,9
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
BT-POT-47
127,6
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
30,4
Galp
Energia
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
BT-ES-29
BM-S-8
2.400
Petrobrás
10%
Petrobrás
(50%)
Shell
(40%)
Deep
offshore
2006/2008
2
BM-S-11
2.600
Petrobrás
10%
Petrobrás
(65%)
BG
(25%)
Deep
offshore
2006/2008
2
122
Petrobrás
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2006/2007
6
BT-POT-32
127,6
Petrobrás
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2006/2007
6
BM-S-21
1.037
Petrobrás
20%
Petrobrás
(80%)
Deep
offshore
2007/2009
3
BM-S-24
1.300
Petrobrás
20%
Petrobrás
(80%)
Deep
offshore
2007/2009
3
BT-ES-28
91,5
Petrobrás
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
BT-POT-45
63,8
Petrobrás
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
BT-POT-56
55,8
Petrobrás
50%
Petrobrás
(50%)
Onshore
2008/2009
7
BM-ES-31
722
Petrobrás
20%
Petrobrás
(80%)
Deep
offshore
2010/2012
BT-ES-24
7
85
Contrato
Área
km²
Operador
% Galp
Energia
Parceiros
Tipo
Fim do
Período de
Exploração
Ronda
BM-POT-16
1.534
Petrobrás
20%
Petrobrás
(60%)
Encana
(20%)
Deep
offshore
2012/2014
7
BM-POT-17
2.300
Petrobrás
20%
Petrobrás
(80%)
Deep
offshore
2012/2014
7
Todos os blocos encontram-se em fase preliminar de exploração, excepto o Bloco BM-S-11
(localizado na Bacia de Santos), onde está actualmente a ser perfurado um poço de grande
profundidade. Em Julho de 2006 foi reportada uma descoberta de petróleo neste bloco.
Relativamente a todos os restantes poços, a actividade de exploração consiste em estudos
geológicos, análises geofísicas e interpretação dos resultados.
Novos Projectos
Os esforços de avaliação de novas oportunidades de Exploração e Produção da Galp Energia
estão a ser focalizados em países com elevado potencial de produção.
Em Timor Leste, a Galp Energia participou recentemente num concurso para blocos localizados
offshore. Embora a Galp Energia não tenha ganho qualquer dos blocos em causa, existe a
possibilidade de aquisição à ENI SpA de direitos nalguns desses blocos, após o início dos
projectos.
Prevê-se que se verifique no Brasil uma nova ronda de licitação para atribuição de licenças de
exploração e produção de petróleo e gás natural, no decurso de 2006, estando em avaliação o
potencial de hidrocarbonetos dos blocos em oferta, para ser tomada a decisão de participar,
ou não, no concurso, sempre em parceria com a Petrobrás.
A zona offshore portuguesa contém um potencial de exploração de águas profundas que ainda
não foi adequadamente investigado. A Galp Energia solicitou autorização governamental para
explorar estas águas.
Refinação e Distribuição
O negócio da Refinação compreende todas as actividades de refinação, aprovisionamento e
logística. A Galp Energia é a única empresa refinadora e a maior empresa de comercialização
de produtos petrolíferos em Portugal, e uma das maiores da Península Ibérica. A Galp Energia
gere todas as importações de crude e uma parte das importações de produtos refinados para
Portugal, gerindo 80% da capacidade de armazenamento de petróleo bruto e produtos
petrolíferos e detendo uma posição dominante na maior parte das infra-estruturas logísticas
em Portugal.
O negócio da Distribuição inclui a comercialização a retalho e grossista de produtos refinados
(incluindo GPL) na Península Ibérica. A Galp Energia é líder de mercado em Portugal, com uma
presença crescente em Espanha. Em 2005, através da rede de 1.060 postos (837 em Portugal
e 223 em Espanha), obteve uma quota no mercado a retalho de 37% em Portugal e de 9% no
total da Península Ibérica, calculada com base no volume de vendas. No mercado grossista, a
Galp Energia fornece mais de 4.300 clientes industriais e comerciais, num total de 5,5 milhões
de toneladas de produtos refinados, o que representa uma quota de mercado de 51% em
86
Portugal e de 11% no total da Península Ibérica, em 2005. A quota de mercado de GPL, em
Portugal, foi de 44% nesse ano. O recente decréscimo do volume de vendas de GPL em
Portugal, devido ao crescimento do consumo de gás natural, foi compensado pelo crescimento
do volume de vendas de GPL em Espanha.
O quadro seguinte apresenta informação financeira e operacional seleccionada relativa ao
segmento de negócio de Refinação e Distribuição, para os períodos indicados:
31 de Dezembro
IFRS
POC
2004
2005
2004
2003
(em milhões de Euros,
excepto indicação em contrário)
Vendas e Prestações de Serviços ............
10.029,8
8.394,8
8.380,6
..................................
1.493,8
1.315,5
1.167,3
983,9
...........................................
848,7
726,0
593,9
494,8
............................
1.246,9
1.314,1
1.466,4
Investimentos......................................
142,1
165,2
166,8
205,0
5,4%
Margem Bruta
EBITDA
(2)
(1)
Activo Fixo Líquido
(4)
(3)
6.668,9
1.530,5
(5)
................................................
12,7%
12,0%
7,8%
Produtos Refinados (milhões tons) .........
13,1
12,7
12,7
12,8
Número de postos ................................
1.060
1.094
1.094
1.090
Vendas a retalho (mil m3) ....................
3.241
3.262
3.262
3.131
Vendas a empresas (mil tons) ...............
5.502
4.424
4.424
3.780
Vendas GPL (mil tons) .........................
406
423
423
431
ROA
_______________________
(1) Estes valores diferem dos valores apresentados nos Relatórios e Contas de 2003 e 2004 (POC), dado que incluem
Prestações de Serviços.
(2) O EBITDA é definido como Resultados operacionais adicionados das amortizações e provisões. O EBITDA não é uma
medida padrão, pelo que não deverá ser utilizado nas comparações entre empresas. 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. O EBITDA pode não ser indicativo dos resultados operacionais
históricos, nem pretende prever resultados futuros (vide “Informações financeiras sobre o Activo e o Passivo, a Situação
Financeira e os Ganhos e Prejuízos do Emitente”).
(3) O Activo Fixo Líquido inclui o Imobilizado Corpóreo e Incorpóreo Líquido.
(4) Resultados Operacionais depois de Impostos divididos pelo Total dos Activos Consolidados excluindo investimentos
financeiros.
(5) Relativamente às demonstrações financeiras oficiais de 31 de Dezembro de 2003, e para efeitos de comparação de
exercício, foi efectuada uma reclassificação de 54,2 milhões de Euros do segmento da Refinação e Distribuição
para o segmento de E&P, essencialmente relacionada com os Blocos 32 e 33.
Refinação
Panorâmica geral
O negócio da Refinação opera duas refinarias, uma em Sines e outra no Porto, produzindo uma
vasta gama de produtos, que inclui gasolinas, gasóleos, fuelóleos, jet fuels, GPL, betume e
diversos produtos petroquímicos. É também responsável pelo fornecimento de produtos
refinados às áreas do retalho, empresas e GPL, aos concorrentes e clientes estrangeiros, bem
como pela gestão dos activos de refinação e logísticos.
O aprovisionamento e o transporte dos produtos é realizado quer mediante a utilização de
infra-estruturas próprias de transporte e armazenamento quer mediante o recurso a empresas
de logística subsidiárias. A Galp Energia detém uma posição dominante no mercado Português,
na medida em que possui os quatro maiores Parques de Armazenagem em Portugal e 80% da
armazenagem portuguesa de produtos petrolíferos, em 2005.
87
A segurança, a fiabilidade e o desempenho ambiental das operações de refinação são críticas
para o desempenho financeiro do negócio de Refinação. Paragens não programadas nas
refinarias traduzem-se geralmente em perdas de margem, aumento dos custos de manutenção
e aumento temporário de fundo de maneio e respectivas existências. O impacto financeiro
turnarounds devido, nomeadamente, a trabalhos de manutenção geral, é mitigado através de
um processo de programação cuidadosa, que considera a disponibilidade dos produtos, o
contexto das margens e a disponibilidade de recursos para a realização da manutenção
necessária. Em 2003 e 2004, foram efectuados dois turnarounds nas refinarias (que ocorrem
tipicamente de quatro em quatro anos) e realizados dois importantes projectos de manutenção
e reparação.
Foram planeados vários projectos para aumentar a eficiência energética das refinarias,
incluindo a construção de uma central de cogeração na refinaria de Sines (vide “Segmento de
Negócio de Power – Novos Projectos” infra). Também foram levados a cabo projectos de
conformidade, ou seja, investimentos com o objectivo de operar de acordo com estritas
normas ambientais.
Instalações
Introdução
As duas refinarias da Galp Energia em Portugal representam 100% da capacidade de refinação
em Portugal e 20%, da capacidade de refinação Ibérica, e, conjuntamente, satisfazem 88% da
procura de produtos petrolíferos em Portugal. A Galp Energia investiu 240 milhões de Euros,
nos últimos cinco anos, na requalificação e melhoria da eficiência das refinarias (158 milhões
de Euros em Sines e 82 milhões de Euros no Porto). A refinaria de Sines é uma refinaria de
cracking e a refinaria do Porto é uma refinaria de hydroskimming com uma fábrica de
aromáticos, outra de óleos base e outra de lubrificantes.
As refinarias são consideradas unidades de negócio e são operadas como centros de proveitos.
Para comparar a performance das refinarias com benchmarks internacionais é necessário
eliminar o efeito dos stocks e das actividades de aprovisionamento e trading. A margem de
refinação resulta da diferença entre o valor dos produtos acabados e intermédios produzidos
em cada período e o valor das matérias primas e outras componentes processadas no mesmo
período. As matérias-primas e outras componentes (como crude, nafta, MTBE, reformado e
químicos) são valorizadas ao preço de reposição médio mensal, sendo os produtos acabados e
intermédios valorizados ao preço de paridade de importação-exportação médio mensal.
O quadro seguinte apresenta alguns indicadores relativos ao negócio de Refinação da Galp
Energia, para os períodos indicados:
31 de Dezembro (POC)
2005
Crude Processado (milhões bbl) .............................
Taxa de utilização de crude (%) .............................
Gama de Crude Galp (US$/bbl) ..............................
Spread sobre o Brent (US$/bbl) .............................
Margem Bruta de refinação (US$/bbl) .....................
96,5
83%
53,1
(2,1)
7,3
2004
2003
94,8
81%
38,3
(0,7)
6,0
94,0
80%
29,1
(0,4)
3,7
88
Refinaria de Sines
A Galp Energia tem uma refinaria de cracking em Sines, que iniciou a sua laboração em 1979.
Com uma capacidade actual de destilação de aproximadamente 10,5 milhões de toneladas/ano
(220.000 bbl/dia), é a principal refinaria de Portugal, sendo responsável por aproximadamente
70% do total da capacidade de refinação em Portugal. É também uma das maiores refinarias
da Península Ibérica. A localização costeira e as infra-estruturas portuárias de Sines são
privilegiadas tanto para o aprovisionamento de crude como para a exportação de produtos.
No processo de refinação da refinaria de Sines, o crude é aquecido e separado numa coluna de
destilação a uma pressão atmosférica normal (destilação atmosférica). À medida que a
temperatura aumenta, os componentes mais leves, tais como o GPL, a nafta e as gasolinas,
vaporizam em primeiro lugar. Os componentes mais pesados, tais como, o gasóleo e o jet fuel,
vaporizam mais lentamente e são recolhidos na parte intermédia da coluna de destilação. Os
componentes mais pesados passam por uma segunda fase de destilação, a uma pressão
reduzida (destilação no vácuo), em que os componentes como o fuelóleo e o asfalto são
separados.
Tipicamente, o processo de destilação produz mais gases leves e mais resíduos pesados do
que o mercado necessita, existindo um défice em gasolina e gasóleo. Para dar resposta a esta
situação, a refinaria de Sines conta com unidades de conversão que incluem o fluid catalytic
cracker (“FCC”, cracking catalítico – utilização de um catalisador de fluido para transformar o
gasóleo pesado em produtos leves, sobretudo de gasolina), o visbreaker (diminuição da
quantidade de resíduos produzida através da redução de viscosidade), a alquilação
(transformação de gás em componentes de gasolina) e a reformação catalítica (“platforming”
– para a conversão de nafta pesada em gasolina). Para mais informação sobre o processo de
refinação vide “Análise Sectorial – Indústria de Refinação Global”.
O diagrama seguinte mostra o processo de refinação do crude em produtos petrolíferos na
refinaria de Sines. Esta refinaria tem uma configuração do processo produtivo orientada para a
produção de gasolina, através da unidade de FCC, uma unidade de conversão catalítica de
destilados pesados, com um índice de complexidade de Nelson de 5,3 e um índice de
complexidade de Solomon de 7,8.
89
GASES
FUEL GAS
PROPANO
FRACÇÕES
LEVES
FRACCIONAMENTO
GPL
CRUDE
D
E
S
T
I
L
A
Ç
Ã
O
RESÍDUO
ATMOSFÉRICO
BUTANO
FRACCIONAMENTO
NAFTA
A
T
M
O
S
F
É
R
I
C
A
PURIFICAÇÃO
FRACCIONAMENTO
NAFTA QUÍMICA
REFORMADOR
CATALÍTICO
QUEROSENE
GASÓLEO
REFORMADO (GASOLINA)
SWEETENING
JETFUEL
DESSULFURAÇÃO
GASÓLEO
PURIFICAÇÃO
D
E
S
T
I
L
A
Ç
Ã
O
PROPILENO
FRACCIONAMENTO
V
Á
C
U
O
ALQUILAÇÃO
ALQUILADO (GASOLINA)
BUTILENOS
GASÓLEO
VÁCUO
FCC
HIDRO
DESSULFURAÇÃO
GASOLINA CRACKING
VISCORREDUÇÃO
FUELÓLEO
RESÍDUO
VÁCUO
OXIDAÇÃO
BETUMES
A margem de refinação é normalmente comparada com os benchmarks de Roterdão (perfil de
produção fixo para um conjunto padrão de produtos). Estas comparações demonstram que a
refinaria de Sines tem beneficiado do contexto actual de mercado. A refinaria de Sines tem
registado um elevado desempenho operacional, com uma taxa média de utilização de crude de
85%, nos últimos três anos, e uma taxa média de fiabilidade de 98%.
O quadro seguinte apresenta informação operacional e financeira relativa à refinaria de Sines,
para os períodos indicados:
31 de Dezembro (POC)
2005
Capacidade (kbbl/dia)..............................................
Crude processado (milhões tons) (1) ...........................
Produtos refinados (milhões tons) .............................
Taxa de utilização de crude (%) ................................
Margem Bruta de refinação (US$/bbl) ........................
Margem cracking de referência de Roterdão
(US$/bbl) (2) ...........................................................
Custo médio de aquisição do crude (US$/bbl) .............
Custos operacionais (€/bbl) ......................................
Fiabilidade (%) .......................................................
Número de Trabalhadores ........................................
2004
2003
220
9,5
9,8
87%
8,5
5,3
220
8,9
8,7
81%
6,4
3,8
220
9,5
9,3
87%
3,9
2,8
52,3
1,3
97%
473
38,1
1,4
99%
473
29,0
1,0
99%
454
_______________________
(1) Factor de conversão médio de barris para toneladas de 7,23 para 2005.
(2) Fonte: Platts baseada no seguinte perfil de produção: premium unleaded 25,4%; nafta physics 7,1%; jet fuel
8,5%; ULSD 50 ppm 38%; Fuelóleo (1%) 14%; consumos e perdas 7%.
90
A refinaria de Sines tem instalações de armazenamento modernas com capacidade para mais
de 3.000.000 de m3 de crude, com monitorização digital de stocks, coberturas de tanques
flutuantes e unidades de recuperação de vapores. As necessidades energéticas da refinaria são
asseguradas por uma central de produção combinada de vapor e energia com uma capacidade
instalada de 64 MW. Um sistema de tratamento de águas residuais recicla a maior parte da
água utilizada no processo produtivo da refinaria.
Desde 1994, foram realizados vários projectos na refinaria de Sines que incluíram: (i) a
requalificação da unidade de dessulfuração de gasóleo; (ii) a construção de uma unidade de
purificação de hidrogénio; (iii) a construção de um reformador de vapor para a unidade de
produção de hidrogénio; e (iv) a construção da unidade de FCC e hidrodessulfuração da
gasolina. O último turnaround de Sines ficou concluído em Março de 2004, com um custo total
de 34,1 milhões de Euros.
A refinaria de Sines tem capacidade para processar crudes leves e pesados. Em 2005, o crude
pesado representou 29% do crude processado. A densidade média API do crude processado na
refinaria de Sines, em 2005, foi de 35,9º e a percentagem de enxofre foi de 0,915%.
Aproximadamente 75% da produção da refinaria consiste em produtos leves de alto valor, tais
como gasolina, produtos de destilação intermédia e GPL.
A lista de produtos que o perfil da refinaria de Sines produz encontra-se no quadro seguinte:
2005
Perfil de Produção
Gases .................................................................
Gasolina .............................................................
Destilados Médios ................................................
Fuelóloeo ............................................................
Outros ................................................................
4%
27%
44%
23%
2%
2004
4%
30%
45%
19%
3%
2003
4%
31%
46%
17%
3%
Sines – novo projecto de conversão
A Galp Energia planeia implementar um novo projecto de conversão na refinaria de Sines com
o intuito de transformar as fracções mais pesadas da destilação do crude (como por exemplo o
resíduo de vácuo) em destilados intermédios mais leves (como por exemplo gasóleo de
elevada qualidade). As tendências de mercado justificam este projecto pela crescente
importância da produção de gasóleo em detrimento da produção de fuelóleo. Em particular, o
facto das margens de refinação associadas ao gasóleo serem mais elevadas que as do fuelóleo
e também pela crescente procura de gasóleo no mercado Europeu, em particular na Península
Ibérica.
Neste momento está em curso a avaliação de dois projectos de conversão alternativos,
correspondendo a duas configurações distintas. A primeira configuração alternativa associa um
hydrocracker com um coker e na segunda configuração propõe-se a combinação do
hydrocracker com um residue hydrocracker. O montante de investimento estimado situa-se
em aproximadamente 1.000 milhões de Euros e o aumento esperado da margem de refinação
é de cerca de US$3,0 por barril, aumentando igualmente o índice de complexidade de Nelson
para 11,0.
As duas configurações alternativas para este projecto de conversão em Sines assentam em
perfis de produção semelhantes para os destilados intermédios mais leves. Em ambos os casos,
a matéria-prima usada para alimentar as unidades de conversão é o resíduo de vácuo,
91
produzindo ambas GPL, nafta, gasóleo e gasóleo pesado. A principal diferença entre as
configurações em estudo é o tipo de resíduos produzidos pelo processo de coking, (green coke)
ou pelo residue hydrocracking (fuelóleo 1%).
Em qualquer dos casos, o novo projecto de conversão permitirá um aumento significativo da
quantidade de crude pesado processado, passando, por exemplo, dos actuais 25% de crude
pesado processado para cerca de 46% em 2010.
A capacidade de processamento de resíduo do novo projecto de conversão será projectada de
forma a poder usar como matéria-prima tanto o resíduo atmosférico proveniente da refinaria
do Porto como o resíduo de vácuo da refinaria de Sines. Desta forma, apesar da quantidade de
produtos refinados pelas duas refinarias não aumentar significativamente, passa a existir uma
maior flexibilidade no tipo de crude usado, permitindo a utilização de maiores quantidades de
crudes pesados, que consequentemente são menos dispendiosos, da mesma forma que
permite responder melhor às necessidades de gasóleo do mercado.
Com o novo projecto de conversão em funcionamento haverá transferências significativas de
resíduo atmosférico entre a refinaria do Porto e a refinaria de Sines e, simultaneamente,
haverá transferências de produtos intermédios entre a refinaria de Sines e a refinaria do Porto:
produtos leves (nafta, por exemplo) serão transferidos para ser usados como matéria-prima
da fábrica de aromáticos ou produtos pesados (hydrocracker residue, por exemplo) serão
transferidos para ser usados como matéria-prima da fábrica de óleos base.
A decisão final das configurações a adoptar deverá ser tomada até Outubro de 2006 e terá
como base os estudos de viabilidade em curso. Serão analisados, entre outros, o montante de
investimento necessário, os custos de operacionais e as implicações ambientais de ambas
alternativas. Dependendo da decisão tomada, é previsível um aumento da capacidade de
produção de gasóleo através da redução ou até da eliminação da produção de fuelóleo.
O quadro seguinte mostra o impacto operacional dos projectos de conversão em análise:
Fuelóleo
Gasóleo e
Querosene
Nafta
Produção (milhões tons)
Actual .........................................
Após a conversão (2010E) .............
2,6
0,9
6,1
7,7
1,8
2,5
Perfil de produção
Actual .........................................
Após a conversão (2010E) .............
19%
6%
44%
53%
13%
17%
Refinaria do Porto
A refinação do Porto, localizada na costa noroeste de Portugal, iniciou a sua actividade em
1969, tendo actualmente uma capacidade anual de destilação de aproximadamente 4,4
milhões de toneladas/ano (90.000 bbl/dia). A refinaria do Porto é uma refinaria de
hydroskimming, encontrando-se igualmente situadas no complexo uma fábrica de aromáticos,
uma fábrica de óleos base e uma fábrica de lubrificantes.
No processo de refinação da refinaria do Porto, o crude é aquecido e separado numa coluna de
destilação à pressão atmosférica normal (destilação atmosférica). Os componentes mais leves,
tais como o GPL, a nafta e as gasolinas, são obtidos na parte superior da coluna de destilação.
Os componentes mais pesados, tais como o gasóleo e o jet fuel, são recolhidos na parte
92
intermédia e na parte inferior da coluna de destilação. Esta refinaria tem duas unidades de
platforming, que convertem nafta pesada em gasolina. A fábrica de aromáticos utiliza a
gasolina reformulada proveniente da refinaria para produzir produtos químicos, tais como o
paraxileno, ortoxileno, benzeno e tolueno. Na fábrica de óleos base, após a prévia separação
das fracções mais leves dos hidrocarbonetos que são enviados para a refinaria, os
componentes pesados passam por uma segunda fase de destilação a uma pressão reduzida
(destilação no vácuo), durante a qual são separados os componentes como o fuel pesado ou o
asfalto, obtendo-se produtos destilados pesados utilizados na produção dos óleos base. Os
óleos base são a matéria-prima da fábrica de lubrificantes. Para mais informação sobre o
processo de refinação vide “Análise Sectorial” supra.
O diagrama seguinte demonstra o processo de refinação do crude e de outras matérias-primas
em produtos refinados na refinaria do Porto, a qual possui um índice de complexidade de
Nelson de 6,9 e um índice de complexidade de Solomon de 6,8.
GASES
FUEL GAS
PROPANO
FRACÇÕES
LEVES
FRACCIONAMENTO
NAFTA
CRUDE
D
E
S
T
I
L
A
Ç
Ã
O
A
T
M
O
S
F
É
R
I
C
A
RESÍDUO
ATMOSFÉRICO
GPL
PURIFICAÇÃO
FRACCIONAMENTO
FRACCIONAMENTO
REFORMADOR
CATALÍTICO
BUTANO
NAFTA QUÍMICA
EXTRACÇÃO
AROMÁTICOS
AROMÁTICOS
REFORMADO (GASOLINA)
QUEROSENE
GASÓLEO
D
E
S
T
I
L
A
Ç
Ã
O
RESÍDUO
VÁCUO
SWEETENING
HIDRODESSULFURAÇÃO
SPINDLE
V
Á
C
U
O
JETFUEL
GASÓLEO
DESPARAFINAÇÃO
100SN
DESAROMATIZAÇÃO
150SN
500SN
PARAFINAS
DESASFALTAÇÃO
ASFALTO
HIDRO
DESSULFURAÇÃO
ÓLEOS BASE
HIDRO
DESSULFURAÇÃO
PARAFINAS
PROPANO
BETUMES
FUELÓLEO
A refinaria do Porto revelou um elevado desempenho operacional, com uma fiabilidade média
de 97% nos últimos três anos, apesar de alguns condicionalismos logísticos do terminal de
Leixões. O quadro seguinte apresenta informação financeira e operacional relativa à refinaria
do Porto, para os períodos indicados:
93
31 de Dezembro (POC)
Capacidade (kbbl/dia) .............................................
Crude processado (milhões tons) (1) ...........................
Produtos refinados (milhões tons) .............................
Taxa de utilização de crude (%) ...............................
Margem de refinação (US$/bbl) ................................
Margem refinação hydroskimming (US$/bbl) (2) ...........
Margem refinação hydroskimming + aromáticos de
referência de Roterdão (US$/bbl) (3) ..........................
Custo médio de aquisição do crude (US$/bbl) .............
Custos operacionais (€/bbl) .....................................
Fiabilidade (%) ......................................................
Número de Trabalhadores ........................................
2005
2004
2003
90
3,6
4,3
75%
4,3
1,7
90
3,8
4,5
79%
5,1
0,6
90
3,1
4,2
65%
3,1
1,3
3,3
55,1
2,5
96%
462
4,8
38,8
1,9
98%
453
3,3
29,3
2,0
98%
479
_______________________
(1) Factor de conversão médio de barris para toneladas de 7,63 para 2005.
(2) Fonte: Platts baseada no seguinte perfil de produção para hydroskimming (70% do Benchmark): premium
unleaded 15,1%; nafta physics 5,1%; jet fuel 9%; ULSD 50 ppm 36,5%; Fuelóleo (1%) 30,3%; consumos e
perdas 4%.
(3) Baseada no perfil de produção para hydroskimming indicados supra acrescentado dos perfis para a fábrica de
aromáticos (30% da referência): nafta 32,6%; premium unleaded 14,5%; benzeno 5,7%; tolueno 16,3%;
paraxileno 14,6%; ortoxileno 4,3%; consumos e perdas 12%.
A fábrica de aromáticos está localizada no complexo do Porto junto da refinaria, ocupando
12,5 hectares da área total do complexo de 230 hectares. A capacidade de armazenamento é
de 33.000 m3 e a capacidade anual de tratamento de nafta reformada é de 6,4 milhões de
barris, produzindo anualmente aproximadamente 3,2 milhões de barris de produtos químicos,
tais como o benzeno, o tolueno, o paraxileno, o ortoxileno, solventes e produtos aromáticos
pesados. Os restantes produtos (não aromáticos) são transferidos para a refinaria. Nos últimos
anos, aproximadamente 70% da produção de produtos químicos da fábrica de aromáticos foi
exportada para Espanha, Holanda e Reino Unido. O Porto tem também uma fábrica de
produção de óleos base, que produz diferentes tipos de óleos e parafinas vendidos
essencialmente no mercado ibérico. Posteriormente os óleos bases são transferidos para a
fábrica de lubrificantes onde são produzidas diversas variedades de óleos lubrificantes.
Os investimentos recentes realizados no Porto incluem a requalificação da unidade de
dessulfuração de gasóleo, a construção de uma unidade de tratamento por hidrogénio, a
optimização da fábrica de óleos base e a maximização da recuperação de GPL, bem como
outras iniciativas com vista à redução do consumo de energia. Foram investidos 82 milhões de
Euros na refinaria do Porto nos últimos cinco anos. O último turnaround teve lugar em 2003,
com um custo total de 13,6 milhões de Euros.
A refinaria do Porto tem capacidade para processar crudes pesados e leves. Em 2005, o crude
pesado representou 5% do total de crude processado, sendo a que a densidade média API do
crude processado na refinaria do Porto, em 2005, foi de 37,5º e a percentagem de enxofre foi
de 0,697%. Durante o ano de 2005, 74% da produção da refinaria correspondeu a produtos
leves de alto valor, incluindo produtos de destilação intermédia, gasolinas, petroquímicos e
GPL’s, consistindo a produção remanescente em produtos mais pesados, como o fuelóleo.
A lista de produtos que o perfil da refinaria do Porto produz encontra-se no quadro seguinte:
94
2005
Perfil de Produção
Gases .................................................................
Gasolina .............................................................
Petroquímicos ......................................................
Destilados Médios ................................................
Fuelóleo..............................................................
Outros ................................................................
2004
3%
24%
10%
37%
18%
9%
3%
22%
9%
41%
17%
8%
2003
2%
26%
10%
37%
18%
7%
Aprovisionamento e venda de crude e produtos petrolíferos
Tanto Portugal como Espanha são importadores de crude e de produtos refinados. À
semelhança de outros países europeus, Portugal e Espanha exportam gasolina e importam
produtos de destilação intermédia, especialmente gasóleo. A localização da Península Ibérica
permite a realização de importações da Europa Ocidental e Oriental, do Médio Oriente, da
África do Norte e Ocidental e da América do Sul, e a realização de exportações para a maioria
dos mercados das Bacias do Mediterrâneo e do Atlântico (países Europeus e Estados Unidos).
No exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, aproximadamente 7,3 milhões de toneladas
(53%) dos produtos refinados foram vendidos através da rede de retalho e grossista da Galp
Energia, 4,2 milhões de toneladas (30%) foram vendidos a concorrentes e 17% foram
exportados. A Galp Energia exporta principalmente gasolina e fuel para os mercados Europeu
e Norte-Americano.
A Galp Energia é responsável pela totalidade das importações de crude e pela maioria das
importações de produtos refinados para Portugal, uma vez que possui as duas únicas
refinarias do país.
Durante o ano de 2005 a Galp Energia adquiriu 13,2 milhões de toneladas de crude, 52% das
quais no mercado spot e 48% ao abrigo de contratos a prazo. Os negócios efectuados através
dos contratos a prazo fecham-se a preços de mercado, fixados com base na data de
carregamento do produto. A Galp Energia tem um conjunto diversificado de fornecedores de
crude em 13 países, localizados na Bacia do Mediterrâneo (28%), na África Ocidental (25%),
no Golfo Pérsico (19%), nas Américas (18%) e noutras regiões (10%). Os principais
fornecedores de crude incluem empresas localizadas na Argélia (24%), Nigéria (16%) e Brasil
(10%). Ocasionalmente, também são comprados e vendidos produtos refinados nos mercados
internacionais, sempre que se considera poder beneficiar de preços mais favoráveis. Em
Espanha são adquiridos produtos petrolíferos ao abrigo de contratos de swap e de outros tipos
de contratos de médio e longo prazo.
A Galp Energia controla a maior parte da infra-estrutura logística em Portugal, tendo uma
participação de 65% no capital social da CLC, a empresa logística nacional proprietária do
único oleoduto multiproduto existente em Portugal. Os outros accionistas da CLC são a BP
(20%) e a Repsol Portuguesa, S.A. (15%). O oleoduto da CLC tem 147km de comprimento,
tendo ainda esta empresa uma capacidade de armazenamento total de 250.000m³. Em 2005,
a CLC transportou 3,3 milhões de toneladas de produtos petrolíferos.
A Galp Energia tem acesso a infra-estruturas de transporte e armazenamento em Espanha,
detendo uma participação de 5% no capital social da CLH, a principal empresa logística de
Espanha. A CLH tem uma rede de 39 unidades de armazenamento (6,4 milhões de m³ de
capacidade) e 3.475km de oleodutos. A maior parte das instalações de armazenamento estão
95
ligadas à rede de oleodutos. Em 2005, a CLH transportou 25,0 milhões de toneladas de
produtos petrolíferos.
Adicionalmente, a rede logística é suportada pelo terminal de armazenagem em Valência
(Ptroval), detido a 100% pela Galp Energia, e ainda pela participação de 75% na Companhia
Logística de Combustíveis da Madeira, S.A. (“CLCM”) (que explora o parque de depósitos de
armazenagem da Madeira) e por uma participação de 60% na Sigás (unidade de armazenagem
de gás propano em Sines).
O vasto sistema logístico da Galp Energia possibilita a entrega de produtos de forma eficiente
e permite uma grande flexibilidade nas vendas e na distribuição. A Galp Energia acredita que
esta plataforma logística representa uma vantagem ao nível dos custos de entrega em
Portugal relativamente aos importadores concorrentes, incentivando-os a recorrer à Empresa
como seu fornecedor privilegiado.
A Galp Energia efectuou os investimentos necessários para distribuir biodiesel através da sua
rede. O biodiesel é um gasóleo com uma mistura de até 5% de produtos de origem agrícola.
Foram celebrados acordos com produtores portugueses para assegurar a adequada cooperação
na determinação do tipo adequado de tecnologias a utilizar e no tipo dos ensaios a realizar por
forma a permitir uma integração óptima dos biocombustíveis na cadeia logística da Empresa.
Concorrência
As economias Espanhola e Portuguesa estão interligadas e os respectivos mercados nacionais
de energia estão cada vez mais integrados, devido à legislação relativa ao mercado de energia
existente em cada um dos países com vista à liberalização destes mercados. Refira-se a
redução da participação conjunta dos principais accionistas da CLH para um máximo de 45%
do capital social da sociedade por forma a aumentar a concorrência determinada no âmbito do
mercado espanhol, e a liberalização dos preços dos combustíveis no comércio a retalho
Português, no início de 2004, que conduziu à implementação de estratégias pan-ibéricas por
parte das maiores empresas de energia, incluindo investimentos transfronteiriços, swaps sobre
activos e aquisições.
Embora exportem para Portugal produtos petrolíferos, os concorrentes espanhóis adquirem a
maior parte das suas necessidades destes produtos no nosso país, através da Galp Energia,
mediante a celebração de contratos de fornecimento, reduzindo assim os custos de transporte
e obtendo preços mais competitivos. Pela mesma razão, a Galp Energia adquire produtos em
Espanha, maioritariamente a refinarias locais Espanholas e por importação através de infraestruturas de armazenamento espanholas. Unidades como El Musel – Gijón, o terminal da Galp
Energia em Valência e a FINSA, representam 20% das aquisições em Espanha. As restantes
instalações de armazenagem são detidas pela CLH e representam 79% dos produtos
adquiridos pela Galp Energia. Foi também contratada capacidade de armazenagem em
determinados terminais da CLH e adquiridos produtos directamente a concorrentes em outras
unidades da CLH.
Distribuição de Produtos Petrolíferos
O negócio da Distribuição de Produtos Petrolíferos (“Distribuição”) dedica-se à venda a retalho
e a clientes empresariais de produtos petrolíferos (tais como gasolinas, gasóleos, gasóleo de
aquecimento, fuelóleos pesados, jet fuel e marinha, e lubrificantes) e GPLs.
Em 2005, o negócios de Retalho e o negócio de Empresas (“Wholesale”), em conjunto,
representaram aproximadamente 8.117 mil toneladas de produtos refinados, dos quais
aproximadamente 2.348 mil toneladas foram vendidas em Espanha. Actualmente, a grande
96
maioria dos produtos comercializados em Portugal através do negócio de Distribuição da Galp
Energia são refinados pelo negócio de Refinação desta Empresa. Fora de Portugal, a Galp
Energia vende produtos adquiridos a refinarias locais, mediante a celebração de contratos de
swap com parceiros locais e através da realização de importações.
Retalho
Descrição Geral do Negócio
A Galp Energia é líder de mercado em Portugal das vendas de produtos petrolíferos a retalho.
Vende combustível com marca “Galp” através de uma rede de 1.060 postos na Península
Ibérica (837 em Portugal e 223 em Espanha). Em Portugal a Galp Energia teve uma quota de
mercado de 37% do mercado de combustíveis a retalho em 2005 (o que representa um
volume de vendas de 2.527 mil m³). Em Espanha, em 2005, a Galp Energia atingiu quotas de
mercado no mercado de Retalho de 2% (num volume total de 714 mil m3).
O aumento das vendas de produtos non-fuel tem sido um dos principais impulsionadores do
crescimento do negócio de retalho, o que é comprovado pelo aumento dos pontos de venda de
produtos non-fuel e de conveniência, explorados sob as denominações “M24” e “Tangerina”,
bem como os serviços de lavagem e de reparação auto. Esta gama de produtos non-fuel
apoia-se em parcerias estratégicas com a Sonae e a Midas (serviço de reparação automóvel).
Em 31 de Dezembro de 2005, a Galp Energia detinha um total de 183 lojas M24 e Tangerina,
das quais 124 em Portugal e 59 em Espanha.
Em 2000 teve início um processo de rebranding para aumentar a notoriedade da marca. O
processo de rebranding consistiu na aplicação aos postos de um novo design Galp ou
“identidade visual”, em substituição da imagem anterior. A nova “identidade visual” foi
igualmente aplicada nos edifícios, página da Internet, veículos de transporte, escritórios,
cartões de fidelidade e embalagens de lubrificantes.
Concorrência e Tendências de Mercado
A Galp Energia é a empresa líder no mercado da Distribuição a Retalho de produtos
petrolíferos em Portugal, com uma quota de 37%. A Repsol detém a posição dominante em
Espanha, com um peso crescente também em Portugal, na sequência da aquisição dos activos
do negócio de retalho da Shell.
A liberalização de preços em Portugal teve como consequência a necessidade de investir em
novos produtos, de modo a satisfazer clientes cada vez mais sofisticados, que exigem
melhores níveis de serviço e de qualidade dos produtos. Por outro lado, de modo a estimular
as vendas, foi estabelecida em 2004 uma parceria com a Sonae, o maior retalhista de bens de
consumo em Portugal, nos termos da qual os clientes obtêm descontos em compras de
combustível em determinados postos “Galp” por cada compra efectuada num dos
hipermercados da Sonae, e vice-versa.
Em Espanha, a entrada em regiões de mercado preferenciais revelou-se mais difícil do que o
previsto, devido à saturação da rede, uma vez que a procura é insuficiente para justificar
novos postos, ainda que o volume de venda médio por posto em Espanha seja 44% superior
ao de Portugal.
As regiões Espanholas onde a Galp energia está presente, bem como a quota de mercado que
detém em cada uma delas podem ser observadas no quadro seguinte:
97
Quota de Mercado em 2005 (Espanha)
Região
Extremadura
Galicia
Madrid
Valencia
Cataluña
Andalucia
Castilla-la-Mancha
Castilla-León
Murcia
Aragón
(%)
6,5
5,5
4,2
3,8
2,9
2,0
1,8
1,5
1,2
0,8
_______________________
Fonte: CORES
Regimes de Preços
O mercado Português encontra-se totalmente liberalizado desde 1 de Janeiro de 2004. A
política de preços da Galp Energia baseia-se em preços de referência nacionais relativamente a
todos os produtos, tanto na rede de postos de Portugal Continental como na Região da
Madeira. Tipicamente, os preços são revistos semanalmente, considerando o movimento das
cotações internacionais.
O mercado Espanhol foi totalmente liberalizado a 1 de Janeiro de 1998. No mercado Espanhol
os preços são ajustados de acordo com os preços praticados pelos líderes de mercado em cada
micro-mercado e pelas diferenças de impostos aplicados pelas autoridades locais.
Desempenho
Vendas Fuel
Nos últimos três anos, verificou-se uma redução no número de postos de abastecimento da
Galp Energia, devido aos esforços no sentido de racionalização da rede, tanto em Portugal
como em Espanha, por forma a aumentar a eficiência média da rede em ambos os mercados.
Em consequência, verificou-se um aumento da venda média por posto, particularmente em
Espanha, onde, após a celebração de uma operação de swap com a Total e a CEPSA, concluída
em 2004, a Galp Energia encontra-se agora numa posição que lhe permite aplicar o modelo
que utilizou para racionalizar a rede em Portugal e Espanha aos novos postos adquiridos
através da referida operação de swap.
O quadro seguinte apresenta informação financeira e operacional relativa ao negócio de
Retalho, para os períodos indicados:
98
31 de Dezembro (POC)
2004
2003
1.060
837
223
3,1
3,0
3,2
1.094
860
234
3,0
3,0
3,0
1.090
857
233
2,8
2,7(1)
2,8 (1)
112,4
121,0
107,3
112,2
99,7
103,8
2.527
714
2.560
702
2.638
493
2005
Número de Postos .....................................
Portugal ................................................
Espanha ................................................
Venda média por posto (Mlt)
Portugal ................................................
Espanha ................................................
Margem unitária bruta (€/m³) (2) ..................
Portugal ................................................
Espanha ................................................
Volume (Mlt)
Portugal ................................................
Espanha ................................................
_______________________
(1) Ajustado em consequência da operação de swap celebrada com a Total e com a CEPSA, concluído em 2004.
(2) Inclui produtos fuel e non-fuel.
Adicionalmente, a Galp Energia, através de empresas participadas, participa na distribuição e
comercialização de combustíveis líquidos no mercado africano (com presença estável em
Angola, Cabo Verde, Moçambique e Guiné-Bissau), onde possui 56 postos de abastecimento.
No sentido de aumentar a fidelização dos clientes foram desenvolvidos diversos programas
inovadores. Em 2002, o programa de acumulação de pontos “Fast Galp”, foi lançado em
Espanha e relançado em Portugal. Com estes cartões, os clientes recebem pontos por cada
compra de combustível e de produtos non-fuel nos postos e podem utilizar esses pontos para
obter descontos em lojas, cinemas, serviços de aluguer de automóveis e outras
estabelecimentos idênticos ou, em alternativa, ganhar presentes disponíveis nas lojas dos
postos. Os cartões “Galp Frota” são cartões de crédito dirigidos a clientes empresariais com
frotas de veículos. Os cartões “Galp Frota” também proporcionam descontos sobre os volumes
consumidos.
O número de utilizadores de cartões dos programas “Fast Galp” e “Galp Frota”, para os
períodos indicados, são apresentados no quadro seguinte:
31 de Dezembro
2005
2004
2004
(milhares)
Cartões de Fidelidade “Fast Galp”
Cartões “Galp Frota”
1.239
339
1.156
333
1.090
298
Foram também desenvolvidos programas de pagamento automático para aumentar a rapidez
de atendimento dos clientes, incluindo os projectos “Access” e “Biometric”. O projecto “Access”
é gerido conjuntamente com a Brisa, a principal concessionária de auto-estradas em Portugal,
que criou um dispositivo celular que pode ser utilizado no pagamento de portagens das autoestradas, nos parques de estacionamento e nos postos de abastecimento. O projecto
“Biometric” consiste num meio de pagamento inovador que permite a realização de
pagamentos e de outras transacções por parte dos clientes mediante a utilização da
combinação de uma tecnologia de reconhecimento de dados biométricos e de um código
pessoal, como formas de identificação.
99
Vendas non-fuel
A Galp Energia aumentou a oferta de produtos non-fuel, nos últimos anos, com 86 lojas M24 e
38 lojas Tangerina em 2005 em Portugal. As lojas M24 são geridas pela Sempre a Postos, Lda,
uma parceria entre a Galp Energia (75%) e a Sonae (25%), a maior cadeia de hipermercados
de Portugal. As lojas M24 são simultaneamente lojas de conveniência e pequenos
supermercados, oferecendo uma selecção variada de produtos alimentares, bebidas, snacks,
produtos de mercearia, e outros produtos não alimentares como tabaco, jornais, revistas e
brinquedos.
As lojas Tangerina encontram-se em postos de abastecimento operados por revendedores que,
em geral, oferecem uma menor variedade de produtos face aos que são oferecidos nas lojas
M24, incluindo tabaco, bebidas, snacks, revistas e jornais. Há 38 lojas Tangerina em Portugal.
Em Portugal a Galp Energia recebe uma percentagem das vendas das lojas Tangerina, sendo
responsável por efectuar a totalidade do investimento inicial.
A 31 de Dezembro de 2005, a Galp Energia detinha 30 lojas Tangerina e 29 lojas M24 em
Espanha. Em Espanha, as lojas Tangerina e M24 são geridas directamente pela Galp Energia.
Os postos de abastecimento da Galp Energia oferecem também outros serviços através de
parcerias com cadeias hoteleiras reconhecidas, empresas de fast food e cadeias de serviço
automóvel, tais como os Hóteis Ibis, a McDonalds, a Burger King, a Pizza Hut e a Midas. Os
acordos com estas empresas podem assumir diversas formas que vão desde a criação de
parcerias até ao estabelecimento de rendas que variam em função das receitas. Estão também
disponíveis serviços próprios de lavagem auto e jet wash.
O quadro seguinte apresenta o número de lojas Tangerina e M24 e as vendas de produtos
non-fuel em Portugal e Espanha, para os períodos indicados:
31 de Dezembro (POC)
2005
Número de Lojas ........................................
M24 (1) ......................................................
Portugal ..................................................
Espanha ..................................................
Tangerina ..................................................
Portugal ..................................................
Espanha .................................................
Vendas non-fuel (€ milhões) (2) (3) ................
Portugal (4) ..............................................
Espanha (5) ..............................................
Vendas non-fuel (€ mil/m 2)
Portugal ..................................................
Espanha ..................................................
2004
2003
183
115
86
29
68
38
30
99,6
64,0
35,6
163
104
86
18
59
29
30
87,4
57,9
29,5
105
77
73
4
28
19
9
61,0
52,2
8,8
5,0
3,7
4,7
3,3
4,7
2,6
_______________________
(1) Lojas geridas pela Sempre a Postos, Lda.
(2) Inclui as vendas das lojas M24, estações de lavagem e oficinas de reparação automóvel em Portugal e Espanha e
as vendas das lojas Tangerina em Espanha.
(3) Valores agregados (incluem a percentagem dos parceiros de negócio).
(4) A Galp Energia recebe uma percentagem das vendas das lojas Tangerina, que não se encontra reflectida nesta
rubrica.
(5) As lojas Tangerina em Espanha são geridas directamente pela Galp Energia, excepto uma loja pela qual recebe
uma percentagem das vendas.
100
Descrição dos Activos
A Galp Energia tem uma estratégia multi-direccionada relativamente à titularidade e gestão
dos postos de abastecimento, classificando-os em três categorias:
•
CoCos (Company-Owned-Company-Operated): Postos de abastecimento detidos e
geridos pela Galp Energia. Os CoCos localizam-se em grandes áreas urbanas e autoestradas e, normalmente, têm um volume de vendas anual superior a 5.000 m3. Os
CoCos oferecem uma vasta selecção de serviços, como por exemplo as lojas M24,
oficinas de reparação automóvel, lavagem de automóveis, hotéis e restaurantes de fast
food. Os CoCos são os postos de eleição sendo utilizados para promover novos serviços
e produtos da Galp Energia;
•
CoDos (Company-Owned-Dealer-Operated): Postos de abastecimento propriedade da
Galp Energia mas explorados por revendedores. Normalmente, os CoDos têm um
volume de vendas anual entre os 3.000 m3 e os 5.000 m3 e oferecem uma menor
gama de serviços non-fuel. Os CoDos localizam-se, em geral, em áreas urbanas de
pequenas ou médias dimensões;
•
DoDos (Dealer-Owned-Dealer-Operated): Postos propriedade de revendedores e
explorados por revendedores. Normalmente, os DoDos têm um volume de vendas
anual mais baixo e, regra geral, localizam-se em pequenas áreas urbanas e áreas
rurais. A oferta de serviços non-fuel depende do proprietário do DoDo. Os DoDos
possibilitam a venda de produtos e a promoção da marca “Galp” em zonas de baixo
volume de vendas, disponibilizando uma oferta reduzida de serviços non-fuel, sem que
seja necessário realizar investimentos significativos.
Actualmente, a Galp Energia está a desenvolver um programa de reestruturação dos modelos
de titularidade e exploração das suas estações de serviço, de forma a tornar mais rentáveis as
suas operações no mercado retalhista.
Em Portugal, os postos CoCo têm um volume de vendas médio anual de 6,8 milhões de litros,
quase três vezes superior à média dos postos CoDo e DoDo. A Galp Energia, enquanto líder de
mercado, tem um conhecimento profundo do mercado que lhe permite identificar as melhores
localizações de potencial elevado.
O quadro seguinte apresenta a decomposição da rede de retalho da Galp Energia em Portugal
e Espanha, para os períodos indicados:
__
31 de Dezembro (POC)
2005
Postos CoCo
Número de Postos ......................................
Portugal..................................................
Espanha .................................................
Venda média por posto (milhões de litros)
Portugal .................................................
Espanha .................................................
Postos CoDo/DoDo
Número de Postos
Portugal..................................................
Espanha .................................................
Venda média por posto (milhões de litros)
2004
2003
221
96
125
212
89
123
197
79
118
6,8
2,8
6,8
2,7
6,3 (1)
2,5 (1)
839
741
98
882
771
111
893
778
115
101
31 de Dezembro (POC)
2005
Postos CoCo
Portugal .................................................
Espanha .................................................
2004
2,5
3,7
2,5
3,4
2003
2,4 (1)
3,0 (1)
_______________________
(1)
Ajustado com base na transacção de swap celebrada com a Total e a Cepsa, em 2004.
Empresas
Descrição Geral do Negócio
O negócio de wholesale dedica-se à venda de produtos petrolíferos, incluindo gasóleo, gasolina,
fuelóleo, jet fuel, lubrificantes e betumes, directamente a mais de 4.300 clientes empresariais
(industriais e comerciais) em Portugal e em Espanha.
O quadro seguinte apresenta a discriminação do portfolio de clientes empresariais, em 31 de
Dezembro de 2005:
Segmento
Número de Clientes
Portugal
Transporte ..........................
Revendedores .....................
Construção .........................
Lubrificantes ......................
Indústria ............................
Aviação ..............................
Marinha ..............................
Total .................................
681
239
184
978
734
117
338
3.271
Espanha
66
536
68
186
169
23
37
1.085
Em 2005, a Galp Energia vendeu 5,5 milhões de toneladas de produtos petrolíferos a clientes
empresariais, o que representa um crescimento de 1 milhão de toneladas quando comparado
com 2004. Cerca de metade deste crescimento resultou da aquisição da BP Enértica, agora
designada Serviexpress S.L.U..
O quadro seguinte apresenta os volumes de vendas a clientes empresariais para os períodos
indicados:
31 de Dezembro (POC)
2005
2004
2003
Volume de Vendas (milhões de tons) .........
Portugal ....................................................
Espanha ....................................................
5.502
3.734
1.768
4.424
3.336
1.088
3.780
2.993
787
Margem Bruta Unitária (€/ton) ..................
Portugal ....................................................
Espanha ....................................................
32,5
21,5
32,5
18,0
33,8
24,0
A Galp Energia tem uma elevada quota de mercado em Portugal, em todas as gamas de
produtos, e uma presença crescente em Espanha. A quota de mercado da Galp Energia
apresenta-se no quadro seguinte:
102
Quota de Mercado (2005)
Gasolina ......................................................
Gasóleo .......................................................
Fuelóleo .......................................................
Betume........................................................
Lubrificantes.................................................
Jets .............................................................
Bancas ........................................................
Total ...........................................................
Portugal
36%
44%
58%
38%
29%
59%
80%
51%
Espanha
3%
8%
4%
4%
7%
1%
n.s.
4%
_______________________
n.s. – não significativo
Fonte: DGGE (Portugal) e CORES (Espanha)
Concorrência e Tendências de Mercado
As petrolíferas internacionais, como é o caso da BP, da Repsol, da CEPSA, da ESSO e da Total,
juntamente com os distribuidores nacionais independentes que fornecem os seus próprios
clientes, são os principais concorrentes da Galp Energia no negócio grossista em Portugal.
Neste mercado, a concorrência é principalmente ao nível do preço, na medida em que os
produtos são commodities que requerem investimentos reduzidos. Os líderes de mercado
beneficiam de melhores condições de distribuição sobretudo impulsionadas por maiores
volumes e por uma melhor plataforma logística que a dos concorrentes de menores dimensões,
conseguindo normalmente fidelizar a sua carteira de clientes. Os concorrentes de pequenas
dimensões, no entanto, tendem a oferecer preços mais baixos por forma a captar uma maior
quota de mercado, o que leva a um decréscimo das margens.
A margem do negócio wholesale tem vindo a diminuir nos últimos anos devido ao crescimento
sustentado dos preços dos combustíveis, os quais não foram integralmente passados para os
clientes em virtude do ambiente concorrencial. Para contrariar esta tendência, a Galp Energia
focalizou-se na fidelização dos clientes através do desenvolvimento de soluções integradas e
prestando serviços de valor acrescentado (tais como encomendas electrónicas “e-ordering” e
através de descontos com base no volume de vendas), levando o cliente a estabelecer uma
relação exclusiva com a Galp Energia e reduzindo, deste modo, as características commodity
deste negócio.
Foi também implementado um novo plano de distribuição, com base na combinação de marcas
(co-branding) com os revendedores independentes da Galp Energia bem como a extensão do
negócio Serviexpress, nos termos do qual a Galp Energia distribui gasóleo directamente a
pequenos clientes comerciais e residenciais. Este novo modelo de distribuição procura proteger
e reforçar a posição de liderança de mercado, ao mesmo tempo que reforça a relação
comercial com os principais revendedores.
Desempenho
Em Portugal, a principal prioridade do negócio tem sido a consolidação da quota do mercado
interno e o reforço das relações comerciais com os revendedores independentes da Galp
Energia, através da celebração de contratos a médio e longo prazo. Espanha tem sido o
principal impulsionador de crescimento, representando quase 32% do total de vendas em
2005, comparado com os 25% verificados em 2004. Em 2003, começou a desenvolver-se um
novo conceito de negócio, a nível Ibérico, que consistiu na distribuição, através da
Serviexpress, de produtos petrolíferos directamente aos clientes finais. Em Setembro de 2004,
foi adquirida a BP Enértica, parte do negócio grossista e o negócio retalhista da BP em
Espanha. Esta aquisição aumentou o volume do negócio grossista em Espanha em 63%, para
103
1.768 mil toneladas em 2005, e aumentou a base de clientes em mais de 22.200 (1.200
clientes empresariais e 21.000 clientes finais).
Paralelamente, em 2004, a Galp Energia entrou no negócio da aviação em Espanha, com uma
presença em quatro aeroportos. Em 2005, o volume de vendas de jet fuel atingiu as 72.000
toneladas, distribuídas por 12 aeroportos.
GPL
Descrição Geral do Negócio
Em 2005, a Galp Energia manteve a liderança do mercado com uma quota de GPL de 44%, em
Portugal, e uma presença crescente em Espanha, com uma quota de 1,6%. O negócio de GPL
tem mais de um milhão de clientes nos segmentos residencial, industrial, serviços e gás auto.
O GPL é distribuído a granel e em garrafas, podendo também ser canalizado. O GPL é
produzido pelas refinarias da Galp Energia podendo também ser importado, através de uma
cadeia de distribuição e de unidades de armazenamento e de enchimento próprias. A
distribuição canalizada é efectuada através de pequenas redes de canalizações ligadas a um
tanque, geralmente para áreas de reduzida dimensão compostas por diversos edifícios. Este
subsegmento consiste sobretudo em clientes residenciais. Para clientes de maiores dimensões
(tais como escolas, hospitais e fábricas), a Galp Energia distribui a granel utilizando tanques
ou cilindros colocados nas infra-estruturas dos clientes. O GPL é também vendido em garrafas
disponíveis para aquisição em postos ou através de revendedores independentes Galp Energia.
Em 2005, foi lançada a nova garrafa “Pluma” de fabrico nacional, que é muito mais leve e fácil
de transportar do que as suas antecessoras de aço. Actualmente, apenas a BP e a Galp
Energia oferecem este tipo de garrafa, em Portugal, tendo o mercado respondido
positivamente a este novo produto. A nova garrafa “Pluma” é internacionalmente reconhecida,
sendo já detentora de vários prémios.
Os principais pontos de entrada para as importações de GPL em Portugal são Sines, Lisboa,
Aveiras e Porto. Cerca de 30% das vendas de GPL da Galp Energia em Portugal e Espanha são
de produtos comprados às refinarias da Galp Energia. Os 70% remanescentes são importações.
A Galp Energia tem várias unidades de armazenamento de GPL em Portugal, com uma
capacidade total de armazenamento de 68.000 toneladas. A mais importante unidade de
armazenamento localiza-se na Sigás, na qual a Galp Energia detém uma participação de 60%
em parceria com a BP (35%) e a Repsol (5%). A quota da Galp Energia nas infra-estruturas da
Sigás confere-lhe uma capacidade total de armazenamento de 34.800 toneladas, em
comparação com a capacidade da refinaria de Sines de 10.000 toneladas, da refinaria do Porto
de 7.500 toneladas, do parque de Aveiras de 9.400 toneladas e do parque da Perafita de
6.100 toneladas. A Galp Energia tem as suas próprias infra-estruturas de enchimento de GPL,
em Sines e na Perafita. Por outro lado, a CLC, onde a Galp Energia detém uma participação
accionista de 65%, também possui uma infra-estrutura de enchimento, que desempenha um
papel fundamental na logística do subsegmento de garrafas de GPL.
Concorrência e Tendências de Mercado
O mercado de GPL tem sido negativamente afectado por produtos substitutos, como o gasóleo
de aquecimento, a electricidade e, em especial, o aumento da utilização de gás natural, tanto
em Portugal como em Espanha. Em Portugal, a introdução do fornecimento de gás natural
resultou num decréscimo de 16,8% no mercado de GPL, nos últimos cinco anos. O impacto da
104
procura de gás natural nas vendas de GPL já começou, no entanto, a diminuir. Em Espanha, o
mercado de gás natural tem uma maior maturidade, pelo que o consumo de GPL diminuiu
apenas 8,9% nos últimos cinco anos.
Regimes de Preços
Em Portugal, os preços do GPL encontram-se inteiramente liberalizados desde 1990. A Galp
Energia segue directrizes internas quanto à fixação de preços para os subsegmentos granel,
garrafas e canalizado. No entanto, vendendo a revendedores no subsegmento das garrafas, a
capacidade de controlo do preço praticado junto dos consumidores finais encontra-se limitada.
O mercado de GPL Espanhol é regulamentado nos subsegmentos das garrafas e canalizado,
sendo os preços fixados pelas entidades reguladoras e estando dependentes das cotações
internacionais. Em Espanha, as empresas concorrem num mercado liberalizado no segmento a
granel.
Desempenho
Os volumes, quota de mercado e margem bruta unitária de GPL, em Portugal e Espanha,
apresentam-se no quadro seguinte:
31 de Dezembro (POC)
2004
2005
2003
(em milhares de toneladas,
excepto indicação em contrário)
Portugal
Mercado GPL ...........................................
Volume de vendas Galp.............................
Granel (1) .........................................
Garrafas ..........................................
Canalizado .......................................
Quota de mercado Galp (%) (2) ..................
Margem bruta (€/ton) ...............................
Espanha
Mercado GPL ...........................................
Volume de vendas Galp.............................
Granel (1) .........................................
Garrafas ..........................................
Canalizado .......................................
Quota de mercado Galp (%) ......................
Margem bruta (€/ton) ...............................
844,8
369,9
110,1
240,8
19,1
43,8%
343,8
2.273,3
35,8
14,0
20,3
1,6
1,6%
159,4
(3)
894,5
392,4
120,0
256,1
16,3
43,9%
325,5
2.317,6
31,0
10,9
18,9
1,2
1,3%
139,4
(3)
921,7
405,8
126,0
263,4
16,5
44,0%
315,3
2.272,0
25,1
8,2
16,0
1,0
1,1%
172,1
(4)
_______________________
(1) Inclui gás auto.
(2) Fonte: DGGE.
(3) Fonte: AOGLP.
(4) Fonte: CORES.
Gás Natural
A Galp Energia adquire, distribui e vende gás natural, em Portugal, através da subsidiária,
detida a 100%, GDP, a qual, por sua vez, opera através das suas subsidiárias, detidas a 100%,
Transgás e GDP Distribuição, SGPS, SA (“GDPd”). A área de negócio Gás Natural encontra-se
dividida em dois segmentos: Aprovisionamento e Venda de Gás Natural e Distribuição de Gás
Natural.
105
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
O quadro seguinte apresenta informação operacional e financeira seleccionada relativa ao
negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural, para os períodos indicados:
31 de Dezembro
IFRS Próforma (1)
IFRS
2005
2005
POC
2004
2004
2003
(em milhões de Euros,
excepto indicação em contrário)
Vendas e Prestações de Serviços ........
950,1
956,5
705,1
705,1
600,0
..............................
219,0
255,1
189,6
188,2
122,2
.......................................
122,3
218,4
146,1
146,9
96,5
70,7
806,0
826,2
1.221,1
1.246,1
124,3
Margem Bruta
EBITDA
(3)
(2)
Activo Fixo Líquido
(4)
........................
Investimentos..................................
5,2
17,7
25,9
37,0
............................................
10,0%
11,8%
7,3%
4,4%
2,4%
Volumes de gás natural (milhões de
m³) ................................................
4.234,0
4.234,0
4.015,0
4.015,0
3.443,0
ROA
(5)
_______________________
(1) Para mais detalhe sobre a informação financeira, vide “Informação Financeira pró-forma”
(2) Estes valores diferem dos valores apresentados nos Relatórios e Contas de 2003 e 2004 (POC), dado que incluem
Prestações de Serviços.
(3) O EBITDA é definido como Resultados operacionais adicionados das amortizações e provisões. O EBITDA não é uma
medida padrão, pelo que não deverá ser utilizado nas comparações entre empresas. 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. O EBITDA pode não ser indicativo dos resultados operacionais
históricos, nem pretende prever resultados futuros (vide “Informações financeiras sobre o Activo e o Passivo, a Situação
Financeira e os Ganhos e Prejuízos do Emitente”).
(4) O Activo Fixo Líquido inclui o Imobilizado Corpóreo e Incorpóreo Líquido.
(5) Resultados Operacionais depois de impostos/Activo Total Consolidado sem Investimentos Financeiros.
Análise da Actividade
Na sequência da transferência de Actividades Reguladas para a REN, as actividades do
segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural incluem: (i) o
aprovisionamento de gás natural, maioritariamente através de contratos de longo prazo e,
embora menos significativamente, através do mercado spot, actividade esta que será realizada
pela Transgás; (ii) o armazenamento subterrâneo de gás natural em Pombal que estará a
cargo da Transgás Armazenagem; (iii) a venda de gás natural aos grandes clientes industriais,
às empresas produtoras de electricidade e às distribuidoras de gás natural, realizada pela
Transgás Indústria, ao abrigo da licença de comercialização de último recurso; e (iv) a partir
de 1 de Janeiro de 2007 a venda de gás natural a clientes elegíveis pela Transgás no âmbito
do mercado liberalizado (vide “Legislação que Regula a Actividade do Emitente” infra). À
excepção da informação financeira consolidada pró-forma não auditada incluída noutras
secções deste Documento de Registo de Acções, a informação financeira prestada nesta
secção, em particular na rubrica Desempenho, tem por base os resultados históricos
operacionais verificados antes do Processo de Separação das Actividades Reguladas e devem
ser interpretados em conformidade (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas
no Sector do Gás Natural” supra).
Em 2005, o volume global das vendas de gás natural foi de 4,2 mil milhões de m³,
representando um aumento de 5% em relação a 2004. Os principais clientes de gás natural
incluem centrais produtoras de electricidade, empresas de distribuição de gás natural e
grandes clientes industriais com um consumo anual superior a 2 milhões de m³.
106
Aprovisionamento de Gás Natural
O aprovisionamento de gás natural, em 2005, foi de 4,5 mil milhões de m³, o que representa
um aumento de 12% face a 2004. A estratégia de aprovisionamento da Galp Energia visa
satisfazer a procura, sobretudo através da celebração de contratos a longo prazo e,
ocasionalmente, de compras no mercado spot. Em 2005, 61% das compras de gás natural
tiveram origem na Argélia, sob a forma de gás natural, 37% na Nigéria na forma de gás
natural liquefeito, e os restantes 2% foram adquiridos no mercado spot sob a forma de gás
natural liquefeito.
Para cobertura das necessidades previstas de gás natural em Portugal, foi assinado um
contrato de compra de gás natural, por um período de 23 anos, com a Sonatrach, sociedade
detida pelo Estado Argelino. A entrada em vigor deste contrato, bem como as primeiras
entregas de gás natural tiveram início em Janeiro de 1997, em simultâneo com a ligação do
gasoduto Europa-Magreb à rede de transporte e distribuição em Portugal. Em 2005, a Galp
Energia recebeu da Sonatrach 2,7 mil milhões de m3 de gás natural através do gasoduto
Europa-Magreb.
Foram também assinados três contratos, por um período de 20 anos, com a NLNG, uma
empresa Nigeriana, para a aquisição de um total de 3,4 mil milhões de m3 de gás natural
liquefeito. O fornecimento nos termos destes contratos iniciou-se em 2000, 2003 e Fevereiro
de 2006, respectivamente. No futuro, pretende-se diversificar a base de fornecedores e atingir
uma proporção idêntica de fornecimentos de gás natural liquefeito e de gás natural.
O quadro seguinte ilustra a repartição das fontes de aprovisionamento da Galp Energia:
31 de Dezembro
2004
2005
País
Argélia (gás natural)
Nigéria (GNL)
Contrato de 1996 (1)
Contrato de 1998 (2)
Contrato de 2002 (3)
Mercado Spot (GNL)
Total
Fornecedor
Sonatrach
NLNG
NLNG
NLNG
2003
(em milhões de m³ excepto percentagens)
2.735
1.667
592
1.075
103
4.505
61%
37%
13%
24%
0%
2%
100%
2.421
1.382
434
949
228
4.031
60%
34%
11%
23%
0%
6%
100%
2.449
872
434
439
23
3.344
73%
26%
13%
13%
0%
1%
100%
_______________________
(1)
O fornecimento nos termos deste contrato foi iniciado em 2000.
(2)
O fornecimento nos termos deste contrato foi iniciado em 2003.
(3)
O fornecimento nos termos deste contrato foi iniciado em 2006.
O preço de compra de gás natural no âmbito dos contratos de aquisição de longo prazo é
geralmente calculado segundo uma fórmula de preço, estabelecida com base no preço de
combustíveis alternativos, tais como os benchmarks do preço do crude, e outros elementos,
nomeadamente a inflação e as taxas de câmbio. Tipicamente, a fórmula de preço destes
contratos prevê o seu ajustamento periódico com base nas variações do benchmark escolhido.
Tipicamente, os contratos de compra de gás natural a longo prazo definem uma quantidade
mínima anual a adquirir e uma margem de flexibilidade para cada ano. Estes contratos
costumam estabelecer uma obrigação de take or pay, que obriga a comprar as quantidades
acordadas de gás natural independentemente de a respectiva necessidade ocorrer ou não.
Estes contratos permitem transferir quantidades de um ano para o outro, dentro de
determinados limites, se a procura for inferior aos níveis mínimos anuais estabelecidos. A Galp
107
Energia procura atenuar o risco deste compromisso de take or pay mediante a celebração de
contratos de fornecimento a longo prazo com clientes do sector eléctrico e com as
distribuidoras de gás natural. Por outro lado, foram assumidos compromissos de longo prazo
de reserva de capacidade nos gasodutos, tipicamente apelidados de cláusulas ship or pay.
Estas cláusulas foram incluídas nos contratos celebrados com a EMPL – Europe Maghreb
Pipeline, Ltd (“EMPL”), Gasoduto Extremadura, Gasoduto Al Andalus, Gasoduto Campo Maior –
Leiria – Braga S.A. e Gasoduto Braga-Tuy, S.A. e expiram a 31 de Dezembro de 2020 (vide
“Factores de Risco – Riscos Relativos à Actividade da Galp Energia – Riscos Específicos dos
contratos de fornecimento, particularmente de fornecimento de gás natural” supra).
Venda de Gás Natural
A Galp Energia vende gás natural a companhias produtoras de electricidade, a distribuidoras
de gás natural, que fornecem gás natural aos clientes finais com um consumo anual inferior a
2 milhões de m3, e aos grandes clientes industriais com um consumo de gás natural superior a
2 milhões m3 por ano (vide “Distribuição de Gás Natural” infra). Ocasionalmente, também se
realizam operações de trading de gás natural.
Adicionalmente, foi atribuída à Transgás uma licença de comercialização no mercado
liberalizado a clientes elegíveis com efeitos a partir de 1 de Janeiro de 2007.
Mercado Industrial (acima de 2 milhões de m³ / ano)
O mercado industrial compreende vendas a clientes industriais com consumos elevados,
incluindo centrais de cogeração e ainda indústrias de cerâmica, vidro, química e têxtil. A
cogeração tem sido o sector do mercado industrial que tem vindo a registar maior crescimento
nos últimos anos. Em 2005, a empresa forneceu, aproximadamente, 557 milhões de m3 de gás
natural ao sector da cogeração em Portugal.
Em 2005, a percentagem de vendas (em volume) por sector foi a seguinte:
Sector
% Vendas
Cogeração .......................................
Cerâmica .........................................
Vidro...............................................
Químicos .........................................
Têxteis ............................................
Alimentar ........................................
Papel ..............................................
Ferro e Aço ......................................
Outros.............................................
38
21
12
10
5
3
3
3
4
O mercado industrial é altamente diversificado e caracteriza-se pelo grande volume de gás
natural fornecido por cliente, ao abrigo de contratos negociados individualmente. Os grandes
clientes deste sector estão normalmente ligados directamente a ramais industriais ou ao
sistema de distribuição regional. Em 2005, foram vendidos 1.446 milhões de m3 a 197 clientes
industriais em Portugal, o que representou uma quota de 100% do mercado industrial de gás
natural. Trata-se de um mercado fortemente concentrado, em que os 20 maiores clientes
representam mais de 50% do volume de vendas.
No mercado industrial, o gás natural compete com o fuelóleo, com os gases propano e butano,
com o gasóleo e mais recentemente, com a coque de petróleo, um produto sólido de petróleo
obtido sob a forma de resíduo.
108
Mercado Eléctrico
Em 2005, as vendas de gás natural a empresas produtoras de electricidade (excluindo as
vendas ao sector da cogeração) ascenderam a 2.013 milhões de m3, mais de 47,5% do
volume total de vendas, em Portugal, do segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda
de Gás Natural. Os principais clientes activos na produção de electricidade são a Turbogás,
para a sua CCGT na Tapada do Outeiro, em Gondomar e a EDP para a sua CCGT no RibatejoCarregado (“TER”). Estes dois clientes têm actualmente cláusulas de take or pay de 1,0 mil
milhões de m3 e 1,2 mil milhões de m3 até 2022 e 2016, respectivamente.
Adicionalmente, um dos objectivos da política energética nacional consiste em aumentar a
utilização de gás natural por parte das centrais produtoras de electricidade, o que, no
entender da Galp Energia, incrementará as vendas ao mercado eléctrico.
Distribuidoras da Gás Natural
Em 2005, o volume de vendas a distribuidoras de gás natural ascendeu aos 656 milhões de m3,
o que representa 15,5% do total do segmento de negócio Aprovisionamento e Venda de Gás
Natural. As distribuidoras de gás natural vendem gás natural a consumidores residenciais e
pequenas indústrias bem como a outras empresas com um consumo anual inferior a 2 milhões
de m3 (vide Distribuição de Gás Natural infra).
Regimes de Preço
Os preços são geralmente aplicados de acordo com o tipo de consumidor, a procura anual e as
condições do mercado de venda de gás natural. O regime de preços e as obrigações
contratuais sofrerão alterações com a liberalização do mercado de gás natural que se iniciará
em 1 de Janeiro de 2007 (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector
do Gás Natural” supra e “Legislação que regula actividade do Emitente” infra).
Mercado Industrial (acima de 2 milhões de m³ / ano)
Actualmente os consumidores industriais negoceiam os contratos de fornecimento de gás
natural directamente com os seus fornecedores. Os preços têm uma componente fixa e uma
variável. A componente fixa representa o custo de reserva de capacidade, que depende da
capacidade contratada e da utilização dessa capacidade, e que é revista anualmente com
referência à variação do Índice de Preços no Consumidor (IPC). A componente variável reflecte
o custo de aquisição de gás natural, incluindo transporte, armazenamento e regaseificação,
acrescida de uma margem. A componente variável está sujeita a descontos de quantidade
para clientes com consumos mais elevados e é revista anualmente, com referência ao IPC,
trimestralmente, com base na média das cotações de crude verificadas nos últimos seis meses,
e mensalmente, com base na taxa de câmbio Euro/US$.
Com efeitos a partir do dia 1 de Janeiro de 2007, os contratos com os clientes industriais
serão transferidos para a Transgás Indústria, titular da licença de comercializador de último
recurso (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural”
supra). As condições destes contratos incluindo as disposições relativas aos preços e
quantidades mínimas, permanecerão inalteradas. A partir de 1 de Janeiro de 2008, os
consumidores industriais com um consumo anual de gás natural superior a 2 milhões de m3
109
tornar-se-ão elegíveis para escolher livremente o seu fornecedor e cancelar os respectivos
contratos com a Galp Energia, independentemente do prazo previsto no respectivo contrato.
Para os consumidores que se mantiverem com a Transgás Indústria, os preços serão fixados
mediante a aplicação de uma nova tarifa a ser estabelecida pela ERSE com base no
regulamento de 11 de Setembro de 2006 (vide “Processo de Separação das Actividades
Reguladas no Sector do Gás Natural” supra e “Legislação que Regula a Actividade do Emitente”
infra).
Mercado Eléctrico
O preço de transferência cobrado ao Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP) é composto
por uma componente variável baseada no preço de aquisição à Sonatrach e por uma
componente fixa calculada de modo a garantir uma taxa de rendibilidade efectiva de 11%. A
componente fixa é calculada com base num modelo financeiro desenhado especificamente para
este sector, acordado entre a Transgás e a REN e revisto de quatro em quatro anos para
actualização das variáveis macroeconómicas (preço do gás natural, inflação, juros e taxas de
câmbio). A componente variável consiste simplesmente na transferência do custo do gás
natural importado da Argélia para Portugal.
A estrutura de preços do Sistema Eléctrico Não Vinculado (SENV) é definida numa base de
custo acrescido. A componente fixa é determinada de modo a suportar todos os custos
associados ao transporte e à regaseificação a pagar em Portugal e é actualizada todos os anos,
com base nas variações do IPC. A componente variável é denominada em US$ e revista
mensalmente com base na média móvel trimestral das cotações do Brent Dated.
Os contratos com as empresas de produção de electricidade permanecerão com a Transgás. A
partir do dia 1 de Janeiro de 2007, as empresas produtoras de Electricidade permanecerão
vinculadas às obrigações de take or pay, mas serão livres para contratar com outros
fornecedores quaisquer quantidades adicionais de gás natural. Os preços continuarão a ser
livremente negociados ao abrigo da licença de comercialização no mercado livre da Transgás.
Distribuidoras de Gás Natural
O actual preço de transferência cobrado às distribuidoras gás natural (quer estejam ou não
integradas nas operações consolidadas da Galp Energia) também é calculado com base numa
componente fixa e numa componente variável. A componente fixa é calculada de modo a
cobrir os custos comerciais e inclui custos de transporte, regaseificação, armazenamento e de
reserva de capacidade. Esta componente, que é definida para cada distribuidora, é fixada no
contrato de fornecimento de gás natural e revista anualmente com base na modulação real e
no IPC. De 4 em 4 anos, caso se verifique alguma alteração económica significativa, esta
componente fixa poderá ser ajustada. A componente variável é determinada pelo custo médio
ponderado das quantidades de gás natural de cada fornecedor na entrada da fronteira
portuguesa.
A partir do dia 1 de Janeiro de 2007, todos os contratos com as distribuidoras de gás natural
serão transferidos para a Transgás Indústria, nos termos da licença comercializador de último
recurso. Os termos dos contratos com as distribuidoras de gás natural permanecerão
inalterados em 2007. A partir de Janeiro de 2008, os preços serão estabelecidos com base na
nova tarifa fixada pela ERSE (vide “Regulação - O mercado do Gás Natural - Legislação e
Regulação” infra). As distribuidoras de gás natural permanecerão obrigadas a cumprir com as
cláusulas existentes de take or pay mas serão livres de negociar com qualquer fornecedor
quantidades adicionais de gás natural, embora se considere pouco provável que qualquer
distribuidora controlada pela Galp Energia recorra a outro fornecedor.
110
Desempenho
O seguinte quadro apresenta a composição dos volumes de vendas de gás natural e margens
unitárias, por segmento de mercado, nos períodos indicados:
31 de Dezembro (POC)
2005
Volume de Vendas (milhões de m³)
Distribuidoras de gás natural
Eléctrico
Industrial
Trading
Margem unitária (€/mil m³) (1)
Rede (Km) (2)
4.234
656
2.013
1.447
119
45,5
1.435
2004
4.015
622
1.725
1.292
376
40,5
1.431
2003
3.443
561
1.125
1.210
547
30,7
1.405
_______________________
(1) Inclui os custos de regaseificação
(2) Rede transferida para a REN (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural”)
Descrição dos Activos
A Galp Energia, através da Transgás Armazenagem, detém e explora uma caverna subterrânea
em Pombal, com uma capacidade de armazenamento de 35 milhões de m³. Em Setembro de
2006 será iniciada a construção de outra caverna com uma capacidade de armazenamento de
40 milhões de m³, que se espera que inicie a actividade no final de 2009. Adicionalmente, a
Empresa, também através da Transgás Armazenagem, beneficia de direitos de utilização do
subsolo para a construção de quatro cavernas adicionais, na zona de expansão situada em
Pombal. Note-se, porém, que as cavernas de armazenamento subterrâneo de gás natural
detidas pela Transgás Armazenagem deverão ser alienadas à REN Armazenagem, nas
condições a acordar entre ambas, após esgotada a capacidade de expansão desta, no caso de
as mesmas virem a ser consideradas pelo ministro responsável pela área da energia como
necessárias ao reforço da capacidade de reservas de segurança.
Adicionalmente a Galp Energia detém, através da Transgás, participações minoritárias em três
gasodutos internacionais: Gasoducto Al Andalus, Gasoducto de Extremadura e o Gasoduto
Europe-Maghreb.
Em Espanha, duas empresas de gasodutos detêm a capacidade de transporte entre Tarifa e a
fronteira Portuguesa em Campo Maior: a Gasoducto Al Andalus (“Al Andalus”), proprietária do
gasoduto que liga Tarifa a Córdoba, e a Gasoducto de Extremadura (“Extremadura”),
proprietária do gasoduto que liga Córdoba a Campo Maior. A Empresa detém uma participação
de, respectivamente, 33,0% e 49,0% nestas sociedades, sendo o capital remanescente detido
pela Enagás, S.A., detendo também a Empresa os direitos de capacidade sobre estes
gasodutos que expiram em 2020.
O gasoduto Europa-Magreb, que entrou em funcionamento em Novembro de 1996, tinha uma
capacidade inicial de 8,5 mil milhões de m3 por ano, atingindo actualmente os 12,0 mil milhões
de m3 em virtude da instalação de estações de compressão suplementares na Argélia. O
gasoduto Europa-Magreb liga as jazidas de Hassi R’Mel na Argélia à rede de transporte da
Enagás, a qual, por sua vez, está ligada à rede em Campo Maior através dos gasodutos
Espanhóis. O gasoduto tem um comprimento total de 1,105 km, estando 520 km na Argélia,
540 km em Marrocos e tendo 45 km de gasodutos submersos sob o Estreito de Gibraltar.
111
A empresa detém 27,4% da EMPL - Europe Maghreb Pipeline, Ltd (“EMPL”) e 27,0% da
Metragaz, sendo o capital remanescente detido por uma subsidiária da empresa Gas Natural
SDG S.A.. A EMPL foi responsável pela construção do gasoduto e detém os respectivos direitos
de capacidade até 2020, desde a fronteira Marroco-Argelina até à costa Espanhola em Tarifa.
A Metragaz é responsável pela operação e manutenção do gasoduto, recebendo comissões por
volume transportado. Por outro lado, a Metragaz paga royalties ao Governo Marroquino.
Distribuição de Gás Natural
Em 2005, os volumes de vendas agregados do negócio da Distribuição de Gás Natural
(incluindo as sociedades nas quais a Galp Energia detém uma participação relevante)
atingiram os 478 milhões de m3, registando um aumento de 6% relativamente a 2004. O
segmento residencial registou um incremento de 8% nos volumes comercializados em 2004 e
o segmento de grandes clientes aumentou 5% face a 2004, apesar do abrandamento registado
na economia Portuguesa.
O quadro seguinte fornece informação financeira e operacional seleccionada relativa ao
negócio da Distribuição de Gás Natural:
31 de Dezembro
POC
IFRS
2005
2004
2004
2003
(em milhões de Euros,
excepto indicação em contrário)
Vendas e Prestações de Serviços ..............
Margem Bruta
EBITDA
(2)
(1)
....................................
.............................................
Activo Fixo Líquido
(3)
..............................
226,1
196,5
196,5
174,1
137,7
124,7
124,7
104,7
82,2
70,1
73,6
58,8
615,5
584,8
838,7
813,6
Investimentos........................................
69,9
62,2
62,2
72,1
ROA(4)...................................................
6,4%
5,8%
2,9%
1,7%
Volume de Gás Natural (milhões de m³)
Clientes de Gás Natural (milhares)
(7)
(5)
........
478
738,9
453
(6)
683,2
(6)
453
(6)
407
(6)
683,2
(6)
631,9
(6)
_______________________
(1) Estes valores diferem dos valores apresentados nos Relatórios e Contas de 2003 e 2004 (POC), dado que incluem
Prestações de Serviços.
(2) O EBITDA é definido como Resultados operacionais adicionados das amortizações e provisões. O EBITDA não é uma
medida padrão, pelo que não deverá ser utilizado nas comparações entre empresas. 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. O EBITDA pode não ser indicativo dos resultados operacionais
históricos, nem pretende prever resultados futuros (vide “Informações financeiras sobre o Activo e o Passivo, a Situação
Financeira e os Ganhos e Prejuízos do Emitente”).
(3) Activo Fixo Líquido inclui Imobilizado Corpóreo e Incorpóreo Líquido.
(4) Resultados Operacionais depois de impostos/Activo Total Consolidado sem Investimentos Financeiros.
(5) Inclui vendas de distribuidoras de gás natural nas quais a Galp Energia detém uma participação significativa.
(6) Não inclui a Portgás, vendida à EDP em Janeiro de 2005.
(7) Inclui os clientes das distribuidoras de gás natural nas quais a Galp Energia detém uma participação significativa.
Sistema de Distribuição
O mercado Português de distribuição de gás natural está organizado em seis distribuidoras de
gás natural, que operam ao abrigo de contratos de concessão a 35 anos, e quatro unidades
autónomas de gás (UAGs), que operam ao abrigo de licenças a 20 anos. Através da subsidiária,
detida a 100%, GDPd, a Galp Energia detém uma participação dominante em praticamente
todas as distribuidoras de gás natural que abastecem os segmentos residencial, comercial e
112
industrial com uma média de consumo anual inferior a 2 milhões de m3. Em 2005, a GDPd,
através da sua participação nestas sociedades (excepto na Portgás, vendida à EDP em Janeiro
de 2005), vendeu 478 milhões de m3 de gás natural em Portugal a mais de 738.900 clientes, o
que representa uma quota de mercado de aproximadamente 72% do mercado Português. As
seis distribuidoras de gás natural e UAG’s e a região onde operam, bem como a participação
accionista da Galp Energia nestas sociedades encontram-se indicadas no quadro seguinte:
Participação
Galp Energia
Lusitaniagás
Lisboagás
Setgás
Portgás
Beiragás
Tagusgás
UAGs
Total
85,0%
100,0%
45,0%
0,0% (1)
59,5%
41,3%
100,0% (4)
Localização
Litoral Centro
Área metropolitana
de Lisboa
Distrito de Setúbal
Litoral Norte
Interior Centro
Vale do Tejo
(3)
Número de
Clientes (2)
Volumes (2)
(milhões
m³/ano)
Extensão da
Rede (2) (km)
134.318
447.027
153,5
211,8
2.781
3.414
107.854
149.196
21.272
14.041
14.389
56,1
185,0
21,1
22,0
13,8
1.315
2.426
422
486
344
888.097
663,3
11.188
Fonte: Relatório e Contas 2005 da Galp Energia e Relatório e Contas 2005 da Portgás
_______________________
(1) A participação da Galp Energia na Portgás foi vendida à EDP em Janeiro de 2005.
(2) Números agregados e que não representam a participação proporcional em cada uma das sociedades.
(3) Duriensegás (Interior Norte), Paxgás (Beja), Dianagás (Évora) e Medigás (Algarve).
(4) A Galp Energia adquiriu 25% da Duriensegás em 2006, pelo que detém actualmente 100% dessa empresa.
Apesar de a Galp Energia deter uma participação accionista de 45,0% na Setgás, mantém uma
influência significativa na gestão da sociedade, em virtude da participação indirecta da ENI
SpA de 21,9% no capital social da Setgás, na medida em que em conjunto são os principais
accionistas. A Galp Energia tem também mantido uma influência significativa na gestão da
Tagusgás, na qual detém uma participação de 41,3%, nos termos do respectivo acordo
parassocial. Contudo, recentemente, um accionista desta sociedade comunicou ter aumentado
a sua participação no respectivo capital social de 20,4% para 52%, o que poderá ter impacto
na influência que a Galp Energia tem na gestão da sociedade.
O segmento de negócio Aprovisionamento e Venda de Gás Natural vende às distribuidoras de
gás natural através de contratos de longo prazo. O prazo dos contratos depende da respectiva
duração dos contratos de concessão ou da licença de distribuição de cada uma das partes e
extingue-se com a extinção do prazo da respectiva licença e/ou contrato. Contudo, nos termos
do novo regime liberalizado, que entrará em vigor em 1 de Janeiro de 2008, as distribuidoras
de gás natural poderão contratar as suas necessidades de gás natural com outros
fornecedores, relativamente a quaisquer quantidades adicionais de gás natural face às
obrigações de take or pay, assumidas com a Galp Energia (vide “Processo de Separação das
Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” supra e “Aprovisionamento e Venda de Gás
Natural – Regimes de preços” supra).
Cada distribuidora de gás natural detém uma concessão exclusiva de longo prazo para a sua
respectiva área de operação. Os contratos de concessão foram atribuídos com a finalidade de
desenvolver a distribuição de gás natural nas principais áreas urbanas Portuguesas ligadas à
rede de alta pressão. A Beiragás e a Tagusgás têm contratos de concessão que apenas
terminam em 2035 e os contratos de concessão das demais distribuidoras de gás natural
expiram em 2028. As UAGs foram criadas nas áreas em que a construção da rede de alta
pressão não era economicamente viável. As UAGs são abastecidas por camiões-cisterna a
partir do terminal de GNL e possuem redes de distribuição regional para o abastecimento dos
segmentos residencial, comercial e de pequenos clientes industriais. As UAGs possuem
113
licenças de distribuição semelhantes aos contratos de concessão, mas com um prazo de 20
anos, que expiram entre 2024 e 2026. Tanto as licenças como os contratos de concessão
estabelecem o nível de preços e os respectivos mecanismos de revisão.
É intenção da Galp Energia obter novas licenças para a distribuição e venda de gás natural nas
áreas não abrangidas pelas áreas geográficas das distribuidoras de gás natural.
A rede de distribuição é composta por gasodutos de média pressão que operam a uma pressão
máxima de 20 bar. A maior parte destes gasodutos é detida pelas distribuidoras de gás natural,
tendo a Transgás, actualmente, uma pequena parcela destes gasodutos. O gás natural é
abastecido directamente a partir do sistema de distribuição de média pressão a alguns dos
clientes industriais da Transgás e às redes de distribuição de baixa pressão das distribuidoras
de gás natural e das UAGs. Estas redes locais operam a baixa pressões (4 bar) e abastecem os
segmentos residencial, comercial e industrial.
Um ano após 27 de Julho 2006, a data efectiva de entrada em vigor do Decreto-Lei n.º
140/2006, a Transgás terá de transferir para as respectivas distribuidoras de gás natural a
parte dos gasodutos de média pressão que ainda detém, bem como as unidades autónomas de
gás detidas directamente pela Transgás (vide “Processo de Separação das Actividades
Reguladas no Sector do Gás Natural” supra).
Mercados e Distribuição
O quadro seguinte apresenta alguns dados operacionais seleccionados para o negócio da
Distribuição de gás natural, o qual inclui sociedades nas quais a Galp Energia não detém
participações maioritárias (Setgás e Tagusgás) e exclui a Portgás em 2003 e 2004:
31 de Dezembro (POC)
2005
Volume de vendas (milhões m³)..............
Residencial ........................................
Comercial ..........................................
Industrial...........................................
Margem Unitária (€/m³) .........................
Número de Clientes (milhares) ................
Residencial ........................................
Comercial ..........................................
Industrial...........................................
Consumo Específico residencial (m³)........
Rede (km)............................................
Número de clientes por km de rede .........
Volume de Vendas por km de rede (mil m3 )
478
175
43
260
0,314
739
720
18
1
252
8.761
84
60,8
2004
453
163
42
248
0,299
683
666
16
1
254
8.037
86
57,3
2003
407
144
38
225
0,277
632
615
16
1
251
7.337
86
55,5
Mercado Residencial e Comercial
O mercado residencial inclui as vendas de gás natural a particulares com consumos anuais
inferiores a 10.000 m³, sobretudo para aquecimento doméstico, aquecimento de água, cozinha
e outras aplicações. Os clientes do sector comercial com consumos anuais inferiores a 50.000
m³, consistem principalmente em empresas de serviços e entidades do sector público,
incluindo escolas e hospitais, escritórios, lojas, edifícios públicos, hotéis e restaurantes. No
mercado residencial, o gás natural concorre principalmente com a electricidade e o GPL. No
mercado comercial, o gás natural concorre com o GPL.
114
A Galp Energia procurou aumentar o número de clientes residenciais e comerciais e os
respectivos volumes vendidos, atraindo novos clientes e incentivando o consumo de gás
natural nas regiões já ligadas à rede actual e alargando a rede de distribuição a outras zonas.
Por outro lado, nas regiões em que não seja economicamente viável expandir a rede de alta
pressão, a Galp Energia planeia instalar unidades autónomas de gás, que serão abastecidas
através de camiões-cisterna.
Outras iniciativas orientadas para os clientes deste segmento incluem campanhas sazonais de
aquecimento a gás natural (descontos e outras promoções), um enfoque na satisfação dos
clientes mediante inquéritos sistemáticos de avaliação da qualidade dos serviços, detecção de
fugas, serviços de gestão de energia, contratos de manutenção de equipamentos domésticos,
facturação personalizada e uma variedade de formas de pagamento.
Mercado Industrial (inferior a 2 milhões de m³/ano)
O mercado industrial no negócio da Distribuição de Gás Natural consiste na venda a clientes
industriais com consumos anuais inferiores a 2 milhões de m³. Este sector engloba indústrias
têxteis, hotéis e escolas.
Regimes de Preços
Regime Actual
Os preços ao consumidor são actualmente determinados de acordo com o tipo de consumidor,
o consumo anual e as condições de fornecimento. Os contratos de concessão e as licenças de
distribuição estabelecem a estrutura tarifária e as regras para eventuais alterações e
actualizações, na venda de gás natural aos sectores residencial e comercial com um consumo
médio anual inferior a 10.000 m3. No sector industrial, os preços são estabelecidos mediante
negociação entre as partes.
De acordo com o referido anteriormente, os preços para o mercado residencial e comercial são
determinados de acordo com as orientações estabelecidas no contrato de concessão de cada
distribuidora de gás natural. Estes contratos definem o nível de preços e o respectivo
mecanismo de revisão. A estrutura tarifária é composta por uma componente mensal fixa, que
é revista anualmente com base em 100% do IPC, e uma componente variável que é revista
trimestralmente com base no preço de compra do gás natural e anualmente com base na
variação do IPC. Os preços dos clientes residenciais e comerciais variam de acordo com os
volumes contratados pelos clientes e o tipo de contador de gás instalado.
Os preços cobrados aos clientes industriais com um consumo médio anual inferior a 2 milhões
de m³ não são regulados. Estes clientes têm disponíveis duas tarifas, ambas com uma
componente variável e outra fixa, concebidas de forma a reflectir o custo real do gás natural
num dado momento, de forma a proteger as distribuidoras de gás natural da exposição ao
risco de variação do preço do gás.
Regime Liberalizado
Um ano após a entrada em vigor do Segundo Decreto-Lei, serão negociados novos contratos
de concessão e novas licenças de distribuição entre o Estado Português e as empresas de
distribuição de gás natural. Serão concedidas às empresas de distribuição de gás natural, ou a
empresas suas subsidiárias, licenças de comercialização de último recurso, nos termos das
quais poderão desenvolver as suas actividades de comercialização, em regime de
115
exclusividade, nas respectivas áreas geográficas. Será estabelecida uma nova tarifa, nos
termos dos regulamentos tarifário e das relações comerciais aprovado pela ERSE (vide
“Legislação que Regula a Actividade do Emitente” infra). Adicionalmente as distribuidoras de
gás natural poderão vender Gás Natural no mercado liberalizado. A licença para a
comercialização no mercado liberalizado será atribuída às distribuidoras de gás natural, ou a
empresas suas subsidiárias, nos casos em que as distribuidoras de gás natural tenham mais
de 100 mil clientes (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás
Natural” supra).
Power
Análise da Actividade
O quadro seguinte apresenta informação financeira e operacional seleccionada relativa ao
segmento de negócio Power, para os períodos indicados:
31 de Dezembro
POC
IFRS
2005
2004
2004
2003
(em milhões de Euros,
excepto indicação em contrário)
Vendas e Prestações de Serviços ..............
Margem Bruta
EBITDA
(2)
(1)
....................................
.............................................
Activo Fixo Líquido
(3)
..............................
Investimentos........................................
ROA
(4)
..................................................
Produção Eléctrica (GWh)
(5)
....................
Consumo de Gás Natural (milhões m³)
(5)
..
24,8
14,2
14,2
0,7
9,0
4,7
4,7
(0,1)
3,7
2,8
2,8
(1,5)
24,4
26,6
26,9
25,8
0,7
4,6
4,5
1,7
2,1%
0,7%
0,5%
(2,6%)
500
388
388
252
159
141
141
89
_______________________
(1) Estes valores diferem dos valores apresentados nos Relatórios e Contas de 2003 e 2004 (POC), dado que incluem
Prestações de Serviços.
(2)
O EBITDA é definido como Resultados operacionais adicionados das amortizações e provisões. O EBITDA não é
uma medida padrão, pelo que não deverá ser utilizado nas comparações entre empresas. 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. O EBITDA pode não ser
indicativo dos resultados operacionais históricos, nem pretende prever resultados futuros (vide “Informações
financeiras sobre o Activo e o Passivo, a Situação Financeira e os Ganhos e Prejuízos do Emitente”).
(3) Activo Fixo Líquido inclui imobilizado corpóreo e incorpóreo.
(4) Resultados Operacionais depois de impostos/Activo Total sem Investimentos Financeiros.
(5) Inclui a produção total da ENERGIN, que consolida pelo método da equivalência patrimonial.
Actualmente o segmento de negócio Power é composto por três centrais de cogeração, nas
quais a Galp Energia detém participações (70% na Powercer, 65% na Carriço e 35% na
Energin) através da Galp Power, SGPS, S.A. (“Galp Power”). Este segmento de negócio fornece
energia eléctrica e térmica a grandes clientes industriais, tais como a Solvay, a Renoeste
(Quimigal / Grupo CUF) e a Sociedade Central de Cervejas. Estas três centrais de cogeração
geram energia eléctrica e térmica através da queima de gás natural, o que torna este
segmento num dos maiores clientes do segmento de negócio Aprovisionamento e Venda de
Gás Natural.
Estas três centrais de cogeração tinham, no final de 2005, uma capacidade eléctrica total
instalada de mais de 80 MW, uma produção eléctrica anual de aproximadamente 500 GWh e
um consumo anual de aproximadamente 159 milhões de m3 de gás natural.
116
Energin
Esta central de cogeração iniciou a sua actividade em Março de 2002. Está localizada na
unidade industrial da Solvay, na Póvoa de Santa Iria, e possui uma turbina a gás com uma
potência de 42 MW e uma caldeira de recuperação de calor com uma capacidade máxima de
120 ton/h de produção de vapor. Em 2005, produziu 262 GWh de electricidade, que foi
inteiramente vendida ao SEP. O vapor produzido foi consumido pela Solvay no seu processo
produtivo. O consumo de gás natural da central foi de aproximadamente 89 milhões de m3. A
Galp Energia detém uma participação de 35% na Energin, que consolida através do método
de equivalência patrimonial, sendo os restantes 65% detidos pela EDP.
Carriço
A central de cogeração do Carriço iniciou a sua actividade em Março de 2004. Está situada
perto das infra-estruturas de armazenamento subterrâneo (cavernas) da Transgás em Pombal.
O seu maior cliente é a Renoeste, uma unidade de processamento de sal. A central do Carriço
possui uma turbina a gás com uma potência de 30 MW e uma caldeira de recuperação de calor
com uma capacidade máxima de 42 MW de produção de água quente. Em 2005, produziu 198
GWh de electricidade, que foi vendida principalmente ao SEP. A água quente produzida foi
consumida pela Renoeste no seu processo produtivo. O consumo de gás natural desta central
foi de aproximadamente 52 milhões de m3. A Galp Energia detém uma participação de 65% na
Carriço, sendo os restantes 35% detidos pela EDP.
Powercer
A central de cogeração da Powercer iniciou a sua actividade em Setembro de 2004. Está
situada no complexo da Sociedade Central de Cervejas em Vialonga. A central possui uma
turbina a gás com uma potência de 7,2 MW e uma caldeira de recuperação de calor com uma
capacidade máxima de 30 ton/h de produção de vapor. Em 2005 produziu 40 GWh de
electricidade, que foi inteiramente vendida ao SEP. O vapor produzido foi consumido pela
Sociedade Central de Cervejas no seu processo produtivo. O consumo de gás natural desta
central foi de aproximadamente 18 milhões de m3. A Galp Energia detém uma participação de
70% na Powercer, sendo os restantes 30% detidos pela Finerge.
Novos Projectos de Power
A Galp Energia pretende atingir uma posição importante no mercado de electricidade em
Portugal. A empresa planeia alavancar o know-how do negócio do gás natural com a
construção de duas CCGTs em Portugal com a capacidade de 400MW cada, potenciando o
desenvolvimento da competitividade no negócio da electricidade. Pretende-se a integração
vertical neste negócio através do desenvolvimento do fornecimento de electricidade, da
consolidação do negócio de cogeração e da entrada nas energias renováveis. Para suportar
estes objectivos, estão planeados os seguintes projectos:
Projectos CCGT
A Galp Energia inclui no seu plano de investimento a construção de duas CCGTs de 400 MW
cada. A construção do primeiro grupo gerador de CCGT está programada para se iniciar em
2007, devendo ficar concluída no final de 2009. A construção do segundo grupo gerador de
CCGT está actualmente planeada para se iniciar em 2008, ficando concluída em 2010. A Galp
117
Energia recebeu da DGGE, em 20 de Setembro de 2006, informação favorável relativamente
ao pedido visando a ligação na zona de rede de Sines para as duas CCGTs. O investimento
total previsto para este projecto é superior a 400 milhões de Euros.
Centrais de Cogeração
Refinaria de Sines
Está planeado o início da construção de uma central de cogeração em Sines, durante o ano de
2006, que se espera inicie a actividade em 2008. Esta central de cogeração está projectada
para ter duas turbinas a gás com uma potência de 2x41 MW e dois geradores a vapor de
recuperação de calor com uma capacidade máxima de 250 ton/h de produção de vapor.
Esta central de cogeração está projectada para produzir anualmente, em condições normais,
mais de 600 GWh de electricidade, que será vendida principalmente ao SEP e o vapor
produzido será consumido pela refinaria de Sines no seu processo produtivo. O consumo de
gás natural deverá ascender a 250 milhões de m3/ano. A empresa detém uma participação de
100% neste projecto e prevê um investimento de cerca de 73 milhões de Euros entre 2006 e
2008.
Iberol e Portucel
Foram apresentadas propostas a duas empresas industriais, a Iberol (produtora de bioetanol e
gorduras) e a Portucel (produtora de papel) para a construção de centrais de cogeração nas
suas instalações. A Galp Energia encontra-se em processo de negociações exclusivas com a
Iberol, e sendo esperada uma decisão final durante 2006. Esta central de cogeração deverá
ficar localizada no complexo industrial da Iberol, em Alhandra, e deverá ter uma potência de
7,2 MW, com um consumo de gás natural de 15 milhões de m3/ano. Dependendo do processo
negocial em curso, prevê-se iniciar a construção antes do final de 2006, devendo demorar
aproximadamente um ano. A participação no projecto de Alhandra é de 70%, sendo os
restantes 30% detidos pela CME - Construção e Manutenção Electromecânica, S.A. (“CME”).
Está neste momento a decorrer um concurso promovido pela Portucel para a construção de
uma nova central de cogeração na sua fábrica em Setúbal. A Galp Energia encetou
conversações com a Portucel relativas à proposta e está neste momento a aguardar uma
decisão. O início da construção deste projecto está previsto ocorrer em 2007, demorando
aproximadamente dois anos a concluir. Esta central de cogeração está projectada para ter
uma capacidade instalada de 80 MW, permitindo uma produção anual de 550 GWh e um
consumo de gás natural de 140 milhões de m3/ano. Caso a Galp Energia vença o concurso,
prevê-se, que venha a ter uma participação de aproximadamente 65% nesta central.
Projecto Eólico
Em Julho de 2005, o Governo Português lançou um concurso público para a atribuição de
capacidade de interconexão de energia eólica, para venda de electricidade através da rede
nacional, dividido em duas fases principais de 800 MW a 1000 MW (fase A) e de 400 MW a 500
MW (fase B) (o “Concurso”). A Galp Energia liderou um dos consórcios (“Ventinveste”) que
apresentou uma proposta. Este consórcio é formado por cinco empresas, detendo a Galp
Energia uma participação de 34%. Os demais membros do consórcio são a Martifer (30%),
empresa portuguesa líder no sector das estruturas metálicas, a Enersis (33%), empresa
portuguesa de energias renováveis, a Repower Systems (“Repower”) (1%), um dos produtores
118
líderes mundiais de turbinas eólicas, e a Efacec (2%), fabricante português de componentes
eléctricos.
A proposta apresentada pela Ventiveste abarcou ambas as fases do Concurso e contempla a
criação de um pólo industrial para a produção e montagem da maior parte dos componentes
mecânicos e eléctricos das turbinas eólicas, não apenas para os parques eólicos em questão
como também para exportação. Se a oferta da Ventiveste for bem sucedida, a Martifer, a
Repower e a Efacec serão as responsáveis pela construção do pólo industrial. A Ventiveste
orçamentou investimentos na ordem dos 920 milhões de Euros para a fase A e de 500 milhões
de Euros para a fase B do projecto eólico. O consórcio pretende alcançar uma capacidade de
energia eólica instalada de 800 MW em 2010.
Entretanto, em 30 de Agosto de 2006, o agrupamento “Novas Energias Ibéricas” interpôs
junto do Tribunal Administrativo e Fiscal de Lisboa providências cautelares solicitando (i) a sua
admissão provisória à fase de negociações do Concurso (ii) a intimação ao Júri do Concurso à
abstenção da prática do acto de adjudicação, e (iii) a suspensão da deliberação do Júri do
Concurso que procede à avaliação e classificação das propostas apresentadas pelos candidatos
a concurso, através da aprovação do “Relatório Final de Avaliação de Propostas na Fase A”, e à
selecção dos concorrentes para a fase de negociações tomada em 4 de Agosto de 2006 e todos
os actos e deliberações subsequentes que traduzem a execução daquela deliberação.
Em 4 de Setembro de 2006, o Estado declarou que o interesse público (em particular o
cumprimento das metas de Quioto, bem como prejuízos financeiros para o Estado) não se
coaduna com a suspensão do efeito dos actos e deliberações do Júri do Concurso que são
contestadas pelo agrupamento “Novas Energias Ibéricas”, procurando assim evitar a
possibilidade de a eventual decretação das referidas providências cautelares vir a provocar a
suspensão do processo de Concurso.
Em 4 de Outubro de 2006, foi enviado pela DGGE, a solicitação do Júri do Concurso, o
Relatório de Avaliação das Propostas da Fase A, bem como a Acta que o aprova e determina a
realização de audiência prévia dos interessados. Este relatório classifica em primeiro lugar o
concorrente Eólicas de Portugal e em segundo lugar o concorrente Ventinveste. O período de
audiência prévia durará dez dias úteis, durante o qual os interessados se deverão pronunciar,
posto o qual o Júri do Concurso rectificará ou ratificará esta decisão.
A Galp Energia encara o projecto eólico como uma oportunidade de entrada no mercado da
produção de energias renováveis, tirando partido imediato da possibilidade de venda da
electricidade produzida a uma tarifa subsidiada durante os primeiros 15 anos de exploração.
Fornecimento de Electricidade
No futuro, a Galp Energia pretende expandir significativamente as actividades no segmento de
negócio Power. A Empresa procurará potenciar o crescimento do negócio da electricidade com
recurso à capacidade própria de produção através dos projectos de CCGT, beneficiando das
margens atractivas do negócio da produção.
Por outro lado, prevê-se que as vendas de electricidade passem a ser realizadas mediante a
celebração de contratos bilaterais com produtores de electricidade até que os projectos de
produção da Galp Energia se tornem operacionais. Adicionalmente, a Galp Energia acredita
que existem oportunidades de captação de novas quotas de mercado, com a liberalização do
mercado de electricidade e a mudança de alguns clientes elegíveis para o sistema de mercado
livre.
119
A Galp Energia detém um portfolio fidelizado de clientes e acredita poder aumentar o volume
médio de vendas por cliente através pelo desenvolvimento de ofertas multi-serviços. O
objectivo da empresa é o de expandir significativamente a presença no mercado de
electricidade, mantendo e fortalecendo, ao mesmo tempo, a presença no mercado do gás
natural. Assim que as CCGTs se tornem operacionais, a empresa planeia celebrar contratos de
fornecimento com consumidores finais por forma a proteger as margens de produção e desta
forma controlar as margens integradas enquanto se maximiza a utilização da capacidade de
produção.
120
7.
LEGISLAÇÃO QUE REGULA A ACTIVIDADE DO EMITENTE
A actividade da Galp Energia encontra-se sujeita a enquadramentos normativos específicos
aprovados pelas autoridades competentes nas jurisdições em que opera. Por exemplo, as
instalações de exploração e produção, refinação, armazenamento e retalho de produtos
petrolíferos e as instalações de gás natural e de electricidade são regulados por um conjunto
de legislação ambiental cada vez mais vasto e exigente; as matérias-primas utilizadas para o
efeito e a maioria dos produtos da Galp Energia são classificados como químicos estando o seu
manuseamento e armazenamento sujeitos a um especial controlo e a frota de transporte está
igualmente sujeita a aprovações técnicas e a exigências de certificação.
Os principais regimes jurídicos aplicáveis às actividades da Galp Energia são descritos nesta
secção.
REGULAÇÃO AMBIENTAL
A Galp Energia está sujeita a diversa regulamentação em matéria ambiental da União Europeia
e dos países em que opera, a qual tem vindo a aumentar, tem-se tornado progressivamente
mais exigente e tem sido alvo de uma aplicação mais rigorosa por parte das respectivas
autoridades.
A presente secção aborda o enquadramento normativo ambiental mais relevante para a
actividade da Galp Energia, incluindo as directivas comunitárias e a legislação dos EstadosMembros. Note-se que em certos casos algumas das normas comunitárias a que se fará
referência ainda não foram objecto de completa regulamentação por parte dos EstadosMembros.
Directiva relativa à Prevenção e Controlo Integrados da Poluição
De acordo com a Directiva 96/61/CE do Conselho de 24 de Setembro de 1996, relativa à
prevenção e controlo integrados da poluição (“Directiva PCIP”), alterada pelas Directivas
2003/35/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de Maio de 2003 e 2003/87/CE do
Parlamento Europeu e do Conselho de 13 de Outubro de 2003 e pelo Regulamento CE
1882/2003 do Parlamento Europeu e do Conselho de 29 de Setembro de 2003, cada EstadoMembro deve adoptar um regime unitário de licenciamento ambiental para as emissões para o
ar, solo e água, com vista a minimizar a poluição decorrente de certas actividades. Para esse
efeito, os Estados-Membros devem aprovar regulamentação e criar mecanismos de controlo,
de forma a assegurar que as instalações industriais respeitam certos princípios, incluindo a
utilização das melhores técnicas disponíveis de prevenção e redução da poluição, a proibição
de poluição significativa, a prevenção de acidentes e limitação das suas consequências, o
tratamento responsável dos resíduos produzidos, a utilização eficiente da energia, a
minimização da poluição e a reabilitação das instalações e do local após a cessação das
actividades. A Directiva PCIP estabelece que todas as novas instalações têm de deter as
licenças de emissões e que as instalações existentes as devem obter até 30 de Outubro de
2007.
Portugal transpôs a Directiva PCIP através do Decreto-Lei n.º 194/2000, de 21 de Agosto,
posteriormente alterado pelo Decreto-Lei n.º 130/2005, de 16 de Agosto, que prevê a
obrigação das empresas activas em certos sectores industriais obterem uma “licença
ambiental” para as respectivas instalações. A licença fixa os requisitos anti-poluição que o seu
beneficiário deve respeitar, incluindo os limites de emissão de poluentes, medidas de gestão
de resíduos, medidas para a utilização eficiente de energia e mecanismos de prevenção e
121
reparação de acidentes. A licença ambiental deve ser obtida antes do início da actividade, no
caso das novas instalações de combustão com potência térmica superior a 50 MW, devendo as
instalações já activas que se encontrem nas referidas circunstâncias à data da entrada em
vigor desta legislação, obter tal licença até 30 de Outubro de 2007.
Nos termos do referido diploma, apenas as refinarias e algumas das centrais de cogeração
estão sujeitas à obtenção de licença ambiental. A Galp Energia já detém as licenças
ambientais relativas às centrais de cogeração da Energin e do Carriço e solicitou as licenças
para as refinarias de Sines e do Porto em Maio de 2006 prevendo obtê-las antes de 30 de
Outubro de 2007. A Powercer não precisa de obter esta licença uma vez que a sua potência
térmica é inferior a 50MW, limite estabelecido para a necessidade de detenção de licença
ambiental.
Comércio de Emissões
A “Convenção do Rio” (Convenção Quadro das Nações Unidas sobre as Alterações Climáticas,
1992) e a Conferência das Partes para a Convenção do Rio enquadram as políticas
comunitárias e nacionais relativas ao clima. Na sua esteira, o Protocolo de Quioto de 1997,
concluído pela UE e ratificado pelos Estados-Membros em 2002, que entrou em vigor em 16 de
Fevereiro de 2005, estabeleceu objectivos mais específicos quanto às emissões de poluentes.
O acordo de partilha de sacrifícios, adoptado pela UE na sequência do referido Protocolo, prevê
um limite geral para as emissões nacionais de cada Estado-Membro.
No quadro dos limites supra referidos, a Directiva 2003/87/CE do Parlamento Europeu e do
Conselho, de 13 de Outubro de 2003 e a Directiva 2004/101/CE, do Parlamento Europeu e do
Conselho, de 27 de Outubro (“Directivas relativas às Emissões”) definiram um sistema de
comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa. Nos seus termos, prevê-se a
atribuição aos tipos de instalações referidos nestas Directivas de licenças que permitem a
emissão determinado volume de gases com efeitos de estufa. Estas licenças são livremente
comercializáveis, o que tem em vista a criação de um mercado de licenças de emissão. O
número total de licenças a emitir na UE está fixado e é suposto diminuir de forma regular, com
o objectivo de reduzir as emissões de gases com efeito de estufa, em cumprimento do
Protocolo de Quioto, na medida em que os preços das licenças tenderão a ser superiores aos
custos de instalação de equipamentos necessários à redução das emissões de gases com efeito
de estufa.
Em cumprimento destas directivas, cada Estado-Membro estabeleceu limites às emissões de
gases com efeito de estufa, impondo igualmente limites ao volume de emissões permitido aos
operadores das instalações referidas em anexo à referida directiva. Em Portugal, a Resolução
do Conselho de Ministros n.º 53/2005, de 3 de Março, aprovou o plano nacional de atribuição
de licenças de emissão, estabelecendo as regras aplicáveis à outorga das mesmas e o
montante máximo de emissões permitidas para o período 2005 a 2007. De acordo com este
plano, o número de licenças atribuídas para cada sector de actividade é calculado com base na
média das emissões verificadas entre 2000 e 2003. Nos termos do Decreto-Lei n.º 233/2004,
de 14 de Dezembro, a partir de 1 de Janeiro de 2005, os operadores de algumas instalações,
incluindo as refinarias e algumas centrais de cogeração da Galp Energia, deverão ter licenças
de emissão de gases com efeito de estufa, atribuídas pelo Instituto do Ambiente.
Para o efeito, e nos termos do Despacho Conjunto n.º 686-E/2006, o Governo atribuiu
gratuitamente à Galp Energia um montante de licenças de emissão para todas as instalações
sujeitas ao regime supra descrito, o que se revelou suficiente para fazer face às necessidades,
pelo que não se mostrou necessária a aquisição de qualquer licença adicional. Actualmente, a
Galp Energia não prevê que venha a requerer quaisquer licenças adicionais até ao final do
122
período 2005-2007. Contudo, não se pode garantir que no futuro não venha a ser necessária a
aquisição de licenças adicionais o que pode implicar um aumento dos custos operacionais (vide
“Factores de Risco” supra). A Galp Energia não pretende adquirir licenças adicionais com o
intuito de as revender no mercado.
Regulação da Qualidade dos Combustíveis
A Directiva 98/70/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de Outubro de 1998,
relativa à qualidade dos combustíveis à base de petróleo e de gasóleo, alterada pela Directiva
2003/17/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho de 3 de Março (“Directiva dos
Combustíveis Automóveis”), introduz algumas especificações que visam a redução substancial
da poluição resultante de veículos motorizados. Nos termos da Directiva dos Combustíveis
Automóveis, cada Estado-Membro deverá assegurar que em 1 de Janeiro de 2009, toda a
gasolina sem chumbo comercializada no respectivo território respeita certas especificações
relativas aos níveis de octanas, metanol, etanol e enxofre. Além disso, , os Estados-Membros
deverão ainda assegurar que as gasolinas e o gasóleo sem enxofre (menos de 10ppm de
conteúdo de enxofre) estarão disponíveis nos respectivos mercados a partir de 1 de Janeiro de
2005.
A Directiva dos Combustíveis Automóveis foi transposta para a ordem jurídica portuguesa pelo
Decreto-Lei n.º 235/2004, de 16 de Dezembro, sem qualquer desenvolvimento digno de nota.
Todas as refinarias de que a Galp Energia é proprietária cumprem as exigências decorrentes
das supra referidas disposições legais, incluindo o que diz respeito à diminuição dos níveis de
enxofre. Com efeito, a Galp Energia está a preparar-se para cumprir as especificações mais
exigentes resultantes da Directiva dos Combustíveis Automóveis e da lei portuguesa, à medida
que estas se vão tornando exigíveis. Em Espanha esta directiva foi transposta pelo DecretoReal n.º 1700/2003, de 15 de Dezembro.
Adicionalmente, a Directiva 2003/30/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 8 de Maio,
promove a utilização de biocombustíveis e de outros combustíveis renováveis pelos
transportes em cada um dos Estados-Membros. Nos termos desta Directiva, cada EstadoMembro deverá criar mecanismos para promover a colocação no mercado de quotas mínimas
de biocombustíveis e outros combustíveis renováveis de acordo com patamares nacionais
predefinidos. O valor de referência para estes patamares foi de 2% de todos os combustíveis
de petróleo e gasóleo até 31 de Dezembro de 2005 e é de 5,75%, até 31 de Dezembro de
2010. Esta Directiva foi transposta para o ordenamento jurídico português pelo Decreto-Lei n.º
62/2006, de 21 de Março, sem qualquer desenvolvimento digno de nota. No entanto, as metas
nacionais, a definir por despacho conjunto dos Ministros responsáveis pelas áreas das finanças,
do ambiente, da economia, da agricultura e dos transportes, ainda não foram fixadas. Em
Espanha esta directiva foi transposta pelo já referido Decreto-Real n.º 1700/2003, de 15 de
Dezembro.
Regulação de Registos de Produtos Químicos
Em Outubro de 2003, a Comissão Europeia iniciou um procedimento tendente à aprovação de
um novo quadro regulativo para os químicos, intitulado “Registo, Avaliação e Autorização de
Produtos Químicos” (RAAPQ). A proposta visa um novo sistema de gestão de produtos
químicos, no âmbito do qual as empresas que produzam ou importem mais de uma tonelada
de uma determinada substância química, por ano, terão de registar essa substância química
num sistema de informação central, fornecendo informações relativas às suas propriedades e
manuseamento em segurança. Esta proposta encontra-se actualmente em discussão e debate,
123
nomeadamente no que diz respeito ao impacto previsível dos custos inerentes à sua aplicação
(vide “Factores de Risco” supra).
Regulação relativa aos Critérios de Segurança dos Petroleiros
Na sequência das catástrofes ambientais resultantes do naufrágio de petroleiros na costa
atlântica da Europa em 2000 e 2002, a UE adoptou diversas medidas legislativas que visam
reduzir o risco de poluição acidental por hidrocarbonetos nas águas europeias, incluindo
especificações relativas à segurança dos petroleiros e normas de operação. Em particular, o
Regulamento 417/2002, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 18 de Fevereiro de 2002, e
o Regulamento 1726/2003, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 22 de Julho de 2003,
estabelecem que os petroleiros com, pelo menos, 5.000t de porte e que se encontrem a
operar sob a bandeira de um Estado-Membro deverão ter duplo casco. Apesar desta
especificação se aplicar tanto a navios novos como a navios já existentes, os regulamentos
estabelecem diversos prazos para a introdução das alterações necessárias, dependendo da
antiguidade do navio em causa. A Galp Energia é proprietária, através da Sacor – Marítima,
S.A., de quatro navios petroleiros, dos quais um satisfaz as exigências mencionadas, outro
não está abrangido por essas exigências, sendo que os outros dois deixarão de ser utilizados
pela Galp Energia em 2008.
Acresce que, nos termos da Directiva 2002/59/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de
27 de Junho, e do Decreto-Lei n.º 180/2004, de 27 de Julho, os operadores, os agentes e os
comandantes dos navios com porte bruto igual ou superior a 300t, que cheguem a ou partam
de um porto português, deverão preencher certos requisitos, a saber: estar equipados com um
sistema de identificação automática e com um sistema de registo de dados de viagem, cumprir
as obrigações de notificação e requisitos de certificação em caso de transporte de mercadorias
perigosas, bem como sujeitar-se aos poderes de intervenção e investigação das autoridades
costeiras.
SECTOR PETROLÍFERO
A Galp Energia é abrangida pela regulamentação aplicável à indústria petrolífera, em Portugal,
Espanha, Angola, Brasil e nos demais países em que desenvolve a sua actividade.
Portugal
O sector petrolífero português compreende as actividades de produção, refinação,
armazenamento, transporte, distribuição e comercialização de petróleo ou de produtos
petrolíferos.
Exploração e Produção
Na sequência do Decreto-Lei n.º 141/90, de 2 de Maio, os hidrocarbonetos existentes no
território nacional no seu estado natural, incluindo os existentes no subsolo marítimo sob a
soberania portuguesa, integram o domínio público do Estado. Contudo, qualquer entidade,
nacional ou estrangeira, pode requerer licenças de prospecção, pesquisa e avaliação.
A licença de prospecção, emitida pela DGGE, após autorização do Ministro da tutela, para um
período determinado casuisticamente, confere ao seu titular um direito não-exclusivo para
desenvolver na respectiva área a procura de petróleo, usando diferentes métodos, tais como
pesquisas magnéticas e gravimétricas, métodos geoquímicos e sísmicos e medições. Tais
licenças não abrangem, contudo, a possibilidade de perfuração.
124
A licença de pesquisa, igualmente emitida pela DGGE, após aprovação do Ministro competente,
é válida para um período de três anos, pode ser renovada por três vezes e é outorgada para
um mínimo de quatro e para um máximo de oito blocos. O titular desta licença tem o direito
exclusivo de desenvolver pesquisas para a descoberta de petróleo, incluindo perfurações, de
acordo com um plano previamente aprovado pela DGGE. Se forem descobertos
hidrocarbonetos, o titular da referida licença tem o direito de requerer uma licença de
avaliação, ou, se entender que o reservatório de hidrocarbonetos tem interesse comercial, de
celebrar desde logo um contrato de concessão para a exploração.
A licença de avaliação é válida por um período não superior a três anos (para explorações onshore e off-shore até 200m de profundidade) ou a cinco anos (nos restantes casos). Esta
licença atribui ao seu titular o direito de desenvolver prospecções de petróleo e testes de
produção de acordo com um plano previamente aprovado pela DGGE, que deverão ser
conduzidos na localização prevista do campo petrolífero.
A produção de petróleo no território nacional está reservada às pessoas colectivas e depende
da celebração de um contrato de concessão com o Estado, cujas bases são fixadas por
Decreto-Lei, nos termos previstos no Decreto-Lei n.º 261-A/91, de 25 de Julho.
Os titulares de uma licença de avaliação ou de pesquisa (caso tenham sido descobertos
hidrocarbonetos) têm direito a celebrar um contrato de concessão de exploração, nos termos
do qual lhes será atribuído, por um período máximo de 25 anos, o direito exclusivo de explorar
a área da concessão, de desenvolver todos os trabalhos necessários de acordo com um plano
pré-estabelecido e de produzir petróleo a partir das jazidas descobertas. Este contrato de
concessão implica diversos direitos e obrigações para o concessionário prevendo, entre outros
aspectos, a necessidade de a DGGE aprovar o plano de produção antes do seu início e o direito
do concessionário de refinar petróleo e de liquefazer gás, sem prejuízo da necessidade de
prévia obtenção das licenças necessárias.
Os concessionários ou detentores de licenças devem pagar uma renda pela superfície sob
pesquisa, avaliação ou exploração bem como algumas taxas. Deve sublinhar-se que as
licenças e concessões podem ser revogadas no caso de abandono da exploração, de
incumprimento dos trabalhos projectados ou de incumprimento de outras obrigações
contratuais. As licenças de pesquisa e avaliação podem ainda ser revogadas a todo o tempo
mediante o pagamento de uma indemnização razoável.
Refinação, armazenamento, transporte, distribuição e comercialização
O novo Decreto-Lei n.º 31/2006, de 15 de Fevereiro, prevê um regime concorrencial,
outorgando a todos os comercializadores um direito de acesso e uso das instalações de
armazenamento, transporte e distribuição em Portugal. Nesse quadro, os consumidores finais
têm o direito de escolher livremente o seu fornecedor, proibindo-se a exigência aos clientes
finais do pagamento de qualquer soma devida pela mudança de fornecedor.
As actividades de refinação, armazenamento, transporte e distribuição não estão sujeitas a
licenciamento específico, excepto no que toca às licenças ambientais e às autorizações
relativas às instalações e equipamento. Por outro lado, a importação e exportação de petróleo
e de produtos petrolíferos da União Europeia não está sujeita a qualquer regulação específica.
O exercício da actividade de comercialização depende de licenciamento prévio e obriga o
comercializador a assegurar o fornecimento contínuo e a publicidade dos preços, bem como a
fornecer toda a informação requerida pelas autoridades reguladoras.
125
A Galp Energia é titular de todas as licenças necessárias para desenvolver a actividade de
refinação e proceder à comercialização de combustíveis em Portugal.
Para além disso, a Galp Energia desenvolve actualmente actividades de importação e de
armazenamento de petróleo e de armazenamento e comercialização de produtos petrolíferos.
Anteriormente à entrada em vigor do já referido Decreto-Lei n.º 31/2006, estas actividades
eram reguladas pela Lei n.º 1947, de 12 de Fevereiro de 1937, desenvolvida pelo
Regulamento n. 29034, de 1 de Outubro de 1938, ao abrigo da qual a Galp Energia requereu e
obteve as necessárias licenças (emitidas pelo Ministro da Economia ou pela Direcção-Geral da
Energia, consoante os casos) para a prossecução destas actividades. Assim, a Galp Energia
detém licenças de armazenamento para os parques de Faro, Sines (dentro da refinaria de
Sines), Porto Brandão, Mitrena (Setúbal), Aveiras, Aveiro, Real (Matosinhos), Boa Nova
(dentro da refinaria do Porto), Horta e Flores. A Galp Energia tem ainda um parque de GPL,
devidamente licenciado, na Perafita e uma instalação de armazenamento, actualmente inactiva,
no Rosairinho. A Galp Energia tem, ainda duas refinarias – no Porto e em Sines, devidamente
licenciadas ao abrigo deste regime e de diplomas especialmente aprovados para o efeito.
A comercialização e armazenamento dos derivados do Petróleo (gasolina, GPL, jet fuel, etc.)
ainda são (até à entrada em vigor de diplomas complementares ao Decreto-Lei n.º 31/2006)
reguladas pelo Decreto-Lei n.º 267/2002, de 26 de Novembro e estão sujeitos à obtenção de
licenças específicas. A DGGE atribui licenças para o armazenamento de produtos petrolíferos
estratégicos, localizados em portos. Nos seus termos, a Direcção Regional de Energia é
competente para o licenciamento de algumas instalações de armazenamento de maior
dimensão e das estações de serviço localizadas em estradas nacionais ou regionais, sendo as
câmaras municipais competentes para o licenciamento de postos de abastecimento nas vias
municipais. Foi ao abrigo deste diploma que a Galp Energia ou as empresas que operam com a
Galp Energia licenciaram os seus postos de abastecimento de combustível. Actualmente, os
postos de abastecimento da Galp Energia encontram-se licenciados sendo que, contudo, 181
postos de abastecimento têm as suas licenças caducadas e carecem de renovação das mesmas
(vide “Factores de Risco” supra).
Reservas estratégicas
A regulamentação da UE prevê a necessidade de se assegurar um nível mínimo de segurança
no abastecimento de petróleo. Tal legislação prevê a manutenção de reservas mínimas de
crude e de produtos derivados (intermédios e acabados) e as medidas que devem ser
adoptadas no caso de ocorrer uma crise no abastecimento de petróleo. O actual sistema de
reservas é regulado pela Directiva 68/414/CEE, de 20 de Novembro de 1968, impondo um
nível equivalente a pelo menos 65 dias de consumo. Tal nível foi aumentado em 1972, pela
Directiva 72/425/EEC, do Conselho, de 19 de Dezembro de 1972, para 90 dias de consumo.
Note-se que os Estados-Membros têm, contudo, alguma liberdade para a organização dos seus
regimes de reservas.
A Directiva 68/414/CEE, de 20 de Dezembro de 1968, que prevê a criação de quantidades
mínimas de reservas de petróleo para cada uma das principais categorias de derivados
(intermédios e acabados), com as alterações que lhe foram introduzidas pela Directiva
98/93/CE, do Conselho, de 14 de Dezembro de 1998, no sentido de aumentar a eficiência,
transparência e justeza dos acordos sobre constituição de reservas, regula o actual sistema de
reservas estratégicas. A Directiva exige que cada Estado-Membro assegure que as quantidades
em reserva estejam disponíveis e acessíveis a qualquer momento, e que os custos derivados
da manutenção dessas quantidades sejam identificados por acordos transparentes que
permitam a cada Estado-Membro disponibilizar essa informação a terceiros. Nos seus termos,
126
os Estados-Membros são encorajados a criar uma sociedade responsável pela detenção de
todas ou de apenas parte das reservas legalmente devidas, as quais podem ser mantidas sob
a forma de petróleo, de produtos derivados ou de produtos finais. Os Estados-Membros
também podem, em certas circunstâncias, manter as reservas no território de outros EstadosMembros, sendo-lhes, contudo, exigido que possam fiscalizá-las e que criem um sistema de
sanções que garanta a efectiva aplicação da referida Directiva.
Em Portugal, nos termos do Decreto-Lei n.º 10/2001 de 23 de Janeiro, alterado pela Lei n.º
17/2001, de 3 de Julho, pelo Decreto-lei n.º 339-D/2001, de 28 de Dezembro e pelo Decretolei n.º 71/2004 de 25 de Março, as entidades que introduzam produtos petrolíferos no
mercado interno nacional deverão constituir e manter reservas estratégicas com um volume
global mínimo correspondente a 90 dias das quantidades totais de produtos petrolíferos
introduzidos no mercado nacional no ano anterior ou nos 12 meses precedentes ou ainda nos
30 dias anteriores, no caso de gás de petróleo liquefeito. Estas empresas são obrigadas a
assegurar a manutenção e gestão de dois terços das reservas estratégicas, sendo o restante
da responsabilidade da entidade pública empresarial especialmente criada para o efeito, a
Empresa Gestora de Reservas Estratégicas, EPE (“EGREP”). Estas reservas podem ser
mantidas sob a forma de crude, produtos semi-acabados ou produtos finais. No entanto, a
reserva, no que toca a produtos petrolíferos específicos, tais como gasolina e jet fuel, gasóleo,
combustível de iluminação, fuelóleo, deve corresponder a pelo menos 90 dias de consumo de
cada um desses produtos específicos. As reservas podem ser realizadas directamente pela
entidade a tanto legalmente obrigada, com produtos próprios e em instalações de
armazenamento próprias ou mediante contratação com terceiros, recorrendo a produtos e a
instalações de armazenamento da propriedade de tais entidades. As reservas em apreço
podem mesmo ser constituídas e mantidas no território de outro Estado-Membro, o que
depende, contudo, de prévia celebração de acordos inter-governamentais. A utilização destas
reservas está sujeita a autorização do Ministro da Economia e da Inovação.
A Galp Energia cumpre todas as exigências legais relativas à constituição e manutenção de
reservas estratégicas.
Espanha
A Espanha adoptou diversa legislação no sentido da liberalização da sua indústria petrolífera. A
Lei n.º 34/1998, de 7 de Outubro, tal como alterada e implementada através de diversos
decretos reais e despachos ministeriais, pretende estabelecer uma regulação unitária aplicável
à indústria petrolífera verticalmente integrada. Esta indústria inclui a pesquisa e exploração de
jazidas petrolíferas, a refinação, o transporte, o armazenamento e a distribuição de petróleo
bruto e dos seus derivados, bem como a aquisição, produção, transporte, distribuição e venda
de gases combustíveis por intermédio de oleodutos ou gasodutos. Esta lei veio abolir as
quotas de comércio externo de produtos petrolíferos.
Venda grossista e Venda a Retalho de Produtos Refinados
As actividades de refinação de petróleo bruto e o transporte, armazenamento, distribuição e
venda de produtos derivados do petróleo (incluindo GPL) constituem actividades liberalizadas,
sem prejuízo da construção e utilização das instalações em que tais actividades são
desenvolvidas estarem sujeitas a prévia autorização governamental. Os preços dos produtos
derivados do petróleo encontram-se igualmente liberalizados, com a excepção do GPL cujo
preço, na maioria dos casos, encontra-se sujeito a um limite máximo.
A construção e exploração das instalações de refinação, bem como a construção e exploração
dos meios de transporte de produtos petrolíferos e das instalações de armazenamento que
127
prestem serviços a comercializadoras grossistas estão também sujeitas a autorização prévia. A
outorga de tais autorizações depende do cumprimento dos requisitos técnicos e de segurança
relevantes, dos condicionamentos relativos à protecção ambiental e das demais exigências
impostas pelas entidades locais territorialmente competentes.
Os comercializadores grossistas, não detidos por empresas de refinação ou por empresas
maioritariamente controladas pelas empresas de refinação, estão sujeitos a prévia autorização
governamental. As autorizações apenas são concedidas às entidades que preencham os
requisitos legais e possuam meios técnicos e financeiros adequados ao desenvolvimento das
referidas actividades e que garantam um mínimo de reservas de segurança.
A actividade dos distribuidores a retalho está liberalizada, não obstante a construção e
exploração das instalações necessárias ao exercício de tal actividade estar sujeita a
licenciamento governamental. Refira-se ainda que a restrição ao aumento do número de
estações de serviço, aplicável a comercializadores grossistas de produtos petrolíferos com uma
rede de distribuição superior a 30% das estações de serviço existentes em Espanha, prevista
no Decreto Real n.º 6/2000, já não se aplica desde 25 de Junho de 2005. Assim, o líder de
mercado em Espanha, Repsol YPF, pode agora aumentar o número das respectivas estações
de serviço.
Meios de Transporte e Armazenamento
As entidades terceiras podem aceder livremente aos meios e instalações de transporte e
armazenamento, tais como as instalações da CLH, nas condições acordadas, de forma
objectiva, transparente e não discriminatória. O Governo Espanhol pode estabelecer, de forma
discricionária, os mecanismos de acesso ao território continental e àqueles territórios de
Espanha onde não existem meios de transporte e armazenamento alternativos ou em que os
meios existentes são insuficientes. Até à data do presente Documento de Registo de Acções, o
Governo Espanhol não exerceu tal poder discricionário.
Segundo o Decreto- Real n.º 6/2000, de 23 de Junho, ninguém pode ser proprietário, directa
ou indirectamente, de mais de 25% do capital social da CLH. Acresce que o somatório dos
juros directos ou indirectos, resultantes da titularidade de uma participação social na CLH, não
pode exceder 45% do capital social da CLH. Os direitos de voto referentes ao capital social que
exceda em 25 % do capital social da CLH são suspensos.
GPL
Os comercializadores grossistas de GPL deverão obter uma licença para operar, a qual será
atribuída apenas a entidades que (i) preencham os requisitos legais e possuam os meios
técnicos e financeiros para desenvolver tais actividades, (ii) garantam determinadas reservas
de segurança, (iii) possuam instalações de armazenamento e enchimento de garrafas que
respeitem as condições técnicas e de segurança relevantes e (iv) prestem assistência técnica
aos consumidores finais e aos distribuidores a retalho.
A actividade de venda de GPL a granel carece também de licença, a qual depende de a
entidade requerente preencher os requisitos legais, técnicos e financeiros necessários para o
efeito e de as suas instalações de armazenamento respeitarem as condições técnicas e de
segurança relevantes. Contudo, as entidades que desejem fornecer GPL a granel a veículos,
através de instalações de distribuição a retalho de produtos petrolíferos, não carecem de
licenciamento.
128
Os comerciantes a retalho de GPL engarrafado não necessitam igualmente de deter licença,
apesar de as instalações de armazenamento e venda a retalho, onde tais actividades são
desenvolvidas, deverem respeitar determinadas normas técnicas e de segurança. Estes
distribuidores a retalho são, contudo, obrigados a prestar assistência técnica aos seus clientes,
podendo, no entanto, prestar tais serviços em nome próprio ou através de um comercializador
grossista.
A Lei n.º 34/1998, de 7 de Outubro, proíbe os acordos de fornecimento exclusivo de GPL
engarrafado entre operadores e distribuidores a retalho, excepto quando se trate de acordos
entre operadores e agentes que integrem a respectiva rede de distribuição e que garantam a
entrega ao domicílio de GPL engarrafado.
Refira-se que, na medida em que as condições concorrenciais da distribuição de GPL
engarrafado ou canalizado sejam consideradas inadequadas, o Governo Espanhol poderá
estabelecer preços máximos para as vendas ao público, através de uma fórmula estabelecida
na regulamentação. Note-se que:
- desde 1998, os preços de GPL a granel ou GPL vendido em garrafas com menos de oito
quilogramas foram liberalizados.
- desde Novembro de 1993, os preços de GPL engarrafado em contentores com capacidade
igual ou superior a 8kg estão sujeitos a um sistema de controlo.
- o fornecimento de GPL canalizado a consumidores finais e de GPL a granel a empresas de
distribuição estão sujeitos aos preços máximos estabelecidos pelo Governo Espanhol, nos
termos do Ofício Ministerial de 5 de Novembro de 1993 (os preços máximos são estabelecidos
mensalmente, com base numa fórmula que tem em consideração os custos das matériasprimas, os custos do transporte nos mercados internacionais verificados no mês anterior e as
margens).
Reservas Estratégicas
A Lei n.º 34/1998, de 7 de Outubro, prevê o direito de todos os consumidores ao fornecimento
de produtos derivados do petróleo no território nacional, sob determinadas condições. A
referida lei foi posteriormente desenvolvida em 2004, através do Decreto Real n.º 1716/2004.
Nos termos deste diploma, e em cumprimento das exigências comunitárias supra descritas
(vide “Portugal” supra), os operadores autorizados a actuar como distribuidores grossistas de
produtos petrolíferos deverão manter, permanentemente, uma reserva de segurança
equivalente a 90 dias do respectivo volume de vendas anual no mercado nacional (excluindo
as vendas a outros distribuidores grossistas). A mesma obrigação aplica-se a (i) distribuidores
retalhistas, relativamente ao respectivo volume de vendas anual no mercado nacional,
excluindo as quantidades fornecidas por distribuidores grossistas; e (ii) a consumidores de
combustíveis, relativamente ao respectivo consumo anual, excluindo as quantidades
fornecidas por distribuidores grossistas ou retalhistas.
Os distribuidores grossistas de GPL devem manter reservas equivalentes a 20 dias do seu
volume anual de vendas no mercado nacional (com exclusão das vendas a outros
distribuidores grossistas). A mesma obrigação aplica-se aos (i) distribuidores retalhistas de
GPL e aos vendedores de GPL engarrafado com base no seu volume de vendas no mercado
nacional de GPL não fornecido pelo distribuidores grossistas e (ii) aos consumidores de GPL
com base no seu consumo anual, excluindo as quantidades fornecidas por distribuidores
grossistas ou retalhistas.
A Corporación de Reservas Estratégicas (CORES), uma empresa controlada pelo Governo
Espanhol, é designadamente responsável pela criação, manutenção e gestão de reservas
129
estratégicas e o controlo das reservas de segurança de produtos petrolíferos, incluindo GPL.
No caso de uma escassez de abastecimento dos produtos petrolíferos, o Conselho de Ministros
pode adoptar providências para fazer face à escassez de produção de petróleo,
designadamente sujeitar as reservas mínimas de segurança, incluindo as reservas estratégicas,
a um regime de intervenção sob o controlo directo da CORES.
Brasil
As actividades petrolíferas no Brasil tornaram-se monopólio federal em 1953, através da Lei
2004, que criou a sociedade Petróleo Brasileiro S.A. (“Petrobrás”), a empresa pública
responsável pelas actividades económicas no sector petrolífero brasileiro. O monopólio
atribuído à Petrobrás pela Constituição Brasileira inclui as actividades de exploração e
produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos líquidos, a refinação de petróleo
nacional e estrangeiro, as importações e exportações, o transporte marítimo e o transporte
por gasoduto ou oleoduto. Em 1995, uma reforma constitucional introduziu a possibilidade de
todas estas actividades serem desenvolvidas por empresas públicas ou privadas. A Lei n.º
9478, de 6 de Agosto de 1997, implementou a abertura do mercado desencadeada pela
revisão constitucional e criou uma entidade reguladora para o sector petrolífero, a Agência
Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”).
As operações da Galp Energia no Brasil limitam-se à exploração e produção. A Galp Energia
participa em diversas parcerias, juntamente com a Petrobrás e outros parceiros, com vista à
exploração e produção de petróleo, possuindo as necessárias autorizações para o efeito e
preenchendo os demais requisitos aplicáveis.
No Brasil, as actividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural
são habilitadas por um contrato de concessão. Algumas áreas nas quais se prevê que possam
existir jazidas petrolíferas, seleccionados pela ANP, podem ser concessionadas através de
concursos públicos, lançados periodicamente. Até à presente data, tiveram lugar sete
concursos, estando previsto um oitavo concurso que terá lugar até ao final de 2006. Apesar de
o conteúdo específico dos contratos de concessão variar nos diversos concursos, estes
incluíram sempre duas fases distintas. A fase de exploração e avaliação, na qual a
concessionária desenvolve estudos para apurar o valor comercial da área a concessionar; e a
fase da produção, que ocorre apenas se a concessionária entender que existem, de facto,
jazidas petrolíferas comercialmente viáveis (vide “Análise Sectorial” supra). Caso a área a
concessionar não passe à segunda fase, a sua gestão volta para a alçada do ANP. Os prazos
para cada fase do concurso estão fixados nos respectivos contratos de concessão.
Segundo a lei brasileira, todos os recursos minerais, incluindo os encontrados no subsolo, são
propriedade do Governo Federal, pelo que a concessionária adquire apenas a propriedade dos
hidrocarbonetos, uma vez extraídos do subsolo. Para além dos impostos e taxas aplicáveis, o
Governo Brasileiro tem o direito de participar nos lucros gerados pelo petróleo e gás natural
produzidos pela concessionária. Os termos desta participação devem estar expressamente
descritos no anúncio do concurso e no contrato de concessão e devem incluir, pelo menos,
direitos de propriedade industrial e rendas relativas à área sob exploração ou produção.
Adicionalmente, alguns contratos de concessão prevêem um bónus de assinatura ou uma
participação adicional no caso de a concessão se revelar particularmente lucrativa.
A importação e exportação de petróleo bruto poderão ser desenvolvidos mediante simples
autorização da ANP, a qual deverá ser atribuída caso um determinado projecto preencha
determinados requisitos legais relativos à identificação da parte interessada e esta demonstre
a respectiva capacidade técnica e financeira.
130
Visto que as actividades que envolvem hidrocarbonetos são potencialmente poluentes, todas
as empresas a operar neste sector devem previamente obter licenças ambientais, as quais
pressupõem o preenchimento das condições impostas pelas autoridades federais, estaduais e
municipais, conforme o caso.
Angola
Em Angola, a exploração e produção de petróleo são reguladas pela Lei n.º 10/04, de 12 de
Novembro, sem prejuízo da manutenção em vigor, nos termos da legislação anterior, dos
actos e contratos já existentes à data da entrada em vigor deste diploma. As actividades de
prospecção, pesquisa e avaliação de reservas de hidrocarbonetos exigem a obtenção de uma
licença a emitir pelo Ministro da Tutela, que será válida por um período de três anos e que
poderá ser excepcionalmente prorrogada. Todos os direitos de exploração da produção de
petróleo encontram-se atribuídos à concessionária nacional – a Sociedade Nacional de
Combustíveis de Angola, Empresa Pública. No entanto, as empresas privadas podem celebrar
acordos de parceria com a concessionária nacional e beneficiar de uma partilha da produção. A
celebração desde acordo de parceria deverá, na maior parte das vezes, ser precedida de
concurso público. Excepcionalmente, caso a concessionária nacional não pretenda explorar
uma determinada área, poderá ser directamente atribuída uma concessão a uma outra
empresa. O Ministro dos Petróleos poderá também autorizar a instalação de oleodutos ou de
instalações de armazenamento, numa área da concessão. Actualmente, a Galp Energia
participa em cinco parcerias com a Sonangol e outras empresas e acredita deter todas as
autorizações e licenças necessárias.
SECTOR DO GÁS NATURAL
Regulamentação da União Europeia
O Parlamento Europeu e o Conselho de Ministros adoptaram a nova Directiva do Gás
2003/55/CE, de 26 de Junho de 2003 (“Directiva do Gás”). A Directiva do Gás entrou em vigor
em Agosto de 2003, prevendo como prazo de transposição 1 de Julho de 2004. Esta directiva
postula a separação das redes de distribuição das redes de transporte, e da actividade de
fornecimento, prevê a existência de um regulador em cada Estado-Membro com funções bem
definidas e a obrigação de publicação de tarifas de acesso às diferentes redes, reforça as
obrigações de serviço público e introduz medidas para aumentar a segurança do fornecimento.
As principais disposições estabelecidas na Directiva do Gás são as seguintes:
- Regras gerais para a organização do sector. Os Estados-Membros devem assegurar, tendo
em conta a sua organização institucional, e com respeito pelo princípio da subsidiariedade, que
as actividades relacionadas com o gás natural respeitem os princípios da Directiva do Gás
tendo em vista alcançar um mercado de gás natural competitivo, seguro e ambientalmente
sustentável. Designadamente, os Estados-Membros devem prever para as sociedades que, no
interesse económico geral, desenvolvam a sua actividade neste sector, obrigações de serviço
público, definidas de forma clara, transparentes, não discriminatórias, controláveis e que
garantam o acesso equitativo das companhias de gás natural da UE aos consumidores
nacionais, devendo ainda tomar as medidas apropriadas para proteger os consumidores finais.
Os Estados-Membros devem também assegurar que os consumidores elegíveis têm
efectivamente a possibilidade de mudar de fornecedores. Contudo, considerando que os
131
contratos de longo-prazo continuarão a constituir uma parte importante do fornecimento de
gás dos Estados-Membros, estes devem ser mantidos como opção ao dispor das sociedades de
fornecimento de gás natural, desde que não afectem os objectivos fixados na Directiva do Gás
e sejam compatíveis com o Tratado CE, incluindo as regras da concorrência.
- Transporte, armazenamento, GNL, distribuição e fornecimento. Os operadores das redes de
transporte, distribuição ou armazenamento de gás natural, devem ser separados no plano
jurídico das sociedades que produzem ou comercializam gás natural, podendo, contudo, não
ser patrimonialmente separados dos operadores das diversas redes (ou seja, ser detidos pelas
sociedades que detêm a infra-estrutura). De forma a assegurar um acesso eficiente e nãodiscriminatório às redes em causa, os sistemas de transporte e de distribuição devem ser
operados através de entidades legalmente separadas dos comercializadores.
- Organização do acesso ao sistema. Deve ser assegurado, sem qualquer discriminação, o
acesso de terceiros às redes de transporte e distribuição e às instalações de Gás Natural
através do pagamento de tarifas publicadas e aplicáveis a todos os clientes elegíveis, incluindo
os comercializadores e aplicadas objectivamente e sem discriminação entre utilizadores.
- Armazenamento. Para a organização do acesso a instalações de armazenamento, incluindo o
armazenamento de gás nos gasodutos (linepack), os Estados-Membros devem escolher um ou
ambos dos processos de acesso seguintes: (i) acesso negociado (com o operador relevante de
armazenamento ou sociedades comercializadoras de gás natural), estando as partes obrigadas
a negociar de boa-fé e a publicar as suas principais condições comerciais para a utilização dos
serviços de armazenamento, linepack ou outros serviços auxiliares; ou (ii) no caso de acesso
regulado, os Estados-Membros devem dar direitos de acesso mediante o pagamento de tarifas
ou outros termos e obrigações para o uso das referidas instalações. O direito de acesso aos
clientes elegíveis pode passar pela possibilidade de celebração de contratos de fornecimento
com empresas de gás natural concorrentes, diversos do operador do sistema ou de empresa
do mesmo grupo.
- Acesso ao gasoduto. Os Estados-Membros devem assegurar que os comercializadores têm
acesso à rede de gasodutos, de acordo com os objectivos de um acesso justo e aberto,
permitindo um mercado de gás natural concorrencial e evitando qualquer abuso de posição
dominante.
- Elegibilidade. Os Estados-Membros devem assegurar que os consumidores elegíveis sejam:
(a) a partir de 1 Julho de 2004, todos os consumidores não-residenciais e (b) a partir de 1 de
Julho de 2007, todos os consumidores. Os contratos para o fornecimento de um consumidores
elegível no sistema de outro Estado-Membro não devem ser proibidos sempre que o cliente for
elegível em ambos os sistemas envolvidos.
- Separação contabilística. As empresas de gás natural, qualquer que seja o sistema de
propriedade ou forma legal que adoptem, devem auditar e publicar as suas contas anuais.
Estas empresas devem ainda, no que toca à sua contabilidade interna, ter contas separadas
para as suas actividades de transporte, distribuição, GNL e armazenamento, nos mesmos
termos que seriam requeridos caso se tratassem de empresas separadas, a fim de evitar
discriminação, subsidiação cruzada e distorção da concorrência.
- Derrogações para mercados emergentes. Os Estados-Membros considerados como mercados
emergentes no sector do gás natural que, devido à implementação da Directiva do Gás, se
deparem com problemas substanciais, poderão derrogar algumas normas constantes da
directiva do gás, incluindo o que diz respeito à separação dos operadores das redes de
transporte e distribuição, ao acesso de terceiros a ambas as redes de transporte e distribuição
132
e às provisões relacionadas com a abertura e reciprocidade do mercado. Esta derrogação
caduca automaticamente no momento em que o Estado-Membro deixar de ser considerado
como mercado emergente.
- Termo da derrogação. Segundo o artigo 28.º da Directiva do Gás, quando a derrogação
referida nos parágrafos anteriores terminar, a definição dos consumidores elegíveis deverá
resultar na abertura do mercado até, pelo menos, 33% do consumo total anual de gás, no
mercado nacional; passados dois anos, todos os consumidores não residenciais e, passados
três anos, todos os consumidores deverão ser elegíveis.
Legislação e Regulamentação Portuguesas relativas ao Gás Natural
Os princípios da directiva comunitária supra referidos foram implementados em Portugal
através do Decreto-Lei n.º 30/2006, de 15 de Fevereiro. Antes da aprovação deste DecretoLei, todas as actividades de importação, armazenamento, transporte e regaseificação de Gás
Natural ou de Gás Natural Liquefeito, em Portugal, estavam sujeitos a uma única concessão
atribuída a uma empresa do Grupo Galp Energia, a Transgás. A distribuição local e regional
era desenvolvida por empresas de distribuição, enquanto concessionárias da distribuição local
e regional e, por vezes, enquanto entidades licenciadas para operarem nas redes de
distribuição local. Os consumidores de gás natural com um consumo anual inferior a 2 milhões
de m3 eram abastecidos pelas empresas de distribuição local e regional, enquanto que os
consumidores com um consumo anual igual ou superior a 2 milhões de m3 eram abastecidos
directamente pela Transgás. Os preços não se encontravam regulados e fixavam-se segundo
uma lógica de mercado livre e com base em contratos individuais, sujeitos apenas a regras
não discriminatórias.
Na sequência da publicação da Directiva do Gás, o Governo Português definiu a sua estratégia
nacional para o sector da energia aprovada por Resolução do Conselho de Ministro de 24 de
Outubro de 2005. Esta resolução mandatou o Processo de Sepração das Actividades Reguladas
do Sector do Gás e a venda destas à REN.
O primeiro contrato comercial de fornecimento de longo-prazo ocorreu em 1997, tendo
Portugal sido considerado um mercado emergente para efeitos da Directiva comunitária précitada. O Governo Português decidiu implementar a Directiva a 1 de Janeiro de 2007. A partir
dessa data, os produtores de electricidade em regime ordinário terão o direito a escolher
livremente o seu fornecedor de gás natural, sem prejuízo pela necessidade de respeito pelos
contratos já celebrados até ao seu termo. A partir de 1 de Janeiro de 2008, os clientes que
consomem mais de 1 milhão de m3 por ano poderão escolher o seu fornecedor e pôr termo aos
contratos existentes com a Transgás. As distribuidoras de gás natural têm de respeitar as
quantidades mínimas fixadas nos contratos de take or pay com a Transgás-Indústria na sua
qualidade de comercializadora de último recurso, sendo, contudo livres de adquirir
quantidades adicionais a outros fornecedores a partir de 1 de Janeiro de 2009. Este direito é
outorgado aos clientes que consumem mais de 10,000m3 por ano bem como a todos os
clientes a partir de 1 de Janeiro de 2010. As novas tarifas aplicam-se a todo o mercado
regulado a partir de 1 de Janeiro de 2008.
A partir de 1 de Janeiro de 2008, as distribuidoras de gás natural devem permitir o acesso às
suas redes de todos os comercializadores de gás natural, mediante o pagamento de tarifas
fixadas pela ERSE. As concessões de distribuição regional e as licenças de distribuição local
serão alteradas durante o ano de 2007, não esgotando o prazo máximo legalmente previsto de
um ano após a entrada em vigor do Decreto-Lei n.º 140/2006 de 26 de Julho. Às
distribuidoras serão atribuídas licenças de comercializador de último recurso para fornecer gás
natural em determinadas áreas a consumidores com um consumo anual inferior a 2 milhões de
133
m3 (com algumas excepções). A tarifa pela venda de gás natural pelas comercializadoras de
último recurso é fixada pela ERSE e entrará em vigor em 1 de Janeiro de 2008. Até lá, o
regime aplicável continuará a ser o estabelecido pelas concessões e licenças atribuídas às
empresas de distribuição local. Para além da venda de gás natural como comercializadores de
último recurso, as empresas de distribuição local poderão também vender gás natural aos
clientes elegíveis no regime de mercado livre (vide “A Separação de Activos do Gás Natural”
supra).
Em 11 de Setembro de 2006 foram aprovados pela ERSE e publicados em Diário da República
no dia 25 de Setembro de 2006, quatro regulamentos para a Regulamentação do Sector do
Gás Natural: Regulamento de Relações Comerciais, Regulamento Tarifário, Regulamento do
Acesso às Redes, às Infra-Estruturas e às Interligações e Regulamento da Qualidade de
Serviço (para mais informações vide “Factores de Risco” supra). Falta ainda aprovar o
Regulamento de Operação das Infra-Estruturas.
O Regulamento de Relações Comerciais define (i) os sujeitos intervenientes no relacionamento
comercial; (ii) os mecanismos de compensação pela uniformidade tarifária; (iii) as regras
relativas às ligações às redes, a medição, leitura e disponibilização de dados; (iv) a escolha de
comercializadores; (v) as modalidades de contratação e funcionamento dos mercados
organizados de gás natural; (vi) o relacionamento comercial com os clientes de gás natural e
(vii) as garantias administrativas e resolução de conflitos.
Nos seus termos, o relacionamento comercial entre as entidades que operam no SNGN e os
respectivos clientes deve obedecer aos seguintes princípios: a) Garantia da oferta de gás
natural nos termos adequados às necessidades dos consumidores; b) Igualdade de tratamento
e de oportunidades; c) Não discriminação; d) Transparência e objectividade das regras e
decisões relativas ao relacionamento comercial; e) Imparcialidade nas decisões; e f) Direito à
informação e salvaguarda da confidencialidade da informação comercial considerada sensível.
No referido regulamento prevêem-se quatro tipos de clientes: (i) clientes domésticos, (ii)
clientes não-domésticos com consumo anual inferior ou igual a 10.000 m3; (iii) clientes nãodomésticos com consumo anual superior a 10.000 m3 e inferior a 2 milhões de m3 e, por
último, (iv) clientes com consumo anual igual ou superior a 2 milhões de m3, designados por
grandes clientes. Aquele regulamento distingue ainda entre comercializador de último recurso
grossista e comercializador de último recurso retalhista (este último assegura o fornecimento
de gás natural a todos os consumidores com consumo anual inferior a 2 milhões de m3), cria a
figura do comercializador do SNGN (qualificada como a entidade titular dos contratos de longo
prazo e em regime de take or pay celebrados antes da entrada em vigor da Directiva n.º
2003/55/CE, do Parlamento e do Conselho, de 26 de Junho, nos termos definidos no DecretoLei n.º 140/2006, de 26 de Junho) (vide “Factores de Risco” supra) e prevê a existência do
comercializador livre, cujo relacionamento com operadores de infra-estruturas do SNGN se
processa de acordo com o estabelecido no Regulamento do Acesso às Redes, às InfraEstruturas e às Interligações e nos contratos de uso de infra-estruturas. Os comercializadores
livres podem adquirir gás natural através de contratação em mercados organizados, de
contratos bilaterais e de contratos com entidades exteriores ao SNGN e devem enviar à ERSE
a tabela de preços de referência que se propõem praticar bem como os preços efectivamente
praticados nos meses anteriores.
Por seu turno, nos termos do referido regulamento, os operadores de infra-estruturas estão
sujeitos aos seguintes princípios: a) salvaguarda do interesse público, incluindo a manutenção
da segurança de abastecimento; b) igualdade de tratamento e de oportunidades e não
discriminação; c) independência no exercício das actividades e transparência das decisões,
designadamente através de mecanismos de informação e de auditoria, devendo ser elaborados
códigos de conduta.
O regulamento em causa exige ainda a separação contabilística das actividades dos vários
operadores de infra-estruturas.
134
Este regulamento prevê ainda que a contratação de gás natural se processe através da
celebração de contratos de fornecimento com comercializadores de gás natural, tendo o cliente
o direito de mudar de comercializador de gás natural até 4 vezes em cada ano sem qualquer
encargo (mesmo que tenha ainda valores em dívida, desde que contestados judicial ou extrajudicialmente junto das entidades competentes). Este regulamento estabelece também
diversos elementos que obrigatoriamente devem constar do contrato de fornecimento de gás
natural, sendo que os preços dos fornecimentos de Gás Natural por parte dos
comercializadores não regulados aos clientes são acordados livremente pelas partes, devendo,
contudo, incluir uma parcela correspondente à tarifa de acesso às redes.
O Regulamento Tarifário estabelece os critérios e métodos para a formulação de tarifas e
preços de gás natural a aplicar pelas entidades por ele abrangidas, as tarifas reguladas e
respectiva estrutura, o processo de cálculo e determinação das tarifas, os proveitos permitidos,
os procedimentos a adoptar para a fixação das tarifas, a sua alteração e publicitação, bem
como as obrigações das entidades do SNGN, nomeadamente, em matéria de informação.
Este regulamento fixa ainda diversos princípios gerais que devem presidir à fixação das tarifas,
dos quais se destaca: (i) inexistência de subsidiação cruzada entre actividades e entre clientes,
através da adequação das tarifas aos custos e da adopção do princípio aditivo tarifário;
transmissão de sinais económicos adequados a uma utilização eficaz das redes e demais infraestruturas do SNGN; (ii) protecção dos clientes face à evolução das tarifas, assegurando
simultaneamente o equilíbrio económico e financeiro das actividades reguladas em condições
de gestão eficiente; (iii) criação de incentivos ao desempenho eficiente das actividades
reguladas. Os proveitos admitidos são calculados com base nos custos de exploração afectos a
cada actividade a que acresce a depreciação do activo fixo e a remuneração dos activos
líquidos (tangíveis e intangíveis, líquidos de amortizações e subsídios), que devem ser
reavaliados no início das novas concessões (2008).
Nos termos deste regulamento, as entidades que desenvolvem actividades reguladas devem
sujeitar à aprovação da ERSE contas reguladas. A fixação do tarifário depende de parecer da
Autoridade da Concorrência e do Conselho Tarifário. Os tarifários são definidos durante um
período transitório, correspondente ao primeiro período de regulação, prorrogável, por
despacho da ERSE, por períodos sucessivos de um ano, até ao máximo de três, com
fundamento na necessidade de permitir a convergência das tarifas. O período de regulação é
de três anos, sendo as tarifas fixadas uma vez por ano e ajustadas trimestralmente (salvo no
que toca aos clientes em baixa pressão), podendo a título excepcional, por decisão da ERSE,
ser alvo de uma revisão antecipada.
O Regulamento do Acesso às Redes, às Infra-Estruturas e às Interligações estabelece,
segundo critérios objectivos, transparentes e não discriminatórios, as condições técnicas e
comerciais, segundo as quais se processa o acesso às redes que o integram. Em particular,
este regulamento fixa as condições em que é facultado ou restringido o acesso às referidas
redes, as restrições que os operadores de infra-estruturas podem impor no que toca ao acesso
às mesmas, bem como as condições da sua utilização.
De entre os princípios que este regulamento estabelece, destacam-se o da salvaguarda do
interesse público, incluindo a manutenção da segurança do abastecimento e o da garantia da
oferta de gás natural nos termos adequados às necessidades dos clientes.
Aquele regulamento prevê ainda a existência de contratos de uso de infra-estruturas (de
terminal de GNL, de armazenamento subterrâneo de Gás Natural, de rede de transporte e de
rede de distribuição), regulando alguns aspectos do seu regime e determinando que as suas
condições gerais serão aprovadas pela ERSE.
Entre outros aspectos, aquele regulamento disciplina também a atribuição de capacidade de
infra-estrutura, procedendo à repartição do volume de gás natural por cada agente de
mercado, e estabelecendo o leilão como mecanismo de atribuição de capacidade em caso de
congestionamento do sistema.
135
O Regulamento da Qualidade de Serviço tem por objecto estabelecer os padrões de qualidade
de serviço de natureza técnica e comercial a que devem obedecer os serviços prestados no
SNGN. Prevê um sistema de padrões de qualidade de serviço (mediante indicadores de
qualidade comuns e individuais) e um sistema de compensações em caso de incumprimento
dos referidos indicadores. Nos seus termos, compete à ERSE avaliar o grau de satisfação dos
clientes, estando ainda previstos diversos deveres de informação, auditorias e a apresentação
de um relatório de qualidade de serviço por parte do operador da rede de transporte.
Os fornecedores de gás natural devem manter reservas estratégicas. O montante destas
reservas é determinado pelo Ministro da Economia e da Inovação e não pode ser inferior a 20
dias (15 dias no que toca aos produtores de electricidade) do consumo médio de gás natural
nos doze meses anteriores. Os pormenores deste cálculo não são ainda conhecidos.
SECTOR DA ELECTRICIDADE
Legislação Comunitária
A Directiva 96/92/EC, do Parlamento Europeu e o Conselho de Ministros da UE, de 19 de
Dezembro de 1996, relativa às regras comuns para o mercado interno da electricidade,
também conhecida como “Directiva Access”, foi criada com o intuito de promover um mercado
europeu de electricidade aberto e concorrencial. Esta Directiva foi revogada no início de Março
de 2001, tendo sido adoptada a Directiva 2003/54/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho,
de 26 de Junho, a qual entrou em vigor em Agosto de 2003 e cujo prazo de transposição
terminou dia 1 de Julho de 2004. Os objectivos e o impacto desta nova Directiva serão
analisados de seguida.
Esta directiva prevê diversas obrigações para os Estados-Membros, a saber:
Obrigações de Serviço Público e Protecção dos Consumidores
Os Estados-Membros devem assegurar que as empresas de electricidade operam de acordo
com os princípios da Directiva 2003/54/CE, com vista a atingir um mercado de electricidade
concorrencial, seguro e ambientalmente sustentável, e não devem discriminar estas empresas
quanto aos seus direitos e obrigações. Os Estados-Membros poderão requerer que as
empresas de distribuição liguem os consumidores às suas redes, nos termos da Directiva, e
assegurar o direito dos consumidores à efectiva mudança de fornecedor.
Planeamento de Nova Capacidade de Produção
Os Estados-Membros deverão criar procedimentos concursais para a outorga de nova
capacidade de produção de energia eléctrica, garantindo critérios objectivos de transparência
e de não-discriminação. Para o efeito, os Estados-Membros devem estabelecer regras e
critérios precisos para o concurso aos quais deve ser dada publicidade. Em caso de recusa de
autorização para a construção de novas instalações produtoras de electricidade, os
interessados deverão ser devidamente informados das razões de tal recusa e devem ter à sua
disposição formas de recorrer de tal decisão.
Concursos relativos à Nova Capacidade de Produção
Os Estados-Membros devem promover o surgimento de novas entidades produtoras ou a
adopção de medidas que promovam a utilização eficiente da energia, através do lançamento
136
de concursos ou de procedimentos equivalentes que respeitem os mesmos princípios
(incluindo transparência, não discriminação e publicidade dos critérios). As peças concursais
devem estar disponíveis para qualquer empresa interessada estabelecida em qualquer EstadoMembro e devem conter uma descrição detalhada das especificações do contrato e dos
procedimentos a adoptar por todos os candidatos, incluindo uma lista exaustiva dos critérios
de selecção de candidatos e dos incentivos.
Os Estados-Membros devem ainda designar uma entidade independente responsável pela
organização, monitorização e controlo dos procedimentos do concurso.
Exploração da Rede de Transporte
Os Estados-Membros devem assegurar que a rede tem capacidade para responder no longo
prazo a exigências razoáveis de transporte de energia, de forma a garantir a segurança do
fornecimento. O operador da rede de transporte será, nesse contexto, responsável por
assegurar uma rede de electricidade segura, fiável e eficiente e a disponibilidade de todos os
serviços auxiliares necessários.
Quando o operador da rede de transporte faça parte de uma empresa verticalmente integrada,
deverá ser independente, pelo menos no plano jurídico (no que diz respeito à sua forma legal,
organização e processo de tomada de decisão) das actividades não relacionadas com o
transporte de energia. No entanto, não é exigida a independência patrimonial, ou seja, a
sociedade que se encontre verticalmente integrada, desde que sejam respeitados
determinados critérios de independência, pode ser titular dos activos da rede de transporte.
Exploração da Rede de Distribuição
Os Estados-Membros deverão requerer às empresas que detenham, ou sejam responsáveis por
redes de distribuição, que designem, por um período de tempo (a ser fixado pelo EstadoMembro), um ou mais operadores da rede de distribuição. O operador da rede de distribuição
deverá manter uma rede de distribuição segura, fiável e eficiente na respectiva área,
respeitando o ambiente e não procedendo a qualquer discriminação entre os utilizadores, ou
classes de utilizadores, beneficiando as empresas com as quais esteja relacionada.
Nos casos em que o operador da rede de distribuição faça parte de uma empresa
verticalmente integrada, aquele deve ser independente, pelo menos no plano jurídico (no que
diz respeito à sua forma legal, organização e processo de tomada de decisão) das actividades
não relacionadas com a distribuição de energia, não sendo, contudo, exigida a separação
patrimonial (ou seja não sendo necessário separar a titularidade dos activos da rede de
distribuição da sociedade verticalmente integrada). De forma a assegurar a independência do
operador da rede de distribuição, deverão ser observadas diversas exigências específicas.
Estas exigências não se aplicam, contudo, às empresas de electricidade integradas que sirvam
menos de 100.000 clientes, ou que sirvam redes pequenas e isoladas.
Separação e Transparência das Contas
Os Estados-Membros ou as autoridades por estes indicadas, incluindo as autoridades
reguladoras, deverão ter acesso às contas das empresas de electricidade. As empresas de
electricidade, independentemente do respectivo modelo de titularidade ou forma legal,
deverão elaborar, submeter a auditoria e publicar as suas contas anuais, de acordo com as
regras de direito nacional aplicáveis às contas anuais das sociedades de responsabilidade
limitada.
137
Para o efeito, as empresas de electricidade deverão conservar, de forma separada, as contas
que digam respeito às actividades de transporte e distribuição, nos mesmos termos em que tal
seria exigível caso as actividades em questão fossem desenvolvidas por sociedades
independentes, de forma a evitar a discriminação, o subvencionamento cruzado e a distorção
da concorrência. A partir de 1 de Janeiro de 2007, deverão manter separadas as contas
referentes às actividades de fornecimento aos clientes elegíveis e as relativas às actividades
de fornecimento aos clientes não-elegíveis.
Organização do Acesso à Rede
Os Estados-Membros devem assegurar o acesso de terceiros às redes de transporte e
distribuição para todos os clientes elegíveis com base em tarifas publicadas e aplicadas
objectivamente sem qualquer discriminação entre os utilizadores da rede. Assim, o operador
de uma rede de transporte ou distribuição apenas poderá recusar o acesso se carecer da
capacidade necessária, devendo, contudo, fundamentar convenientemente tal recusa.
Os Estados-Membros devem assegurar a elegibilidade (ou seja a possibilidade de livre
contratação com outros comercializadores) dos seguintes clientes: (i) desde 1 de Julho de
2004, todos os clientes não residenciais; e (ii) a partir de 1 de Julho de 2007, todos os
clientes. A fim de evitar desequilíbrios na abertura do mercado da electricidade entre EstadosMembros, o contrato de fornecimento de electricidade celebrado com um cliente elegível da
rede de outro Estado-Membro não poderá ser proibido se o cliente for considerado elegível em
ambas as redes.
Os Estados-Membros deverão ainda indicar um ou mais organismos competentes com funções
reguladoras do sector. Estas entidades devem ser totalmente independentes dos interesses do
sector da electricidade e são responsáveis por garantir a não discriminação, uma concorrência
efectiva e o eficiente funcionamento do mercado, tendo autoridade para obrigar, se necessário,
os operadores das redes de transporte e distribuição a alterarem os termos, as condições,
tarifas, regras, mecanismos e metodologias. Poderão ainda funcionar como autoridade
competente para a resolução de litígios, devendo ter competência para julgar e decidir sobre
as queixas apresentadas por terceiros relativamente aos operadores das redes de transporte e
distribuição.
Os Estados-Membros deverão também criar mecanismos apropriados e eficazes de regulação,
supervisão e transparência que permitam evitar abusos de posição dominante. Em caso de
uma crise súbita no mercado de energia, um Estado-Membro poderá adoptar temporariamente
as medidas de salvaguarda necessárias, tendo em conta que tais medidas deverão causar a
menor perturbação possível no funcionamento do mercado interno. Caso os Estados-Membros
demonstrem que se verificam problemas relevantes relativos ao funcionamento das suas
pequenas redes isoladas, poderão aplicar derrogações às exigências da Directiva em causa,
em particular no que diz respeito ao transporte, distribuição, separação e transparência das
contas e à organização do acesso à rede.
Conforme já referido, o prazo máximo para a transposição da Directiva 2003/54/CE foi fixado
em 1 de Julho de 2004, sendo que os Estados-Membros podem, contudo, adiar até 1 de Julho
de 2007 a implementação da separação dos comercializadores dos operadores de redes de
distribuição.
Legislação e Regulação Portuguesas relativas ao Sector da Electricidade
Autoridades
138
As responsabilidades respeitantes à regulação do sector da electricidade em Portugal são
geralmente partilhadas pelas seguintes autoridades:
•
A DGGE tem a responsabilidade principal de planear e desenvolver o Sistema Eléctrico
Nacional (“SEN”), incluindo aprovar a emissão, modificação e revogação das licenças
de produção e distribuição e preparar, de dois em dois anos, os planos de expansão
para o sector público da electricidade em conjunto com a REN, para submeter à
aprovação do Ministro da Economia e da Inovação. A DGGE é também responsável pela
aprovação dos regulamentos aplicáveis às redes de transporte e distribuição e à
qualidade de serviço.
•
A ERSE como entidade reguladora tem competências e objectivos reguladores
claramente definidos na lei, que incluem a aprovação dos principais regulamentos
aplicáveis ao exercício da actividade, incluindo os respeitantes às tarifas, às relações
comerciais entre entidades no sector eléctrico e ao acesso à rede nacional de
transporte.
•
A Autoridade da Concorrência aplica a legislação relativa à concorrência, especialmente
no que diz respeito às práticas restritivas e às concentrações.
Novo Regime
O Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de Fevereiro, transpôs a já referida Directiva 2003/54/CE
para o ordenamento jurídico português e estabeleceu um novo quadro legal para o sector
eléctrico, com vista a promover a liberalização do mercado da electricidade.
Nos termos do regime anterior, os produtores, os operadores de redes de alta tensão e os
distribuidores, no âmbito do SEP, estavam sujeitos a um regime regulado de longo prazo ou a
contratos de concessão com o operador da rede, estando designadamente sujeitos a preços e
condições regulados. No entanto, alguns produtores, designadamente os que de acordo com o
novo diploma são designados de regime especial (tal como descrito infra), operavam num
sistema separado (Sistema Eléctrico Independente - SEI) parcialmente sujeito a regras de
mercado livre e pagando tarifas pela utilização da rede nacional de transporte e entregando
energia às redes do SEP mediante certas condições especiais.
O novo enquadramento legal entrou em vigor a 3 de Fevereiro de 2006, embora muitas regras
necessárias à sua implementação não estejam ainda aprovadas. Assim, alguns aspectos do
regime anterior continuam a aplicar-se até à aprovação da regulamentação do actual diploma.
Segundo o novo regime, a estrutura do sector da electricidade assenta num sistema nacional
integrado – o SEN - que engloba quatro actividades principais: produção, transporte,
distribuição e comercialização. Estas quatro actividades estão sujeitas a diferentes regras, no
que diz respeito ao acesso ao mercado e à supervisão reguladora, nos seguintes termos:
•
A produção é totalmente liberalizada e poderá ser desenvolvida, no contexto do regime
ordinário ou especial, por qualquer operador devidamente licenciado.
•
O transporte é promovido através da exploração da rede nacional de transporte, a que
corresponde uma única concessão exercida em exclusivo e em regime de serviço
público nos termos das bases da concessão estabelecidas pelo Decreto-lei 172/2006
de 23 de Agosto, ficando a sua atribuição sujeita a concurso público, sem prejuízo da
manutenção da actual concessão da REN com as adaptações impostas pelas novas
bases da concessão. A concessão terá a duração de 50 anos contados a partir da data
139
de celebração do respectivo contrato e poderá ser prorrogada se o interesse público o
justificar.
•
A distribuição em alta e média tensão (tensão superior a 1 kV) é também explorada
através de uma única concessão exercida em exclusivo e em regime de serviço público
a atribuir por concurso público para um período de 35 anos, enquanto que a
distribuição em baixa tensão (tensão igual ou inferior a 1 kV) continua a ser explorada
através de concessões municipais em exclusivo e em regime de serviço público a
atribuir por períodos de 20 anos.
•
A comercialização é também liberalizada e sujeita ao mesmo regime de autorização,
mediante atribuição de licenças, estabelecido para a produção de electricidade. Os
operadores podem comercializar livremente a electricidade, sendo o acesso às redes de
transporte e distribuição dependente do pagamento de tarifas reguladas.
Neste quadro, continuam dependentes de concessão o transporte, a distribuição e as
actividades de serviço público. Os fornecedores que prestem um serviço universal estão
também sujeitos ao regime de concessão de serviço público.
Com vista a completar a implementação da Directiva comunitária, Portugal terá de aprovar um
novo quadro legal relativo às restantes áreas reguladas. O Conselho de Ministros, de 8 de
Junho de 2006, aprovou alguma legislação referente a essa matéria que deverá entrar em
vigor proximamente.
Regimes Especiais
Algumas formas de produção de electricidade estão sujeitas a regimes especiais,
nomeadamente a produção com recurso a meios endógenos e renováveis ou a tecnologias de
produção combinada de calor e electricidade. Estas formas de produção de energia são
reguladas por decretos-lei específicos e asseguram aos respectivos produtores o direito de
entregar tal energia à rede do SEP (através dos denominados “pontos de recepção”). Este
direito é concedido como um incentivo ao desenvolvimento das energias renováveis e amigas
do ambiente, sendo que as tarifas fixadas para esta electricidade são geralmente mais
elevadas do que as relativas à electricidade produzida pelos meios convencionais, de forma a
compensar os elevados custos associados a produção de energia ambientalmente mais
favorável. Adicionalmente, a produção de electricidade nos termos do regime especial
beneficia de outros incentivos, tais como subsídios governamentais ou assistência financeira
para a construção das infra-estruturas.
Cogeração. A produção de electricidade por cogeração encontra-se regulada pelo Decreto-Lei
n.º 538/99, de 13 de Dezembro, alterado pelo Decreto-Lei n.º 313/2001, de 10 de Dezembro.
O regime aplicável à cogeração não foi substancialmente alterado pelo novo enquadramento
legal. É necessária uma autorização do Ministro da Economia e da Inovação para instalações
com capacidade de 1 MW, ou superior, carecendo a operação das mesmas de licença da
Direcção Regional do Ministério da Economia. Tem ainda de ser requerida a ligação a um ponto
de recepção, de forma a se estabelecer-se a ligação com a rede do SEP.
As centrais de cogeração são concebidas para fornecer energia térmica e eléctrica a uma
comunidade próxima de consumidores industriais. Contudo, a electricidade produzida pela
cogeração pode ser integralmente vendida ao SEP ou aos principais clientes de energia térmica
produzida pela cogeração. Para além disto, os accionistas que detenham pelo menos 10% do
capital social da cogeração ou a entidade que consuma pelo menos 40% da energia térmica
produzida pela central de cogeração, podem consumir energia eléctrica através de uma linha
140
directa (sem entrar na SEP). A Galp Energia opera actualmente através de três centrais de
cogeração (Energin, Carriço e Powercer), relativamente às quais obteve as licenças exigíveis
por lei.
Produção Eólica: A produção de electricidade encontra-se regulada no Decreto-Lei n.º 189/88,
de 27 de Maio, alterado pelos Decretos-leis n.º 168/99, de 11 de Maio, 339-C/2001, de 29 de
Dezembro e 33-A/2005, de 16 de Fevereiro. A operação de centrais de energia eólica requer a
obtenção de pontos de recepção para ligar à rede nacional de transporte de electricidade, os
quais só poderão ser concedidos por concurso público. A decisão de lançar um concurso
público é tomada pelo Ministro da Economia e da Inovação e poderá basear-se na política
energética nacional ou comunitária ou na necessidade de optimizar a capacidade de recepção
do SEP. O concurso basear-se-á num caderno de encargos do concurso a aprovar pelo
Ministério da Economia e da Inovação, mediante proposta do Director-Geral da Energia, que
define as condições segundo as quais os pontos de recepção para as centrais de energia eólica
serão atribuídos.
Actualmente, a Galp Energia não opera qualquer instalação de produção de energia eólica. No
entanto, encontra-se a participar num concurso com vista à atribuição de capacidade de
ligação de energia eólica (vide “Principais Actividades e Mercados” supra).
MIBEL
Entre 1998 e 2004, Espanha e Portugal celebraram diversos acordos com vista à unificação do
mercado da electricidade na Península Ibérica, globalmente referidos por MIBEL.
O MIBEL pretende permitir a completa integração dos dois mercados de electricidade, com
base em princípios de transparência, livre concorrência, objectividade e liquidez, auto
financiamento e organização dos mercados. O principal objectivo de desenvolver um único e
verdadeiro mercado comum deverá ser atingido através da atribuição de iguais direitos e
obrigações aos diversos operadores, de uma estrutura uniforme de tarifas e da criação de um
único operador Ibérico responsável pela gestão do mercado.
Não obstante o programa MIBEL não contemplar a substituição das entidades reguladoras
nacionais para a electricidade por um único regulador comum, prevê-se que um programa de
coordenação realista entre ambas as autoridades nacionais seja implementado através da
promoção de memorandos de entendimento e através do já existente Conselho de
Reguladores. Este conselho de reguladores é composto por membros da ERSE (Portugal), da
CMVM, da Comisión Nacional de Mercado del Valores e da CNE (Espanha).
Operação da Rede de Transporte e Distribuição
A REN é o operador da rede de transporte em Portugal, na sequência de uma concessão
atribuída em 1995. A REN é responsável pela gestão técnica global da rede de electricidade e
deve operar de acordo com obrigações de serviço público (como assegurar o contínuo, regular
e eficiente funcionamento do serviço), assumindo ainda a obrigação de construção das infraestruturas de rede nos termos previstos na concessão. Em particular, o objecto da concessão
inclui: (i) a recepção de energia eléctrica para entrega a distribuidores de média e alta tensão
e a consumidores ligados à Rede Nacional de Transporte (“RNT”) e a redes de muito alta
tensão a que a RNT esteja ligada; (ii) o transporte de energia eléctrica para entidades ligadas
ao SEP; e (iii) a gestão global do SEP. A concessão da REN foi atribuída por 50 anos para a
totalidade do território continental e poderá ser prorrogada por motivos de interesse público.
141
Esta concessão manter-se-á na titularidade da REN, nas condições resultantes do contrato de
concessão, que sofrerá as adaptações impostas pelas novas regras aplicáveis ao sector e pelas
bases da concessão aprovadas pelo Decreto-lei 172/2006, de 23 de Agosto.
A distribuição de electricidade desenvolve-se num sistema de concessão de serviço público,
em exclusivo, com vista à exploração da Rede Nacional de Distribuição em alta e média tensão
(RND) e das redes de baixa tensão (BT). As concessões são outorgadas pelo Estado, sendo os
respectivos contratos assinados pelo Ministro da Economia e da Inovação com poderes de
representação, com excepção das concessões para as redes de baixa tensão que são
atribuídas pelos municípios a celebrar pelas respectivas câmaras municipais na sequência de
concurso público. Os operadores dos sistemas de distribuição têm diversas obrigações de
serviço público, a saber: garantir a operacionalidade e a manutenção das redes de distribuição
em condições de segurança; gerir os fluxos de electricidade na sua rede; assegurar a
capacidade de distribuição da respectiva rede (incluindo a segurança de fornecimento);
assegurar o planeamento, a construção e a gestão da rede e das instalações; permitir a
terceiros o acesso à rede e assegurar a não-discriminação entre os diversos utilizadores da
rede; fornecer aos utilizadores a informação necessária para aceder à rede; e salvaguardar a
confidencialidade da informação reservada.
Os operadores das redes de transporte e distribuição não poderão produzir ou vender
electricidade, devendo ainda permitir o livre acesso a todos os comercializadores.
Organização do Acesso à Rede
Os comercializadores (entidades que adquiram electricidade para revenda a clientes finais ou
outros agentes, através de contratos ou da participação não regulada em mercados
organizados) têm direito a aceder livremente à rede, desde que tenham requerido a devida
licença. Os comercializadores poderão ter acesso a diferentes redes (RNT e outras redes de
distribuição), mediante o pagamento de uma tarifa fixada pela ERSE.
142
8.
ESTRUTURA ORGANIZATIVA
A Galp Energia opera no sector petrolífero e do gás natural. A Empresa agrupou a Petrogal, a
única empresa refinadora e principal distribuidora de produtos petrolíferos em Portugal e a
GDP, sociedade responsável pela importação, transporte e distribuição de gás natural em
Portugal. Actualmente, a Galp Energia é a principal empresa integrada de produtos petrolíferos
e gás natural do país, com uma presença crescente em Espanha e uma actividade em
desenvolvimento no sector da produção e de fornecimento de energia eléctrica.
O quadro seguinte contém informação relativa às empresas consolidadas pelo método de
consolidação integral (1), respectivas sedes sociais e percentagem da participação no capital
social detido pela Galp Energia, em 31 de Dezembro de 2005:
Denominação social
Sede
Directa
Indirecta
Total
Galp Energia, S. A., anteriormente
designada Galp Serviços – Serviços
de Consultadoria de Apoio à Gestão
Empresarial, S.A.
Lisboa
100,0%
-
100,0%
Porten – Portugal Energia, S.A.1
Lisboa
100,0%
-
100,0%
Power
-
-
-
Outros
Lisboa
100,0%
-
100,0%
Oil
Madrid
-
100,0%
100,0%
Oil
Galpgest – Petrogal Estaciones
de Servicio, S.A.
Madrid
-
100,0%
100,0%
Oil
Estación de Servicio Alacalá,
S.L.3
Madrid
-
100,0%
100,0%
Oil
Gasolinera Gon S.L. 2
Huelva
-
100,0%
100,0%
Oil
Vigo
-
-
-
Oil
Madrid
-
100,0%
100,0%
Oil
Valencia
-
100,0%
100,0%
Oil
Madrid
-
100,0%
100,0%
Oil
Ao Sol – Energias Renováveis, Lda2
Sub-Grupo Petrogal:
Petróleos de Portugal – Petrogal,
S.A.
Actividade
Outros
Porto Alto
Sociedades participadas
Galp Energia España, S.A. e
participadas:
Galpfer – Distribución de
Lubricantes, S.L.
CLG – Compañia Logística del
Gas, S.A.
Petróleos de Valência, S.A.
Sociedad Unipersonal
Galp Serviexpress, S.L.U.
1
Durante o ano de 2006, a sede social desta sociedade foi transferida de Bucelas para Lisboa.
2 Alienada em 2005.
3 Fundida na Galp Energia España 2006.
143
Denominação social
Sacor Marítima, S.A. e subsidiárias:
Sede
Lisboa
Directa
-
Indirecta
100,0%
Total
100,0%
Actividade
Oil
Funchal
-
100,0%
100,0%
Oil
Tripul – Soc. De Gestão de
Navios, Lda.
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Oil
S.M. International-Transp.
Marítimos, Lda.
Funchal
-
100,0%
100,0%
Oil
Probigalp – Ligantes Betuminosos,
S.A.
Amarante
-
50,0%
50,0%
Oil
Soturis – Sociedade Imobiliária e
Turística S.A.
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Outros
SOPOR – Sociedade Distribuidora
de Combustíveis, S.A.
Lisboa
-
51,0%
51,0%
Oil
Eival – Sociedade de
Empreendimentos, Investimentos e
Armazenagem de Gases, S.A.
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Oil
Funchal
-
100,0%
100,0%
Oil
Gite – Galp International
Trading Establishement
Liechtenstein
-
24,0%
24,0%
Oil
Galp Serviexpress – Serviços de
Distribuição e Comercialização de
Produtos Petrolíferos, S.A.
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Oil
Galpgeste – Gestão de Áreas de
Serviço, Lda.
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Oil
C.L.T. – Companhia Logística de
Term. Marítimos, Lda.
Matosinhos
-
100,0%
100,0%
Oil
Petrogal Brasil, Lda.
Recife
-
100,0%
100,0%
Oil
Petrogal Trading Limited
Dublin
-
100,0%
100,0%
Oil
Petrogal Moçambique, Lda. e
subsidiária:
Maputo
-
100,0%
100,0%
Oil
Maputo
-
100,0%
100,0%
Oil
Ponta
Delgada
-
100,0%
100,0%
Oil
Ponta
Delgada
-
67,7%
67,7%
Oil
Gasmar – Transportes
Marítimos, Lda.
Galp Exploração e Produção
Petrolífera, Lda. e subsidiária:
Moçacor – Distribuição de
Combustíveis, S.A.
Galp Açores – Distribuição e
Comercialização de Combustíveis e
Lubrificantes, Lda. e participada:
Saaga – Sociedade Açoreana de
Armazenagem de Gás, S.A.
144
Denominação social
Galp Madeira – Distribuição e
Comercialização de Combustíveis e
Lubrificantes, Lda. e subsidiárias:
Sede
Directa
Indirecta
Total
Actividade
Funchal
-
100,0%
100,0%
Oil
CLCM – Companhia Logística de
Combustíveis da Madeira, S.A.
Funchal
-
75,0%
75,0%
Oil
Gasinsular – Combustíveis do
Atlântico, S.A.
Funchal
-
100,0%
100,0%
Oil
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Outros
Setúbal
-
100,0%
100,0%
Oil
Lisboa
-
-
-
Oil
Sempre a Postos – Produtos
Alimentares e Utilidades, Lda.
Lisboa
-
75,0%
75,0%
Oil
Combustíveis Líquidos, Lda.
Lisboa
-
75,0%
75,0%
Oil
Funchal
-
100,0%
100,0%
Oil
Galp Investment – Fundo
Lisboa
(a)
(a)
(a)
Outros
Galp Investment Fund, PLC
Dublin
(a)
(a)
(a)
Outros
Fast Access – Operações e Serviços
de Informação e Comércio
Electrónico, S.A.
Lisboa
-
66,66%
66,66%
Outros
Luxemburgo
-
100,0%
100,0%
Outros
Petrogal Angola, Lda. e subsidiária:
Luanda
-
100,0%
100,0%
Oil
Agran – Agroquímica de Angola
Luanda
-
99%
99%
Oil
Bissau
-
100,0%
100,0%
Oil
Bissau
-
80,0%
80,0%
Oil
Bissau
-
65,0%
65,0%
Oil
Lisboa
-
50,0%
50,0%
Oil
Galpmed – Mediação Seguros,
Sociedade Unipessoal Lda
Tanquisado – Terminais Marítimos,
S.A.
TLG – Transportes Líquidos e
Gasosos, Lda 4
Blue Flag Navigation – Transportes
Marítimos, Lda.
Tagus Re, S.A.
Petrogal Guiné Bissau, Lda. e
subsidiárias:
Petromar – Sociedade de
Abastecimento de
Combustíveis, Lda
Petrogás- Importação,
Armazenagem e Distribuição de
Gás, Lda
Asa – Abastecimento e Serviços de
Aviação, Lda.
4 Fundida com a Petrogal em 2005.
145
Denominação social
Galp Exploração Serviços Brasil,
Lda.
Petrogal Cabo Verde, Lda.
Sede
Directa
Indirecta
Total
Actividade
Recife
-
100,0%
100,0%
Outros
São Vicente
-
100,0%
100,0%
Oil
Sub-Grupo GDP:
GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A.
Lisboa
100,0%
-
100,0%
Gas
Driftal – Plastificantes de Portugal,
S.A.
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Outros
GDP Distribuição, SGPS, S.A. e
subsidiárias:
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Gas
Beiragás – Companhia de Gás
das Beiras, S.A.5
Viseu
-
59,04%
59,04%
Gas
Gásfomento – Sistemas e
Instalações de Gás, S.A.6
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Gas
Dianagás – Sociedade
Distribuidora de Gás Natural de
Évora, S.A.
Bucelas
-
100,0%
100,0%
Gas
Paxgás – Sociedade
Distribuidora de Gás Natural de
Beja, S.A.
Bucelas
-
100,0%
100,0%
Gas
Medigás – Sociedade
Distribuidora de Gás Natural do
Algarve, S.A.
Bucelas
-
100,0%
100,0%
Gas
Duriensegás – Sociedade
Distribuidora de Gás Natural do
Douro, S.A.7
Bucelas
-
75,0%
75,0%
Gas
Aveiro
-
85,04%
85,04%
Gas
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Gas
Bucelas
-
100,0%
100,0%
Gas
Setúbal
-
-
-
Gas
Sociedades participadas:
Lusitaniagás – Companhia de
Gás do Centro, S.A.
Lisboagás GDL – Sociedade
Distribuidora de Gás Natural de
Lisboa, S.A.
Transgás, SGPS, S.A. e
subsidiárias:
Natgás - Companhia Portuguesa
de Gás Natural, SA 8
5
6
7
8
Foi adquirida uma participação adicional de 0,46% do capital social em 2006.
Em processo de alienação.
Adquirida a totalidade do capital social em 2006.
Dissolvida em 2005.
146
Denominação social
Sede
Directa
Indirecta
Total
Actividade
Bucelas
-
100,0%
100,0%
Gas
Bucelas
-
88,0%
88,0%
Gas
Bucelas
-
51,0%
51,0%
Gas
Transgás Atlântico – Sociedade
Portuguesa de Gás Liquefeito,
S.A.
Sines
-
100,0%
100,0%
Gas
Transgás Armazenagem –
Sociedade Portuguesa de
Armazenagem de Gás Natural,
S.A.
Bucelas
-
100,0%
100,0%
Gas
Transgás Indústria – Sociedade
Portuguesa de Fornec. De Gás
Natural à Indústria, S.A.
Bucelas
-
100,0%
100,0%
Gas
Bucelas
100,0%
-
100,0%
Power
Carriço Cogeração - Sociedade
de Geração de Electricidade e
Calor, S.A.
Bucelas
-
65,0%
65,0%
Power
Powercer – Sociedade de
Cogeração da Vialonga, S.A.
Bucelas
-
70,0%
70,0%
Power
Lisboa
-
100,0%
100,0%
Power
Bucelas
-
-
-
Outros
Transgás – Sociedade
Portuguesa de Gás Natural,
S.A. e subsidiárias:
Gasoduto de Campo Maior
– Leiria – Braga, S.A.
Gasoduto Braga – Tuy, S.A.
Sub-Grupo Galp Power:
Galp Power, SGPS, S.A. e
subsidiarias:
Sinecogeração – Cogeração da
Refinaria de Sines, S.A.
Água Solar, SA
9
_______________________
(a) No decurso do exercício de 2003 a Petrogal celebrou uma operação de titularização de créditos com o Galp
Investment Fund, PLC. As transacções com recurso à referida operação de titularização de crédito são efectuadas com
recurso a um outro veiculo com sede em Portugal – Galp Investment – Fundo – o qual procede à aquisição dos créditos
e à sua colocação junto do Galp Investment Fund PLC.
(1) As participações em sociedades nas quais a Galp Energia detenha, directa ou indirectamente mais de 50% dos
direitos de voto em Assembleia Geral de accionistas e/ou detenha o poder de controlar as suas políticas financeiras e
operacionais, foram incluídas pelo método de consolidação integral.
O quadro seguinte contém informação relativa às sociedades consolidadas pelo método
proporcional (2), respectivas sedes sociais e percentagem do capital social detido pela Galp
Energia em 31 de Dezembro de 2005:
9
Dissolvida em 2005.
147
Denominação social
Sede
Directa
Indirecta
Total
Actividade
CLC – Companhia Logística de
Combustíveis, S.A.
Aveiras
-
65,0%
65,0%
Oil
Caiageste – Gestão de Áreas de
Serviço, Lda.
Elvas
-
50,0%
50,0%
Oil
Sigás – Armazenagem de Gás,
ACE
Sines
-
60,0%
60,0%
Oil
_______________________
(2) As participações financeiras em sociedades controladas conjuntamente foram incluídas pelo método de consolidação
proporcional, desde a data em que o controlo conjunto foi obtido.
O quadro seguinte contém informação relativa às sociedades associadas incluídas na
consolidação pelo método de equivalência patrimonial (3), respectivas sedes sociais e
percentagem da participação do capital social detido pela Galp Energia, em 31 de Dezembro
de 2005:
Denominação social
EMPL – Europe Maghreb Pipeline,
Ltd
Sede
Directa
Indirecta
Total
Actividade
Madrid
-
27,4%
27,4%
Gas
Gasoduto Al-Andaluz, S.A.
Madrid
-
33,0%
33,0%
Gas
Gasoduto Extremadura, S.A.
Madrid
-
49,0%
49,0%
Gas
Setgás – Sociedade de Produção
e Distribuição de Gás, S. A.
Setúbal
-
45,0%
45,0%
Gas
Empresa
Nacional
de
Combustíveis – Enacol, S.A.R.L
Mindelo
(Cabo
Verde)
-
32,5%
32,5%
Oil
Tagusgás – Empresa Gás do Vale
do Tejo, S.A.
Santarém
-
41,3%
41,3%
Gas
- Société pour la
Metragaz
Construction
et
L’Exploitation
Technique du Gazoduc Magrehb
Europe
Gas
Marrocos
-
27,0%
27,0%
Angra do
Heroísmo
Cascais
-
23,5%
23,5%
Oil
-
7,5%
7,5%
Oil
Lisboa
-
49,0%
49,0%
Oil
Gasfomento Sur Andalucia, S.A.10
Sevilha
-
30,0%
30,0%
Gas
Enerfin – Sociedade de Eficiência
Energética, S.A.11
Porto
-
25,12%
25,12%
Terparque - Armazenagem
Combustíveis, Lda
de
Brisa Access, S.A.
Número Um –
Automóvel, Lda
10
11
Reparação
de
Outros
Em processo de alienação.
Dissolvida em 2006.
148
TIGS – Engenharia e manutenção,
S.A.
Sintra
-
48,7%
48,7%
Outros
Moçambique
-
22,22%
22,22%
Oil
Matosinhos
-
-
-
Gas
Gasfomento Energia, S.A.13
Sevilha
-
22,0%
22,0%
Gas
Ecogen – Serviços de
Descentralizada, S.A.
Bucelas
-
35,0%
35,0%
Power
Central E, S.A.
Lisboa
-
20,3%
20,3%
Outros
Energin – Sociedade de Produção
de Electricidade e Calor, S.A.
Lisboa
-
35,0%
35,0%
Power
Sonangalp
–
Sociedade
Distribuição e Comercialização de
Combustíveis, Lda.
Luanda
-
49,0%
49,0%
Oil
CLH – Compañia Logística
Hidrocarboros, S.A. (a)
Madrid
-
5,0%
5,0%
Oil
Imopetro
Portgás – Sociedade de Produção
e Distribuição de Gás, S.A. 12
Energia
de
_______________________
(3) As participações financeiras em sociedades onde o grupo exerce uma influência significativa, mas não detém o
controlo ou o controlo conjunto das mesmas através da participação nas decisões financeiras e operacionais da empresa
(normalmente quando detém entre 20% e 50% do capital social de uma sociedade) são registadas pelo método de
equivalência patrimonial.
(a) Participação financeira pela qual a Galp Energia exerce influência significativa, apesar de ter apenas 5%.
12
13
Alienada em Janeiro de 2005.
Em processo de alienação.
149
9.
IMÓVEIS, INSTALAÇÕES E EQUIPAMENTO
A Galp Energia é proprietária de diversos imóveis, a maioria dos quais localizados em Portugal,
nomeadamente postos, refinarias, unidades fabris, instalações de armazenamento e de
transporte. A Galp Energia é igualmente detentora de participações em blocos de exploração
de petróleo bruto situados em Angola e no Brasil. Os direitos de exploração e produção têm
geralmente por base a atribuição de concessões para um determinado período de tempo. No
termo da concessão, os activos de exploração e produção associados a um determinado activo
revertem para o governo concedente.
A Galp Energia é proprietária de duas refinarias:
Localização
• Porto, Portugal
• Sines, Portugal
Dimensão do local (ha.)
230
300
A Refinaria do Porto encontra-se instalada sobre mais de 350 parcelas de terreno, a maior
parte das quais é propriedade da Galp Energia encontrando-se registada. No entanto, uma
parcela de cerca de 51.000 m2, na qual uma das unidades do complexo da refinaria da Galp
Energia se encontra localizada, é ainda propriedade do Município de Matosinhos, apesar de,
desde 1967, a Galp Energia ocupar e livremente utilizar tal parcela. A Galp Energia está em
negociações com a Câmara Municipal de Matosinhos com vista à regularização da titularidade
desta parcela de terreno, bem como de outras parcelas que lhe pertencem, mas sobre as quais
foram construídas estradas municipais sem que a Galp Energia tenha recebido qualquer tipo
de compensação. Além disso, a Galp Energia ocupa 18 parcelas de terrenos nos termos de
diversos contratos promessa ou de processos de expropriação que nunca foram finalizados e,
portanto, tais parcelas não foram registadas em nome da Galp Energia. Apesar da Galp
Energia considerar que é titular do direito de ocupar tais parcelas, não pode garantir que
obterá todas as condições necessárias para as registar em seu nome. Acresce que um número
significativo de parcelas foi adquirido através de processos de expropriação, nos termos dos
quais os terrenos deverão continuar a ser utilizados para os fins actuais. Em consequência, os
antigos proprietários poderão ter legitimidade para reclamar a respectiva propriedade, caso a
Galp Energia venha a alterar a actividade desenvolvida nesses terrenos.
Os terrenos em que está implantada a Refinaria de Sines encontram-se ocupados com base
em direitos de superfície que caducarão em 2013, sujeitos no entanto a dois direitos de opção,
nos termos dos quais a Galp Energia tem a opção de estender os prazos dos direitos de
superfície por mais dois períodos sucessivos de 20 anos cada. Para uma descrição das
instalações de refinação da Galp Energia, consultar “Principais Actividades e Mercados Refinação e Distribuição - Refinação - Instalações”.
A Galp Energia é proprietária de cinco pisos da sua sede social. Os restantes dez pisos são
propriedade do Fundo de Pensões da Petrogal e estão arrendados à Petrogal através do
contrato que termina em Dezembro 2008, tendo esta última opção de compra na data da
conclusão do contrato.
Em 31 de Dezembro de 2005, a rede de postos da Galp Energia compreendia 1.060 postos,
das quais 837 estavam localizados em Portugal e 223 em Espanha. Da rede de 1.060 postos,
280 eram propriedade da Galp Energia, 665 eram operados através de arrendamentos ou
direitos de superfície de duração limitada (“Cocos” e “CoDos”), e as restantes eram
propriedade de revendedores (“DoDos”). Dos postos CoCos e CoDos, 59 eram ocupadas
150
através de arrendamentos, de direitos de superfície, concessões e licenciamentos cujos prazos
terminam antes de 2008.
O valor respeitante a rendas de imóveis, instalações e equipamentos representa 9,6% dos
fornecimentos e serviços externos em 2005, totalizando 50,3 milhões de Euros. Incluídos neste
montante estão 14,6 milhões de Euros de rendas de áreas de serviço, 6,4 milhões de Euros de
rendas de viaturas e ALD e 29,3 milhões de Euros de rendas de terrenos, edifícios, equipamento,
taxas de exploração, afretamentos e outras.
A Galp Energia é proprietária, tem a concessão administrativa ou é titular de direitos de
superfície sobre vários parques de armazenamento de petróleo bruto e produtos petrolíferos
em Portugal. Os maiores parques de armazenamento da Galp Energia em Portugal estão
localizados em Sines, Porto, Porto Brandão e Setúbal. A Galp Energia tem ainda a concessão
administrativa do terminal de armazenamento em Valência, Espanha. A Galp Energia é
detentora de 75% das acções representativas do capital social da Companhia Logística de
Combustíveis de Madeira, S.A., que gere um parque de armazenamento de produtos
petrolíferos na Madeira, e 60% das acções representativas do capital social da Sigás –
Armazenagem de Gás, A.C.E., que gere um parque de armazenamento de GPL em Sines. A
Galp Energia é ainda detentora de 65% das acções representativas do capital social da CLC a
proprietária do único oleoduto multiprodutos em Portugal (vide segmento de negócio
Refinação e Distribuição na secção “Panorâmica Geral de Actividades” supra).
A Galp Energia é proprietária de quatro navios, encontrando-se em processo de venda de um
deles, e locatária de três outros navios, que se destinam ao transporte de produtos
petrolíferos e crude.
No segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural, a Galp Energia,
através da Transgás Armazenagem, é detentora de duas cavernas de armazenamento de gás
natural, uma das quais ainda se encontra em fase de construção, ambas localizadas em
Pombal. A Galp Energia é ainda beneficiária, através da Transgás Armazenagem, de direitos de
utilização do subsolo para a construção de quatro cavernas adicionais na zona de expansão
situada também em Pombal. No entanto, as cavernas de armazenameto subterrâneo de gás
natural detidas pela Transgás Armazenagem deverão ser alienadas à REN Armazenagem, nas
condições a acordar entre ambas, após esgotada a capacidade de expansão desta no caso de
as mesmas virem a ser consideradas pelo ministro responsável pela área da energia como
necessárias ao reforço da capacidade de reservas de segurança.
A Galp Energia, através da Transgás, é detentora das seguintes participações sociais: 27,4%
do capital social da EMPL – Europe Maghreb Pipeline, Ltd, que gere e é titular dos direitos de
capacidade do gasoduto de gás natural que liga os poços de gás Hassi R’Mel, na Argélia, à
rede de transporte de gás natural em Espanha; 27,0% no capital social da Metragaz,
responsável pela operação e manutenção do gasoduto; 33,0% do capital social da Gasoducto
Al-Andalus, S.A., que é proprietária do gasoduto que liga Tarifa a Córdoba, em Espanha; e
49,0% do capital social da Gasoducto Extremadura, S.A., que é proprietária do gasoduto que
liga Córdoba a Campo Maior (vide o segmento de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
na secção “Panorâmica Geral das Actividades” supra).
A Galp Energia é ainda proprietária da rede de distribuição de gás natural de média pressão
através das distribuidoras de gás natural e da Transgás. As infra-estruturas que integram a
rede de distribuição de gás natural de média pressão, bem como as instalações autónomas de
recepção, armazenamento e regaseificação de GNL (“UAG”) actualmente detidas pela Transgás
serão transferidas para as distribuidoras de gás natural no prazo de um ano, após a entrada
em vigor do Decreto-Lei n.º 140/2006, no âmbito do processo de separação de actividades
151
reguladas de gás natural (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector
do Gás Natural” supra).
No segmento de negócio Power, a Galp Energia detém 70% da Powercer – Sociedade de
Cogeração de Vialonga, S.A., localizada em Vialonga, 65% da Carriço Cogeração – Sociedade
de Geração de Electricidade e Calor, S.A., localizada próximo de Pombal, e ainda uma
participação minoritária de 35% da Energin – Sociedade de Produção de Electricidade e Calor,
S.A., localizada na Póvoa de Santa Iria (vide o segmento Power na secção “Panorâmica Geral
das Actividades”).
Parte dos imóveis que são propriedade da Galp Energia estão e estarão sujeitos a processos
de descontaminação, de modo a cumprirem os requisitos dos regulamentos da UE e a
conformarem-se com os princípios internos da Galp Energia de preservação do ambiente. A
Galp Energia possui no seu balanço, em 31 de Dezembro de 2005, uma provisão de 7,3
milhões de Euros, nomeadamente para o processo de descontaminação das refinarias do Porto
e de Sines, bem como das instalações da Galp Energia no aeroporto Francisco Sá Carneiro no
Porto.
Na sequência de um estudo ambiental preparado em 1998, a Galp Energia classificou
internamente como contaminado, um parque de armazenamento de produtos petrolíferos
próximo de Lisboa, inactivo desde 1997. Relativamente a esta propriedade, não existe
qualquer decisão governamental para a descontaminação e a Galp Energia não pretende
realizar quaisquer trabalhos de descontaminação até ser determinada a utilização da mesma.
Em 31 de Julho de 2004, deflagrou um incêndio no terminal marítimo de Leixões, ao qual a
refinaria do Porto está ligada através dos oleodutos da Galp Energia. Apesar de terem sido
cumpridos os procedimentos de segurança internacionalmente recomendados, permaneceram
quantidades residuais de nafta e água no oleoduto, o que após uma fuga durante a remoção
de uma das secções do oleoduto, fez deflagrar o incêndio. O incêndio atingiu unicamente o
terminal de Leixões, não afectando o complexo da refinaria da Galp Energia, que se situa a
1.800 metros do referido terminal. O incêndio no terminal marítimo de Leixões teve
repercussões negativas na imagem da Galp Energia.
Após o incêndio e, em simultâneo com a investigação realizada pelo Governo que recomendou
melhoramentos aos planos de segurança da refinaria do Porto, a Galp Energia realizou uma
avaliação dos sistemas de gestão de segurança da refinaria e do terminal. Na sequência destas
diligências, a Galp Energia introduziu melhoramentos nos seus sistemas de segurança, quer os
preconizados no relatório de investigação do governo, quer outros da sua própria iniciativa.
A Galp Energia não consegue prever com exactidão o montante de investimentos adicionais ou
de custos operacionais a incorrer no futuro com a prevenção, controlo, redução ou eliminação
de danos ambientais, bem como com o cumprimento de legislação ambiental. Apesar deste
tipo de custos poderem ser significativos, a Galp Energia não prevê que os mesmos possam vir
a ter um forte impacto na sua liquidez ou situação financeira.
A actividade de refinação está sujeita ao cumprimento de várias convenções internacionais,
directivas da UE e legislação nacional. No ano de 2005, a Galp Energia preparou as suas
refinarias de Sines e do Porto, de modo a obterem os necessários licenciamentos ambientais,
previstos na Directiva 1996/61/CE, do Conselho de 24 de Setembro, relativa à prevenção e
controlo integrado da poluição, transposta para o ordenamento jurídico português através do
Decreto-Lei nº 194/2000, de 21 de Agosto, antes da data-limite fixada (Outubro de 2007).
A Galp Energia cumpre a Directiva 2003/87/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13
de Outubro, relativa à criação de um regime de licenças de emissão de gases com efeito de
152
estufa, transposta para o ordenamento jurídico português através do Decreto-Lei n.º
233/2004, de 14 de Dezembro, na sua redacção actual, que regula o comércio das quotas de
emissão de CO2. As unidades industriais da Galp Energia, abrangidas pelo mecanismo de
comércio de quotas de emissão, cumprem as metas de emissão.
153
10.
ANÁLISE DA EXPLORAÇÃO E DA SITUAÇÃO FINANCEIRA
10.1
Enquadramento
A leitura desta secção deverá ser conjugada com a das demonstrações financeiras
consolidadas, respectivas notas e outra informação financeira constantes do presente
Documento de Registo de Acções. As demonstrações financeiras consolidadas auditadas da
Galp Energia para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2003 foram preparadas de acordo
com o Plano Oficial de Contabilidade (“POC”). As demonstrações financeiras consolidadas
auditadas da Galp Energia para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2004 foram
preparadas de acordo com o POC e de acordo com as Normas Internacionais de Relato
Financeiro (“International Financial Reporting Standard – IFRS”), para efeitos comparativos
com as demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Galp Energia para o exercício
findo em 31 de Dezembro de 2005. As demonstrações financeiras consolidadas auditadas da
Galp Energia para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 foram inicialmente
elaboradas em POC e aprovadas em Assembleia Geral. As demonstrações financeiras
consolidadas auditadas para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e as
demonstrações financeiras consolidadas não auditadas, objecto de um relatório de exame
simplificado para o semestre findo em 30 de Junho de 2006, foram preparadas de acordo com
as IFRS. A informação relativa ao semestre findo em 30 de Junho de 2005 foi preparada de
acordo com as IFRS, para efeitos comparativos com as demonstrações financeiras para o
semestre findo em 30 de Junho de 2006. As principais diferenças entre o POC e as IFRS,
relevantes para o caso da Galp Energia, são apresentadas no “Anexo II – Resumo das
Diferenças entre o POC e as IFRS” do presente Documento de Registo de Acções.
A Galp Energia é uma empresa, integrada e diversificada, que actua no sector energético, cuja
actividade em Portugal e em Espanha se concentra na Refinação e Distribuição de Produtos
Petrolíferos e no fornecimento e distribuição de gás natural. Exerce também a actividade de
exploração e produção de petróleo em Angola e no Brasil. Em 2005, a Empresa vendeu 15,2
milhões de toneladas de produtos refinados, 4.234 milhões de m3 de gás natural e 1,8 milhões
de bbl de crude.
A actividade da Galp Energia está repartida por quatro áreas de negócio, que se reflectem na
preparação e apresentação dos resultados financeiros da Empresa:
• Exploração e Produção (E&P)
• Refinação e Distribuição de Produtos Petrolíferos (Refinação e Distribuição)
• Gás Natural
- Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
- Distribuição de Gás Natural
• Power.
Para uma descrição dos segmentos de negócio da Empresa, vide a secção “Panorâmica Geral
das Actividades – Os Segmentos de Negócio da Galp Energia” supra. A área de negócio Gás
Natural inclui as actividades de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural e Distribuição de
Gás Natural. Nesta secção estas actividades são apresentadas de forma independente, uma
vez que a informação financeira histórica foi preparada em separado para cada um destes
segmentos.
Nos períodos abordados na presente “Análise da Exploração e da Situação Financeira”, a
actividade de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural incluía determinados activos de
regaseificação, transporte e armazenamento que foram vendidos em 26 de Setembro de 2006,
conforme descrito com maior detalhe na secção “Processo de Separação das Actividades
154
Reguladas no Sector do Gás Natural” supra. Assim, a informação financeira e operacional para
os referidos períodos não é susceptível de comparação directa com a informação financeira e
operacional para o período em curso e para períodos futuros. Vide a secção “Informações
Financeiras Pró-forma” supra para a apresentação dos resultados pró-forma da Empresa para
o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e o semestre findo em 30 de Junho de 2006,
que procura simular o impacto que o referido processo de separação das actividades reguladas
teria tido se tivesse ocorrido em 31 de Dezembro de 2005 e 30 de Junho de 2006 no que diz
respeito ao Balanço, ou em 1 de Janeiro de 2005 e 1 de Janeiro de 2006 no que diz respeito à
Demonstração de Resultados, respectivamente.
10.2
Factores Significativos que Afectam os Resultados Operacionais da Galp
Energia
Margens de Refinação
Os resultados operacionais da Galp Energia dependem das margens de refinação, que
tipicamente reflectem a diferença entre os preços do conjunto de produtos refinados vendidos
e o preço do crude e outras matérias-primas adquiridas. Os resultados operacionais no
segmento de Refinação e Distribuição estão directamente relacionados com as margens de
refinação, que dependem principalmente da procura global de produtos refinados e dos preços
do crude e de produtos refinados (que são discutidos na próxima secção). Contudo, as
margens de refinação foram sempre, numa perspectiva histórica, voláteis e em determinados
períodos podem não acompanhar os aumentos ou decréscimos dos preços do crude. Após as
margens de refinação em 2002 terem registado os níveis históricos mais baixos, o que se ficou
a dever essencialmente a uma fraca procura de gasolina e aos elevados níveis de stocks nos
EUA, as margens de refinação recuperaram em 2003 e 2004, permanecendo em níveis
elevados ao longo do ano de 2005. Esta melhoria deveu-se, em parte, a uma procura elevada
dos produtos refinados nos EUA e na China e a maior exigência nas especificações dos
produtos.
Outros factores que influenciam as margens de refinação incluem as variações de preço e
disponibilidade dos serviços logísticos para o transporte das matérias-primas (o que muitas
vezes se reflecte directamente no custo das matérias-primas) e dos produtos refinados (cujo
efeito será tanto maior quanto maior for a distância de transporte) e ainda alterações nos
custos das refinarias (principalmente os custos energéticos).
As margens de refinação nos últimos anos têm beneficiado de tendências favoráveis na relação
entre os custos de fornecimento das matérias-primas e os preços dos produtos refinados.
Estas tendências incluem elevados crack spreads entre o gasóleo e o fuelóleo, a “dieselização”
do mercado Europeu, o decréscimo da quota da gasolina nos EUA e a maior disponibilidade de
crudes mais pesados a preços mais baixos quando comparados com os crudes mais leves.
A capacidade da Empresa de aumentar ou manter as margens de refinação depende
fortemente da capacidade de maximizar a utilização de matérias-primas com custos mais
baixos e optimizar o perfil de produção, através do mix de produtos de valor mais elevado e
com maior procura no mercado, uma vez que actualmente a produção é cada vez mais ditada
pelo mercado.
Preços do Crude e do Gás Natural
As alterações dos preços de referência internacionais do crude, dos derivados de crude e do
gás natural têm um impacto significativo nas receitas da Galp Energia. Os preços médios de
referência do Brent Dated por barril foram de US$65,89 no primeiro semestre de 2006,
155
US$54,52 em 2005, US$38,27 em 2004 e US$28,83 em 2003. Os preços mundiais do petróleo
são afectados, nomeadamente, pela procura e oferta internacional, por acontecimentos
políticos no mundo, em particular no Médio Oriente, pelo resultado das reuniões da OPEP e por
conflitos importantes, ou outros eventos, nas regiões produtoras de petróleo. Preços mais
elevados de crude têm um efeito benéfico nos resultados operacionais da Empresa, uma vez
que o segmento de Exploração e Produção beneficia do aumento dos preços obtidos na
produção e as actividades de distribuição e comercialização têm conseguido repercutir no
cliente final o aumento dos preços do crude. No entanto, se os preços do crude aumentarem
significativamente, poderá não se conseguir manter as margens de refinação e/ou
comercialização. A diminuição dos preços do crude tem um efeito negativo nos resultados
operacionais do segmento de Exploração e Produção uma vez que reduz a viabilidade
económica da recuperação das reservas descobertas e os preços obtidos com a produção.
Embora o aumento ou redução do preço do crude geralmente resulte no correspondente
aumento ou redução do preço da maioria dos produtos refinados, tipicamente as variações no
preço dos produtos refinados são desfasadas temporalmente, ocorrendo posteriormente às
variações do preço do crude. Assim, um rápido e significativo aumento ou redução dos preços
de mercado do crude poderá afectar de forma negativa as margens de refinação e/ou
comercialização.
A volatilidade do crude e dos seus derivados também afecta a área de negócio de Gás Natural,
uma vez que é prática comum na indústria indexar os contratos de aprovisionamento de gás
natural aos valores de referência do crude ou de um cabaz de crudes. O aumento do preço do
gás natural pode ter um efeito prejudicial nos resultados operacionais da Empresa, uma vez
que nem sempre será possível repercutir a totalidade do aumento do preço do gás natural nos
clientes. Adicionalmente, os preços do gás natural são o principal determinante do custo do
segmento de negócio Power (vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira - Gestão de
Risco” infra).
Taxas de Câmbio
A variação das taxas de câmbio, em particular do US$/Euro, poderá ter um impacto
significativo nas margens de refinação e do gás natural, logo nos resultados operacionais da
Empresa. Os preços de negociação do crude, do gás natural e da maior parte dos produtos
refinados estão geralmente cotados ou indexados ao US$, enquanto que as demonstrações
financeiras da Galp Energia são preparadas em Euro, bem como também são em Euro uma
parte substancial dos custos operacionais. Consequentemente, da desvalorização do US$ face
ao Euro pode resultar a redução dos resultados, dado que a desvalorização do US$ reduz mais
as vendas do que os custos. Para a descrição da política de gestão de risco da Empresa face à
exposição ao risco cambial (vide “Análise da Exploração e da Situação Financeira - Gestão de
Risco” infra).
Valorização das Existências
Actualmente a Galp Energia utiliza o método “First In, First Out” (“FIFO”) para a valorização
das saídas das existências o qual afecta tanto a valorização de stocks como a margem bruta.
As demonstrações financeiras da Empresa que foram preparadas de acordo com o POC
utilizam o método “Last-In, First-Out” (“LIFO”), método não aceite pelas IFRS. (vide “Factores
que Afectam a Comparabilidade dos Resultados Operacionais Históricos e Futuros e Condições
Financeiras − Valorização das Existências” infra).
Enquadramento Legal
156
O segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural da Galp Energia era
anteriormente uma actividade regulada. No seguimento da publicação e entrada em vigor em
2003 da Directiva do Gás Natural da UE, o Estado Português classificou alguns activos de
transporte, armazenamento e regaseificação como activos regulados e determinou o processo
de separação desses activos (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no
Sector do Gás Natural” supra). O segmento de negócio de Distribuição de Gás Natural também
passará por um processo de separação de activos em 2007, nos termos do qual as
Distribuidoras de Gás Natural controladas pela Galp Energia, ou nas quais detém participações
significativas, terão de permitir o acesso de terceiros às suas redes (vide “Processo de
Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” supra).
O enquadramento legal pode ter um impacto significativo na área de negócio de Gás Natural
uma vez que este mercado será liberalizado num futuro próximo, podendo resultar na saída
dos actuais clientes da Galp Energia para outros fornecedores de gás natural, originando uma
perda da quota de mercado do segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás
Natural e do segmento de negócio de Distribuição de Gás Natural. Estas alterações no
enquadramento legal e outras decisões de regulação futuras podem ter um impacto
significativo nos resultados da Empresa.
Tendências de Mercado
Especificações Mais Exigentes para Produtos Refinados e “Dieselização” do
Mercado Europeu
Foram implementados diplomas legais e regulamentos em vários países da Europa, incluindo
Portugal e Espanha, que exigem ou concedem incentivos para a produção de gasolina e
gasóleo com um conteúdo de enxofre igual ou inferior às especificações mínimas da UE. O
efeito destas medidas traduz-se no aumento da procura do mercado de, entre outros produtos,
gasóleo com baixo teor de enxofre. O crescimento do tráfego de veículos comerciais e o
aumento da tendência de mudança de carros a gasolina para carros a gasóleo na Europa
ocidental (em parte devido aos incentivos fiscais concedidos, em Portugal e noutros países)
também contribuíram para o crescimento da procura de gasóleo. O recente aumento da
procura de gasóleo com baixo teor de enxofre foi acompanhado por uma redução da procura
de gasóleo para aquecimento em Portugal, em virtude da mudança para electricidade ou gás
natural como fonte preferencial de aquecimento doméstico, tendência que se espera vir a
manter-se. As tendências europeias, acima mencionadas, resultaram em elevados crack
spreads entre o gasóleo e o fuelóleo. Estas alterações requerem um ajustamento do perfil de
produtos refinados da Empresa, o que justifica o investimento no projecto de conversão na
refinaria de Sines (vide “Panorâmica Geral das Actividades - Principais actividades e
mercados” supra).
Aumento do Volume de Gás Natural em Portugal
A procura de gás natural em Portugal aumentou em 2004 e 2005, sobretudo devido ao
aumento da potência instalada de geração de electricidade, à alteração das condições
climatéricas, à expansão da rede de gasodutos e à substituição do GPL e fuelóleo pelo gás
natural. Segundo valores publicados pela DGGE, a procura de gás natural aumentou de
2.925,3 milhões de m3 em 2003 para 3.662,7 milhões de m3 em 2004 e 4.097,3 milhões de m3
em 2005. No mesmo período, a procura de GPL diminuiu de 921,7 milhares de toneladas em
2003 para 844,8 milhares de toneladas em 2005.
157
10.3
Factores que Afectam a Comparabilidade dos Resultados Históricos e Futuros e
a Situação Financeira
A comparabilidade dos resultados futuros e das demonstrações financeiras para o semestre
findo em 30 de Junho de 2006 e para os exercícios findos em 31 de Dezembro 2005, 2004 e
2003 é afectada pelos seguintes acontecimentos:
Aquisições e Vendas
A Galp Energia procura expandir e desenvolver os negócios, quer através do crescimento
orgânico quer através de aquisições. Uma vez que a estratégia de crescimento da Empresa se
concentra na rentabilidade, procedeu e continuará a proceder à alienação de certos activos
não estratégicos de forma a recentrar e optimizar a sua actividade. Para além disso, ao abrigo
dos regulamentos da UE e da restante legislação nacional, a Empresa teve que proceder à
alienação de uma parte dos negócios de gás natural em 2006. As aquisições e alienações em
curso afectam os resultados da Galp Energia devido à consolidação das actividades adquiridas
e à não consolidação das actividades alienadas.
A venda mais significativa foi a alienação de parte dos activos do segmento de negócio de
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural. Em 26 de Setembro de 2006, a Galp Energia
procedeu à venda das Actividades Reguladas à REN, operador da rede de transmissão de
electricidade em Portugal, conforme descrito na secção “Processo de Separação das
Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural”. Para uma apresentação pró-forma dos
resultados financeiros para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e o semestre findo
em 30 de Junho de 2006, vide “Informações Financeiras Pró-Forma” que procura simular o
impacto que esta operação de separação de activos teria tido se tivesse ocorrido em 31 de
Dezembro de 2005 e 30 de Junho de 2006 (no que diz respeito ao Balanço) ou em 1 de
Janeiro de 2005 e 1 de Janeiro de 2006 (no que diz respeito à Demonstração de Resultados),
respectivamente.
A Empresa procedeu igualmente às seguintes operações de aquisição e alienação no período
em análise e até à data deste Documento de Registo de Acções:
• aquisição da Ptroval, proprietária de instalações de armazenamento nos terminais portuários
em Valência, Espanha, e que fornece a logística e infra-estrutura de apoio à expansão das
vendas da Empresa, grossistas e retalho, na costa leste de Espanha, pelo preço total de 13,9
milhões de Euros (2005);
• venda da participação de 46,6% na Portgás, a empresa de distribuição local de gás natural no
Porto e região norte de Portugal, pelo preço total de 86,4 milhões de Euros (2005);
• aquisição da BP Enértica (actualmente Galp ServiExpress), grossista de produtos refinados em
Espanha, pelo preço total de 32,1 milhões de Euros (2004) que se decompôs em 2,2 milhões
de Euros relativos ao capital e o remanescente relativo à aquisição dos stocks da empresa;
• troca com a Total e Cepsa de 79 postos localizados em Espanha por 78 postos localizados em
Portugal, que resultou no pagamento líquido de 8,5 milhões de Euros (período entre 2003 e
2004); e
• aquisição da Gesoil, S.A. (“Gesoil”), empresa responsável pela gestão dos postos que
resultaram da troca com a Total, pelo preço total de 15 milhões de Euros (2003).
Em resultado das aquisições e alienações acima referidas, bem como da expansão da
actividade e da optimização da oferta de produtos refinados, os resultados históricos para os
anos referidos no presente Documento de Registo de Acções não são susceptíveis de
comparação directa entre si nem com períodos futuros.
158
Transição para as IFRS
As demonstrações financeiras consolidadas oficiais da Galp Energia para os exercícios de 2003,
2004 e 2005 foram preparadas de acordo com o POC. Tendo em consideração o pedido de
admissão à negociação no Eurolist by Euronext Lisbon das Acções, e no pressuposto do seu
deferimento, a Empresa, a partir de 1 de Janeiro de 2006, tem a obrigação de adoptar as
IFRS. Assim, as demonstrações financeiras consolidadas para o semestre findo em 30 de
Junho de 2006 foram preparadas de acordo com as IFRS. Foram também preparadas
demonstrações financeiras consolidadas para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 de
acordo com as IFRS. Desta forma, a Empresa definiu 1 de Janeiro de 2004 como a data de
transição e aplicou, a partir desta data a IFRS1 – “First time adoption”. Adicionalmente, as
demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2004 e para o
semestre findo em 30 de Junho de 2005 foram preparadas de acordo com as IFRS e incluídas
para efeitos comparativos com as demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de
Dezembro de 2005 e para o semestre findo em 30 de Junho de 2006, respectivamente.
O quadro seguinte ilustra o efeito da adopção das IFRS sobre alguns dados financeiros
consolidados à data de 31 de Dezembro de 2004 e 31 de Dezembro de 2005.
31 de Dezembro de 2005
IFRS
POC
Variação
31 de Dezembro de 2004
IFRS
POC
Variação
(em milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
Margem bruta. ...................
Amortizações e depreciações
Resultados operacionais.......
Resultados financeiros .........
Resultado líquido ................
Existências ........................
Dívida líquida .....................
Capitais próprios (Incluindo
interesses minoritários) ......
1.975,2
(306,8)
862,7
30,6
700,7
1.199,4
1.191,5
1.694,7(1)
(337,3)
529,4
(30,9)
442,0
766,3
1.187,8
16,6%
(9,0%)
63,0%
199,1%
58,5%
56,5%
0,3%
1.674,7
(294,2)
650,4
(46,8)
453,4
833,2
1.502,7
1.525,2(1)
(318,4)
438,8
(29,8)
333,1
676,7
1.496,7
9,8%
(7,6%)
48,2%
(57,3%)
36,1%
23,1%
0,4%
2.385,9
2.211,8
7,9%
1.846,1
1.914,2
(3,6%)
_______________________
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2004 e 2005 (POC), dado que se inclui a prestação
de serviços.
A preparação das demonstrações financeiras consolidadas de acordo com as IFRS resultou
numa alteração da preparação e da apresentação da informação financeira da Empresa. As
demonstrações financeiras consolidadas segundo as IFRS apresentam classificações diferentes
entre o POC e as IFRS, nomeadamente a divulgação de informação suplementar exigida ao
abrigo destas últimas. Para além disso, existem alterações na valorização de determinados
activos e passivos. As alterações mais significativas ocorridas nas demonstrações financeiras
consolidadas associadas à transição para as IFRS são as seguintes:
Valorização das Existências
A Galp Energia mantém existências de crude, outras matérias-primas e produtos refinados,
nos termos da lei portuguesa e das melhores práticas da indústria. Por isso a Empresa está
exposta às variações nos preços do petróleo, outras matérias-primas e produtos refinados
relativamente às existências que possua. Ao abrigo das IFRS não é permitido utilizar o
método “Last-In-First-Out” (“LIFO”) para a valorização das saídas das existências, utilizado
anteriormente ao abrigo do POC. O método “LIFO” baseia-se no pressuposto de que as
existências mais recentes são as primeiras a serem vendidas, utilizadas ou transferidas. Nos
termos das IFRS, actualmente é utilizado o método “First-In-First-Out” “FIFO” para a
159
valorização das saídas das existências. De acordo com o método “FIFO”, as existências são
vendidas, utilizadas ou transferidas pela ordem pela qual são adquiridas. Por isso, o custo das
existências adquiridas em primeiro lugar é afecto às receitas recebidas em primeiro lugar.
Num contexto de aumento dos preços do crude (como aconteceu no decurso dos últimos dois
anos), a utilização do método FIFO provoca o aumento do valor das existências uma vez que
as existências de preço inferior são consumidas e substituídas por outras de preço superior. O
aumento dos preços, de uma maneira geral, aumenta a margem bruta uma vez que o custo
das existências considerado é inferior em comparação com os preços médios do mercado em
vigor durante esse período. Da mesma forma, durante um período de redução dos preços do
petróleo bruto, a utilização do método FIFO provoca a redução do valor das existências uma
vez que as existências de preço superior são consumidas e substituídas por outras de preço
inferior. Esta redução do valor das existências leva a uma diminuição da margem bruta uma
vez que os custos das existências considerados são mais elevados em comparação com os
preços médios do mercado em vigor durante o período em análise.
Para a análise interna do desempenho, excluindo ganhos e perdas de existências, a Galp
Energia utiliza a metodologia Replacement Cost (prática comum na indústria). De acordo com
esta metodologia, o custo das mercadorias vendidas é valorizado ao Replacement Cost, i.e.,
ao custo das matérias-primas no momento em que as vendas se realizam e
independentemente das existências detidas no início ou fim dos períodos. O Replacement Cost
não é um critério aceite pelas normas de contabilidade (POC e IFRS), não sendo
consequentemente adoptado para efeitos da valorização de existências e não reflecte o custo
de substituição de outros activos. O quadro seguinte apresenta o impacto nos resultados,
preparados de acordo com as IFRS, caso a Empresa tivesse utilizado o Replacement Cost em
vez do FIFO para valorizar o custo das mercadorias vendidas.
31 de Dezembro
30 de Junho
2006
2005
2005
2004
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Variação dos Resultados Operacionais
Refinação e Distribuição
Aprovisionamento e Venda de Gás
Natural
Variação dos Resultados Líquidos
(200,5)
(208,9)
(313,5)
(133,9)
(209,3)
(208,5)
(294,2)
(132,5)
8,8
(0,4)
(19,3)
(1,4)
(179,1)
(165,3)
(238,9)
(107,1)
Rúbricas Extraordinárias
De acordo com o POC, existem na demonstração dos resultados por naturezas resultados
extraordinários para registar ganhos e perdas relativas a acontecimentos e transacções não
frequentes ou não usuais e também a ganhos e perdas relacionados com donativos, dívidas
incobráveis, existências (sinistros, quebras ou sobras), insuficiência ou excesso de estimativa
de imposto sobre o rendimento, aumentos de amortizações (de carácter não frequente) e
reduções de provisões para outros riscos e encargos, reestruturação de actividades, alienação
de imobilizado corpóreo e incorpóreo e investimentos, operações descontinuadas e multas e
penalidades. De acordo com a IAS N.º 1, parágrafo 85, estes ganhos e perdas devem ser
contabilizados nas respectivas naturezas da demonstração de resultados. Assim podem afectar
a comparabilidade entre períodos passados e futuros em rubricas de margem, EBITDA,
resultados operacionais, resultados financeiros e resultados antes de impostos.
160
Capitalização de Custos
Ao contrário do que acontece em POC, em IFRS não é permitida a capitalização de algumas
despesas, nomeadamente de natureza incorpórea, a qual seria aceite em POC, como por
exemplo, despesas de instalação e investigação (com excepção das actividades relacionadas
com o segmento de negócio E&P). A capitalização de algumas despesas em imobilizado
corpóreo também não é permitida, tais como despesas anteriores ao início da actividade
operacional.
Subsídios
De acordo com as IFRS, os subsídios são reconhecidos quando existe uma expectativa
razoável de que serão recebidos, e apenas no pressuposto do cumprimento das respectivas
condições de atribuição. Os subsídios a fundo perdido que foram concedidos à Empresa para o
financiamento de imobilizações corpóreas e incorpóreas são registados através da dedução do
subsídio ao valor contabilístico do activo. Segundo o POC, os subsídios são registados como
proveitos diferidos e reconhecidos nas demonstrações de resultados, na rubrica de resultados
extraordinários, na mesma proporção que a amortização dos activos a que os subsídios se
referem.
10.4
Principais Elementos da Demonstração de Resultados nos termos das IFRS
De seguida apresenta-se uma descrição sucinta das rubricas da demonstração de resultados
preparada nos termos das IFRS.
Vendas e prestações de serviços
As principais componentes das vendas e prestações de serviços para cada um dos segmentos
de negócio da Galp Energia são as seguintes:
• Exploração e Produção: Os proveitos dependem das quantidades de crude vendido e dos preços
de referência do crude. A Galp Energia tem participações em 6 blocos em Angola e em 54
blocos no Brasil. Como percentagem do total das vendas e prestações de serviços (excluindo
imposto sobre os produtos petrolíferos - “ISP”), a Exploração e Produção representou 0,8% em
2005 e 0,4% no primeiro semestre de 2006.
• Refinação e Distribuição: Os proveitos são obtidos da venda de gasolina, gasóleo e outros
produtos refinados, em Portugal e em Espanha, aos consumidores finais através da rede
própria de postos, aos clientes grossistas e de GPL, às empresas concorrentes e exportações.
Também são obtidos proveitos de outras fontes, tais como serviços de armazenamento e
logística prestada aos concorrentes, serviços de transporte prestados aos concorrentes,
serviços de transporte cobrados pelas sociedades de logística detidas pela Empresa e vendas de
produtos ”non-fuel” nos postos. As vendas do segmento de negócio de Refinação e Distribuição
incluem o ISP, não decorrendo qualquer impacto ao nível da margem bruta uma vez que o ISP
encontra-se também incluído no custo das mercadorias vendidas. Como percentagem do total
das vendas e prestações de serviços (excluindo o ISP), a Refinação e Distribuição representou
87,5% em 2005 e 86,1% no primeiro semestre de 2006.
• Gás Natural: O negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural fornece gás natural a
grandes clientes comerciais e industriais com consumos anuais superiores a 2 milhões de m3,
empresas produtoras de electricidade e distribuidoras de gás natural e UAGs. O negócio de
161
Distribuição de Gás Natural vende gás natural ao sector residencial e a pequenos clientes
comerciais e industriais com consumos inferiores a 2 milhões de m3, em Portugal.
• Aprovisionamento e Venda de Gás Natural: Antes do Processo de Separação das Actividades
Reguladas, a actividade de fornecimento de gás natural da Galp Energia era regulada ao abrigo
do contrato de concessão, com prazo de 35 anos, celebrado entre o Estado e a Transgás, com
início em 1993. Este contrato de concessão foi alterado em 26 de Setembro de 2006, e embora
se mantenham os mesmos contratos com os clientes e todos os contratos de fornecimento
permaneçam inalterados, alguns contratos podem ser livremente denunciados com a
liberalização do mercado. Para além disto, com o Processo de Separação das Actividades
Reguladas, os gasodutos e outros activos relacionados com a rede de alta pressão foram
vendidos à REN. Ainda assim, continuarão a registar-se receitas das tarifas de transporte,
regaseificação e armazenamento, uma vez que os encargos suportados com a REN serão
incluídos nos preços cobrados aos clientes (vide “Processo de Separação das Actividades
Reguladas no Sector do Gás Natural” supra). Como percentagem do total das vendas e
prestações de serviços (excluindo ISP), o Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
representou 10,8% em 2005 e 11,8% no primeiro semestre de 2006.
• Distribuição de Gás Natural: Os proveitos deste segmento de negócio provêm da venda de gás
natural a clientes residenciais, comerciais e industriais com consumos inferiores a 2 milhões de
m3. Como percentagem do total das vendas e prestações de serviços (excluindo ISP), a
Distribuição de Gás Natural representou 2,6% em 2005 e 2,7% no primeiro semestre de 2006.
• Power: A Empresa obtém proveitos do fornecimento de energia térmica e eléctrica, produzidas
nas centrais de cogeração em que participa, aos respectivos clientes industriais e ao SEP. Como
percentagem do total das vendas e prestações de serviços (excluindo ISP), o segmento de
negócio Power representou 0,3% em 2005 e 0,3% no primeiro semestre de 2006.
Custo das mercadorias vendidas
As principais componentes do custo das mercadorias vendidas, para cada segmento de
negócio da Galp Energia, são as seguintes:
• Exploração e Produção: O custo das mercadorias vendidas resultantes de produção própria, no
segmento de negócio Exploração e Produção, está apenas relacionado com as variações da
produção. Os principais custos que concorrem para a formação do custo de produção são
contabilizados na proporção da participação da Galp Energia no consórcio, como Fornecimentos
e Serviços Externos, Amortizações e Provisões. Porém, há situações em que os produtos
vendidos excedem as quantidades em stock como resultado de empréstimos contraídos junto
de parceiros do negócio (overlifting). Estes empréstimos são contabilizados no custo das
mercadorias vendidas e valorizados a preço de mercado. A percentagem do custo das
mercadorias vendidas do segmento de negócio Exploração e Produção no total consolidado, é
de 0,05% em 2005 e de 0,1% no primeiro semestre de 2006.
• Refinação e Distribuição: A Galp Energia adquire crude, matérias-primas e produtos refinados
no mercado internacional. O custo das mercadorias vendidas do segmento de negócio
Refinação e Distribuição inclui ISP que incide sobre os produtos refinados e também custos de
transporte. Como percentagem do custo das mercadorias vendidas total consolidado, a
Refinação e Distribuição representou 93,2% em 2005 e 91,3% no primeiro semestre de 2006.
• Gás Natural: No negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural a Empresa adquire gás
natural principalmente à Sonatrach, na Argélia, e à NLNG, na Nigéria. O custo das mercadorias
162
vendidas inclui o custo de transporte até à fronteira Portuguesa. Como percentagem do custo
das mercadorias vendidas total consolidado, o Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
representou 7,7% em 2005 e 8,9% no primeiro semestre de 2006. No negócio de Distribuição
de Gás Natural a aquisição de gás natural é realizada ao negócio de Aprovisionamento e Venda
de Gás Natural. Como percentagem do custo das mercadorias vendidas total consolidado, a
Distribuição de Gás Natural representou 1,0% em 2005 e 1,2% no primeiro semestre de 2006.
• Power: As compras de gás natural estão associadas às actividades de produção de energia
térmica e eléctrica das centrais de cogeração em que a Galp Energia participa. Como
percentagem do custo das mercadorias vendidas total consolidado, o segmento de negócio
Power representou 0,2% em 2005 e 0,2% no primeiro semestre de 2006.
Margem bruta
A margem bruta reflecte a diferença entre as vendas e prestações de serviços e o
custo das mercadorias vendidas.
Outros proveitos operacionais
A Galp Energia regista também proveitos de um conjunto de outras fontes, tais como
receitas recebidas dos revendedores relativamente à operação dos postos da Empresa,
subsídios de exploração, indemnizações e mais-valias obtidas em alienações de activos.
Custos operacionais
Os Custos operacionais incluem:
Fornecimentos e serviços externos: Incluem custos não relacionados com o pessoal,
nomeadamente custos com tecnologias de informação, publicidade, serviços
prestados por entidades externas, pagamentos de rendas, trabalhos de
reparação e manutenção (principalmente nas refinarias e rede logística e na
rede de gasodutos de distribuição de gás natural), armazenamento, transporte,
contabilidade e custos legais.
Custos com o pessoal: Incluem todos os custos relacionados com o pessoal,
principalmente ordenados, salários, segurança social e benefícios pós emprego.
Outros custos operacionais: São principalmente constituídos por taxas pagas às
entidades reguladoras, impostos sobre as actividades de exploração e produção,
doações, impostos locais, menos-valias obtidas em alienações de activos.
Amortizações e Depreciações: Estão relacionadas com a depreciação do activo
imobilizado corpóreo e incorpóreo com uma vida útil limitada.
Provisões: Esta rubrica representa a variação das provisões operacionais, tais como
em contas a receber de clientes, existências e processos judicias em curso.
Custos financeiros – juros e similares. Consistem nos juros resultantes de
empréstimos obtidos e na variação nas provisões financeiras.
Proveitos financeiros – juros e similares. Consistem nos juros resultantes de
empréstimos concedidos e rendimento de investimentos financeiros.
163
Diferenças de câmbio favoráveis (desfavoráveis). Registam os ganhos e as
perdas de câmbio realizados e não realizados nas contas de fornecedores, contas de
clientes, empréstimos e saldos de tesouraria.
Ganhos (perdas) em empresas do grupo e associadas. Esta rubrica reflecte a
participação da Galp Energia nos resultados, incluindo ganhos e perdas com alienações,
das sociedades nas quais detém participações que não conferem o controlo,
consolidadas através do método da equivalência patrimonial.
Imposto sobre o rendimento. Os montantes das provisões para impostos baseiamse no cálculo do resultado antes do imposto, de acordo com as normas fiscais em vigor
em Portugal e nos outros países nos quais a Empresa possui actividade, ajustado de
impostos diferidos.
Interesses minoritários. Estes montantes reflectem os interesses minoritários
detidos por terceiros nas subsidiárias que a Galp Energia consolida mas que não
controla a 100% e que diminuem a participação da Empresa nos resultados destas
sociedades.
10.5
Comparação entre o semestre findo em 30 de Junho de 2006 e o semestre
findo em 30 de Junho de 2005
As demonstrações financeiras para o semestre findo em 30 de Junho de 2006 foram
preparadas de acordo com as IFRS, que diferem do POC em aspectos importantes.
Adicionalmente, para efeitos comparativos a demonstração de resultados para o semestre
findo em 30 de Junho de 2005 foi preparada de acordo com as IFRS e incluída nas
demonstrações financeiras do semestre findo em 30 de Junho de 2006. Consequentemente, os
resultados para os períodos findos em 30 de Junho de 2006 e em 30 de Junho de 2005 não
são susceptíveis de comparação com os resultados relativos a outros períodos, que foram
preparados de acordo com o POC (vide Anexo II - Resumo das Diferenças entre o POC e as
IFRS infra).
Análise dos Resultados
No primeiro semestre de 2006, os resultados operacionais diminuíram 28,1 milhões de Euros,
de 511,5 milhões de Euros para 483,4 milhões de Euros em relação ao primeiro semestre de
2005. O resultado líquido do primeiro semestre de 2006 foi de 353,8 milhões de Euros,
representando uma quebra de 14,7% (-60,8 milhões de Euros) face ao primeiro semestre de
2005 em que foi de 414,5 milhões de Euros.
Os resultados do primeiro semestre de 2005 encontram-se favoravelmente influenciados pela
mais-valia registada com a venda da Portgás, no montante de 54,5 milhões de Euros, e os do
primeiro semestre de 2006 desfavoravelmente influenciados pelo aumento de 14,1 milhões de
Euros das imparidades de contas a receber e provisões para contingências de natureza fiscal
em Angola. Excluindo estes efeitos, os resultados correntes do primeiro semestre de 2006
ascenderiam a 491,1 milhões de Euros e os resultados correntes do primeiro semestre de
2005 a 475,1 milhões de Euros.
Estes resultados foram obtidos num cenário externo caracterizado por um aumento do preço
do petróleo bruto na ordem dos 32% relativamente ao período homólogo do ano anterior, com
impacto favorável no negócio da Exploração & Produção, e por margens de refinação
internacionais inferiores às do ano anterior, com impacto desfavorável na actividade de
164
refinação. Este decréscimo da margem de refinação foi atenuado por um aumento global dos
volumes vendidos de produtos refinados (+5,2%) e de gás natural (+4,0%).
Para uma análise do impacto nos resultados da utilização do Replacement Cost em vez do
FIFO para valorizar o custo das mercadorias vendidas, vide “Factores que Afectam a
Comparabilidade dos Resultados Históricos e Futuros e a Situação Financeira”.
O quadro seguinte apresenta os resultados consolidados intercalares para os semestres findos
em 30 de Junho de 2006 e 2005, preparados de acordo com as IFRS.
Variação
30 de Junho
2005
2006
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Vendas e prestações de serviços ..............
Custo das mercadorias vendidas...............
Margem bruta ................................
Outros proveitos operacionais ..................
Custos operacionais:
Fornecimento e serviços externos .............
Custos com o pessoal .............................
Outros custos operacionais ......................
Amortizações .........................................
Provisões e imparidades de contas a receber
Total custos operacionais ..............
Resultados operacionais ................
Custos financeiros – juros e similares........
Proveitos financeiros – juros e similares ....
Diferenças de câmbio favoráveis
(desfavoráveis) ......................................
Ganhos (perdas) em empresas do grupo e
associadas ............................................
Rendimentos de Instrumentos Financeiros .
Outros proveitos (custos) ........................
Resultados correntes .....................
Imposto sobre o rendimento ....................
Resultados antes de interesses
minoritários...................................
Interesses minoritários ...........................
Resultado líquido...........................
6.130,4
(5.112,1)
1.018,2
24,8
5.015,9
(4.006,4)
1.009,4
28,8
22,2%
27,6%
0,9%
(14,1)%
(255,7)
(140,6)
(23,4)
(125,3)
(14,6)
(559,7)
483,4
(247,3)
(124,5)
(22,8)
(131,6)
(0,5)
(526,8)
511,5
3,4%
12,9%
2,8%
(4,8)%
6,2%
(5,5)%
(31,6)
6,9
(33,3)
5,6
(5,2)%
23,6%
4,2
(23,4)
-
19,5
(4,8)
(0,5)
477,0
(121,2)
77,8
(7,9)
(0,7)
529,6
(112,6)
(75,0)%
(38,8)%
(26,2)%
(9,9)%
7,7%
355,8
(2,0)
353,8
417,0
(2,4)
414,5
(14,7)%
(16,5)%
(14,7)%
Resultados da Galp Energia
Vendas e prestações de serviços
As vendas e prestações de serviços aumentaram 1.114,5 milhões de Euros, i.e. 22,2%, de
5.015,9 milhões de Euros no primeiro semestre de 2005 para 6.130,4 milhões de Euros no
primeiro semestre de 2006. Esta variação ficou a dever-se principalmente ao aumento de
165
941,2 milhões de Euros nas vendas do segmento de Refinação e Distribuição. Para este
aumento das vendas e prestações de serviços também contribuíram o incremento do volume
de vendas de gás natural acompanhado por um aumento do preço médio de gás natural. As
vendas e prestações de serviços, excluindo ISP, ascenderam a 4.970,4 milhões de Euros no
primeiro semestre de 2006 e a 3.863,8 milhões de Euros no primeiro semestre de 2005.
Custo das mercadorias vendidas
O custo das mercadorias vendidas aumentou 1.105,7 milhões de Euros, um incremento
superior ao das receitas, i.e. 27,6%, de 4.006,4 milhões de Euros no primeiro semestre de
2005 para 5.112,1 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. Esta variação ficou a
dever-se principalmente ao aumento de 948,6 milhões de Euros no custo das mercadorias
vendidas no segmento de Refinação e Distribuição, principalmente devido a um incremento
(+32,5%) no preço do petróleo bruto.
Margem bruta
A margem bruta aumentou 8,8 milhões de Euros, i.e. 0,9%, de 1.009,4 milhões de Euros no
primeiro semestre de 2005 para 1.018,2 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. Esta
pequena variação da margem bruta ficou a dever-se por um lado à boa performance do
segmento Aprovisionamento e Venda de Gás Natural com um incremento da margem unitária
(+8,3%) e por outro ao aumento das quantidades de petróleo bruto tratadas. No entanto, este
aumento de quantidade de petróleo bruto tratado que não foi suficiente para compensar a
diminuição das margens unitárias de refinação que no primeiro semestre de 2006 diminuíram
22,8% face ao período homólogo do ano anterior.
Outros proveitos operacionais
Os outros proveitos operacionais registaram uma quebra de 4,1 milhões de Euros, de 28,8
milhões de Euros no primeiro semestre de 2005 para 24,8 milhões de Euros no primeiro
semestre de 2006, essencialmente devido ao recebimento, no primeiro semestre de 2005, de
indemnizações para sinistros relacionadas com o acidente no Porto de Leixões ocorrido em
Julho de 2004, no montante de 4,5 milhões de Euros.
Custos operacionais
Os custos operacionais aumentaram 32,9 milhões de Euros, i.e. 6,2%, de 526,8 milhões de
Euros no primeiro semestre de 2005 para 559,7 milhões de Euros no primeiro semestre de
2006. Face ao primeiro semestre de 2005, os fornecimentos e serviços externos registaram
um aumento de 8,4 milhões de Euros, o correspondente a uma variação de 3,4%,
principalmente relacionado com a actualização de prémios de seguro e com a actividade
logística relacionada com o aluguer de navios para transporte costeiro e com as rendas pagas
relacionadas com as novas instalações logísticas na ilha da Madeira.
Os custos com o pessoal aumentaram 12,9% (16,0 milhões de Euros), resultante do aumento
global da massa salarial em linha com a inflação, do aumento de custos com remunerações
166
variáveis, da aquisição da Gás Insular que ocorreu no final de 2005 (empresa de combustíveis
localizada na Ilha da Madeira) e da alteração do perímetro de consolidação de algumas
empresas participadas que passaram a ser integralmente consolidadas.
Os custos com amortizações, provisões, ajustamentos e reversões atingiram os 139,9 milhões
de Euros no primeiro semestre de 2006, ficando 5,9% (7,8 milhões de Euros) acima do
primeiro semestre de 2005. Esta variação deve-se ao aumento das provisões de 14,1 milhões
de Euros justificado pelos ajustamentos para imparidades de contas a receber e por provisões
para outros riscos e encargos, com destaque para uma provisão de 3,9 milhões de Euros
relacionada com a eventualidade de pagamento adicional de Imposto sobre o Rendimento do
Petróleo (IRP) em Angola.
As amortizações diminuíram 6,3 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006 para os 125,3
milhões de Euros, encontrando-se o primeiro semestre de 2005 influenciado pelo registo de
custos com imparidades relativas ao Bloco 33 e a postos de abastecimento.
Resultados operacionais
Em consequência do exposto, os resultados operacionais diminuíram 28,1 milhões de Euros,
de 511,5 milhões de Euros no primeiro semestre de 2005 para 483,4 milhões de Euros no
primeiro semestre de 2006. Como percentagem das vendas, excluindo ISP, diminuíram de
13,2% no primeiro semestre de 2005 para 9,7% no primeiro semestre de 2006.
Custos financeiros – juros e similares
Os custos financeiros decresceram de 33,3 milhões de Euros no primeiro semestre de 2005
para 31,6 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006, reduzindo-se em 1,7 milhões de
Euros, ou seja, 5,2%, valor este associado à redução da divida bancária.
Proveitos financeiros – juros e similares
Os proveitos financeiros melhoraram 1,3 milhões de Euros aumentando de 5,6 milhões de
Euros no primeiro semestre de 2005 para 6,9 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006
devido a maior aplicação de fundos gerados pelas operações.
Ganhos (perdas) em empresas do grupo e associadas
Os ganhos em empresas do grupo e associadas foram de 77,8 milhões de Euros no primeiro
semestre de 2005 e de 19,5 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. Estes resultados
incluíam, no primeiro semestre de 2005, a mais valia da venda da venda da concessionária de
distribuição de gás natural Portgás, no montante de 54,5 milhões de Euros.
Diferenças de câmbio favoráveis (desfavoráveis)
167
No primeiro semestre de 2006, os ganhos e perdas cambiais foram positivos em 4,2 milhões
de Euros e apresentam uma tendência de inversão, face às perdas de 23,4 milhões de Euros
registadas no primeiro semestre de 2005. No primeiro semestre de 2006, o dólar registou uma
depreciação reconhecendo-se assim ganhos cambiais relacionados com os passivos
denominados em dólares.
Imposto sobre o rendimento
Os resultados correntes baixaram 52,6 milhões de Euros (-9,9%), de 529,6 milhões de Euros
no primeiro semestre de 2005 para 477,0 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. No
entanto, o imposto sobre o rendimento aumentou 7,7%, passando de 112,6 milhões de Euros
no primeiro semestre de 2005 para 121,2 milhões de Euros no período homólogo de 2006.
Esta tendência inversa entre resultados correntes e impostos sobre o rendimento está
relacionada principalmente com o tratamento fiscal da mais-valia da venda da Portgás ocorrida
no primeiro semestre de 2005, já que aquele proveito contabilístico não se encontra sujeito a
tributação, nos termos da legislação em vigor.
Resultado líquido
O resultado líquido consolidado do primeiro semestre de 2006 foi de 353,8 milhões de Euros,
representando uma quebra de 14,7% (60,8 milhões de Euros) face ao primeiro semestre de
2005 em que foi de 414,5 milhões de Euros. Como percentagem das vendas, excluindo ISP, o
resultado líquido decresceu de 10,9% no primeiro semestre de 2005 para 7,2% no primeiro
semestre de 2006.
Resultados Operacionais por Segmento de Negócio
Resumo
O quadro seguinte apresenta, por segmento de negócio, as margens brutas e os resultados
operacionais para os semestres findos em 30 de Junho de 2006 e 2005:
30 de Junho
2006
2005
Variação
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Margem bruta:
Exploração e Produção ............................
Refinação e Distribuição ..........................
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
Distribuição de Gás Natural .....................
Power ...................................................
Outros(1)
Total . ......................................
27,7
772,2
130,8
74,1
4,9
8,5
1.018,2
30,3
779,6
116,8
74,8
5,2
2,8
1.009,4
(8,5)%
(0,9)%
12,0%
(1,0)%
(5,0)%
210,3%
0,9%
_______________________
(1)
Consiste em corporate overhead (custos de estrutura) e eliminação dos saldos inter-segmentos.
168
30 de Junho
2006
Variação
2005
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Resultados operacionais:
Exploração e Produção............................
Refinação e Distribuição..........................
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
Distribuição de Gás Natural .....................
Power ..................................................
Outros(1)
Total . ......................................
3,5
349,9
93,8
32,9
1,2
2,1
483,4
10,4
386,0
86,6
38,7
2,0
(12,1)
511,5
(66,1)%
(9,4)%
8,4%
(15,0)%
(41,4)%
(5,5)%
_______________________
(1)
Consiste em corporate overhead (custos de estrutura) e eliminação dos saldos inter-segmentos.
Exploração e Produção
O quadro seguinte apresenta os resultados operacionais do segmento de Exploração e
Produção para os semestres findos em 30 de Junho de 2006 e 2005:
30 de Junho
2006
Variação
2005
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Vendas e prestações de serviços ..............
Custo das mercadorias vendidas ..............
Margem bruta................................
Outros proveitos operacionais .................
Fornecimento e serviços externos ............
Custos com o pessoal .............................
Outros custos operacionais .....................
Amortizações ........................................
Provisões..............................................
Resultados operacionais ................
22,3
5,3
27,7
0,5
(7,1)
(1,5)
(3,3)
(8,3)
(4,4)
3,5
30,7
(0,5)
30,3
0,0
(5,0)
(0,6)
(4,0)
(10,0)
(0,3)
10,4
(27,3)%
(8,5)%
41,4%
151,1%
(15,9)%
(16,8)%
(66,1)%
Margem bruta
A margem bruta diminuiu 2,6 milhões de Euros (8,5%), de 30,3 milhões de Euros no primeiro
semestre de 2005 para 27,7 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. A diminuição
verificada na margem bruta está relacionada com a diminuição de 54% das quantidades
disponíveis para venda como consequência do mecanismo que regula preços e quantidades.
Esta situação foi, no entanto, atenuada pelo aumento do preço médio de venda por barril que
se fixou nos 64,3 USD/bbl, representando um acréscimo de 21,5 USD/bbl (+50%) face às
vendas efectuadas no primeiro semestre de 2005 (42,8 USD/bbl).
169
Resultados Operacionais
O segmento de Exploração & Produção atingiu no primeiro semestre de 2006 resultados
operacionais de 3,5 milhões de Euros. Este resultado representa uma quebra de 66,1% (6,9
milhões de Euros) face ao primeiro semestre de 2005.
Esta quebra teve origem na redução da margem bruta em 2,6 milhões de Euros (8,5%) e no
aumento dos fornecimentos e serviços externos de 2,1 milhões de Euros (41,4%) devido,
essencialmente, ao acréscimo dos custos de produção e ao aumento dos trabalhos
especializados relacionados com acréscimo da actividade no Brasil e serviços de consultoria
associados.
As provisões do primeiro semestre de 2006 foram de 4,4 milhões de Euros, essencialmente
pelo registo de uma provisão no montante de 3,9 milhões de Euros relacionado com a
constituição de provisões para a eventualidade de pagamentos adicionais de IRP, em Angola,
relativos ao Bloco 14. Como percentagem das vendas e prestação de serviços, os resultados
operacionais foram de 15,8% no primeiro semestre de 2006 e 33,8% no primeiro semestre de
2005.
Refinação e Distribuição
O quadro seguinte apresenta os resultados operacionais do segmento de Refinação e
Distribuição para os semestres findos em 30 de Junho de 2006 e 2005:
30 de Junho
2006
2005
Variação
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Vendas e prestações de serviços..............
Custo das mercadorias vendidas ..............
Margem bruta................................
Outros proveitos operacionais .................
Fornecimento e serviços externos ............
Custos com o pessoal.............................
Outros custos operacionais .....................
Amortizações ........................................
Provisões .............................................
Resultados operacionais ................
5.441,4
(4.669,2)
772,2
20,4
(228,2)
(103,3)
(16,3)
(86,3)
(8,5)
349,9
4.500,1
(3.720,6)
779,6
32,1
(215,1)
(103,2)
(13,8)
(93,8)
0,2
386,0
20,9%
25,5%
(0,9)%
(36,4)%
6,1%
0,1%
18,2%
(8,0)%
(9,4)%
Margem bruta
A margem bruta diminuiu 7,4 milhões de Euros (0,9%), de 779,6 milhões de Euros no
primeiro semestre de 2005 para 772,2 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. Esta
redução na margem bruta deveu-se, essencialmente, à quebra das margens de refinação
internacionais provocada por um desfasamento entre o aumento dos preços do crude (32,5%)
e a cotação dos produtos acabados. Os níveis de fiabilidade das refinarias foram superiores
170
aos do primeiro semestre do ano anterior, conseguindo compensar parte do efeito da quebra
de margem de refinação (22,8%) com o aumento das quantidades processadas (7,8%).
Um aumento de 48% nos volumes vendidos nos mercados externos e um aumento de 17%
nas vendas de fuel para bancas também contribui para compensar o efeito da quebra das
margens de refinação.
As margens dos negócios de Distribuição de Produtos Petrolíferos apresentaram uma tendência
de estagnação relacionada com o facto de não se ter repercutido totalmente nos preços finais
o aumento verificado nos preços das matérias-primas. Adicionalmente, a procura de produtos
petrolíferos em Portugal sofreu uma quebra face ao ano anterior.
Resultados Operacionais
Os resultados operacionais gerados pelo segmento de negócio Refinação e Distribuição foram
de 349,9 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. Este resultado representa uma
redução de 36,1 milhões de Euros sobre o primeiro semestre de 2005 (9,4%) e deve-se,
sobretudo, a uma ligeira redução da margem bruta, acompanhada por uma diminuição dos
outros proveitos operacionais e um aumento das provisões.
Os outros proveitos operacionais registaram uma quebra de 11,7 milhões de Euros devido ao
recebimento no primeiro semestre de 2005 de indemnizações relativas ao acidente ocorrido no
Terminal de Leixões em Julho de 2004, no montante de 4,5 milhões de Euros.
Os fornecimentos e serviços externos ascenderam a 228,2 milhões de Euros, o que representa
um aumento de 13,1 milhões de Euros (6,1%), devido essencialmente ao aumento dos
prémios de seguro multirisco industrial no montante de 3,0 milhões de Euros e ao aumento de
custos variáveis, nomeadamente dos custos logísticos, relacionados com o aumento de
quantidades processadas e exportadas. As provisões registaram um aumento de 8,7 milhões
de Euros relacionado com ajustamentos para clientes de cobrança duvidosa e provisões para
riscos e encargos. Como percentagem das vendas e prestações de serviços, excluindo ISP, os
resultados operacionais diminuíram de 10,0% no primeiro semestre de 2005 para 7,0% no
primeiro semestre de 2006.
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
O quadro seguinte apresenta os resultados operacionais do segmento de Aprovisionamento e
Venda de Gás Natural para os semestres findos em 30 de Junho de 2006 e 2005:
171
30 de Junho
2006
2005
Variação
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Vendas e prestações de serviços..............
Custo das mercadorias vendidas ..............
Margem bruta................................
Outros proveitos operacionais .................
Fornecimento e serviços externos ............
Custos com o pessoal.............................
Outros custos operacionais .....................
Amortizações ........................................
Provisões .............................................
Resultados operacionais ................
587,9
(457,1)
130,8
1,0
(13,4)
(6,2)
(1,2)
(16,7)
(0,5)
93,8
437,8
(321,0)
116,8
1,8
(10,0)
(5,9)
(0,7)
(15,1)
(0,4)
86,6
34,3%
42,4%
12,0%
(45,7)%
34,3%
4,8%
78,2%
10,2%
36,3%
8,4%
Margem bruta
A margem bruta foi de 130,8 milhões de Euros, superando o ano anterior em 14,0 milhões de
Euros devido ao aumento nas quantidades vendidas em 4,1% (86,6 milhões de m3 de gás
natural) e à melhoria das margens unitárias, que passaram de 0,044 Euros/m3 no primeiro
semestre de 2005 para 0,048 Euros/m3 no primeiro semestre de 2006 (8,3%). A evolução das
cotações internacionais do crude, com o qual o preço do gás natural está relacionado, e o
desfasamento temporal dos preços de venda permitiram a recuperação das margens unitárias.
Resultados Operacionais
O segmento Aprovisionamento e Venda de Gás Natural atingiu resultados operacionais de 93,8
milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. Este resultado superou em 7,3 milhões de
Euros (8,4%) o semestre homólogo de 2005 e teve como origem o aumento da margem bruta,
parcialmente absorvido pelo acréscimo dos custos com fornecimentos e serviços externos que
apresentam, no primeiro semestre de 2006, um aumento de 3,4 milhões de Euros (34,3%)
devido essencialmente ao acréscimo das conservações e reparações e actualizações de
prémios relacionados com seguros. As amortizações aumentaram 1,5 milhões de Euros
(10,2%) pelo facto de, pela primeira vez, se estar a amortizar o investimento efectuado na
armazenagem subterrânea, dada a entrada em funcionamento de uma das cavernas. Como
percentagem das vendas e prestações de serviços, os resultados operacionais diminuíram de
19,8% no primeiro semestre de 2005 para 16,0% no primeiro semestre de 2006.
Distribuição de Gás Natural
O quadro seguinte apresenta os resultados operacionais do segmento de Distribuição de Gás
Natural para os semestres findos em 30 de Junho de 2006 e 2005:
172
30 de Junho
2006
Variação
2005
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Vendas e prestações de serviços..............
Custo das mercadorias vendidas ..............
Margem bruta................................
Outros proveitos operacionais .................
Fornecimento e serviços externos ............
Custos com o pessoal.............................
Outros custos operacionais .....................
Amortizações ........................................
Provisões .............................................
Resultados operacionais ................
135,9
(61,8)
74,1
3,8
(18,5)
(12,5)
(0,7)
(12,2)
(1,2)
32,9
119,4
(44,6)
74,8
2,7
(18,0)
(9,5)
(1,0)
(10,5)
0,0
38,7
13,8%
38,5%
(1,0)%
40,1%
2,9%
31,1%
(27,7)%
16,4%
(15,0)%
Margem bruta
A margem bruta diminuiu 0,7 milhões de Euros (-1,0%), de 74,8 milhões de Euros no primeiro
semestre de 2005 para 74,1 milhões de Euros no primeiro semestre de 2006. Os volumes
vendidos totalizaram 229,7 milhões de m3 de gás natural, o que significa um crescimento de
5% (11,1 milhões de m3), sendo que as principais variações se verificaram nos segmentos
comercial e industrial. Este aumento de volumes deve-se em grande parte ao aumento do
numero de clientes que passou de 596,1 mil no primeiro semestre de 2005 para 634,5 mil no
primeiro semestre de 2006 (6,4%). O aumento registado nos volumes foi absorvido pela
quebra na margem unitária que passou de 0,322 Euros/m3 no primeiro semestre de 2005 para
0,316 Euros/m3 no primeiro semestre de 2006. Esta redução foi maioritariamente originada
por uma diminuição na margem unitária do segmento industrial (- 9%), que foi efectuada com
o objectivo de antecipar o impacto da liberalização do sector do gás natural.
Resultados Operacionais
O segmento da Distribuição de Gás Natural alcançou no primeiro semestre de 2006 resultados
operacionais de 32,9 milhões de Euros, 15,0% inferior ao do ano anterior.
O aumento de custos com pessoal no segmento da Distribuição de Gás Natural em 3,0 milhões
de Euros (31,1%) deveu-se essencialmente a um aumento de custos com remunerações
variáveis. Como percentagem das vendas e prestações de serviços os resultados operacionais
diminuíram de 32,4% no primeiro semestre de 2005 para 24,2% no primeiro semestre de
2006.
Power
O quadro seguinte apresenta os resultados operacionais do segmento de Power para os
semestres findos em 30 de Junho de 2006 e 2005:
173
30 de Junho
2006
Variação
2005
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Vendas e prestações de serviços..............
Custo das mercadorias vendidas..............
Margem bruta................................
Outros proveitos operacionais .................
Fornecimento e serviços externos ............
Custos com o pessoal.............................
Outros custos operacionais .....................
Amortizações ........................................
Provisões .............................................
Resultados operacionais ................
14,9
(9,9)
4,9
0,5
(2,1)
(0,7)
(0,0)
(1,5)
1,2
13,1
(7,9)
5,2
0,2
(1,6)
(0,2)
(0,2)
(1,5)
(0,0)
2,0
13,7%
26,1%
(5,0)%
89,6%
31,3%
185,0%
(86,5)%
0,1%
(41,4)%
Vendas e prestações de serviços
As vendas e prestações de serviços aumentaram 1,8 milhões de Euros, ou 13,7%, de 13,1
milhões de Euros no primeiro semestre de 2005 para 14,9 milhões no primeiro semestre de
2006. Este aumento reflecte um aumento do preço unitário de venda de energia que foi no
entanto parcialmente anulado por uma redução na produção de energia de 1,6%, devido
essencialmente à paragem da Central do Carriço no primeiro semestre de 2006 causada por
uma avaria na turbina.
Custo das mercadorias vendidas
O custo das mercadorias vendidas aumentou 2,0 milhões de Euros, ou 26,1%, de 7,9 milhões
de Euros no primeiro semestre de 2005 para 9,9 milhões de Euros no primeiro semestre de
2006. Este aumento está relacionado com um aumento do preço do gás natural de 25,8%.
Resultados Operacionais
Os resultados operacionais do segmento de negócio Power cifraram-se em 1,2 milhões de
Euros no primeiro semestre de 2006, o que evidencia uma quebra de 0,8 milhões de Euros
(41,4%), face ao primeiro semestre de 2005, devido principalmente a uma redução de 0,3
milhões de Euros da margem bruta, ao aumento de fornecimentos e serviços externos em 0,5
milhões de Euros e de custos com pessoal em 0,4 milhões de Euros.
10.6
Comparação entre o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e o exercício
findo em 31 de Dezembro de 2004
As demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 foram
preparadas de acordo com as IFRS, que diferem do POC em aspectos importantes.
Adicionalmente, para efeitos comparativos, as demonstrações financeiras para o exercício
findo em 31 de Dezembro de 2004 foram preparadas de acordo com as IFRS e incluídas nas
demonstrações financeiras de 2005. Consequentemente, as demonstrações financeiras para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 não são susceptíveis de comparação
174
com os resultados relativos a outros períodos, que foram preparados de acordo com o POC
(vide Anexo II — “Resumo das Diferenças entre o POC e as IFRS” infra).
Análise dos Resultados
Em 2005, os resultados operacionais aumentaram 212,3 milhões de Euros, i.e. 32,6% em
comparação com 2004, para 862,7 milhões de Euros. Os resultados líquidos aumentaram
247,3 milhões de Euros, i.e. 54,5% em comparação com 2004, para 700,7 milhões de Euros.
Os resultados da Galp Energia beneficiaram da boa performance dos segmentos de Refinação
e Distribuição e de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural, devido ao aumento das
margens de refinação e dos preços e volumes de gás natural. Os custos operacionais totais
aumentaram apenas 8,4% em 2005 em relação a 2004 devido a um programa de controlo de
custos, que contribuiu para uma maior eficiência das operações. Para além disso, os
resultados de 2005 foram positivamente influenciados pela mais-valia obtida, no montante de
54,5 milhões de Euros, relativa à alienação da Portgás.
Para uma análise do impacto nos resultados da utilização do Replacement Cost em vez do
FIFO para valorizar o custo da mercadoria vendida, vide “Factores que Afectam a
Comparabilidade dos Resultados Históricos e Futuros e a Situação Financeira”.
O quadro seguinte apresenta os resultados consolidados para os exercícios findos em 31 de
Dezembro de 2005 e 2004, preparados de acordo com as IFRS.
Variação
31 de Dezembro
2005
2004
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços ......................
Custo das mercadorias vendidas ......................
Margem bruta.......................................
Outros proveitos operacionais .........................
Custos operacionais:
Fornecimento e serviços externos ....................
Custos com o pessoal .....................................
Outros custos operacionais .............................
Amortizações ................................................
Provisões......................................................
Total custos operacionais .....................
Resultados operacionais .......................
Custos financeiros – juros e similares ...............
Proveitos financeiros – juros e similares............
Diferenças de câmbio favoráveis (desfavoráveis)
Ganhos (perdas) em empresas do grupo e
associadas ....................................................
Rendimentos de Instrumentos Financeiros.........
Outros proveitos (custos) ...............................
Resultados correntes............................
Imposto sobre o rendimento ...........................
Resultados antes de interesses
minoritários .........................................
Interesses minoritários ...................................
Resultado líquido .................................
11.137,3
(9.162,1)
1.975,2
83,4
9.272,6
(7.597,9)
1.674,7
79,3
20,1%
20,6%
17,9%
5,2%
(525,6)
(269,6)
(71,3)
(306,8)
(22,5)
(468,4)
(250,9)
(75,5)
(294,2)
(14,6)
12,2%
7,5%
(5,6%)
4,3%
54,7%
(1.195,8)
(1.103,6)
8,4%
862,7
(62,0)
9,0
(16,6)
650,4
(67,7)
11,2
7,7
32,6%
(8,4%)
(20,2%)
-
105,2
(3,6)
(1,4)
25,3
(22,8)
(0,5)
(84,2%)
-
893,4
(188,8)
603,6
(145,8)
48,0%
29,5%
704,6
(3,9)
457,8
(4,4)
53,9%
(10,5%)
700,7
453,4
54,5%
175
Resultados da Galp Energia de acordo com as IFRS
Vendas e prestações de serviços
As vendas e prestações de serviços aumentaram 1.864,7 milhões de Euros, i.e. 20,1%, de
9.272,6 milhões de Euros em 2004 para 11.137,3 milhões de Euros em 2005. Esta variação
ficou a dever-se em larga medida ao aumento de 1.635,0 milhões de Euros nas vendas do
segmento de Refinação e Distribuição devido, principalmente, ao incremento do preço dos
produtos refinados e, em menor medida, ao crescimento do volume de vendas. Este aumento
das vendas e prestações de serviços é também devido, em menor escala, ao incremento dos
preços médios de venda de gás natural e ao crescimento do volume de vendas de gás natural,
sobretudo nos mercados eléctrico e industrial. As vendas e prestações de serviços, excluindo
ISP, ascenderam a 6.959,2 milhões de Euros em 2004 e a 8.854,2 milhões de Euros em 2005.
Custo das mercadorias vendidas
O custo das mercadorias vendidas aumentou 1.564,2 milhões de Euros em linha com as
receitas, i.e. 20,6%, de 7.597,9 milhões de Euros em 2004 para 9.162,1 milhões de Euros em
2005. Esta variação ficou a dever-se principalmente ao aumento de 1.456,8 milhões de Euros
no custo das mercadorias vendidas e das matérias consumidas do segmento de Refinação e
Distribuição, principalmente devido a um incremento de 38,6% nos preços médios de compra
de petróleo bruto.
Margem bruta
A margem bruta aumentou 300,5 milhões de Euros, i.e. 17,9%, de 1.674,7 milhões de Euros
em 2004 para 1.975,2 milhões de Euros em 2005. Esta variação da margem bruta ficou a
dever-se sobretudo ao incremento de 22,0% das margens de refinação e ao aumento de
21,5% da margem unitária no gás natural.
Outras Receitas Operacionais
Outras Receitas Operacionais aumentaram 4,1 milhões de Euros, i.e. 5.2%, de 79,3 milhões
de Euros em 2004 para 83,4 milhões de Euros em 2005, decorrentes principalmente do
aumento de taxas recebidas de revendedores relativamente à operação dos postos da
Empresa, subsídios de exploração, indemnização relativa ao acidente do terminal de Leixões
que foi recebida em 2005 e mais-valias obtidas em alienações de activos.
Custos operacionais
Os custos operacionais aumentaram 92,2 milhões de Euros, i.e. 8,4%, de 1.103,6 milhões de
Euros em 2004 para 1.195,8 milhões de Euros em 2005. Esta variação ficou a dever-se
sobretudo ao aumento de 57,2 milhões de Euros nos custos com Fornecimentos e Serviços
Externos essencialmente devido ao acréscimo de alguns custos relacionados com a evolução
dos preços internacionais do crude e de alguns produtos petrolíferos, que funcionam como
indexante de referência. Para além disso, em 2005 foi implementado um programa para
facilitar o armazenamento das reservas estratégicas ao abrigo do qual a EGREP, uma empresa
pública, fornece o armazenamento e serviços associados de uma parte das reservas
estratégicas de todos os intervenientes do mercado, mediante o pagamento de uma tarifa pelo
serviço prestado (vide “Legislação que regula a actividade do Emitente” supra para uma
apresentação das reservas estratégicas obrigatórias ao abrigo da Lei Portuguesa). Este
programa aumentou os custos com o armazenamento em 9,6 milhões de Euros devido aos
pagamentos efectuados à EGREP, com uma correspondente redução do capital empregue
176
devido à transferência de parte das reservas estratégicas da Galp Energia para esta empresa.
Também devido a este programa, uma vez que a Galp Energia fornece uma parte da
capacidade de armazenamento à EGREP, verificou-se um incremento das tarifas de
armazenamento recebidas. Os custos com o pessoal aumentaram 18,7 milhões de Euros
devido ao crescimento de 8,7 milhões de Euros nos benefícios pós emprego, relacionadas com
um aumento dos prémios dos seguros de saúde, e ao aumento do quadro de pessoal
relacionado com as operações da Empresa na Ilha da Madeira. Os custos com o pessoal foram
igualmente afectados pelo crescimento da actividade em Espanha. A rubrica de outros custos
operacionais, pelo contrário, diminuiu em 4,2 milhões de Euros, i.e. 5,6%, devido a uma
redução dos custos de hedging em resultado da diminuição das respectivas operações (vide
“Análise da Exploração e da Situação Financeira - Gestão de risco” infra).
Resultados operacionais
Em consequência do exposto, os resultados operacionais aumentaram 212,3 milhões de Euros,
i.e. 32,6%, de 650,4 milhões de Euros em 2004 para 862,7 milhões de Euros em 2005. Como
percentagem das vendas, excluindo ISP, aumentaram de 9,3% em 2004 para 9,7% em 2005.
Custos financeiros – juros e similares
Os custos financeiros decresceram 5,7 milhões de Euros, de 67,7 milhões de Euros em 2004
para 62,0 milhões de Euros em 2005. Esta redução ficou a dever-se principalmente a uma
diminuição da dívida de 380,8 milhões, i.e. 22%, de 1.729,9 milhões de Euros em 31 de
Dezembro de 2004 para 1.349,1 milhões de Euros em 31 de Dezembro de 2005. O efeito
desta redução foi parcialmente anulado por um aumento do custo médio da dívida (que inclui
pagamento de comissões e outros encargos) de 2,6% em 2004 para 2,8% em 2005.
Proveitos financeiros – juros e similares
Os proveitos financeiros decresceram 2,2 milhões de Euros, de 11,2 milhões de Euros em
2004 para 9,0 milhões de Euros em 2005. Esta redução foi principalmente devida a uma
redução de 69,7 milhões de Euros, i.e. 30,7%, das disponibilidades de 227,3 milhões de Euros
em 31 de Dezembro de 2004 para 157,6 milhões de Euros em 31 de Dezembro de 2005.
Diferenças de câmbio favoráveis (desfavoráveis)
As diferenças de câmbio líquidas decresceram 24,3 milhões de Euros, passando de um ganho
de 7,7 milhões de Euros em 2004 para uma perda de 16,6 milhões de Euros em 2005. Esta
perda ficou a dever-se principalmente à valorização de 13,4% do US$ face ao Euro, que
aumentou os pagamentos em Euros aos fornecedores e outros credores e os referentes a
empréstimos bancários. O efeito negativo desta valorização foi, em parte, compensado por um
aumento dos ganhos nas contas de clientes.
Ganhos (perdas) em empresas do grupo e associadas
Esta rubrica aumentou 79,9 milhões de Euros, de 25,3 milhões de Euros em 2004 para 105,2
milhões de Euros em 2005. Esta variação foi principalmente devida à mais-valia de 54,5
milhões de Euros resultante da venda da participação de 46,6% na Portgás e ao aumento dos
resultados apropriados pela aplicação do método de equivalência patrimonial das participações
minoritárias da Galp Energia na EMPL e CLH.
177
Imposto sobre o rendimento
O imposto sobre o rendimento aumentou 43,0 milhões de Euros, i.e. 29,5%, de 145,8 milhões
de Euros em 2004 para 188,8 milhões de Euros em 2005. Esta variação ficou a dever-se ao
aumento do resultado sujeito a imposto. A taxa de imposto efectiva diminuiu de 24,2% em
2004 para 21,1% em 2005, devido ao impacto dos impostos diferidos.
Resultado líquido
O resultado líquido aumentou 247,3 milhões de Euros, i.e. 54,5%, de 453,4 milhões de Euros
em 2004 para 700,7 milhões em 2005. Como percentagem de vendas e prestações de serviços,
excluindo ISP, o resultado líquido aumentou de 6,5% em 2004 para 7,9% em 2005.
Resultados Operacionais por Segmento de Negócio
Resumo
Os quadros seguintes apresentam, por segmento de negócio, a margem bruta e os resultados
operacionais para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
31 de Dezembro
2005
Variação
2004
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Margem bruta:
Exploração e Produção ...................................
Refinação e Distribuição .................................
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
Distribuição de Gás Natural.............................
Power ..........................................................
Outros
(1)
Total ..............................................
62,1
1.493,8
255,1
137,7
9,0
17,6
42,4
1.315,5
189,6
124,7
4,7
(2,2)
46,6%
13,5%
34,5%
10,4%
92,5%
-
1.975,2
1.674,7
17,9%
_______________________
(1) Consiste em corporate overhead (custos de estrutura) e eliminação inter-segmentos.
31 de Dezembro
2005
Variação
2004
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Resultados operacionais:
Exploração e Produção...................................
Refinação e Distribuição.................................
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural . .....
Distribuição de Gás Natural ............................
Power .........................................................
Outros
(1)
Total ..............................................
18,2
601,9
186,3
58,5
0,8
(2,9)
(18,9)
520,4
113,0
50,1
(0,04)
(14,1)
196,1%
15,7%
64,8%
16,8%
(79,4%)
862,7
650,4
32,6%
________________________________
(1) Consiste em corporate overhead (custos de estrutura) e eliminação inter-segmentos.
178
Exploração e Produção
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de negócio Exploração e Produção
para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
31 de Dezembro
2005
Variação
2004
%
(em milhões de Euros, excepto
indicação em contrário)
Vendas e prestações de serviços .....................
Custo das mercadorias vendidas .....................
Margem bruta ......................................
Outros proveitos operacionais ........................
Fornecimento e serviços externos ...................
Custos com o pessoal ....................................
Outros custos operacionais ............................
Amortizações ...............................................
Provisões.....................................................
Resultados operacionais ......................
66,6
(4,6)
42,6
(0,2)
56,5%
-
62,1
0,4
(15,0)
(0,6)
(6,7)
(18,7)
(3,3)
42,4
0,08
(10,9)
(0,3)
(5,7)
(44,0)
(0,4)
46,6%
37,7%
17,9%
(57,6%)
-
18,2
(18,9)
-
Margem bruta
A margem bruta aumentou 19,7 milhões de Euros, i.e. 46,6%, de 42,4 milhões de Euros em
2004 para 62,1 milhões de Euros em 2005. Esta variação ficou a dever-se principalmente ao
aumento de 46,0% no preço de venda médio do barril de US$31,1 em 2004 para US$44,6 em
2005 e ao aumento de 7% do volume de crude vendido para 1,8 milhões de barris em 2005. O
aumento do preço de venda médio por barril em 2005 esteve em linha com o aumento de
44,9% nos preços de referência médios por barril de crude Brent Dated para o mesmo período.
O aumento do volume de vendas deveu-se, essencialmente, à recuperação da taxa de
eficiência de processamento do Floating, Production, Storage and Offloading (FPSO) do Bloco
14 em Angola, que enfrentou dificuldades técnicas em 2004, de 88% nesse ano para 96% em
2005.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 37,1 milhões de Euros, de 18,9 milhões de Euros
negativos em 2004 para 18,2 milhões de Euros positivos em 2005. Esta variação resultou
principalmente do custo com a provisão para imparidade de 31,9 milhões de Euros relacionado
com o Bloco 33 em Angola, registado em 2004, e do aumento do preço médio de venda por
barril e dos volumes vendidos no ano de 2005. Este efeito foi parcialmente absorvido pelos
aumentos, em 2005, das amortizações (excluindo o efeito do custo de imparidade de 31,9
milhões de Euros) relativos aos volumes de produção mais elevados e dos Fornecimentos e
Serviços Externos relativos à produção e aos custos de exploração em Angola, impostos em
Angola e aumento de outros custos operacionais relativos à exploração no Brasil. Como
percentagem das vendas e prestações de serviços, os resultados operacionais foram de 27,3%
em 2005, aumentando de 44,5%, negativos em 2004.
Refinação e Distribuição
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de Refinação e Distribuição para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
179
31 de Dezembro
2005
2004
Variação
%
(em milhões de Euros, excepto indicação
em contrário)
Vendas e prestações de serviços .......................
Custo das mercadorias vendidas .......................
Margem bruta ........................................
Outros proveitos operacionais ...........................
Fornecimento e serviços externos......................
Custos com o pessoal ......................................
Outros custos operacionais ...............................
Amortizações..................................................
Provisões .......................................................
Resultados operacionais ........................
10.029,8
(8.536,0)
8.394,8
(7.079,2)
19,5%
20,6%
1.493,8
91,5
(471,3)
(220,9)
(44,5)
(229,5)
(17,3)
1.315,5
90,8
(419,2)
(200,2)
(61,0)
(194,1)
(11,5)
13,5%
0,8%
12,4%
10,3%
(27,1%)
18,3%
49,6%
601,9
520,4
15,7%
Margem bruta
A margem bruta aumentou 178,3 milhões de Euros, i.e. 13,5%, de 1.315,5 milhões de Euros
em 2004 para 1.493,8 milhões de Euros em 2005, nomeadamente em resultado de:
•
Um aumento de 22,0% das margens de refinação, de $6,0 bbl em 2004 para
$7,3 bbl em 2005, devido a preços de venda mais elevados resultantes do
aumento da procura de produtos refinados nos EUA e na China e das
perturbações no fornecimento nos EUA causadas pelos furacões Katrina e Rita,
que reduziram de forma significativa a capacidade de refinação dos EUA;
•
Um aumento de 2,0% no volume de produtos petrolíferos vendidos, de 14,9
milhões de toneladas em 2004 para 15,2 milhões de toneladas em 2005,
sobretudo devido a um aumento de 19,5% nas vendas no mercado grossista
em Espanha (antes da contribuição da BP Enertica, cuja aquisição ocorreu em
30 de Setembro de 2004); e
O aumento da actividade de fornecimento de fuel bancas devido ao aumento
das actividades da indústria marítima.
•
Resultados Operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 81,4 milhões de Euros, i.e. 15,7%, de 520,4 milhões
de Euros em 2004 para 601,9 milhões em 2005. Esta variação resultou essencialmente do
aumento da margem bruta, da diminuição de outros custos operacionais em resultado da
diminuição das actividades de hedging e também da redução das perdas resultantes da
alienação de activos em 2004, no seguimento do esforço levado a cabo no sentido de
optimizar a eficiência do Capital Empregue. Este efeito foi parcialmente absorvido pelo
aumento de alguns custos variáveis, tais como fornecimentos e serviços relacionados com o
transporte, armazenamento e logística devidos ao aumento da actividade, e pelo incremento
dos custos com o pessoal, relacionados com benefícios pós emprego. A aquisição da Ptroval
em Espanha e o investimento em armazenamento na ilha da Madeira também tiveram um
impacto na base de custos relacionados com as rendas pagas para utilização dos terminais
terrestres e em portos. Como percentagem das vendas excluindo ISP, os resultados
operacionais diminuíram de 7,5% em 2004 para 6,8% em 2005.
180
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de negócio Aprovisionamento e Venda
de Gás Natural para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
31 de Dezembro de
2005
2004
Variação
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços ...........
Custo das mercadorias vendidas............
Margem bruta ............................
Outros proveitos operacionais ...............
Fornecimento e serviços externos ..........
Custos com o pessoal ..........................
Outros custos operacionais ...................
Amortizações......................................
Provisões ...........................................
Resultados operacionais ............
956,5
(701,5)
705,1
(515,5)
35,6%
36,1%
255,1
5,3
(26,6)
(13,1)
(2,3)
(31,2)
(0,8)
189,6
4,1
(29,2)
(14,9)
(3,6)
(31,0)
(2,1)
34,5%
28,2%
(9,0%)
(11,6%)
(36,7%)
0,9%
(60,0%)
186,3
113,0
64,8%
Margem bruta
A margem bruta aumentou 65,5 milhões de Euros, i.e. 34,5%, de 189,6 milhões de Euros em
2004 para 255,1 milhões de Euros em 2005. Esta variação resultou em parte do aumento de
22% da margem unitária média do gás natural, de 0,041 Euros/m3 em 2004 para 0,050
Euros/m3 em 2005. Adicionalmente, o crescimento dos volumes vendidos, principalmente
devido ao aumento de 16,7%, para 2,0 bcm, da procura de gás natural para geração de
electricidade teve igualmente um impacto favorável na Margem Bruta. Este aumento de
procura de gás natural para geração de electricidade ficou a dever-se à redução dos níveis de
precipitação e também à capacidade adicional de geração de energia a gás natural instalada
em Portugal. O aumento de 11,9%, para 1,4 bcm, do volume de gás natural consumido pelos
grandes clientes industriais (principalmente fabricantes de vidro e cerâmica) teve também um
impacto significativo.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 73,3 milhões de Euros, i.e. 64,8%, de 113,0 milhões
de Euros em 2004 para 186,3 milhões de Euros em 2005. Esta variação dos resultados
operacionais ficou a dever-se principalmente a margens unitárias do gás natural mais elevadas,
diminuição dos custos com pessoal, e, em menor medida, à redução dos custos unitários tais
como manutenção, assistência técnica e assistência a clientes. A redução das provisões de
clientes teve igualmente um efeito positivo. Como percentagem das vendas e prestações de
serviços os resultados operacionais aumentaram de 16,0% em 2004 para 19,5% em 2005.
Distribuição de Gás Natural
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de negócio Distribuição de Gás
Natural para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
181
31 de Dezembro
2005
Variação
2004
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços .....................
Custo das mercadorias vendidas .....................
Margem bruta ......................................
Outros proveitos operacionais .........................
Fornecimento e serviços externos....................
Custos com o pessoal ....................................
Outros custos operacionais .............................
Amortizações................................................
Provisões .....................................................
Resultados operacionais ......................
226,1
(88,3)
196,5
(71,8)
15,0%
23,0%
137,7
7,2
(38,6)
(22,3)
(1,8)
(22,5)
(1,2)
124,7
6,7
(35,9)
(23,3)
(2,1)
(19,9)
(0,1)
10,4%
7,2%
7,7%
(4,3%)
(17,2%)
13,1%
-
58,5
50,1
16,8%
Margem bruta
A margem bruta aumentou 13,0 milhões de Euros, i.e. 10,4%, de 124,7 milhões de Euros em
2004 para 137,7 milhões de Euros em 2005. Esta variação ficou a dever-se principalmente ao
aumento de 5,9% da margem unitária de 0,305 Euros/m3 em 2004 para 0,323 Euros/m3 em
2005. As margens unitárias mais elevadas devem-se ao aumento de 10,6% nas tarifas médias
de distribuição de gás natural em 2005. Adicionalmente, o aumento da margem bruta resultou
do crescimento de 4,7% do volume de vendas de gás natural, de 382,3 milhões de m3 em
2004 para 400,1 milhões m3 em 2005. Este aumento do volume é em larga medida atribuível
a um aumento de 7,2% do número de clientes, de cerca de 575,8 mil em 31 de Dezembro de
2004, para 617 mil em 31 de Dezembro de 2005.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 8,4 milhões, i.e. 16,8%, de 50,1 milhões de Euros em
2004 para 58,5 milhões em 2005, devido ao incremento da margem bruta. Este efeito foi
parcialmente absorvido pelo aumento das amortizações relacionadas com as conversões de
clientes para gás natural, pelo incremento das provisões sobre as contas a receber de clientes
e por um aumento dos custos variáveis relacionados com determinados processos-chave do
negócio, tais como inspecções e leituras, facturação e cobranças. Como percentagem das
vendas e prestações de serviços os resultados operacionais aumentaram de 25,5% em 2004
para 25,9% em 2005.
Power
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de Power para os exercícios findos
em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
182
31 de Dezembro
Variação
2004
2005
%
(em milhões de Euros, excepto indicação
em contrário)
Vendas e prestações de serviços ....................
Custo das mercadorias vendidas ....................
Margem bruta ......................................
Outros proveitos operacionais .......................
Fornecimento e serviços externos ..................
Custos com o pessoal ...................................
Outros custos operacionais ...........................
Amortizações ..............................................
Provisões....................................................
Resultados operacionais ......................
24,8
(15,8)
14,2
(9,6)
74,0%
65,0%
9,0
0,4
(5,1)
(0,3)
(0,4)
(2,9)
(0,03)
4,7
1,2
(2,9)
(0,2)
(0,04)
(2,9)
0,07
92,5%
(64,7%)
78,0%
40,5%
(0,6%)
-
0,8
(0,04)
-
Vendas e prestações de serviços
As vendas e prestações de serviços aumentaram 10,6 milhões de Euros, 74,0%, de 14,2
milhões de Euros em 2004 para 24,8 milhões de Euros em 2005. Esta variação ficou a deverse principalmente ao incremento de 57,6% na geração de electricidade, para 238 GWh.
Custo das mercadorias vendidas
O custo das mercadorias vendidas aumentou 6,2 milhões de Euros, i.e. 65,0%, de 9,6 milhões
de Euros em 2004 para 15,8 milhões de Euros em 2005. Esta variação resultou principalmente
do incremento de 52% no consumo de gás natural, para 70 milhões de m3 em 2005, e do
aumento de 9% em média nos preços do gás natural.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 0,84 milhões, de 0,04 milhões de Euros negativos em
2004 para 0,8 milhões de Euros positivos em 2005. Como percentagem das vendas e
prestações de serviços os resultados operacionais foram de 0,3% negativos em 2004 e 3,0%
em 2005.
10.7
Comparação entre o exercício findo em 31 de Dezembro de 2004 e o exercício
findo em 31 de Dezembro de 2003
As demonstrações financeiras para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003
foram preparadas de acordo com o POC, que difere das IFRS em alguns aspectos importantes.
Consequentemente, as demonstrações financeiras para os exercícios findos em 31 de
Dezembro de 2004 e 2003 não são susceptíveis de comparação com os resultados relativos a
outros períodos, que foram preparados de acordo com as IFRS (vide Anexo II - “Resumo das
Diferenças entre o POC e as IFRS” infra).
Análise dos Resultados
Em 2004, os resultados operacionais aumentaram 104,3 milhões de Euros, i.e. 31,2%, em
comparação com 2003, para 438,8 milhões de Euros. Os resultados líquidos aumentaram 85,7
milhões de Euros, i.e. 34,6%, em comparação com 2003, para 333,1 milhões de Euros. Esta
performance positiva deveu-se sobretudo ao aumento de margens de refinação em 2004 e ao
aumento do volume de gás natural vendido. Os custos operacionais totais aumentaram 17,4%
183
de 2003 para 2004, essencialmente devido a provisões relativas aos poços de exploração de
petróleo e aos bónus de assinatura do Bloco 33 em Angola.
O quadro seguinte apresenta os resultados consolidados da Galp Energia para os exercícios
findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003, preparados de acordo com o POC.
Variação
31 de Dezembro
2004
2003
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços ......................
9.258,5
(7.733,3)
7.413,5
(6.170,2)
24,9%
25,3%
1.525,2
68,2
1.243,4
74,6
22,7%
(8,6%)
(437,3)
(255,1)
(69,3)
(318,4)
(74,5)
(391,8)
(225,8)
(51,3)
(298,0)
(16,7)
11,6%
13,0%
35,2%
6,9%
-
(1.154,6)
(983,6)
17,4%
438,8
8,0
(72,7)
9,8
334,5
9,6
(71,0)
17,8
31,2%
(16,8%)
2,4%
(45,4%)
25,5
(0,3)
22,8
(0,1)
11,6%
-
409,0
40,6
313,6
55,5
30,4%
(26,9%)
Interesses minoritários ...................................
449,6
(111,9)
(4,6)
369,1
(118,7)
(3,0)
21,8%
(5,7%)
54,4%
Resultado líquido .................................
333,1
247,4
34,6%
Custo das mercadorias vendidas ......................
Margem bruta (1) ..................................
Outros proveitos operacionais .........................
Custos operacionais:
Fornecimento e serviços externos ....................
Custos com o pessoal .....................................
Outros custos operacionais .............................
Amortizações ................................................
Provisões......................................................
Total custos operacionais .....................
Resultados operacionais .......................
Diferenças de câmbio favoráveis (desfavoráveis)
Custos financeiros – juros e similares ...............
Proveitos financeiros – juros e similares ...........
Ganhos (perdas) em empresas do grupo e
associadas ....................................................
Outros proveitos (custos) ...............................
Resultados correntes............................
Resultados extraordinários ..............................
Resultados antes de imposto e
interesses minoritários.........................
Imposto sobre o rendimento ...........................
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2003 e 2004 (POC), dado que incluem prestações
de serviços.
Resultados da Galp Energia de acordo com o POC
Vendas e prestações de serviços
As vendas e prestações de serviços aumentaram 1.845 milhões de Euros, i.e. 24,9%, de
7.413,5 milhões de Euros em 2003 para 9.258,5 milhões de Euros em 2004. Esta variação
ficou a dever-se essencialmente ao aumento de 1.711,7 milhões de Euros das vendas do
segmento de negócio de Refinação e Distribuição, sobretudo devido ao incremento dos preços
dos produtos refinados. O aumento deveu-se também, em menor escala, ao crescimento do
volume de vendas de gás natural. As vendas e prestações de serviços, excluindo ISP,
ascenderam, em 2003, a 5.314,9 milhões de Euros, e, em 2004, a 6.945,2 milhões de Euros.
Custo das mercadorias vendidas
O custo das mercadorias vendidas aumentou 1.563,1 milhões de Euros em linha com as
receitas, i.e. 25,3%, de 6.170,2 milhões de Euros em 2003 para 7.733,3 milhões de Euros em
2004. Esta variação ficou a dever-se principalmente ao aumento de 1.528,2 milhões de Euros
184
no custo das mercadorias vendidas do segmento de Refinação e Distribuição devido
essencialmente a um incremento de 31,7% dos preços médios de compra de petróleo bruto.
Este aumento está em linha com o aumento de 32,7% nos preços de referência médios de
crude Brent Dated para esse período.
Margem bruta
A margem bruta aumentou 281,8 milhões de Euros, i.e. 22,7%, de 1.243,4 milhões de Euros
em 2003 para 1.525,2 milhões de Euros em 2004. Esta variação da margem bruta ficou a
dever-se sobretudo ao aumento das margens de refinação em 2004 e ao aumento dos preços
e volumes de vendas de gás natural em 2004.
Outras Receitas Operacionais
Outras Receitas Operacionais reduziram 6,4 milhões de Euros, i.e. 8,6%, de 74,6 milhões
Euros em 2003 para 68,2 milhões de Euros em 2004, decorrentes principalmente
diminuição das taxas recebidas de revendedores relativamente à operação dos postos
Empresa, dos subsídios de exploração e da redução das mais-valias obtidas em alienações
activos face a 2003.
de
da
da
de
Custos operacionais
Os custos operacionais aumentaram 171,0 milhões de Euros, i.e. 17,4%, de 983,6 milhões de
Euros em 2003 para 1.154,6 milhões de Euros em 2004. Esta variação ficou a dever-se
sobretudo ao aumento de 57,8 milhões de Euros nas provisões, essencialmente associadas à
provisão para imparidade no Bloco 33 em Angola, e ao incremento nos custos com
Fornecimentos e Serviços Externos e Custos com Pessoal associados à expansão da actividade
de comercialização em Espanha realizada por crescimento orgânico e por aquisições, como foi
o caso da BP Enértica.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 104,3 milhões de Euros, i.e. 31,2%, de 334,5 milhões
de Euros em 2003 para 438,8 milhões de Euros em 2004. Como percentagem das vendas e
prestações de serviços, excluindo ISP, foram de 6,3% tanto em 2004 como em 2003.
Custos financeiros – juros e similares
Os custos financeiros aumentaram 1,7 milhões de Euros, de 71,0 milhões de Euros em 2003
para 72,7 milhões de Euros em 2004. Este aumento ficou a dever-se principalmente a um
crescimento de outros custos financeiros, incluindo comissões bancárias para prestação de
garantias, operações estruturadas e outros serviços bancários. Este incremento foi
parcialmente compensado por uma diminuição dos juros pagos em virtude da redução da
dívida bruta de 2.119,8 milhões de Euros em 2003 para 1.730,7 milhões de Euros em 2004.
Proveitos financeiros – juros e similares
Os proveitos financeiros diminuíram 8,0 milhões de Euros, de 17,8 milhões de Euros em 2003
para 9,8 milhões de Euros em 2004. Esta redução foi principalmente devida a 3,2 milhões de
Euros de juros relativos a rendas devidas pela utilização da infra-estrutura da Galp Energia,
reconhecidos em 2003 e que deixaram de ser reconhecidos em 2004, e ao reconhecimento de
185
3,0 milhões de Euros de juros sobre a opção de venda das acções da ONI, SGPS, S.A. (“ONI”),
alienadas à EDP, também em 2003.
Diferenças de câmbio favoráveis (desfavoráveis)
As diferenças de câmbio líquidas diminuíram 1,6 milhões de Euros, passando de 9,6 milhões
de Euros em 2003 para 8,0 milhões de Euros em 2004. Esta diminuição ficou a dever-se
principalmente à desvalorização de 7,8% do US$ face ao Euro em 2004, comparada com uma
desvalorização de 20,4% em 2003.
Ganhos (perdas) em empresas do grupo e associadas
Esta rubrica aumentou 2,7 milhões de Euros, passando de 22,8 milhões de Euros em 2003
para 25,5 milhões em 2004.
Resultados extraordinários
Os resultados extraordinários sofreram uma redução de 14,9 milhões de Euros, de 55,5
milhões de Euros em 2003 para 40,6 milhões de Euros em 2004. Esta redução está em parte
relacionada com a mais-valia, reconhecida em 2003, obtida na operação de swaps de postos
com a Cepsa e a Total.
Imposto sobre o rendimento
O imposto sobre o rendimento decresceu 6,8 milhões de Euros, de 118,7 milhões de Euros em
2003 para 111,9 milhões de Euros em 2004, principalmente devido ao reconhecimento de
impostos diferidos. A taxa de imposto efectiva baixou de 32,2% em 2003 para 24,9% em
2004, devido ao efeito do diferimento de impostos.
Resultado líquido
O resultado líquido aumentou 85,7 milhões de Euros, i.e. 34,6%, de 247,4 milhões de Euros
em 2003 para 333,1 milhões de Euros em 2004. Como percentagem das vendas e prestações
de serviços, excluindo ISP, o resultado líquido aumentou de 4,7% em 2003 para 4,8% em
2004.
Resultados Operacionais por Segmento de Negócio
Resumo
Os quadros seguintes apresentam, por segmento de negócio, a margem bruta e os resultados
operacionais para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003:
186
31 de Dezembro
Variação
2003
2004
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Margem bruta(1):
Exploração e Produção ..................................
Refinação e Distribuição ................................
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
Distribuição de Gás Natural ............................
Power .........................................................
Outros
(2)
Total ....................................................
42,4
1.167,3
188,2
124,7
4,7
(2,0)
38,0
983,9
122,2
104,7
(0,1)
(5,3)
11,4%
18,6%
54,0%
19,1%
61,6%
1.525,2
1.243,4
22,7%
_______________________
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2003 e 2004 (POC), dado que incluem prestações
de serviços.
(2) Consiste em corporate overhead (custos de estrutura) e eliminação inter-segmentos.
31 de Dezembro
Variação
2003
2004
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Resultados operacionais:
Exploração e Produção ..................................
Refinação e Distribuição ................................
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural . .....
Distribuição de Gás Natural............................
Power .........................................................
Outros
(1)
Total..............................................
(19,3)
338,9
93,9
38,9
(0,2)
(13,4)
7,6
262,6
63,1
24,3
(1,6)
(21,3)
29,1%
49,0%
60,1%
89,8%
37,3%
438,8
334,5
31,2%
_______________________
(1) Consiste em corporate overhead (custos de estrutura) e eliminação inter-segmentos.
Exploração e Produção
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de Exploração e Produção para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003:
31 de Dezembro
Variação
2003
2004
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços .....................
Custo das mercadorias vendidas .....................
Margem bruta(1) ..................................
Outros proveitos operacionais .........................
Fornecimento e serviços externos....................
Custos com o pessoal ....................................
Outros custos operacionais .............................
Amortizações ...............................................
Provisões .....................................................
Resultados operacionais .....................
42,6
(0,2)
38,4
(0,4)
10,9%
(40,7%)
42,4
0,03
(11,0)
(0,2)
(5,7)
(12,5)
(32,3)
38,0
0,03
(11,0)
(0,3)
(6,8)
(11,8)
(0,5)
11,4%
(0,2%)
(34,6%)
(16,5%)
6,2%
-
(19,3)
7,6
-
_______________________
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2003 e 2004 (POC), dado que a margem bruta
inclui prestações de serviços.
187
Margem bruta
A margem bruta aumentou 4,4 milhões de Euros, i.e. 11,4%, de 38,0 milhões de Euros em
2003 para 42,4 milhões de Euros em 2004. Esta variação ficou a dever-se principalmente ao
aumento de 19% do preço médio de venda por barril de US$24,0 em 2003 para US$31,1 em
2004, parcialmente absorvido por uma quebra de 8% no volume de vendas para 1,7 milhões
de barris em 2004. O aumento no preço médio de venda por barril em 2004 esteve em linha
com o aumento médio de 32,7% por barril do preço de referência do crude Brent Dated para o
mesmo período. A quebra registada nas vendas esteve relacionada com dificuldades técnicas
verificadas no campo do Kuito, em Angola, relacionadas com o FPSO, e que conduziram a uma
redução de 8,1% da quantidade do petróleo bruto produzido.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais registaram uma redução de 26,9 milhões Euros, de 7,6 milhões
Euros em 2003 para 19,3 milhões Euros negativos em 2004. Esta diminuição dos resultados
operacionais ficou a dever-se principalmente a uma provisão de 31,9 milhões de Euros
constituída para fazer face à eventualidade do bloco não ter viabilidade económica e cobrir o
investimento relativo à participação da Galp Energia no Bloco 33 em Angola, o qual o operador
acredita não ter as condições para desenvolvimento comercial.
Refinação e Distribuição
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de Refinação e Distribuição para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003:
31 de Dezembro
2004
Variação
2003
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços......................
Custo das mercadorias vendidas ......................
Margem bruta(1) ....................................
Outros proveitos operacionais .........................
Fornecimento e serviços externos ....................
Custos com o pessoal.....................................
Outros custos operacionais .............................
Amortizações ................................................
Provisões .....................................................
Resultados operacionais ......................
8.380,6
(7.213,3)
6.668,9
(5.685,1)
25,7 %
26,9%
1.167,3
77,7
(387,5)
(203,9)
(59,6)
(220,2)
(34,8)
983,9
73,3
(346,2)
(176,7)
(39,6)
(218,8)
(13,3)
18,6%
6,0%
11,9%
15,4%
50,7%
0,6%
16,7%-
338,9
262,6
29,1%
_______________________
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2003 e 2004 (POC), dado que a margem bruta
inclui prestações de serviços.
Margem bruta
A margem bruta aumentou 183,4 milhões de Euros, i.e. 18,6%, de 983,9 milhões de Euros em
2003 para 1.167,3 milhões de Euros em 2004, principalmente em resultado de:
•
um aumento de 62,1% nas margens de refinação de $3,7 bbl em 2003 para
$6,0 bbl em 2004, devido essencialmente ao aumento da procura de produtos
refinados nos EUA e na China e às limitações da oferta mundial. Estas
limitações ficaram a dever-se tanto às novas disposições relativas ao baixo
188
•
•
conteúdo de enxofre para o gasóleo e gasolina na Europa como à temporária,
mas acentuada, descida da capacidade de refinação nos EUA devido ao furacão
Ivan;
um aumento de 4,9% no volume de produtos petrolíferos vendidos, de 14,2
milhões de toneladas em 2003 para 14,9 milhões de toneladas em 2004. Este
aumento ficou a dever-se sobretudo ao aumento de 9,7% nas exportações para
os EUA, para 0,8 milhões de toneladas em 2004 e ao aumento de 38,2% nas
vendas grossistas em Espanha, resultantes da aquisição da BP Enértica em
Setembro de 2004; e
um aumento de 4,1% no volume de combustível vendido nos postos da Galp
Energia, para 3,3 mil milhões de litros, resultado de um aumento no volume de
vendas médio por estação de serviço propriedade da Empresa de 2,9 milhões
de litros em 2003 para 3,0 milhões de litros em 2004.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 76,3 milhões de Euros, i.e. 29,1%, de 262,6 milhões
de Euros em 2003 para 338,9 milhões de Euros em 2004. Esta variação foi essencialmente
devida a um aumento da margem bruta, parcialmente compensada por um aumento quer dos
Custos com o Pessoal quer dos Fornecimentos e Serviços Externos devido à aquisição da BP
Enertica e ao crescimento resultante das aquisições e expansão da rede de postos. A
conversão de alguns postos em Espanha de estações operadas por revendedores para
estações operadas pela Empresa, também contribuiu para o crescimento dos Custos com o
Pessoal e dos Fornecimentos e Serviços Externos. Os investimentos realizados na refinaria de
Sines relativos à Paragem Programada, que tiveram um custo de 17,1 milhões de Euros em
2004, contribuíram também para o aumento dos Fornecimentos e Serviços Externos em 2004.
Como percentagem das vendas e prestações de serviços, excluindo ISP, os resultados
operacionais foram de 4,9% tanto em 2004 e em 2003.
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de Aprovisionamento e Venda de Gás
Natural para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003:
31 de Dezembro
2004
Variação
2003
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços .................
Custo das mercadorias vendidas .................
Margem bruta(1) ...............................
Outros proveitos operacionais .....................
Fornecimento e serviços externos................
Custos com o pessoal ................................
Outros custos operacionais .........................
Amortizações............................................
Provisões .................................................
Resultados operacionais .................
705,1
(516,9)
600,0
(477,8)
17,5%
8,2%
188,2
4,1
(27,1)
(15,1)
(3,2)
(46,6)
(6,3)
122,2
9,2
(19,8)
(14,1)
(1,0)
(32,8)
(0,7)
54,0%
(55,2%)
36,9%
6,8%
42,1%
-
93,9
63,1
49,0%
_______________________
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2003 e 2004 (POC), dado que a margem bruta
inclui prestações de serviços.
189
Margem bruta
A margem bruta aumentou 66,0 milhões de Euros, i.e. 54%, de 122,2 milhões de Euros em
2003 para 188,2 milhões de Euros em 2004. Esta variação ficou a dever-se essencialmente ao
aumento de 31,7% da margem unitária de gás natural média de 0,031 Euros/m3 em 2003
para 0,040 Euros/m3 em 2004. Adicionalmente, o volume de gás natural vendido aumentou
16,6% de 3,4 bcm em 2003 para 4,0 bcm em 2004. Este crescimento deveu-se,
principalmente, ao aumento de 53,6% para 1,7 bcm, da procura para geração de electricidade,
impulsionada pelos níveis de precipitação invulgarmente baixos em 2004.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 30,8 milhões de Euros, i.e. 49,0%, de 63,1 milhões
de Euros em 2003 para 93,9 milhões de Euros em 2004. Em 2004 entrou em funcionamento o
terminal de GNL, o que resultou num aumento generalizado da base de custos, como os
Fornecimentos e Serviços Externos e as Amortizações. Este aumento, contudo, não provocou
uma diminuição da eficiência operacional uma vez que os resultados operacionais, como
percentagem das vendas e prestações de serviços, aumentaram de 10,5% em 2003 para
13,3% em 2004.
Distribuição de Gás Natural
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de negócio de Distribuição de Gás
Natural para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003:
31 de Dezembro
2004
Variação
2003
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços .....................
196,5
Custo das mercadorias vendidas .....................
Margem bruta(1) ................................
Outros proveitos operacionais .........................
Fornecimento e serviços externos....................
Custos com o pessoal ....................................
Outros custos operacionais .............................
Amortizações ...............................................
(71,8)
174,1
(69,4)
12,9%
3,5%
124,7
8,6
(34,8)
(23,7)
(1,3)
(33,7)
(1,0)
104,7
9,4
(31,8)
(22,4)
(1,1)
(31,9)
(2,7)
19,1%
(8,4%)
9,5%
5,8%
11,3%
5,8%
(62,5%)
38,9
24,3
60,1%
Provisões .....................................................
Resultados operacionais ...................
_______________________
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2003 e 2004 (POC), dado que a margem bruta
inclui prestações de serviços.
Margem bruta
A margem bruta aumentou 20 milhões de Euros, i.e. 19,1%, de 104,7 milhões de Euros em
2003 para 124,7 milhões de Euros em 2004. Esta variação ficou a dever-se principalmente a
um aumento de 8,2% da margem unitária de 0,282 Euros/m3 em 2003 para 0,305 Euros/m3
em 2004. As margens unitárias mais elevadas resultaram em parte de um aumento de 2,4%
das tarifas médias da distribuição do gás natural em 2004. O aumento na margem bruta foi
igualmente devido a um aumento de 9,9% no volume de vendas de gás natural, de 348
milhões de m3 em 2003 para 382,3 milhões de m3 em 2004. Este aumento no volume é em
190
larga medida justificado por um crescimento de 7,8% do número dos clientes, de cerca de
533,9 mil em 31 de Dezembro de 2003 para cerca de 575,8 mil em 31 de Dezembro de 2004.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 14,6 milhões de Euros, i.e. 60.1%, de 24,3 milhões
em 2003 para 38,9 milhões em 2004. Este aumento dos resultados operacionais foi sobretudo
devido a uma redução de 2,8% dos custos unitários (Fornecimentos e Serviços Externos e
Custos com Pessoal por m3 de gás natural vendido) em resultado de iniciativas de redução de
custos, tais como a optimização de processos de medição e gestão de reclamações de clientes.
Como percentagem das vendas e prestações de serviços os resultados operacionais foram de
13,9% em 2003 e de 19,8% em 2004.
Power
O quadro seguinte apresenta os resultados do segmento de negócio do Power para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003:
31 de Dezembro
2004
Variação
2003
%
(em milhões de Euros, excepto indicação em
contrário)
Vendas e prestações de serviços ......................
Custo das mercadorias vendidas ......................
Margem bruta(1) ...............................
Outros proveitos operacionais ..........................
Fornecimento e serviços externos.....................
Custos com o pessoal .....................................
Outros custos operacionais ..............................
Amortizações ................................................
Provisões ......................................................
Resultados operacionais .................
14,2
(9,5)
0,7
(0,8)
-
4,7
1,8
(3,4)
(0,2)
(0,04)
(3,0)
(0)
(0,1)
2,7
(3,4)
(0,5)
(0,2)
(0,1)
(0)
(33,9%)
0,6%
(60,6%)
(72,5%)
-
(0,2)
(1,6)
87,5%
_______________________
(1) Estes valores diferem dos apresentados nos Relatórios e Contas 2003 e 2004 (POC), dado que a margem bruta
inclui prestações de serviços.
Vendas e prestações de serviços
As vendas aumentaram 13,5 milhões de Euros, de 0,7 milhões de Euros em 2003 para 14,2
milhões de Euros em 2004. Este aumento ficou a dever-se à entrada em funcionamento de
duas centrais de cogeração em 2004.
Custo das mercadorias vendidas
O custo das mercadorias vendidas aumentou 8,7 milhões de Euros, de 0,8 milhões de Euros
em 2003 para 9,5 milhões de Euros em 2004. Este aumento ficou a dever-se ao início da
laboração de duas centrais de cogeração em 2004, que produziram 151 GWh de electricidade
nesse ano.
Resultados operacionais
Os resultados operacionais aumentaram 1,4 milhões de Euros, de 1,6 milhões de Euros
negativos em 2003 para 0,2 milhões de Euros negativos em 2004.
191
10.8
Sazonalidade
A procura de produtos de petróleo refinado e gás natural na Península Ibérica está sujeita a
reduzidos efeitos sazonais devido às temperaturas amenas que se verificam ao longo do ano.
Embora estes padrões sazonais afectem as receitas da Galp Energia nos segmentos de negócio
quando individualmente considerados, o efeito nos resultados operacionais consolidados é
mínimo.
10.9
Acções próprias
À data deste Prospecto, a Galp Energia não detém quaisquer acções próprias.
10.10 Questões de natureza ambiental e laboral
Para uma descrição pormenorizada das questões de natureza ambiental, nomeadamente as
que afectam os imóveis da Galp Energia e as relacionadas com a legislação ambiental que
regula a sua actividade, vide “Imóveis, instalações e equipamento” supra e “Legislação que
regula a actividade do emitente – Regulação Ambiental” supra. Durante o ano 2005 a Galp
Energia realizou investimentos nesta área no valor de 12,5 milhões de Euros tendo registado
7,6 milhões de Euros a título de provisões a 31 de Dezembro de 2005. As despesas
relacionadas com o cumprimento da legislação estão incluídas nos custos associados ao
exercício da actividade da Galp Energia. Contudo, para além dos custos associados ao
ambiente, qualidade e segurança, a Galp Energia poderá ainda incorrer em custos que visem
acções correctivas nas várias operações em que esteja envolvida, nomeadamente após o
termo de uma concessão, a Galp Energia terá de se certificar que o encerramento dos poços,
bem como da sua infra-estrutura, cumpre com os requisitos de natureza técnica e ambiental.
Para uma descrição pormenorizada das matérias laborais vide “Pessoal” infra.
10.11 Principais investimentos futuros
Para uma descrição dos principais investimentos futuros vide “Informações sobre o emitente –
Investimentos” infra.
10.12 Principais Políticas Contabilísticas de acordo com as IFRS
Imobilizado Corpóreo e Incorpóreo
Imobilizado Corpóreo
O imobilizado corpóreo adquirido é contabilizado ao custo de aquisição, deduzido das depreciações
acumuladas, quaisquer perdas de imparidade acumuladas e subsídios governamentais. O custo de
aquisição inclui o preço facturado, transporte e custos de montagem, bem como os juros
resultantes de empréstimos bancários incorridos durante o período de construção.
O imobilizado em curso é contabilizado ao custo de aquisição deduzidos os subsídios
governamentais e eventuais perdas de imparidade. A depreciação do imobilizado corpóreo é
calculada numa base anual constante desde o ano em que os activos começam a ser utilizados até
ao fim do período de vida útil dos activos tendo em conta, quando aplicável, os limites impostos
pelo período de concessão. Todas as infra-estruturas de gás natural são amortizadas por um
período de 45 anos, que representa o número de anos de vida útil dos gasodutos. Os custos com
reparação e manutenção são registados como custos no ano a que respeitam. As reparações que
envolvam a substituição de partes do equipamento ou outro imobilizado são registadas como
activo imobilizado corpóreo e depreciadas durante o período de vida útil remanescente do
192
imobilizado correspondente após o abate da componente substituída (vide Anexo II - “Diferenças
entre o POC e as IFRS” infra).
Imobilizado Incorpóreo
O imobilizado incorpóreo é registado ao custo de aquisição deduzido das amortizações acumuladas,
de quaisquer perdas de imparidade acumuladas e de subsídios governamentais. Um activo
incorpóreo é reconhecido caso seja provável que tenha um benefício económico futuro para a
Empresa e se o custo do activo puder ser quantificado. Os custos relacionados com o direito de
passagem do gás natural e com a reconversão do consumo para gás natural, relacionado com a
renovação, mudança e adaptação de instalações e equipamentos de queima, são registados como
activos incorpóreos. Estes custos são amortizados durante o período que vai desde o início da
exploração até ao final do período de concessão das distribuidoras de gás natural. A Empresa
efectuou a capitalização dos custos com a renovação, mudança e adaptação das instalações e
equipamentos de queima para gás natural porque terá um benefício económico futuro através da
manutenção das vendas aos clientes e da inclusão destes custos no cálculo das tarifas aprovadas
pela ERSE, uma vez que estes custos se encontram definidos como activos afectos à concessão
pelo Decreto-Lei n.º 140/2006. Estes custos são amortizados durante o período que vai desde o
início da exploração até ao final do período de concessão das distribuidoras de gás natural.
Existências
Vide “Factores que Afectam a Comparabilidade dos Resultados Históricos e Futuros de
Exploração e Condições Financeiras - Transição para as Normas Internacionais de
Contabilidade - Valorização das Existências” supra para uma explicação da política de
valorização de existências.
Estimativas e Julgamentos
A preparação das demonstrações financeiras, de acordo com os princípios contabilísticos
geralmente aceites em Portugal e de acordo com as IFRS, requer a elaboração de estimativas
relativamente ao tratamento contabilístico do valor dos activos e passivos, divulgação de
activos e passivos contingentes no final de cada ano e resultados e custos reconhecidos em
cada ano. Os resultados actuais podem ser diferentes dependendo das estimativas realizadas.
Certas estimativas são consideradas críticas se a sua natureza é considerada significativa em
função do grau de subjectividade e de julgamento necessários para registar situações em
relação às quais existe grande incerteza ou são susceptíveis de mudança ou se o impacto das
estimativas na situação financeira ou na performance operacional é significativa. Os princípios
contabilísticos e as áreas que requerem o maior número de julgamentos e estimativas na
preparação das demonstrações financeiras são (i) reservas de crude provadas relativas à
actividade de exploração de petróleo, (ii) testes de imparidade do goodwill (iii) provisões para
contingências, (iv) responsabilidades ambientais e (v) responsabilidades com benefícios de
reforma.
Reservas de Crude
A estimativa das reservas de crude é parte integrante do processo decisório relativo à
exploração de activos de petróleo e de desenvolvimento e implementação de técnicas
secundárias de recuperação. O volume de reservas de crude provadas e desenvolvidas é
utilizado para calcular a amortização dos activos de exploração e produção bem como avaliar a
imparidade dos investimentos em activos relacionados com aquela actividade. As estimativas
das reservas de crude provadas também são utilizadas para reconhecer custos anuais de
193
abandono. As estimativas das reservas de crude são preparadas considerando as regras
estabelecidas para a indústria de petróleo e gás, com base na informação técnica fornecida
pelo operador do consórcio em que a Galp Energia participa. As estimativas das reservas
provadas estão sujeitas a revisão posterior, com base em nova informação disponível, como é
o caso da relativa ao desenvolvimento das actividades de perfuração ou de produção, taxas de
câmbio, preços, termo dos contratos e planos de desenvolvimento. As reservas provadas são
tendencialmente recuperáveis e baseadas em estimativas sujeitas a ajustamentos. As
mudanças nas estimativas das reservas provadas e desenvolvidas têm impacto nas
amortizações, uma vez que os activos são amortizados com base na produção futura esperada.
Goodwill
São realizados testes de imparidade do goodwill numa base anual. As quantias recuperáveis
das unidades geradoras de caixa, como os postos, são determinadas com base no seu justo
valor. No cálculo do justo valor, estimam-se os cash flows futuros a partir das unidades
geradoras de caixa e utiliza-se a taxa média ponderada de custo do capital apropriada ao
segmento de negócio para calcular o valor actual dos fluxos.
Provisões para contingências
O custo final de processos judiciais, acordos e outros litígios pode variar devido a estimativas
baseadas em diferentes interpretações das disposições legais, opiniões e avaliação final das
perdas. Consequentemente, qualquer alteração das circunstâncias relacionadas com este tipo
de contingências poderá ter um efeito significativo no montante das provisões para
contingências registado.
Responsabilidade Ambiental
São elaborados juízos e estimativas de forma a calcular as provisões para questões ambientais,
sobretudo as relacionadas com as exigências de descontaminação do solo de que se tem
conhecimento, baseados na informação disponível ligada a custos de intervenção e planos de
acção. Tais custos podem variar devido a alterações na legislação e regulamentos, mudanças
nas condições de uma localização específica, bem como nas tecnologias de descontaminação.
Consequentemente, qualquer alteração nas circunstâncias relacionada com tais disposições,
bem como ao nível legislativo e regulamentar pode afectar de forma significativa as provisões
contabilizadas para tais eventos.
Responsabilidades com benefícios de reforma
As estimativas das responsabilidades com benefícios de reforma dependem de um conjunto de
pressupostos, nomeadamente taxa de rendimento esperada dos activos dos fundos de pensão,
taxa técnica de juro, taxa de aumento dos salários e das pensões, taxa de mortalidade e de
invalidez, cujas variações podem ter um impacto significativo nas demonstrações financeiras
(vide “Situações Fora de Balanço de acordo com as IFRS - Planos de benefícios pós emprego”
infra).
10.13 Situações Fora de Balanço de acordo com as IFRS
Planos de Benefícios pós emprego
Os planos de benefícios pós-emprego oferecidos por algumas empresas do Grupo Galp Energia
englobam (i) pensões complementares de reforma, invalidez e sobrevivência (pensões
atribuídas à família em caso de morte do trabalhador), (ii) pensões de reforma antecipada e
194
pré-reforma e (iii) seguro de saúde e vida. A Empresa contribui para os fundos de pensões
para o pagamento das pensões complementares de reforma, de invalidez e sobrevivência,
enquanto para os outros benefícios são constituídas provisões.
A contabilização destes benefícios pós-emprego é realizada de acordo com a IAS 19, que
permite que as empresas difiram o reconhecimento de ganhos ou perdas actuariais
acumuladas. Estas perdas e ganhos actuariais não são reconhecidos se estiverem abrangidos
por um “corredor” calculado como 10% do maior de: (i) valor de mercado dos activos e (ii)
valor actual das responsabilidades. O excesso de ganhos e perdas que não estão
compreendidos dentro destes limites deve ser reconhecido durante o tempo de serviço futuro
médio esperado dos trabalhadores participantes.
Em 2005, a Galp Energia tinha as seguintes situações fora de balanço relevantes relativas a
benefícios pós-emprego:
Activos de Fundos de Pensões: 327,6 milhões Euros relacionados com
responsabilidades financiadas pelo Fundo de Pensões da Petrogal; 6,9 milhões
de Euros relacionados com responsabilidades financiadas pelo Fundo de
Pensões da Sacor Marítima; e 21,4 milhões de Euros relacionados com
responsabilidades financiadas pelo Fundo de Pensões da GDP.
Ganhos e Perdas Actuariais: 35,8 milhões de Euros relacionados com
responsabilidade com plano de pensões e 66,8 milhões de Euros relacionados
com seguros de saúde e vida, os quais não estão reflectidos no balanço, porque
ou se encontram dentro dos 10% do limite do corredor ou correspondem aos
montantes que não estão compreendidos dentro dos limites do corredor, não
reconhecidos ainda na demonstração de resultados, mas que serão
reconhecidos durante o tempo de serviço médio dos trabalhadores participantes.
Garantias
Em 30 de Junho de 2006, a Galp Energia possuía as seguintes situações relevantes fora
balanço relacionadas com as garantias bancárias concedidas em favor de terceiros:
•
20,0 milhões de Euros a favor do tribunal de Lisboa (2ª Vara da 1ª Secção) por processos
judiciais relacionados com um pagamento exigido por um terceiro relativo à Driftal, S.A.
(vide “Acções Judiciais e Arbitrais” infra);
•
13,6 milhões de Euros a favor do Estado no que diz respeito às obrigações e aos deveres
resultantes do contrato de concessão para operar a rede de distribuição do gás natural;
•
11,1 milhões de Euros a favor do Estado no que diz respeito às obrigações e aos deveres
resultantes dos contratos de concessão para a importação, transporte e exportação de gás
natural;
7,8 milhões de Euros a favor do tribunal administrativo e fiscal de Lisboa em relação a um
pagamento exigido pelo município de Lisboa para os processos judiciais relacionados com
os impostos do subsolo;
•
•
6,5 milhões de Euros a favor de diversos municípios em relação ao pagamento de taxas
municipais para o uso do subsolo municipal para a rede de gás natural; e
195
•
US$162,0 milhões a favor da EMPL, que detém o Europe - Maghreb pipeline, relacionados
com 27,4% (que corresponde à percentagem da participação da Transgás na EMPL) dos
empréstimos concedidos à EMPL.
10.14 Gestão de Risco
A Galp Energia encontra-se exposta a vários tipos de risco de mercado inerentes à indústria do
petróleo e do gás natural, nomeadamente o preço das commodities, a margem de refinação,
taxas de câmbio, taxas de juro e o risco da contraparte. A Galp Energia definiu políticas e
procedimentos para medir, controlar e gerir a exposição ao risco. O objectivo do programa de
gestão de risco é auxiliar os segmentos de negócio a atingir os seus objectivos monitorizando
o impacto nos seus resultados. O programa de gestão de risco procura optimizar as coberturas
naturais existentes em cada um dos segmentos de negócio e entre os diferentes segmentos de
negócio. Assim, a Galp Energia identifica o risco residual de mercado que poderá vir a afectar
os cash flows previstos e o seu balanço, analisando-os numa base integrada atendendo à
correlação entre as diferentes variáveis exógenas que não controla e que têm impacto nos
seus resultados operacionais.
A política de gestão de risco da Galp Energia é estabelecida pelo Conselho de Administração.
Esta política estabelece objectivos e procedimentos bem como a alocação de responsabilidades
pela gestão de risco na Empresa. O Comité de Gestão de Risco inclui dois membros da
Comissão Executiva, dois representantes da Direcção de Finanças Corporativas, um
representante do segmento de negócio de Refinação e Distribuição e um representante do
segmento de negócio de Aprovisionamento e Venda de Gás Natural. O Comité de Gestão de
Risco estabelece os mecanismos através dos quais a política de gestão de risco é
implementada, sendo os mesmos submetidos à Comissão Executiva da Galp Energia para a
respectiva aprovação. Os resultados são avaliados mensalmente pelo Comité de Gestão de
Risco o qual é responsável pela gestão integrada do Grupo Galp Energia. O Comité de Gestão
de Risco pode alterar a política de gestão do risco no âmbito das orientações estabelecidas
pelo Conselho de Administração ou, se for apropriado, propor, em cada momento, uma nova
estratégia. A implementação da gestão do risco de produtos é executada ao nível de cada
segmento de negócio. A exposição à taxa de juro, ao risco cambial e a outros riscos
financeiros é gerida ao nível corporativo. Além disso, a Galp Energia tem políticas autónomas
no que respeita a tesouraria, seguros, ambiente, saúde e segurança e gestão de risco de
tecnologias de informação.
Riscos de Mercado
Risco de Margem de Refinação
A margem de refinação é uma parte determinante dos resultados da actividade de refinação.
Consequentemente, as variações das margens internacionais da refinação constituem um risco
significativo. Com o objectivo de assegurar uma margem mínima por barril, a Galp Energia
cobre de uma forma sustentada a margem de refinação recorrendo ao uso de instrumentos
derivados. A margem de refinação que é sujeita a esta política é a margem de refinação dos
produtos vendidos aos restantes operadores no mercado Português. A Galp Energia assume o
risco das margens de refinação dos produtos que vende através da sua própria rede de
distribuição. O montante sujeito a cobertura é calculado anualmente, tendo em consideração o
orçamento para vendas e a produção da refinaria. De acordo com a política de gestão
aprovada, a Galp Energia pode proteger até 20% do total da margem de refinação, utilizando
instrumentos derivados, tais como opções do tipo put option para a venda de margem de
refinação nos mercados over-the-counter (“OTC”). A política em vigor não permite fixar a
margem de refinação, através da fixação do preço dos produtos refinados ou do crude e outras
196
matérias-primas. Esta política permite que a Empresa seja mais flexível, tirando vantagens do
potencial de subida das margens de refinação.
A política de gestão de risco implementada permite efectuar coberturas até ao período de um
ano, numa base contínua, sendo permitida a cobertura até 100% para o trimestre vigente,
75%, 50% e 25% para os seguintes trimestres, respectivamente. Estas transacções visam as
componentes da margem de refinação que estão expostas às variações do preço do mercado
internacional. O Comité de Gestão de Risco revê regularmente a actividade de cobertura e a
política de gestão de risco. Esta política está em vigor desde 2003.
O quadro seguinte apresenta o impacto aproximado que os movimentos na exposição cambial
e de preços teriam tido na margem de refinação para 2005, com base nos pressupostos da
gestão relativos às condições de mercado e de exploração, excluindo operações de cobertura.
Variações Positivas ou Negativas para 2005
Impacto Aproximado
(em milhões de Euros)
Dez por cento na taxa de câmbio Euro/US$.................................................... +/- 54
US$ 1.00 por barril na margem de refinação………………………………..........................+/- 85(1)
Dez pontos na Taxa de Frete de Aframax Worldscale para o crude...................... +/- 5(2)
_______________________
(1)
Considerando um processamento de 98 milhões de barris por ano e 8% de crude utilizado para consumo próprio
(“consumos e quebras”).
(2)
Considerando a Taxa de Frete de Aframax Worldscale para 2005 de 158.
Risco do Preço das Commodities
Devido à natureza do seu negócio, a Galp Energia está exposta ao risco da volatilidade dos
preços internacionais do crude e do gás natural. É uma prática comum na indústria indexar os
contratos de compra e venda de crude e de gás natural aos preços de referência do crude. As
constantes alterações dos preços do crude e dos produtos refinados geram incerteza e têm um
impacto importante nos resultados operacionais.
A totalidade do crude que é tratado nas refinarias da Galp Energia é importada. A Empresa
controla e atenua o risco do preço do produto, monitorizando o mercado de commodities e
equilibrando as suas obrigações de compra e de fornecimento. Em particular, faz a gestão do
período de fixação do preço de modo a alcançar, no final de cada mês, a média do preço do
Brent Dated desse mesmo mês, independentemente dos dias efectivos de fixação do preço. A
Galp Energia pretende atingir este objectivo através da compra e/ou venda diária de futuros
do crude com base na diferença entre o preço actual e a média de Brent Dated de cada mês.
Consequentemente, as compras são efectivamente diluídas ao longo do mês com base nos
preços de mercado, sem nenhuma alteração do padrão das compras físicas. A Galp Energia
efectua estas coberturas de preços através de operações com a Intercontinental Exchange
(ICE) em Londres.
A produção de crude da Galp Energia está concentrada em Angola. A Galp Energia utiliza o
método acima referido para alisar o período de fixação do preço de venda do crude produzido
através de mercados OTC. Este esquema resulta num alisamento do preço para um período
máximo de um ano.
Risco de Existências
Numa perspectiva de gestão do risco, a maior parte das existências mantém-se relativamente
constante no tempo e consiste no nível mínimo de existências armazenadas que a Galp
197
Energia é obrigada a manter nos termos das leis e regulamentos portugueses, para além do
nível mínimo de fornecimentos sem o qual não poderia ser garantido o funcionamento das
suas refinarias. Estas existências originam um risco na demonstração dos resultados e no
balanço, uma vez que, a Galp Energia aplica, em IFRS, o método “FIFO” (“first in - first out”)
para valorizar o custo das mercadorias vendidas. Contudo, devido ao nível relativamente
constante destas existências, não existe um risco de cash flows significativo. A política da Galp
Energia consiste em não efectuar cobertura do risco das existências, uma vez que este não é
um risco de cash flows, mas sim um risco de balanço e que só terá impacto em cash flows
quando as existências forem vendidas.
Risco de Câmbio
O US$ é a moeda utilizada para o preço de referência nos mercados petrolíferos e de gás
natural. Uma vez qu a Galp Energia reporta as suas contas em Euros, este factor, entre outros,
expõe a sua actividade a um risco de câmbio. Dado que a margem das operações se encontra
relacionada principalmente com o US$, a Empresa está exposta a flutuações das taxas de
câmbio, que podem originar uma contribuição positiva ou negativa nas receitas e margens.
Tratando-se de um risco de denominação associado a outras variáveis, como os preços do
petróleo e do gás natural, a Empresa tem uma abordagem cautelosa na cobertura deste risco,
uma vez que existem coberturas naturais entre o balanço e os cash flows. O nível de
exposição dos cash flows e especialmente do balanço é função dos níveis de preços do
petróleo e do gás natural. Para minimizar este impacto, a Galp Energia possui dívida no
balanço emitida ou denominada em US$.
Face ao exposto, a Galp Energia controla a sua exposição cambial de uma forma integrada em
vez de o fazer em cada operação em que está exposta aos riscos cambiais. O objectivo da
gestão de risco cambial é limitar a incerteza originada por variações das taxas de câmbio. A
cobertura de créditos e débitos com base em especulação de mercado não é permitida. A 30
de Junho de 2006, não se encontravam em vigor quaisquer contratos de cobertura de risco de
câmbio.
A gestão do risco de câmbio no negócio petrolífero é efectuada como previamente descrito. No
segmento de negócio do gás natural, o risco de câmbio é gerido através do ajuste da taxa de
câmbio US$/Euro nas facturas pagas aos fornecedores, com o objectivo de atingir a mesma
taxa de câmbio US$/Euro que é aplicada nas facturas enviadas aos clientes. Esta estratégia
tem sido utilizada de forma regular desde 2000. Os restantes negócios têm uma exposição ao
risco cambial muito limitada.
Risco de Taxa de Juro
A posição total de taxa de juro é gerida de forma centralizada. A exposição à taxa de juro
encontra-se relacionada principalmente com dívida bancária que vence juros e derivativos de
taxa de juro. O objectivo da gestão do risco de taxas de juro é reduzir a volatilidade dos
custos financeiros na demonstração dos resultados. A política de gestão do risco da taxa de
juro visa reduzir a exposição às taxas variáveis através da fixação de parte da dívida,
utilizando instrumentos derivados simples, tais como swaps e caps. Em 30 de Junho de 2006,
290,3 milhões de Euros da dívida de médio e longo prazo (incluindo os reembolsos
classificados no curto prazo) encontra-se fixada a uma taxa média de 3,3%.
A dívida é normalmente emitida a taxa variável. A Galp Energia prefere esta opção, uma vez
que a actividade se encontra fortemente relacionada com o crescimento económico global. Em
períodos de baixo crescimento económico, a Galp Energia encontra-se naturalmente exposta a
198
taxas de juro mais baixas. A Empresa aproveitou os períodos de taxas de juro baixas para
aumentar a proporção de dívida coberta. A 30 de Junho de 2006, um aumento da taxa de juro
de 0,5% significaria um aumento numa base anual dos juros suportados em 3,9 milhões de
Euros, tendo por base a dívida total de médio e longo prazo (incluindo os reembolsos
classificados no curto prazo) de 838,9 milhões de Euros emitida a taxa variável (incluindo os
CAPs que não estão a ser exercidos).
Risco da Contraparte
O risco de crédito surge do potencial incumprimento, por uma das partes, da obrigação
contratual de pagamento pelo que, o nível de risco depende da credibilidade financeira da
contraparte. Além disso, o risco da contraparte surge em conjunto com os investimentos de
natureza monetária e com instrumentos de cobertura. O nível de risco é medido com base na
perda prevista em caso de incumprimento pela contraparte. Os limites do risco de crédito são
fixados ao nível da Galp Energia e implementados nos vários segmentos de negócio. Os limites
da posição de risco de crédito são definidos e documentados e os limites de crédito para
determinadas contra partes baseiam-se na respectiva notação de rating de crédito, prazo da
exposição e montante monetário da exposição ao risco de crédito.
199
11.
RECURSOS FINANCEIROS
11.1
Enquadramento
As necessidades de liquidez da Galp Energia prendem-se, fundamentalmente, com a compra
de petróleo bruto, gás natural e outras matérias-primas, com actividade de investimentos,
com o serviço da dívida e com necessidades de capital circulante. As principais fontes de
liquidez da Empresa são as disponibilidades em balanço, geração de fundos através da própria
actividade, dívida de longo prazo, linhas de crédito bancário de curto prazo, desinvestimento
em capital circulante e utilização, no curto prazo, dos impostos sobre o consumo cobrados aos
clientes. A actividade da Galp Energia decorre num ambiente no qual a liquidez e os recursos
de capital são afectados por alterações do preço do crude, produtos refinados e gás natural,
bem como por um conjunto de outros factores de risco, incluindo riscos monetários e os riscos
de regulação.
As principais componentes do capital circulante são as existências e, em menor medida,
contas de clientes e contas de fornecedores. As existências são constituídas por petróleo bruto,
matérias primas, produtos refinados e gás natural, mantidas em virtude de exigências de
regulação e por motivos operacionais. As contas de clientes consistem fundamentalmente de
pagamentos pendentes resultantes de vendas de petróleo bruto, produtos refinados e gás
natural. As contas de fornecedores consistem essencialmente de pagamentos pendentes ao
abrigo de contratos de fornecimento de crude, gás natural e outras matérias-primas.
A Galp Energia acredita que o financiamento disponível resultante das fontes de liquidez acima
mencionadas será suficiente para satisfazer as exigências de capital circulante e serviço da
dívida para os próximos 12 meses. Esta opinião obteve o parecer da Deloitte & Associados,
SROC, S.A., o qual foi emitido sem qualquer reserva. No entanto, não é possível garantir que
não ocorram circunstâncias, neste momento desconhecidas ou que não estão sob o controlo da
Empresa, que possam conduzir a uma quebra das fontes de liquidez disponíveis.
O financiamento da actividade da Galp Energia, quer de curto prazo quer de médio e longo prazo,
está centralizado ao nível da Galp Energia, que funciona como veículo preferencial de
financiamento das suas subsidiárias, de modo a obter-se uma redução de custos, aumento do
poder de negociação, transparência no financiamento das operações e reforço do nome Galp
Energia junto dos mercados financeiros. Poderão existir excepções a esta política, como por
exemplo financiamentos em project finance que tenham de ser realizados ao nível das subsidiárias
operacionais.
11.2
Análise Histórica dos Cash flows
O quadro seguinte apresenta os cash flows consolidados para os períodos indicados. As
demonstrações de fluxos de caixa consolidados para os exercícios findos em 31 de Dezembro
de 2004 e 2003 foram preparadas de acordo com o POC e, para efeitos do presente
Documento de Registo de Acções, apresentadas de acordo com a IAS 7. As demonstrações de
fluxos de caixa consolidados para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e para o
semestre findo em 30 de Junho de 2006 foram preparadas de acordo com as IFRS.
Adicionalmente, as demonstrações de fluxos de caixa consolidados para o exercício findo em
31 de Dezembro de 2004 e para o semestre findo em 30 de Junho de 2005 foram preparadas
de acordo com as IFRS e incluídas para efeitos comparativos com as demonstrações
financeiras para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e para o semestre findo em 30
de Junho de 2006. O POC difere das IFRS em aspectos significativos. As principais diferenças,
relevantes para o caso da Galp Energia, são as apresentadas no Anexo II - “Resumo das
200
Diferenças entre o POC e as IFRS” do presente Documento de Registo de Acções. Os valores
positivos respeitam a entradas de fundos e os valores negativos respeitam a saídas de fundos.
30 de Junho
31 de Dezembro
IFRS
2005
IFRS
2006
IFRS
2005
IFRS
2004
POC
2004
POC
2003
(em milhões de Euros)
Actividades operacionais:
Recebimentos provenientes de:
Recebimentos de Clientes ...............
Pagamentos a Fornecedores ...........
Pagamentos ao Pessoal ...................
Recebimentos / (Pagamentos) de
impostos
sobre
produtos
petrolíferos ..................................
Pagamentos relativos a:
(Pagamentos) / Recebimentos de
imposto sobre o rendimento ............
Contribuições
para
fundos
de
pensões ........................................
Pagamentos
a
reformados
antecipadamente e pré-reformados...
Pagamentos de custos de seguros
com reformados .............................
(Outros
pagamentos)
/
recebimentos relativos à actividade
operacional ...................................
Fluxos
das
actividades
operacionais ..................................
Actividades de investimento:
Recebimentos provenientes de:
Investimentos financeiros ...............
Imobilizações corpóreas ..................
Imobilizações incorpóreas ...............
Subsídios de investimento ...............
Juros e proveitos similares ..............
Dividendos ....................................
Empréstimos concedidos .................
6.404,5
(4.534,6)
(102,9)
Empréstimos concedidos .................
Fluxos
das
actividades
de
investimento .................................
Actividades de financiamento:
Recebimentos provenientes de:
Empréstimos obtidos .....................
Aumento de capital, prestações
suplementares
e
prémios
de
emissão .......................................
12.761,2
(9.587,2)
(207,9)
8.726,9
(5.163,5)
(198,2)
8.726,9
(5.163,5)
(198,2)
7.065,6
(4.007,1)
(209,1)
(1.238,5)
(1.172,9)
(2.383,3)
(2.254,6)
(2.254,6)
(1.288,7)
528,4
351,3
582,8
1.110,6
1.110,6
1.560,6
(56,0)
(48,0)
(117,9)
(112,1)
(112,1)
(16,1)
-
-
(26,2)
(20,6)
(20,6)
(26,6)
(6,0)
(6,5)
(12,9)
(15,1)
(15,1)
(17,4)
(4,9)
(4,8)
(9,2)
(0,6)
(0,6)
(1,2)
(81,5)
(74,5)
236,5
(95,7)
(82,5)
(948,9)
(148,4)
(133,9)
70,3
(244,1)
(230,8)
(1.010,2)
380,1
217,5
653,0
866,5
879,8
550,4
85,8
3,8
3,3
71,7
15,9
39,3
7,8
8,4
2,2
1,9
78,5
2,7
37,2
1,9
8,4
2,2
1,9
78,5
2,7
37,2
1,9
17,3
73,7
1,1
122,8
23,4
27,5
1,0
227,6
132,7
132,7
266,8
0,04
7,5
0,1
5,9
9,2
15,1
2,2
40,2
Pagamentos respeitantes a:
Investimentos financeiros ...............
Imobilizações corpóreas ..................
Imobilizações incorpóreas ...............
5.871,3
(4.251,6)
(95,5)
80,4
3,2
57,5
8,7
6,4
7,6
163,7
(0,9)
(118,9)
(19,6)
(3,1)
(0,5)
(125,6)
(18,7)
(4,2)
(3,8)
(275,5)
(55,6)
(2,7)
(6,8)
(330,8)
(57,5)
(0,3)
(6,8)
(348,3)
(58,1)
(0,3)
(36,5)
(411,6)
(86,5)
(4,8)
(142,5)
(149,0)
(337,6)
(395,4)
(413,5)
(539,3)
(102,4)
14,7
(110,0)
(262,7)
(280,8)
(272,5)
155,1
134,8
290,4
1.045,4
1.045,4
1.827,3
0,4
0,3
0,3
-
-
0,5
201
31 de Dezembro
30 de Junho
IFRS
2005
IFRS
2006
IFRS
2005
IFRS
2004
POC
2004
POC
2003
(em milhões de Euros)
Juros e proveitos similares ..............
Letras descontadas.........................
0,7
3,0
Juros de títulos de participação ........
Fluxos
das
actividades
de
financiamento................................
2,4
18,8
1,2
13,5
1.060,1
1,2
13,5
1.060,1
0,8
12,1
1.840,7
153,6
(311,8)
(298,8)
(23,3)
(9,4)
(206,4)
(22,6)
(12,8)
(520,5)
(42,8)
(26,7)
(1.364,7)
(31,3)
(21,9)
(1.364,7)
(31,3)
(21,9)
(1.952,3)
(35,6)
(30,0)
(2,1)
(5,3)
(213,9)
(16,8)
(215,9)
(18,2)
(46,9)
(0,006)
(13,3)
(46,9)
(0,006)
(13,3)
(44,7)
(10,8)
(0,06)
(0,07)
(0,3)
(0,4)
(0,4)
(3,3)
(5,1)
-
(4,6)
-
(9,2)
(0,3)
(14,0)
-
(14,0)
-
(12,5)
(0,8)
(344,1)
(477,1)
(834,0)
(1.492,5)
(1.492,5)
(2.090,1)
(184,8)
(323,5)
(522,2)
(432,4)
(432,4)
(249,5)
159,2
Pagamentos respeitantes a:
Empréstimos obtidos .....................
Juros de empréstimos obtidos ..........
Juros e custos similares ..................
Dividendos
/
distribuição
de
resultados ....................................
Aquisição de acções próprias ...........
Reembolso de letras descontadas .....
Amortizações e juros de contratos
de locação financeira ......................
Juros
de
empréstimos
obrigacionistas...............................
0,8
17,9
Fluxos das actividades operacionais
Comparação entre o semestre findo em 30 de Junho de 2006 e o semestre findo em 30 de
Junho de 2005
As actividades operacionais geraram fundos de 380,1 milhões de Euros em 30 de Junho de
2006, comparado com 217,5 milhões de Euros em 30 de Junho de 2005. Este aumento de
74,8% ficou essencialmente a dever-se ao aumento dos recebimentos de clientes líquido dos
pagamentos a fornecedores e do ISP, que se encontra em linha com o aumento das vendas e
prestações de serviços.
Comparação entre os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 31 de Dezembro de
2004
As actividades operacionais geraram fundos de 653,0 milhões de Euros em 2005, comparado
com 866,5 milhões de Euros em 2004. Esta redução de 24,6% ficou essencialmente a deverse ao recebimento de 94,1 milhões de Euros da EGREP no âmbito da venda de parte das
reservas estratégicas da Galp Energia em 2004, e ao aumento de 128,7 milhões de Euros no
pagamento de ISP em 2005, uma vez que nesse ano houve um aumento dos produtos
refinados expedidos, e consequentemente sujeitos ao pagamento de ISP, quando comparado
com 2004.
Comparação entre os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 31 de Dezembro de
2003
As actividades operacionais geraram fundos de 879,8 milhões de Euros em 2004, comparado
com 550,4 milhões de Euros em 2003. Este aumento de 59,8% ficou essencialmente a deverse ao aumento dos recebimentos de clientes, redução dos pagamentos relacionados com as
actividades operacionais e ao recebimento de 94,1 milhões de Euros da EGREP, no âmbito da
venda de parte das reservas estratégicas, que apenas foram parcialmente absorvidos por um
aumento dos pagamentos a fornecedores. Para além disso, os pagamento de ISP diminuíram
202
em 2004 em comparação com 2003, devido à menor quantidade de produtos expedidos e,
consequentemente, sujeitos ao pagamento de ISP em 2004.
Fluxos das actividades de investimento
Comparação entre o semestre findo em 30 de Junho de 2006 e o semestre findo em 30 de
Junho de 2005
Os fundos aplicados em actividades de investimento em 30 de Junho de 2006 foram de 102,4
milhões de Euros, comparado com os fundos obtidos em 30 de Junho de 2005 no montante de
14,7 milhões de Euros. Esta variação está relacionada essencialmente com os 86,4 milhões de
Euros provenientes da venda da Portgás em Janeiro de 2005 (que correspondem ao valor
líquido recebido de 85,0 milhões de Euros) e com a redução de 51,6 milhões de Euros, de
2005 para 2006, dos subsídios de investimento recebidos.
Comparação entre os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 31 de Dezembro de
2004
Os fundos aplicados em actividades de investimento em 2005 foram de 110,0 milhões de
Euros, comparado com 262,7 milhões de Euros em 2004. Os recebimentos aumentaram 71,5%,
de 132,7 milhões de Euros em 2004 para 227,6 milhões de Euros em 2005. Este aumento está
relacionado sobretudo com os 85,0 milhões de Euros provenientes da venda da Portgás em
Janeiro de 2005. Os pagamentos relacionados com investimento diminuíram 14,6%, de 395,4
milhões de Euros em 2004 para 337,6 milhões de Euros em 2005. Estes investimentos em
2005 e 2004 estão relacionados com a construção da rede de distribuição de gás natural, com
o desenvolvimento do Bloco 14 em Angola no segmento de negócio de Exploração e Produção,
e com o estabelecimento de instalações de logística e postos no segmento de negócio de
Refinação e Distribuição. No entanto, a diminuição de pagamentos em 2005 relacionados com
investimento está em parte relacionado com os custos associados com importantes projectos
nos segmentos de Refinação e Distribuição e Aprovisionamento e Venda de Gás Natural, uma
vez que alguns projectos foram concluídos ou encontravam-se em fase de conclusão em 2004.
Comparação entre os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 31 de Dezembro de
2003
A aplicação de fundos em actividades de investimento em 2004 foi de 280,8 milhões de Euros,
comparada com 272,5 milhões de Euros em 2003. Os pagamentos relacionados com as
actividades de investimento diminuíram 23,3%, de 539,3 milhões de Euros em 2003 para
413,5 milhões de Euros em 2004. Esta diminuição reflecte principalmente uma redução dos
investimentos em 2004. Os investimentos em 2003 corresponderam a custos iniciais mais
elevados respeitantes à rede, expansão e conversão para o consumo do gás natural, no
segmento de negócio da Distribuição de Gás Natural, e aos custos finais com a conclusão do
terminal de GNL e do pipeline de Sines - Setúbal, no segmento de Aprovisionamento e Venda
de Gás Natural. Por outro lado, os recebimentos relativos às actividades de investimento em
2004 decresceram 50,3% de 266,8 milhões de Euros em 2003 para 132,7 milhões de Euros
em 2004. Esta redução deveu-se essencialmente ao recebimento em 2003 relativos a
determinados activos que foram alienados, que incluem a operação de swaps de postos bem
como à redução dos subsídios recebidos em 2004 que foram parcialmente compensados pelo
aumento dos dividendos das empresas associadas em 2004.
203
Fluxos das actividades de financiamento
Comparação entre o semestre findo em 30 de Junho de 2006 e o semestre findo em 30 de
Junho de 2005
O fluxo das actividades de financiamento em 30 de Junho de 2006 traduziu-se numa saída de
fundos no montante de 184,8 milhões de Euros, comparado com uma saída de fundos no
montante de 323,5 milhões de Euros em 30 de Junho de 2005. Esta redução deveu-se
essencialmente ao facto de não terem sido pagos dividendos no primeiro semestre de 2006
relativos ao exercício de 2005 (tendo sido pagos durante o mês de Julho), sendo que no
primeiro semestre de 2005 foram pagos os dividendos relativos ao exercício de 2004, no
montante de 165,9 milhões de Euros e parte dos dividendos relativos ao exercício de 2003, no
montante de 48,1 milhões de Euros.
Comparação entre os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 31 de Dezembro de
2004
O fluxo das actividades de financiamento em 2005 traduziu-se numa saída de fundos no
montante de 522,2 milhões de Euros, comparado com uma saída de fundos no montante de
432,4 milhões de Euros em 2004. Os factores principais da saída de fundos em 2005 estão
relacionados com o reembolso de dívida, o pagamento de dividendos e de juros. Os dividendos
pagos em 2005 incluíram 48,1 milhões de Euros dos dividendos aprovados em 2004 e 165,9
milhões de Euros de dividendos aprovados em 2005.
Comparação entre os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 31 de Dezembro de
2003
O fluxo das actividades de financiamento em 2004 consubstanciou uma saída de fundos no
montante de 432,4 milhões de Euros, comparado com uma saída de fundos no montante de
249,5 milhões de Euros em 2003. Este aumento significativo reflecte um aumento do
reembolso da dívida em 2004 devido ao aumento dos fundos gerados pelas actividades
operacionais em 2004.
11.3
Resumo dos Compromissos Assumidos
O quadro seguinte apresenta os compromissos contratuais assumidos pela Galp Energia. Esta
informação é baseada apenas nos compromissos contratuais assumidos à data de 30 de Junho
de 2006, e não inclui quaisquer compromissos contratuais adicionais previstos no futuro.
Vencimento
Total
2006
2007
2008
2009
(em milhões de Euros)
284,7
77,7
Dívida de longo prazo (1) .......
Dívida de longo prazo próforma (2) ...............................
Compromissos E&P (4) ............
Compras de crude (5)
Compras de gás natural (6) .....
Transporte de gás natural (7) ..
1.141,5
55,9(3)
154,1(3)
656,9
122,1
1.413,8
19.925,6
12.907,2
40,9(3)
62,2
1.413,8
444,1
445,1
110,3(3)
33,4
1.103,9
890,2
244,8
6,5
1.104,8
890,2
Compromissos totais ......
35.510,2
2.421,1
2.181,6
2.286,2
2010
Após
2010
79,0
490,1
37,5
13,0
1.104,8
890,2
38,5
7,0
1.088,8
890,2
184,9
15.079,1
8.901,5
2.085,7
2.065,0
24.470,7
204
(1) Antes do “Processo de Separação das Actividades Reguladas”.
(2) Reflecte o efeito da transmissão das Actividades Reguladas, à data de 30 de Junho de 2006, no âmbito da qual
484,8 milhões de Euros de dívida seriam transferidos para a REN.
(3) Inclui a parte da dívida de longo prazo classificada no curto prazo.
(4) Reflecte compromissos assumidos para o desenvolvimento das actividades de E&P.
(5) Reflecte compromissos assumidos para a compra de petróleo bruto ao abrigo de contratos de take or pay, no total
de 6 milhões de toneladas. Estes contratos têm tipicamente a duração de 1 ano e estabelecem uma quantidade mínima
de petróleo bruto
que deve ser adquirido e mecanismos de ajuste de preço ligados aos preços de referência
internacionais do crude. Estes compromissos foram calculados assumindo os preços verificados em 2005.
(6) Reflecte compromissos assumidos para a compra de gás natural ao abrigo de contratos de aprovisionamento de take
or pay, no total de 93,5 bcm. Estes contratos têm tipicamente a duração de 20 anos e estabelecem uma quantidade
mínima de gás natural que deve ser adquirido e mecanismos de ajuste de preço ligados aos preços de referência
internacionais do gás natural. Estes compromissos foram calculados assumindo os preços verificados em 2005.
(7) Reflecte compromissos assumidos para a compra de capacidade de transporte de gás natural ao abrigo de contratos
de ship or pay, com empresas detentoras de gasodutos, no total de 60,6 bcm até 2020.
11.4
Empréstimos Obtidos
O quadro seguinte descreve a situação da dívida financeira bruta consolidada à data de 30 de
Junho de 2006 e do seu perfil de vencimento. Esta apresentação é baseada apenas no
endividamento nessa data e não inclui o endividamento adicional previsto no futuro.
Vencimento
Total
2006
2007
2008
2009
Após
2010
2010
(em milhões de Euros)
Dívida a curto prazo:
Obrigações
Empréstimos bancários .......
Outros empréstimos ...........
Total de dívidas a
curto prazo ...................
Dívida a longo prazo:
Obrigações .......................
Empréstimos bancários .......
Outros empréstimos ...........
Total dívida a longo
prazo .........................
Dívida total
(2)
..........
49,9
215,6
1,3
174,9
0,7
49,9
40,7
0,6
-
-
-
-
266,7
175,5
91,2
-
-
-
-
259,9
732,4
2,2
-
62,2
0,7
210,0
73,4
1,3
10,0
67,6
0,1
10,0
69,0
0,1
29,9
460,2
-
994,5 (1)
-
62,9
284,7
77,7
79,0
490,1
1.261,2
175,5
154,1
284,7
77,7
79,0
490,1
_______________________
(1) Este montante difere do valor apresentado no Balanço pois não se considera a dedução relativa a comissões de
organização relativas a financiamentos em “project finance” que estão a ser reconhecidos ao longo da vida dos
empréstimos, no valor de 0,9 milhões de Euros.
(2) Antes do “Processo de Separação das Actividades Reguladas”. Depois da transmissão das Actividades Reguladas,
que ocorreu em 26 de Setembro de 2006, 469,6 milhões de Euros de dívida foram transferidos para a REN. Este
valor corresponde a 484,8 milhões de euros à data de 30 de Junho.
De seguida apresenta-se uma explicação mais detalhada dos empréstimos mais significativos.
Empréstimos Bancários
Em 30 de Junho de 2006, dos empréstimos bancários de médio e longo prazo obtidos pela
Empresa, 60% são empréstimos concedidos pelo Banco Europeu de Investimento (BEI),
garantidos por vários sindicatos bancários.
205
Aproximadamente 98% da dívida de médio e longo prazo é denominada em Euros. A 30 de
Junho de 2006 o total da dívida de médio longo prazo denominada em US$ ascendia a US$
67,2 milhões, dos quais US$ 41,1 milhões estão classificados no curto prazo.
A maior parte dos créditos a médio e longo prazo vence juros a uma taxa variável indexada à
Euribor (para linhas de crédito denominadas em Euros) ou a Libor (para linhas de crédito
denominadas em US$) adicionados de uma margem que varia entre 0,3% e 1,75%. As
facilidades de crédito a médio e longo prazo que vencem juros a uma taxa fixa em 30 de
Junho de 2006 apresentam um montante total em dívida de 183,0 milhões de Euros (dos quais
34,8 milhões de Euros estão classificados no curto prazo) e vencem juros a uma taxa média
de 4,88%.
Em termos de linhas de crédito bancário de curto prazo a Galp Energia tem um montante total
de cerca de mil milhões de Euros (sendo as linhas committed cerca de 50% do total), com
uma taxa de juro variável indexada à Euribor adicionada de uma margem média de 0,4%.
Todas as linhas de crédito de Médio e Longo Prazo da Empresa contêm as habituais cláusulas
relativas à venda de activos, limitações à oneração dos activos, reorganização societária,
negative pledges e outras disposições contratuais. Alguns destes empréstimos incluem
igualmente compromissos de manutenção de rácios financeiros e limitações à distribuição de
dividendos.
Obrigações
Obrigações GDP 1997
Em 25 de Junho de 1997, a sociedade agora do grupo Galp Energia, GDP emitiu 49,9 milhões
de Euros em obrigações a taxa variável com vencimento em 25 de Junho de 2007. O
pagamento dos juros destas obrigações é efectuado semestral e postecipadamente a uma taxa
igual à Euribor a seis meses adicionada de 0,075%. A entidade emitente pode resgatar as
obrigações, em qualquer data do pagamento dos juros, mediante o pagamento de um prémio
de 0,025%. Se o Estado deixar de deter (directa ou indirectamente) 51% das acções do
emitente ou o emitente deixar de ter o controlo de determinados empresas de distribuição de
gás natural, o emitente tem de informar os obrigacionistas, através de uma publicação
específica, que podem requerer, dentro de um prazo de 10 dias, à entidade emitente que
proceda ao reembolso antecipado destas obrigações. O Estado deixou de ser accionista
maioritário da Galp Energia, em Janeiro de 2006, após a EDP (que é detida indirectamente
pelo Estado Português através da Parpública em 20,49% e da Caixa Geral de Depósitos, S.A.
em 4,95%) ter vendido a sua participação à Amorim Energia. A empresa procedeu à
publicação do anúncio em 22 de Setembro de 2006 e até à data deste Documento de Registo
de Acções recebeu pedidos para a recompra destas obrigações, no montante de 14,4 milhões
de Euros.
Obrigações Lisboagás 1998
Em 12 de Agosto de 1998, a GDL - Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A.,
procedeu à emissão de 49,9 milhões de Euros de obrigações a taxa variável. O pagamento do
juro destas obrigações é efectuado semestral e postecipadamente a uma taxa igual à Euribor a
seis meses adicionada de 0,08%. Estas obrigações vencem em cinco prestações iguais entre
2009 e 2013, inclusive. Estas obrigações podem ser resgatadas pela entidade emitente, em
qualquer data do pagamento dos juros, pelo seu valor nominal e os detentores das obrigações
poderão requerer que a entidade emitente as recompre, nas datas de pagamento de juros, a
partir de 2008. Se o Estado deixar de deter (directa ou indirectamente) 51% das acções da
206
GDP ou a GDP deixar de ter o controlo da entidade emitente, a entidade tem de informar os
obrigacionistas, através de uma publicação específica, que podem requerer à entidade
emitente, dentro de um prazo de 10 dias, que proceda ao reembolso antecipado destas
obrigações. Como acima referido, o Estado deixou de ser accionista maioritário da Galp
Energia, em Janeiro de 2006, após a EDP ter vendido a sua participação à Amorim Energia. A
empresa procedeu à publicação do anúncio em 22 de Setembro de 2006 e até à data deste
Documento de Registo de Acções recebeu pedidos para a recompra destas obrigações, no
montante de 26,6 milhões de Euros.
Obrigações Galp Investment Fund (2003)
Em 2003 a Galp Energia concluiu um programa de titularização de contas a receber no
montante de 210 milhões de Euros com o Galp Investment Fund Plc. O programa consiste
numa tranche de 199,5 milhões de Euros com uma taxa de juro Euribor adicionada de 0,50%,
e numa tranche de 10,5 milhões de Euros com uma taxa de juro Euribor adicionada de 0,95%.
O prazo de vencimento previsto para este programa é de cinco anos e o prazo de vencimento
legal é de sete anos.
11.5
Dívida Financeira Líquida Consolidada
Define-se dívida líquida como o passivo financeiro (incluindo obrigações, financiamentos e
outros passivos) deduzido de caixa e equivalentes. A Galp Energia tem vindo a reduzir de
forma significativa o nível da dívida líquida desde 2003. Em 31 de Dezembro de 2003 a dívida
financeira era de 1.929,6 milhões de Euros (POC), comparada com 1.502,7 milhões de Euros
em 31 de Dezembro de 2004 (IFRS), 1.191,5 milhões de Euros em 31 de Dezembro de 2005
(IFRS) e 984,7 milhões de Euros em 30 de Junho de 2006 (IFRS), consequentemente, o rácio
de dívida líquida sobre o capital próprio reduziu-se de 115,2% em 2003 para 49,9% em 2005.
O quadro seguinte apresenta a dívida líquida consolidada da Empresa, de acordo com as IFRS
em 30 de Junho de 2006:
Dívida Líquida
Dívida Líquida
Pró-Forma
30 de Junho 2006
(em milhões de Euros)
Caixa e equivalentes
Empréstimos bancários
Empréstimos Obrigacionistas
Outros empréstimos
(275,6)
215,6
49,9
(761,4)(2)
181,5(3)
49,9
1,3
1,3
(8,8)
(528,8)
Outros empréstimos
731,5
259,9
2,2
280,7(4)
259,9
2,2
Dívida de Médio e Longo Prazo
993,5
542,8
Dívida Líquida
984,7
14,0
Dívida Líquida de Curto Prazo
Empréstimos bancários (1)
Empréstimos Obrigacionistas
_______________________
(1) Os empréstimos bancários de médio e longo prazo são líquidos de comissões de organização relativas a
financiamentos em “project finance” que estão a ser reconhecidos ao longo da vida dos empréstimos, no valor de
0,9 milhões de Euros.
(2) O ajustamento reflecte um aumento de caixa no montante de 514,3 milhões de Euros resultantes do valor dos
activos alienados à REN no âmbito do Processo de Separação das Actividades Reguladas, composto por 413,5
milhões de Euros (activos de transporte líquidos de dívida), 60,5 milhões de Euros (activos de armazenagem),
11,6 milhões de Euros (acções da SGNL), 18,3 milhões de Euros (empréstimos accionistas à SGNL), 15,4 milhões
de Euros (cushion gas) e 2,7 milhões de Euros (outros), parcialmente compensados por uma redução de 7,8
207
milhões de Euros no primeiro semestre de 2006 de disponibilidades existentes na SNGL e nos gasodutos nacionais
que deixam de estar no grupo e ainda por uma redução de caixa resultante do pagamento adicional dos serviços
de transporte e regaseificação prestados pela REN, no montante de 28,5 milhões de Euros.
(3) O ajustamento reflecte a redução nos empréstimos de curto prazo no montante de 34,1 milhões de Euros
(parcela do empréstimo de longo prazo contabilizado em curto prazo).
(4) O ajustamento reflecte a redução nos empréstimos de médio longo prazo no montante de 299,3 milhões de
Euros relativamente à Transgás e 151,5 milhões de Euros relativamente à SGNL.
A 30 de Junho de 2006 a dívida líquida consolidada ascendia a 984,7 milhões de Euros.
Após esta data ocorreram as seguintes transacções:
ƒ
ƒ
ƒ
Em Julho de 2006 foram pagos 222,2 milhões de Euros de dividendos relativos aos
resultados do exercício de 2005, que, à data de 30 de Junho de 2006, estavam
contabilizados no Balanço na rubrica de Outras contas a pagar correntes;
Em 26 de Setembro de 2006, a REN pagou, pelas Actividades Reguladas, o montante
de 526,3 milhões de Euros, tendo consequentemente sido transferidos 469,6 milhões
de Euros de dívida para a REN;
Em Assembleia Geral de 31 de Agosto de 2006, foi deliberada, condicionada à venda
das Actividades Reguladas, a distribuição de um dividendo extraordinário no montante
de 870,7 milhões de Euros. O pagamento deste dividendo extraordinário foi efectuado
a 29 de Setembro de 2006.
Tendo em consideração estas operações a dívida líquida consolidada seria de 1.081,7 milhões
de Euros.
208
12.
INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMENTO, PATENTES E LICENÇAS
A inovação tecnológica representa para a Galp Energia um factor de distinção ao nível dos
seus serviços e produtos, incluindo a melhoria do desempenho ambiental dos seus
combustíveis. A título exemplificativo, a Galp Energia lançou recentemente o “Gforce Diesel” e
o “Gforce Gasolina”, que são combustíveis gasóleo e gasolina de última geração, que
melhoram o desempenho do motor, bem como uma garrafa de GPL mais leve, designada por
Pluma. A Galp Energia introduziu um serviço de encomenda electrónica para os seus clientes
empresariais, de modo a reforçar o relacionamento com os mesmos, que esteve entre as
primeiras soluções “SAP” de vendas pela Internet para empresas petrolíferas em todo o mundo.
Introduziu ainda novos meios de pagamento para o negócio de retalho, tais como o BioPay,
Pay and Go e Pay Card.
A Galp Energia tem concentrado os seus esforços de inovação fundamentalmente na
reformulação de processos das suas refinarias, adaptando-os aos novos requisitos aplicáveis à
qualidade do produto, ajustando-os às melhores técnicas disponíveis e assegurando a sua
conformidade com a Directiva n.º 96/61/CE, do Conselho, de 24 de Setembro de 1976,
relativa à prevenção e controlo integrados da poluição.
A Galp Energia introduziu no mercado português o gasóleo e a gasolina de baixo teor de
enxofre, antes da data-limite obrigatória de 2009, imposta pela Directiva 2003/17/CE do
Parlamento Europeu e do Conselho, de 3 de Março de 2003, que altera a Directiva 98/70/CE
relativa à qualidade da gasolina e do combustível para motores diesel. A Galp Energia tem
vindo a reduzir o teor de enxofre nos seus combustíveis, quer no gasóleo, onde o teor de
enxofre foi reduzido de 350 partes por milhão (ppm) para 50 ppm, quer na gasolina sem
chumbo 10 95, onde o teor de enxofre foi reduzido de 150 ppm para 50 ppm, quer, na
gasolina sem chumbo 10 98, onde o teor de enxofre foi reduzido de 150 ppm para 10 ppm.
Deste modo, a Galp Energia está a contribuir para os objectivos nacionais em termos de
qualidade do ar, ajudando a reduzir as emissões atmosféricas do sector dos transportes.
As refinarias da Galp Energia reduziram igualmente as emissões de dióxido de enxofre (SO2),
através de uma redução drástica do teor de enxofre dos combustíveis utilizados. A Galp
Energia cumpre relativamente às emissões das suas refinarias, com os limites estabelecidos
pela Directiva 2001/81/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de Outubro de 2001,
relativa ao estabelecimento de valores-limite nacionais de emissão de determinados poluentes
atmosféricos.
Desde 2002, a Galp Energia concentra as suas actividades de inovação, pesquisa e
desenvolvimento, na criação de valor, por via de uma maior satisfação do cliente, e na
melhoria de processos internos. No período de 2002 a 2005, a Galp Energia despendeu 20,0
milhões de Euros em projectos de inovação, pesquisa e desenvolvimento, dos quais 7,0
milhões de Euros foram incorridos em 2005.
A Galp Energia tem registados determinados direitos de propriedade intelectual em Portugal e
na UE, que são importantes para a sua actividade. Em particular, os direitos de propriedade
intelectual sobre os procedimentos e componentes dos combustíveis “Gforce Diesel” e “Gforce
Gasolina”, sobre a garrafa de GLP designada por Pluma, e sobre a solução “SAP” de vendas
pela Internet para empresas petrolíferas supra referidas pertencem na sua totalidade e em
exclusivo à Galp Energia.
A tecnologia que a Galp Energia utiliza na sua actividade é propriedade de terceiros. A referida
tecnologia é obtida através de licenças, cuja aquisição está relacionada com a compra ou
locação do respectivo equipamento (nomeadamente, equipamentos ou processos utilizados
209
nas actividades de refinação, incluindo processos químicos) e que têm uma validade
equivalente ao tempo de vida útil do respectivo activo ou ao termo da locação. O pagamento
de royalties relacionados com a concessão destas licenças foi devidamente regularizado na
totalidade na data do seu vencimento.
210
13.
INFORMAÇÃO SOBRE TENDÊNCIAS
No que respeita às tendências recentes mais significativas observadas entre o final do último
exercício e a data do presente Documento de Registo de Acções remete-se para a informação
financeira consolidada não auditada para o semestre findo em 30 de Junho de 2006 elaborada
de acordo com as IFRS (vide “Informações Financeiras pró-forma” infra).
Conforme descrito na secção “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do
Gás Natural” supra, a Galp Energia procedeu à venda de uma parte do negócio do gás natural
em 26 de Setembro de 2006. Uma vez que a informação financeira posterior a essa data não é
susceptível de comparação directa com a informação financeira histórica apresentada neste
Documento de Registo de Acções, disponibiliza-se informação financeira consolidada pró-forma
não auditada, mas sujeita a parecer de procedimentos acordados do auditor externo, relativa
ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e respeitante ao semestre findo em 30 de
Junho de 2006 em “Informação Financeira Pró-Forma” infra. A informação financeira foi
preparada no pressuposto que a Separação das Actividades Reguladas ocorreria a 1 de Janeiro
de 2005 para as contas pró-forma relativas ao exercício de 2005 e a 1 de Janeiro de 2006
para as contas pró-forma relativas ao primeiro semestre de 2006.
211
14.
PREVISÕES OU ESTIMATIVAS DE GANHOS
Não são incluídas quaisquer previsões ou estimativas de lucros no presente Documento de
Registo de Acções.
212
15.
ÓRGÃOS DE ADMINISTRAÇÃO E DE FISCALIZAÇÃO E QUADROS SUPERIORES
Panorâmica Geral
A estrutura de administração e de fiscalização da Galp Energia é composta por um Conselho
de Administração, um Conselho Fiscal e um Revisor Oficial de Contas ou Sociedade de
Revisores Oficiais de Contas. O Conselho de Administração tem poderes de gestão e de
representação da sociedade. Nos termos da lei e dos estatutos, a gestão dos vários segmentos
de negócio da Galp Energia está a cargo de uma Comissão Executiva. A fiscalização compete
ao Conselho Fiscal e ao Revisor Oficial de Contas ou Sociedade de Revisores Oficiais de Contas.
O Conselho de Administração é composto por onze a vinte e um membros eleitos pela
Assembleia Geral, que também designa o respectivo presidente. O presidente do Conselho de
Administração é eleito por dois terços dos votos e ainda por maioria dos votos inerentes às
acções da categoria A. Os membros do Conselho de Administração são eleitos por um período
de três anos civis, renováveis, contando-se como completo o ano civil de designação. Não
obstante, os membros do Conselho de Administração permanecem em funções após o final do
mandato, com todas as responsabilidades inerentes, até que a Assembleia Geral proceda à
eleição de novos membros.
Nos termos do Acordo Parassocial, o Conselho de Administração terá quinze membros, cinco dos
quais deverão integrar a Comissão Executiva. A CGD terá o direito de indicar um administrador
que será sempre o Presidente do Conselho de Administração e que deverá coincidir com o
administrador nomeado pelo Estado (enquanto detentor de acções Categoria A). A Amorim Energia
terá o direito de indicar seis administradores. A ENI terá o direito de indicar seis administradores.
A Amorim Energia, a ENI e a CGD indicarão em conjunto um administrador: em caso de desacordo
esse administrador será indicado pelo voto da maioria daquelas três entidades, a qual deverá
sempre incluir o voto favorável da CGD.
Depois de concluída a OPV, caso seja nomeado um administrador nos termos do artigo 392.º do
CSC, o mesmo deverá substituir o administrador indicado em conjunto pela Amorim Energia, pela
ENI e pela CGD, sem prejuízo destas se encontrarem vinculadas a votar de forma concertada na
eleição desse administrador.
As partes podem acordar aumentar o número de membros do Conselho de Administração para
dezanove e, nesse caso, a ENI terá o direito de indicar um administrador e a Amorim Energia terá
o direito de indicar um administrador; os restantes dois administradores deverão ser
independentes e serão indicados pela ENI e Amorim Energia.
O Conselho de Administração deverá reunir-se, pelo menos, trimestralmente, tendo sido
realizadas nove reuniões em 2005 e 11 reuniões em 2006 (até 14 de Setembro de 2006). Para
que o Conselho de Administração possa reunir validamente é necessária a presença da maioria
dos seus membros.
As deliberações do Conselho de Administração são, em geral, tomadas por maioria simples dos
votos emitidos, excepto para certas matérias em que se exige a maioria superior a dois terços
dos votos, definidas estatutariamente do seguinte modo: aprovação de investimentos
estratégicos e respectivos financiamentos; aprovação dos orçamentos anuais e planos de
negócio, bem como a introdução de alterações aos mesmos ou a tomada de deliberações que
neles não se encontrem previstas, que resultem num acréscimo de 20% num concreto item
dos mesmos documentos ou de 10% do orçamento anual; aprovação de transacções com
quaisquer entidades relacionadas com os accionistas que excedam o valor de 20 milhões de
Euros; indicação dos quadros superiores da Galp Energia e das sociedades por esta
213
directamente controladas; emissão de obrigações ou de outros valores mobiliários no âmbito
da competência do Conselho de Administração; alterações aos estatutos das sociedades
controladas pela Galp Energia (redacção constante dos Estatutos).
Existem ainda determinadas deliberações que requerem aprovação superior a dois terços dos
administradores, incluindo necessariamente o voto favorável do presidente do Conselho de
Administração, designadamente as seguintes: aprovação de desinvestimentos estratégicos da
Galp Energia ou das sociedades por esta directamente controladas; participação em negócios
não incluídos nas actividades principais da Galp Energia14, nomeadamente por via da tomada
de participação em empresas que estejam fora dessas actividades; escolha de parceiros
estratégicos no âmbito das actividades principais da Galp Energia; aprovação e modificação
das linhas estratégicas e do plano estratégico da Galp Energia e das respectivas áreas de
negócio; definição da estrutura de gestão e organizacional básica, incluindo a delegação de
poderes pelo Conselho de Administração na Comissão Executiva ou num ou mais
administradores delegados (incluindo os pelouros dos membros da Comissão Executiva);
definição dos limites da autonomia de gestão das sociedades controladas pela Galp Energia;
cisão, fusão e dissolução de quaisquer sociedades directamente controladas pela Galp Energia;
celebração, pelas sociedades directamente controladas pela Galp Energia, de contratos de
grupo paritário ou de subordinação; distribuição de dividendos pelas sociedades directamente
controladas pela Galp Energia; matérias relacionadas com os direitos especiais das acções de
categoria A (redacção constante dos Estatutos).
Nos termos do Acordo Parassocial, as seguintes matérias deverão ser aprovadas por uma
maioria superior a dois terços dos membros do Conselho de Administração:
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
aprovação de investimentos estratégicos e respectivos financiamentos;
aprovação dos orçamentos anuais e business plans, bem como quaisquer
alterações aos mesmos ou deliberações não contidas nos referidos documentos,
que sejam superiores a 20% numa rubrica específica ou a 10% do orçamento
anual;
transacções com entidades relacionadas com quaisquer accionistas cujo valor
exceda 20 milhões de Euros;
definição dos directores de primeira linha (top management) da Galp Energia e
das sociedades directamente controladas pela Galp Energia;
emissão de obrigações ou outros valores mobiliários que estejam dentro da esfera de
competência do Conselho de Administração;
alteração dos contratos de sociedade das sociedades controladas pela Galp Energia.
Nos termos do mesmo acordo, as matérias abaixo indicadas deverão ser aprovadas por uma
maioria superior a dois terços dos membros do Conselho de Administração que deverá incluir,
pelo menos, o voto favorável de um membro do Conselho de Administração, indicado por cada
uma das partes do Acordo Parassocial individualmente:
(a)
(b)
aprovação de desinvestimentos estratégicos da Galp Energia e das sociedades
controladas pela Galp Energia;
participação em negócios não incluídos nas actividades principais da Galp Energia
(considerando-se como actividades principais a exploração e produção, refinação,
transporte, comércio e distribuição de petróleo e de gás e produção de energia),
nomeadamente por via da tomada de participação em empresas que estejam fora
desta actividade;
14
Consideram-se como actividades principais a exploração e produção, refinação, transporte, comércio e distribuição de
petróleo e produtos seus derivados, de gás e produção e comercialização de energia eléctrica.
214
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
(h)
(i)
(j)
escolha de parceiros estratégicos no âmbito das actividades principais da Galp
Energia;
aprovação e modificações das directrizes de orientação estratégica e do plano
estratégico da Galp Energia e das respectivas áreas de negócio;
definição da estrutura organizacional básica e delegação de poderes pelo Conselho
de Administração na Comissão Executiva ou num ou mais administradores
delegados (incluindo áreas de responsabilidade dos membros da Comissão
Executiva);
definição dos limites de autonomia de gestão das sociedades controladas pela Galp
Energia;
cisão, fusão e dissolução de qualquer das sociedades controladas pela Galp
Energia;
celebração pelas sociedades controladas pela Galp Energia de contratos de grupo
paritário ou de subordinação;
distribuição de dividendos pelas sociedades controladas pela Galp Energia;
assuntos relacionados com os direitos especiais das acções da categoria A,
referidos na alínea b) do número 3 do artigo 4º dos estatutos da Galp Energia.
O Acordo Parassocial limita, para os efeitos das alíneas dos dois parágrafos anteriores, as
sociedades controladas pela Galp Energia às seguintes15:
Galp Exploração e Produção, S.A., Petrogal, S.A., Transgas, SGPS, Transgas S.A., Transgas
Atlântico (entretanto alienada à REN), GDP, SGPS, GDPD, SGPS, Galp Energia España, Galp
Power, SGPS, Lisboagas, S.A., Lusitaniagas, S.A., Petrogal Brasil, Petrogal Angola, Petrogal
Moçambique e Petrogal Guiné Bissau.
Nos termos do mesmo acordo, no caso de falta de quorum constitutivo ou quorum deliberativo
em relação às matérias acima indicadas e se não houver acordo das partes no prazo de 30
dias considera-se, para efeitos do Acordo Parassocial, verificada uma situação de impasse,
devendo a matéria objecto da mesma ser submetida a apreciação por peritos nomeados pelas
partes.
Após a OPV, caso a parte que tenha perfilhado entendimento diferente do sentido adoptado
pela decisão dos peritos queira alienar a sua participação na Galp Energia, deverá previamente
propor a alienação das acções de que é titular às outras partes do Acordo Parassocial, só
podendo proceder à alienação das respectivas acções em mercado regulamentado no caso
destas não as pretenderem adquirir.
Ao Conselho de Administração compete decidir os assuntos considerados de extrema
importância a nível comercial e social, tais como a definição da estratégia comercial e de
modelos comerciais, a definição da estrutura organizativa e societária, a definição do perfil da
carteira de negócios; a captação de sinergias entre direcções; a aprovação de investimentos
de risco elevado ou de custo elevado; a definição de objectivos de criação de valor
relativamente a cada actividade e o controlo da concretização de actividades-chave.
O Conselho Fiscal é composto por três membros efectivos e um suplente, eleitos por
deliberação da Assembleia Geral.
Compete ao Conselho Fiscal propor à Assembleia Geral a nomeação do Revisor Oficial de
Contas ou da Sociedade de Revisores Oficiais de Contas, nomear ou destituir os auditores
externos da Empresa e acompanhar de modo permanente a actividade da Galp Energia e das
suas participadas.
15
Os estatutos não consagram esta limitação.
215
Compete ao Revisor Oficial de Contas ou à Sociedade de Revisores Oficiais de Contas proceder
a todos os exames e verificações necessárias à revisão e certificação legal das contas da
Empresa, bem como exercer os demais poderes e faculdades previstos na lei.
15.1
Informação sobre os membros dos órgãos de administração e fiscalização do
Emitente
Conselho de Administração
Actualmente, o Conselho de Administração é composto pelos seguintes 18 membros:
Nome
Francisco Luís Murteira
Nabo
José Marques Gonçalves
Giancarlo Rossi
Manuel Ferreira De
Oliveira
Fernando Gomes
João Pedro de
Figueiredo Brito
André Palmeiro Ribeiro
Massimo Giuseppe
Rivara
Camillo Gloria
Ângelo Taraborrelli
Marco Alverà
Manuel Domingos
Vicente
Manuel Carlos Costa da
Silva
Diogo Mendonça
Rodrigues Tavares
Joaquim de Pina Moura
Alberto Alberti
Alberto Oliveira Pinto
Pedro António Alvim
Ano de
Designação
Ano
final
mandato
em
curso
Observações
67
2005
2007
-
55
2005
2007
Executivo
63
2000
2007
Executivo
Administrador
57
2006
2007
Executivo
Administrador
60
2005
2007
Executivo
Administrador
41
2005
2007
Executivo
Administrador
32
2005
2007
Executivo
Administrador
60
2006
2007
Executivo
Administrador
Administrador
Administrador
53
58
31
2000
2003
2006
2007
2007
2007
-
Administrador
50
2006
2007
-
Administrador
54
2006
2007
-
Administrador
60
2006
2007
-
Administrador
Administrador
Administrador
Administrador
54
51
74
71
2004
2006
2006
2006
2007
2007
2007
2007
-
Cargo
Presidente
VicePresidente
VicePresidente
Idade
Francisco Luís Murteira Nabo é Presidente do Conselho de Administração da Galp Energia desde
24 de Maio de 2005. É Curador da Fundação Oriente e, nessa qualidade, Administrador não
executivo de várias empresas por ela controladas. É membro do Conselho Nacional da Fundação
Aga Khan Portugal, Administrador não executivo da Holdomnis – Gestão e Investimentos, S.A., da
Templo – Gestão e Investimentos, SA e do Seng Heng Bank de Macau. Foi Secretário de Estado
dos Transportes, Ministro do Equipamento Social e Presidente do Conselho de Administração e da
216
Comissão Executiva da Portugal Telecom, SGPS, S.A.. É licenciado em Economia pelo Instituto
Superior de Ciências Económicas e Financeiras de Lisboa, possui um Master em Business
Administration da AESE – Escola de Direcção de Negócios e é ainda Bastonário da Ordem dos
Economistas portugueses.
José António Marques Gonçalves é vice-presidente do Conselho de Administração e
presidente da Comissão Executiva da Galp Energia S.A., desde 24 de Maio de 2005, sendo
também Presidente do Conselho de Administração da Galp Exploração e Produção Petrolífera,
Lda., da Petrogal, da GDP, da Galp Power e da Galp Energia, S.A.. Antes de ingressar na Galp
Energia, teve responsabilidades executivas na General Motors, na Suíça onde participou na
definição do plano de expansão da Companhia na Europa Central e Ásia. Teve durante 7 anos
funções de Direcção Executiva na Vauxhall Motors no Reino Unido. Foi Director Executivo da
General Motors da Polónia, de 1996 a 2000, liderando o grande projecto de expansão nesse
país. Em 2001 e 2002 foi Director Executivo da General Motors no México e de 2002 a 2004
Presidente e Director Geral da General Motors Portugal. Regressou no final de 2004 a
Inglaterra para exercer as funções de Administrador Executivo da Vauxhall Motors. Marques
Gonçalves é licenciado em Engenharia Mecânica pelo Instituto Superior Técnico e graduado
pela Harvard Business School e pelo General Motors Institute, ambos situados nos Estados
Unidos, tendo frequentado adicionalmente vários cursos de Gestão em Inglaterra, USA e Japão.
Manuel Ferreira De Oliveira é membro da Comissão Executiva e Chief Operating Officer da
Galp Energia, desde Abril de 2006, sendo Presidente Executivo (CEO) da Galp Exploração e
Produção Petrolífera, Lda., da Petrogal, da GDP, da Galp Power e da Galp Energia, S.A.. Antes
de ingressar na Galp Energia, foi Presidente do Conselho de Administração e CEO da Unicer –
Bebidas de Portugal, SGPS, S.A. entre 2000 e 2006; Presidente do Conselho de Administração
e CEO da Petrogal de 1995 a 2000; de 1980 a 1995 teve responsabilidades executivas na
Lagoven, S.A. (participada da Petróleos de Venezuela, S.A. – PDVSA, ex-Creole Petroleum
Corporation, subsidiária da Exxon), nas áreas de Produção, Refinação, Comércio Internacional
e Planeamento Corporativo, incluindo responsabilidades como CEO e/ou membro do Conselho
de Administração da BP Bitor Energy (Londres), Nynäs Petroleum (Estocolmo), Ruhr Oil
(Dusseldorf) e PDV Serviços (Haia). Entre outras funções não executivas que exerce é,
actualmente, Presidente do Conselho Consultivo da EGP – Escola de Gestão da Universidade
do Porto. Ferreira De Oliveira é licenciado em Engenharia Electrotécnica pela Faculdade de
Engenharia da Universidade do Porto, possui o grau de Master of Science (MSc) em Energia
pela Universidade de Manchester, é Doutorado (PhD) também na área de Energia pela mesma
Universidade e obteve o grau de Professor Agregado pela Universidade do Porto, onde, em
1979, se tornou Professor Catedrático; a sua formação em Gestão teve lugar, essencialmente,
em programas do IMD – Suíça, da Harvard e da Wharton Bussiness Schools – USA.
Giancarlo Rossi é vice-presidente do Conselho de Administração, membro da Comissão
Executiva e Chief Financial Officer da Galp Energia, desde Julho de 2000. Giancarlo Rossi é
membro da Comissão Executiva das principais empresas do Grupo Galp Energia na qualidade
de Chief Financial Officer e é ainda Presidente da ENI Portugal Investment, SpA. Integrou o
Grupo ENI em 1970 e até 1979 desempenhou diferentes funções no departamento de Supply
da Divisão de Refinação & Marketing, sendo por último Director da Supply International
Affiliates. Em 1979 foi nomeado Responsável Corporativo de Planeamento e Controlo do Grupo
ENI. Na Divisão de Refinação & Marketing, entre 1986 e 1993, desempenhou diferentes
funções a nível sénior, entre estas foi COO da Ecofuel, em 1993 foi nomeado Director Geral
para Participadas Estrangeiras e em 1996 Director de Planeamento e Projectos especiais.
Giancarlo Rossi é licenciado em Engenharia Química pela Universidade “La Sapienza” em Roma.
André Freire de Almeida Palmeiro Ribeiro é membro da Comissão Executiva, desde Maio
de 2005, e responsável pelo segmento de negócio de Power da Galp Energia desde Maio de
217
2006. Antes de ingressar na Galp Energia, desempenhou funções de gestão no Credit Suisse
First Boston, em Londres, incluindo as de Director (2003-2005) e vice-presidente (2000-2002)
da Divisão de Rendimento Fixo. André Ribeiro é licenciado em Administração e Gestão de
Empresas pela Universidade Católica de Lisboa.
Fernando Manuel dos Santos Gomes é membro da Comissão Executiva e responsável pelo
segmento de negócio de Exploração e Produção da Galp Energia, desde Maio de 2005. Antes de
ingressar na Galp Energia, foi presidente do Conselho de Administração da Empresa Metro do
Porto, S.A. (1993 – 1999), Conselheiro de Estado, Presidente da Câmara Municipal de Vila do
Conde, Presidente da Câmara Municipal do Porto, deputado do Parlamento Europeu onde presidiu
à Comissão dos Assuntos Sociais e do Emprego e à delegação para as Relações com os Países
ASEAN, foi vice-presidente do Comité das Regiões da União Europeia, Secretário de Estado e
Ministro da Administração Interna. Fernando Gomes é licenciado em Economia e Professor
Catedrático convidado da Universidade Lusíada do Porto.
João Pedro Leitão Pinheiro de Figueiredo Brito é membro da Comissão Executiva da Galp
Energia, desde Maio de 2005. João Pedro Brito desempenhou diversas funções de topo no
segmento de negócio de Refinação e de Distribuição da Galp Energia, nomeadamente Director
da Secção Comercial de Clientes Directos da Galp Energia e Director da sub-unidade de GPL.
João Pedro Brito é licenciado em Economia pelo Instituto Superior de Economia da
Universidade Técnica de Lisboa, especializado em Economia Internacional e Financeira.
Massimo Giuseppe Rivara foi membro não executivo do Conselho de Administração da Galp
Energia desde 31 de Maio de 2006 a 30 de Junho de 2006, e é membro executivo do referido
órgão desde 30 de Junho de 2006, sendo desde essa data responsável pelo segmento de
negócio de Gás Natural da Galp Energia. Antes de ingressar na Galp Energia, foi vicepresidente superior da ENI SpA – Gás & Power Division e foi responsável pelo desenvolvimento,
trocas e vendas de gás natural a grandes consumidores, em Itália e no estrangeiro (Agosto de
2004 – Abril de 2006) e responsável pelo Marketing e Vendas de Gás Natural para o mercado
Italiano (Março 1995 – Julho de 2004). Massimo Rivara é licenciado em Engenharia Química.
Camillo Gloria é membro do Conselho de Administração da Galp Energia desde 2000 e foi
membro da Comissão Executiva desde Dezembro de 2004 até Junho de 2006. É também
membro do Conselho de Administração da ENI UK, director da ENI Gas & Power Trading e
membro da Comissão Executiva da Union Fenosa Gás, desde Setembro de 1999.
Anteriormente, desempenhou funções de direcção na Fiorentina Gás e na Italgás. É licenciado
em Engenharia Mecânica pelo Politécnico de Turim, tendo frequentado o programa para
executivos do INSEAD.
Angelo Taraborelli é membro do Conselho de Administração da Galp Energia, desde Março
de 2003 e é também Chief Operating Officer da ENI Spa no segmento de negócio de Refinação
e Marketing. Entre 2003 a 2004, foi designado Deputy COO da ENI SpA da Divisão de
Refinação e Marketing para as Operações de Marketing, após a fusão da AgipPetroli com a ENI
SpA e, entre 2002 e 2003, foi designado CEO para as Actividades de Mercado da AgipPetroli
SpA. Ângelo Taraborelli é licenciado em Direito.
Marco Alverà é membro do Conselho de Administração da Galp Energia desde Maio de 2006 e
é Vice-Presidente da divisão de Aprovisionamento e Desenvolvimento de Portfolio do segmento
de Negócio de Gás & Power da ENI SpA. Previamente ao exercício destas funções, foi adjunto
para projectos especiais do CEO da ENI SpA, de 2005 a 2006, CFO da Wind
Telecommunicazioni SpA, de 2004 a 2005, Director da Estratégia Corporativa da ENEL, SpA.,
de 2002 a 2004 e o fundador e presidente do Conselho de Administração da NETESI, SpA, de
2000 a 2002. Marco Alverà tem um Bacharelato em Matemática, Economia e Latim na
218
Sevenoaks School, Kent e é Bachelor of science em Filosofia e Economia pela London School of
Economics and Political Science.
Manuel Domingos Vicente é membro do Conselho de Administração da Galp Energia, desde
2006, e é também presidente do Conselho de Administração da Sonangol desde 1999, da
UNITEL, S.A.R.L. (Empresa Angolana de telecomunicações móveis) e da Sonils – Sonangol
Integrated Logistic Services, Lda.. Acumula ainda as funções de Membro do Conselho de
Administração do BAI – Banco Africano de Investimentos e do Grupo Carlyle, entre outras.
Antes de desempenhar estas funções, foi Director Geral Adjunto da Sonangol (entre 1991 e
1999) e Chefe do Gabinete Técnico do Ministério da Energia e Petróleos de Angola (entre
1987-1991). Manuel Domingos Vicente é licenciado em Engenharia Electrotécnica pela
Universidade de Angola. A sua formação em Gestão e na Industria petrolífera teve lugar,
essencialmente, em programas da OGCI - Oil & Gas Consultants International em Londres.
Manuel Carlos Costa da Silva é membro do Conselho de Administração da Galp Energia,
desde Fevereiro de 2006. É também membro do Conselho de Administração da Amorim
Energia e membro do Conselho de Administração da Amorim – Investimentos Energéticos,
SGPS, S.A.. Recentemente, desempenhou funções de presidente e CEO do ICEP – Instituto das
Empresas para os Mercados Externos, presidente e CEO do IAPMEI – Instituto de Apoio às
Pequenas e Médias Empresas e presidente do Conselho Geral do Fundo de Garantia da
Segurança Social. Foi também director do CTC – Centro Tecnológico do Calçado (1978-2004) e
membro do Comité Executivo da CEC - Confederação Europeia do Calçado. Foi designado
presidente da Comissão Especializada Internacional da AEP (Associação de Empresários
Portugueses). Manuel Carlos é licenciado em Economia pela Faculdade de Economia da
Universidade do Porto (1977), com qualificações complementares nos ramos de Administração
Internacional, Informação e Sistemas de Contabilidade e Administração de Controlo.
Diogo Mendonça Rodrigues Tavares é membro do Conselho de Administração da Galp
Energia, desde Fevereiro de 2006 e consultor do Presidente da Amorim Holding. Antes de
ingressar na Galp Energia, desempenhou outras funções de administração em empresas de
transporte marítimo, bem como no IPE, a antiga holding de participações públicas detidas pelo
Estado. Foi vice-presidente executivo no ICEP - Instituto das Empresas para o Mercado
Externo e no ITP – Instituto do Turismo de Portugal. Diogo Tavares é licenciado em
Engenharia Mecânica.
Joaquim Augusto Nunes de Pina Moura é membro do Conselho de Administração da Galp
Energia, desde Dezembro de 2004. Pina Moura é presentemente o CEO da Iberdrola Portugal e
membro do Comité Directivo da Iberdrola. É professor de Economia Pública, Política Económica
e Economia Portuguesa e Europeia no Instituto Superior de Gestão. Foi membro de dois
governos constitucionais portugueses, exercendo as funções de Secretário de Estado Adjunto
do Primeiro Ministro, Ministro da Economia e das Finanças e Ministro das Finanças (Outubro
1999 - Julho 2001). Pina Moura é licenciado em Economia e é pós-graduado em Economia
Monetária e Financeira.
Alberto Maria Alberti é membro do Conselho de Administração da Galp Energia desde
Setembro de 2006. Licenciado em Engenharia Química, é quadro da ENI S.p.A., tendo
desempenhado vários cargos de responsabilidade na estrutura da Divisão de Refinação e
Marketing. É actualmente Deputy Chief Operating Officer da área de actividades industriais.
Alberto Alves de Oliveira Pinto é membro do Conselho de Administração da Galp Energia
desde Setembro de 2006. Licenciado em Ciências Económicas e Financeiras desempenhou
funções de gestão em várias instituições financeiras e industriais. Foi Presidente do Conselho
de Administração do Banco Nacional Ultramarino, Vice-Governador do Banco de Portugal e
219
Presidente do Conselho de Administração da Caixa Geral de Depósitos e do Banco Nacional de
Crédito Imobiliário. Desempenha actualmente funções como Administrador não executivo do
Banco Espírito Santo.
Pedro António do Vadre Castellino e Alvim é membro do Conselho de Administração da
Galp Energia desde Setembro de 2006. Licenciado em Direito, iniciou a sua vida profissional
em 1960 como Chefe de Serviços no Gabinete de Estudos da Sacor, tendo entre 1965 e 1976
trabalhado para o Grupo Borges & Irmão, ao serviço do qual foi Director Geral no Banco de
Crédito Comercial e Industrial, em Moçambique, e Vogal executivo do Conselho de
Administração da Angol. Entre 1976 e 1985 esteve ao serviço da Technip, em Roma, tendo
promovido e coordenado vários projectos em Portugal, África e América Latina. Colaborou
também com a Italimpianti, do Grupo IRI, de quem foi representante para Portugal. Até 1998
colaborou ainda com a Italgás, e exerceu funções de Vogal dos Conselhos de Administração da
Lusitaniagás e da Setgás. Exerceu ainda funções de Administrador na Italagro, Parmalat
Portugal e grupo Tivoli e participado nas negociações que levaram o Grupo FIAT a entrar no
capital de controlo e gestão da Soares da Costa Construções, S.A..
Os membros do Conselho de Administração da Galp Energia podem ser contactados na sede
social, na Rua Tomás da Fonseca, Torre C, 1600-209 Lisboa, Portugal.
Não existem relações de parentesco entre os membros do Conselho de Administração, entre os
membros do Conselho Fiscal, entre estes e os membros do Conselho de Administração, e entre
os membros do Conselho Fiscal e de Administração e o representante do revisor oficial de
contas.
O quadro seguinte indica as funções exercidas pelos membros do Conselho de Administração
em órgãos de administração, de direcção ou de fiscalização nos últimos cinco anos:
Nome
Francisco Luís Murteira Nabo
Funções
Presidente do Conselho de Administração da Galp
Energia, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da PT –
Portugal Telecom, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da PT
Comunicações, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da PT
Multimédia, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da PT Móveis
Presidente do Conselho de Administração da TMN
Administrador não executivo do BES – Banco Espírito
Santo, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da Lusomundo
SGPS, S.A.
Administrador não executivo do BPG – Banco Português
de Gestão, S.A.
Administrador não executivo da Holdomnis – Gestão e
Investimentos, S.A.
Administrador não executivo da STDP – Sociedade
Transnacional de Desenvolvimento de Participações,
SGPS, S.A.
Administrador não executivo da Oriente SGPS, S.A.
Administrador não executivo da Sagres – Companhia de
220
Seguros, S.A.
Administrador não executivo da Templo – Sociedade
Financeira, S.A.
Administrador não executivo do Seng Heng Bank
Administrador da Fundação Portugal África
José Marques Gonçalves
Vice-Presidente do Conselho de Administração e
Administrador executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Administrador executivo da Vauxhall Motors – Ellesmere
Port – Reino Unido
Presidente da General Motors Portugal – Lisboa
Manuel Ferreira De Oliveira
Administrador executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração e CEO da
UNICER – Bebidas de Portugal, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração e CEO de todas
as subsidiárias de 1ª linha (16) do Grupo Unicer
Administrador da Change Partners, S.A.
Membro do Conselho Geral da AEP – Associação
Empresarial de Portugal
Vice-Presidente do Forum para a Competitividade
Membro do Conselho Directivo do BCSD – Portugal
Membro do Conselho Geral do Instituto Português de
Corporate Governance
Presidente do Conselho Geral da EGP - Escola de Gestão
da Universidade do Porto
Membro da Comissão Executiva da Universidade Católica
– Porto
Presidente da APCV – Associação Portuguesa dos
Produtores de Cerveja
Vice-Presidente da BOE – The Brewers of Europe
Vice-Presidente da Casa da Música, S.A.
Giancarlo Rossi
Vice-Presidente do Conselho de Administração e
Administrador executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da ENI Portugal
Investment, SpA
Fernando Gomes
Administrador executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
João Pedro de Figueiredo Brito
Administrador executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
André Palmeiro Ribeiro
Administrador executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Administrador executivo da Portucale, SGFTC, S.A.
Massimo Giuseppe Rivara
Administrador
Administrador
Administrador
Administrador
Administrador
Administrador
Administrador
executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
da Siciliana Gas
da Fiorentina Gas
da Napoletana Gas
da ENI G&P Trading B.V.
da ENI Gas Trading Europe B.V.
da Tigaz
221
Administrador da GVS
Administrador da ENI UK
Camillo Gloria
Administrador não executivo da Galp Energia SGPS, S.A.
Membro do Conselho de Supervisão da GVS (Alemanha)
Administrador da UFG
Administrador da Tigaz
Administrador da ENI UK
Presidente do Conselho de Administração da ENI Gas &
Power Trading
Ângelo Taraborrelli
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Administrador da ENI Corporate University
Marco Alverá
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Administrador da Wind Telecomunicazioni S.p.A.
Presidente do Concelho de Administrador da NETESI,
SpA.
Manuel Domingos Vicente
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da Sonangol
Presidente do Conselho de Administração da Sonangol
Asia
Presidente do Conselho de Administração da Sonangol
USA
Presidente do Conselho de Administração da Unitel
Presidente do Conselho de Administração da Sonils
Vice-Presidente da FESA
Membro do Conselho de Administração do BAI – Banco
Africano Investimento
Membro do Conselho de Administração da Grinaker-LTA,
Ltd
Membro do Conselho de Administração da Carlyle
Manuel Carlos Costa Silva
Administrador não executivo da Galp Energia SGPS, S.A.
Administrador não executivo da Amorim Energia B.V.
Administrador não executivo da Amorim – Investimentos
Energéticos, SGPS, S.A.
Presidente do ICEP
Presidente do IPMAEI
Diogo Mendonça Rodrigues Tavares
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Vice-Presidente do ICEP
Vice-Presidente do IAPMEI
Vice-Presidente do ITP
Administrador da IPE – Capital
Presidente da Urbimeta
Joaquim Pina Moura
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração da Iberdrola
Portugal
222
Alberto Alberti
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Administrador da EniTecnologie S.p.A.
Administrador da Agip Deutschland AG
Vice-Presidente e Administrador da Raffineria di Milazzo
Società Consortile per Azioni
Administrador da EniPower S.p.A.
Administrador da Polimeri Europa S.p.A.
Administrador da Eni Trading B.V.
Alberto Oliveira Pinto
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Presidente do Conselho de Administração do Banco
Nacional de Crédito
Administrador não executivo do Banco Espírito Santo
Pedro António Alvim
Administrador não executivo da Galp Energia, SGPS, S.A.
Vice-Presidente da Assembleia Geral da Setgás Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A.
Administrador
não
executivo
da
SACIMOP
Comercialização e Distribuição de Equipamentos e
Produtos para as Indústrias de Construção Civil e Obras
Públicas e de Cimentos, S.A.
Sócio-gerente da Italverna - Sociedade Mediadora de
Seguros, Lda.
Os membros executivos do Conselho de Administração exercem ainda funções em órgãos de
administração das principais sociedades subsidiárias da Galp Energia.
Comissão Executiva
A Comissão Executiva pode ser composta por três a sete administradores, incluindo o seu
Presidente (CEO da Galp Energia), designados pelo Conselho de Administração para um
período até três anos, que coincide com o dos membros do Conselho de Administração. A
Comissão Executiva reúne validamente se estiver presente a maioria dos seus membros. Em
regra, as deliberações da Comissão Executiva são tomadas com os votos da maioria dos
administradores presentes. O presidente do Conselho de Administração é informado
regularmente acerca dos assuntos discutidos e das decisões tomadas pela Comissão Executiva
e, por sua vez, informa o Conselho de Administração das decisões tomadas pela Comissão
Executiva. Todos os membros da Comissão Executiva têm obrigatoriamente assento no
Conselho de Administração.
Nos termos do Acordo Parassocial, a Amorim Energia e a ENI indicarão em conjunto o CEO da
Galp Energia, sujeito ao parecer favorável da CGD, que não deverá ser recusado com
fundamento em motivos irrazoáveis.
A Comissão Executiva deverá ter a seguinte composição: o respectivo Presidente será o CEO e
a Amorim Energia e a ENI indicarão em separado dois administradores cada uma.
A Comissão Executiva deve reunir pelo menos duas vezes por mês, tendo-se realizado,
durante o ano de 2005, 43 reuniões e, durante o ano de 2006, 33 reuniões (até 21 de
Setembro de 2006). Cada membro da Comissão Executiva é responsável por determinado
segmento de negócio, competindo à Comissão Executiva a supervisão do conjunto dos
segmentos de negócio. Os membros da Comissão Executiva trabalham a tempo inteiro para as
223
sociedades do Grupo Galp, ocupando cargos de administração nessas sociedades, não
auferindo qualquer remuneração suplementar.
A Comissão Executiva é o órgão responsável pela gestão corrente da Galp Energia e do grupo,
de acordo com linhas de orientação estratégicas definidas pelo Conselho de Administração. Ao
abrigo dos poderes que lhe são delegados pelo Conselho de Administração, nos termos dos
estatutos, a Comissão Executiva estabelece os objectivos de criação de valor, conduz o
desempenho dos vários segmentos de negócio, promove sinergias entre os vários segmentos,
afecta recursos chave, gere os recursos humanos, define a estratégia da marca, fiscaliza a
concretização dos objectivos definidos e estabelece políticas de grupo.
A Comissão Executiva é actualmente composta pelos seguintes sete membros:
Nome
Cargo
José António Marques Gonçalves
Presidente da Comissão Executiva - CEO.
Responsável pelo planeamento estratégico(1),
comunicação
recursos
humanos(1),
institucional, compras, ambiente, qualidade e
segurança.
Chief Operating Officer do Grupo Galp
Energia e Chief Executive Officer da Galp
Exploração e Produção Petrolífera, Lda., da
Petrogal, da GDP, da Galp Power e da Galp
Energia, S.A.. Responsável pelas actividades
de
aprovisionamento
e
refinação,
planeamento
estratégico(1),
recursos
humanos(1) , marketing e inovação, sistemas
de informação, organização e serviços gerais
Chief Financial Officer. Responsável pelas:
finanças
corporativas
e
relações
com
investidores,
planeamento
e
controlo,
contabilidade e tesouraria, gestão de riscos
Responsável pelo segmento de negócio
exploração
e
produção,
mercados
internacionais
de
petróleo,
relações
institucionais e desenvolvimento sustentável
Responsável pela unidade de negócio de
distribuição de produtos petrolíferos
Manuel Ferreira De Oliveira
Giancarlo Rossi
Fernando Manuel dos Santos Gomes
João
Pedro Leitão
Figueiredo Brito
Pinheiro
de
André Freire de Almeida Palmeiro
Ribeiro
Massimo Giuseppe Rivara
Responsável pelo segmento de negócio de
Power e pelos serviços jurídicos e secretaria
societária
Responsável pela área do gás natural
(1) Responsabilidade partilhada.
Conselho Fiscal
O Conselho Fiscal é composto por três membros efectivos e um suplente que não podem ser
membros do Conselho de Administração e estão sujeitos às incompatibilidades previstas no
CSC. Nos termos legais, pelo menos, um membro do Conselho Fiscal deve ter curso superior
adequado ao exercício das suas funções, ter conhecimentos em auditoria ou contabilidade,
devendo a maioria dos seus membros ser independente (vide secção “Declaração relativa à
224
conformidade do Emitente com o regime de governo das sociedades do país de origem” infra).
Os membros do Conselho Fiscal são eleitos pela Assembleia Geral. O Conselho Fiscal deve
reunir pelo menos todos os trimestres e dar conhecimento ao Conselho de Administração e à
Assembleia Geral das actividades de verificação e fiscalização realizadas.
O Acordo Parassocial prevê igualmente que a Galp Energia tenha um Conselho Fiscal,
composto por três membros, e um Revisor Oficial de Contas ou Sociedade de Revisores
Oficiais de Contas. A ENI, Amorim Energia e a CGD deverão conjuntamente propor um
membro, bem como o respectivo suplente, que deverão ser revisores oficiais de contas e
independentes. A Amorim Energia terá o direito de propor um membro que deverá ser
independente. A ENI terá o direito de propor um membro que deverá ser independente. A CGD
terá o direito de indicar qual dos dois membros propostos pela Amorim Energia e ENI será o
Presidente do Conselho Fiscal.
As competências do Conselho Fiscal incluem, nomeadamente, propor à Assembleia Geral a
nomeação do Revisor Oficial de Contas ou da Sociedade de Revisores Oficiais de Contas,
nomear ou destituir os auditores externos, fiscalizar o processo de preparação e de divulgação
de informação financeira, fiscalizar a revisão de contas aos documentos de prestação de
contas da sociedade e fiscalizar a independência do revisor oficial de contas, designadamente
no que diz respeito à prestação de serviços adicionais. Nos termos do referido Acordo
Parassocial, o Conselho Fiscal deverá assegurar a existência de um auditor externo
independente da Galp Energia seleccionado entre as auditoras internacionais com maior
reputação que, sem prejuízo das competências do Conselho Fiscal e do Revisor Oficial de
Contas, deverá verificar as contas e outros documentos contabilísticos anuais da Galp Energia.
No dia 5 de Outubro de 2006, os accionistas, detentores da totalidade das acções
representativas do capital social da Galp Energia, deliberaram unanimemente por escrito
eleger os membros do Conselho Fiscal, para o mandato em curso 2005-2007, com a seguinte
composição:
- Presidente: Daniel Bessa Fernandes Coelho
- Vogal: José Gomes Honorato Ferreira
- Vogal: José Maria Rego Ribeiro da Cunha
- Suplente: Amável Alberto Freixo Calhau.
Todos os membros do Conselho Fiscal cumprem os requisitos de independência constantes do
CSC. O Professor Daniel Bessa Fernandes Coelho e o Dr. José Maria Rego Ribeiro da Cunha
preenchem os requisitos previstos no n.º 4 do artigo 414.º do CSC.
Daniel Bessa Fernandes Coelho é, desde Junho de 2000, Presidente da Direcção da Escola
de Gestão do Porto (unidade orgânica da Universidade do Porto que tem por missão o ensino
pós-graduado e a formação contínua avançada em Gestão). Exerce também as funções de
Administrador do FINIBANCO, Administrador não executivo de Efacec Capital, Presidente do
Conselho Consultivo do IGFCSS – Instituto de Gestão de Fundos de Capitalização da
Segurança Social e Presidente do Conselho Fiscal da SPGM - Sociedade de Investimentos.
Economista em regime de profissão liberal, desde 1983. É Licenciado em Economia
(Universidade do Porto, 1970) e doutorado em Economia (Universidade Técnica de Lisboa,
1986).
José Honorato Ferreira é Administrador da Fundação Luso-Espanhola. Foi também Director
do Gabinete Euro, do Grupo Mundial-Confiança (Banco Totta & Açores, Banco Pinto & Sotto
Mayor, Crédito Predial Português e Companhia de Seguros Mundial-Confiança), órgão
responsável pelo plano transição para o Euro, de Setembro de 1997 a Outubro de 2001,
assessor do Presidente do Conselho de Administração do Banco Totta & Açores, em Novembro
225
de 1995 e foi assessor do Primeiro-Ministro, de Novembro de 1985 a Outubro de 1991 (X e XI
Governos Constitucionais), para a área da Economia, foi Chefe do Gabinete do PrimeiroMinistro, de Outubro de 1991 a Outubro de 1995 (XII Governo Constitucional), entre outras
funções É Licenciado em Economia, pelo Instituto Superior de Ciências Económicas e
Financeiras, da Universidade Técnica de Lisboa.
José Maria Rego Ribeiro da Cunha é Sócio Gerente da Firma “Amável Calhau, Ribeiro da
Cunha e Associados – Sociedade de revisores Oficiais de Contas” desde 1981. Foi Auditor na
Firma Internacional “Arthur Andersen & Co” entre 1975 e 1977 e Auditor Manager na
Sociedade de Revisores Oficiais de Contas “António Almeida e Augusto Martins Moreira” entre
1977 e 1981 em 1981 é aprovado no exame para revisor oficial de contas, sendo o nº 497 de
membro/sócio da Ordem dos Revisores Oficiais de Contas. É Licenciado em Finanças pelo
Instituto Superior de Ciências Económicas e Financeiras.
Amável Alberto Freixo Calhau é Revisor Oficial de Contas e Sócio gerente de “Amável
Calhau, Ribeiro da Cunha e Associados – Sociedade de Revisores Oficiais de Contas” desde
1981. Foi Contabilista e Auditor numa sociedade de revisores de Contas entre 1970 e 1979 e
Revisor Oficial de Contas a título individual em 1980.
Revisor Oficial de Contas e Auditor Externo
Face à impossibilidade de a Pedro Leandro e António Belém, Sociedade de Revisores Oficiais
de Contas, S.A., representada pelo Dr. Pedro Manuel da Silva Leandro, que havia sido eleita
para exercer o cargo de Revisor Oficial de Contas pela assembleia geral de accionistas de 24
de Maio de 2005, por um período de três anos, cujo prazo termina em simultâneo com o
mandato dos membros do Conselho de Administração, assegurar o desempenho das funções
de Revisor Oficial de Contas, por não se encontrar inscrita junto da CMVM e não pretender
requerer essa inscrição, a Assembleia Geral de 6 de Setembro de 2006 deliberou eleger para
aquelas funções a Deloitte & Associados, SROC, S.A., representada pelo Dr. Jorge Carlos
Batalha Duarte Catulo. A mesma sociedade de revisores oficiais de contas desempenha as
funções de auditor externo.
Informação Complementar
À data do presente Documento de Registo de Acções, nenhum dos membros do Conselho de
Administração, incluindo os membros da Comissão Executiva e , bem como o Revisor Oficial de
Contas, nos últimos cinco anos: (i) sofreu qualquer condenação relacionada com conduta
fraudulenta; (ii) desempenhou quaisquer funções executivas como quadro superior ou membro
do órgão de administração ou de fiscalização de qualquer sociedade que tenha estado ou
esteja em processo de falência, insolvência ou liquidação; (iii) foi sujeito a quaisquer
acusações formais e/ou sanções por parte de autoridades legais ou reguladoras (incluindo
organismos profissionais) nem foi judicialmente impedido de actuar como membro de um
órgão de administração, de direcção e de fiscalização de uma sociedade ou de gerir ou dirigir
as actividades de qualquer sociedade.
15.2
Conflitos de interesses de membros dos órgãos de administração e de
fiscalização
Não existem quaisquer potenciais conflitos de interesses dos membros do Conselho de
Administração, do Conselho Fiscal, ou do Revisor Oficial de Contas para com a Galp Energia e
os seus interesses privados e/ou outras obrigações.
226
16.
REMUNERAÇÃO E BENEFÍCIOS
A remuneração dos membros dos órgãos sociais é fixada por uma Comissão de Remunerações,
composta por representantes de três accionistas, eleitos pela Assembleia Geral por um prazo
de três anos, cessando no dia 31 de Dezembro do terceiro ano. À semelhança do que sucede
com os membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal, os membros da
Comissão de Remunerações permanecem em funções após o final do mandato, com todas as
responsabilidades inerentes, até nova eleição de membros por parte da Assembleia Geral. O
cargo de membro do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal é incompatível com o de
membro da Comissão de Remunerações.
Entre os actuais membros da Comissão de Remunerações, designada pela Assembleia Geral,
no dia 6 de Setembro de 2006, para o mandato que finda no dia 31 de Dezembro de 2007,
encontra-se um representante da Amorim Energia, Américo Amorim, um representante da ENI,
Giancarlo Cepollaro, e um representante da Caixa Geral de Depósitos, S.A., Maldonado
Gonelha.
Nos termos dos estatutos, a remuneração dos membros do Conselho de Administração pode
englobar uma percentagem dos lucros do exercício, até ao limite global de 0,5%.
No primeiro semestre de 2006, e nos anos de 2005 e 2004, a remuneração total, incluído a
renda de viaturas e prémios de seguros, dos administradores não executivos da Galp Energia e
suas subsidiárias foi de 10.158 Euros, 50.069 Euros e 77.992 Euros respectivamente. No
primeiro semestre de 2006, a remuneração total dos administradores executivos da Galp
Energia e suas subsidiárias foi de 2.609.315 Euros, dos quais 1.770.003 Euros correspondem a
remuneração base, 599.703 Euros a gratificações, 145.696 Euros a contribuições para os
fundos de pensões e 93.913 Euros a outros benefícios. A Galp Energia assegura ainda o
pagamento de rendas de viaturas no montante de 46.222 Euros e o pagamento no valor de
4.634 Euros relativo a prémios de seguros de saúde. Em 2005 a remuneração total dos
administradores executivos da Galp Energia e suas subsidiárias foi de 3.862.239 Euros, dos
quais 2.980.774 Euros correspondem a remuneração base, 410.913 Euros a gratificações,
295.563 Euros a contribuições para os fundos de pensões e 174.989 Euros a outros benefícios.
Adicionalmente, a Galp Energia assegura o pagamento anual de rendas de viaturas no
montante de 69.277 Euros e o pagamento anual no valor de 10.896 Euros relativo a prémios
de seguros de saúde. Em 2004, a remuneração total dos administradores executivos da Galp
Energia e suas subsidiárias foi de 3.645.055 Euros, dos quais 2.927.980 Euros correspondem a
remuneração base, 528.687 Euros a gratificações, 23.490 Euros a contribuições para os
fundos de pensões e 164.898 Euros de outros benefícios. Em 2004 a Galp Energia assegurou o
pagamento anual de rendas de viaturas no montante de 86.130 Euros e o pagamento anual no
valor de 13.012 Euros relativo a prémios de seguros de saúde. Os membros da Comissão
Executiva têm direito a pensões, nomeadamente por invalidez.
Ao abrigo da política actualmente adoptada, a remuneração dos administradores da Galp
Energia inclui todas as remunerações devidas pelo exercício de cargos em sociedades do
Grupo Galp Energia.
A remuneração global do Revisor Oficial de Contas no ano de 2005 foi de 62.000 Euros.
227
17.
FUNCIONAMENTO DOS ÓRGÃOS DIRECTIVOS
17.1
Data de termo
fiscalização
do
mandato em curso
dos órgãos de
administração
e
Sobre a data do termo do mandato em curso dos órgãos de administração e de fiscalização,
bem como o período durante o qual exercem as funções actuais, vide “Informação sobre os
membros dos órgãos de administração e fiscalização do Emitente” supra.
Na reunião do Conselho de Administração realizada no dia 31 de Agosto de 2006, o Eng.º José
Marques Gonçalves informou que, face à alteração profunda da estrutura accionista que se
conclui com a realização da Oferta, decidiu, de acordo com as boas práticas de governo das
empresas, colocar os seus cargos de Vice-Presidente do Conselho de Administração e
Presidente da Comissão Executiva à disposição do Conselho de Administração, a produzir
efeitos após a realização da Oferta, contribuindo assim para a clarificação da liderança que se
pretenda vir a implementar nessa fase. Os vogais indicados pela ENI e pela Amorim Energia
expressaram o seu reconhecimento pelo trabalho realizado pelo Eng.º José Marques Gonçalves
e manifestaram desde logo a sua vontade, como lhes compete nos termos do Acordo
Parassocial, de apresentar uma proposta de solução para a liderança da Comissão Executiva.
Na reunião do Conselho de Administração realizada em 19 de Setembro de 2006, o Presidente
do Conselho de Administração informou o Conselho de que os Accionistas que detêm as
posições do Estado no capital social da Sociedade consideravam não existirem razões válidas
para alterar o que se encontra estabelecido no Acordo Parassocial quanto à designação e
mandato do Presidente da Comissão Executiva. Os administradores indicados pela Amorim
Energia e pela ENI expressaram que as suas posições na sequência da disponibilidade
manifestada pelo Eng.º José Marques Gonçalves assentam no total respeito pelo Acordo
Parassocial.
Todos os administradores concordaram que quaisquer questões decorrentes da disponibilidade
manifestada pelo Engº José Marques Gonçalves serão abordadas nos termos do Acordo
Parassocial.
Para mais informações quanto à designação e mandato dos membros dos órgãos de
administração vide “Órgãos de Administração e de Fiscalização e Quadros Superiores” supra
(páginas 213 a 215, 223 e 225 supra) e ” Principais Accionistas” infra, que incluem as
disposições relevantes do Acordo Parassocial (páginas 236 a 242 infra).
17.2
Contratos de trabalho que vinculam os membros dos órgãos de administração
e fiscalização ao Emitente
Com excepção do administrador João Pedro Figueiredo de Brito, que se encontra vinculado à
Petrogal por contrato individual de trabalho, actualmente suspenso, a Galp Energia ou as suas
participadas não celebraram quaisquer contratos de trabalho ou outros acordos com os
membros do respectivo Conselho de Administração, do Conselho Fiscal ou com o Revisor
Oficial de Contas, que originem o pagamento de quaisquer quantias ou a atribuição de
quaisquer benefícios após o termo dos respectivos mandatos.
228
17.3
Informações sobre o Conselho Fiscal e a Comissão de Remunerações do
Emitente
Conselho Fiscal
Para informações gerais sobre o Conselho Fiscal e respectivas competências, vide “Informação
sobre os membros dos órgãos de administração e fiscalização do Emitente” supra.
Comissão de Remunerações
Para informações gerais sobre a Comissão de Remunerações, vide “Remuneração e benefícios”
supra.
17.4
Declaração relativa à conformidade do Emitente com o regime de governo das
sociedades do país de origem
A estrutura e o governo das sociedades regem-se pelo Código das Sociedades Comerciais, pelo
Regulamento n.º 7/2001 da CMVM e pelas Recomendações da CMVM.
A Galp Energia adopta um modelo de governação segundo o qual a administração e a
fiscalização da sociedade competem a um Conselho de Administração, a um Conselho Fiscal e
a um Revisor Oficial de Contas, devendo todos ser eleitos pela Assembleia Geral.
Todos os membros do Conselho Fiscal estão sujeitos ao regime de incompatibilidades previsto
no artigo 414º-A do CSC. No caso das sociedades emitentes de acções admitidas à negociação
em mercado regulamentado, o CSC determina que os membros do Conselho Fiscal devem, na
sua maioria, ser independentes, considerando-se como tais os que não (i) estejam associados
a quaisquer grupos de interesses específicos na sociedade nem (ii) se encontrem em alguma
circunstância susceptível de afectar sua isenção de análise ou de decisão, nomeadamente em
virtude de:
a) Serem titulares ou actuarem em nome ou por conta de titulares de participação
qualificada igual ou superior a 2% do capital social da sociedade;
b) Terem sido reeleitos por mais de dois mandatos, de forma contínua ou intercalada.
O CSC determina ainda que um dos membros independentes tenha curso superior adequado
ao exercício das suas funções e conhecimentos de auditoria ou contabilidade.
Nos termos do Regulamento n.º 7/2001 da CMVM, as sociedades emitentes de acções
admitidas à negociação em mercado regulamentado, que não é actualmente o caso da Galp
Energia, devem publicar, em capítulo do relatório anual de gestão ou em anexo a este, um
relatório sobre o governo da sociedade. O referido relatório deverá indicar se a sociedade
adopta as recomendações da CMVM sobre governo das sociedades ou, não sendo esse o caso,
explicar as razões da não adopção (“comply or explain rule”). As recomendações relativas ao
governo das sociedades são, no essencial, as seguintes:
1- As sociedades devem criar um gabinete de apoio ao investidor;
2- O exercício activo do direito de voto não deve ser restringido, nomeadamente
através da imposição de um período superior a cinco dias úteis para o depósito ou
bloqueio das acções, com vista à participação nas assembleias gerais;
3- As sociedades devem instituir um sistema de controlo interno;
4- As medidas tendentes a evitar o sucesso de ofertas públicas de aquisição devem
respeitar os interesses da sociedade e dos respectivos accionistas;
5- Os membros dos órgãos sociais devem exercer uma orientação efectiva da gestão
da sociedade;
5A- O órgão de administração deve ter um número suficiente de membros não
executivos com funções de acompanhamento e avaliação da gestão;
229
6- Os membros não executivos devem incluir um número suficiente de membros
independentes;
7- O órgão de administração deve criar comissões de controlo internas;
8- A remuneração dos membros do órgão de administração deve ser estruturada de
forma a permitir o alinhamento dos interesses daqueles com os interesses da
sociedade, e deve ser divulgada anualmente, em termos individuais;
8A- A política de remuneração dos membros dos órgãos sociais deve ser submetida
anualmente aos accionistas;
9- Os membros da Comissão de Remunerações devem ser independentes;
10- Os planos de atribuição de acções ou de opções de aquisição de acções dirigidos
aos administradores e trabalhadores devem ser submetidos a aprovação da Assembleia
Geral;
10A – Deve ser adoptado um sistema interno de comunicação de irregularidades;
11- Os investidores institucionais devem ter em consideração as suas
responsabilidades quanto ao exercício dos direitos inerentes aos valores mobiliários de
que sejam titulares ou cuja gestão lhes esteja confiada.
Assim, para efeitos da verificação do cumprimento das Recomendações da CMVM sobre o
governo das sociedades importa atender aos critérios de independência constantes do
Regulamento nº 7/2001, no que diz respeito aos membros do Conselho de Administração. Nos
termos deste regulamento não se consideram independentes os administradores que (i)
estejam associados a alguns grupos que tenham um interesse específico na sociedade ou (ii)
se encontrem eles próprios em circunstâncias que possam influenciar a sua análise ou decisão.
Em particular os membros do Conselho de Administração não são considerados independentes
face a dada sociedade, nomeadamente, nas seguintes situações:
a) Quando pertençam ao Conselho de Administração de sociedade que sobre aquela exerça
domínio, nos termos do disposto no Cód.VM;
b) Quando sejam titulares, exerçam funções de administração, tenham vínculo contratual ou
actuem em nome ou por conta de titulares de participação qualificada igual ou superior a
10% do capital social ou dos direitos de voto na sociedade, ou de idêntica percentagem em
sociedade que sobre aquela exerça domínio, nos termos do disposto no Cód.VM, ou em
sociedade concorrente;
c) Quando aufiram qualquer remuneração, ainda que suspensa, por parte da sociedade ou
de outras que com ela estejam em relação de domínio ou de grupo, excepto a retribuição
pelo exercício das funções de administração;
e) Quando tenham uma relação comercial significativa com a sociedade ou com sociedade
em relação de domínio ou de grupo, quer directamente, quer por interposta pessoa;
f) Quando sejam cônjuges, parentes e afins em linha recta até ao 3º grau, inclusive, das
pessoas referidas nas alíneas anteriores.
Além de verificar as circunstâncias enunciadas acima, o Conselho de Administração deve ajuizar,
em termos fundamentados, da independência dos seus membros perante outras circunstâncias
concretas.
O mesmo regulamento prevê ainda que as sociedades emitentes devem informar a CMVM de
quaisquer planos de atribuição de acções ou de opções de aquisição de acções existentes,
dirigidos aos seus trabalhadores e a membros do órgão de administração. As sociedades
emitentes devem também manter um sítio na internet que permita aos investidores ter acesso
a determinadas informações relativas à sociedade, incluindo, inter alia, o contrato de
sociedade, a identidade dos membros dos órgãos sociais e do representante para as relações
com o mercado, os documentos de prestação de contas relativos aos últimos dois anos, o
230
calendário semestral de eventos societários e as propostas submetidas à Assembleia Geral de
accionistas.
Quanto aos membros do Conselho de Administração, estão, por sua vez, sujeitos à obrigação
de comunicação de determinadas operações por si realizadas sobre os valores mobiliários
emitidos pela sociedade, nos termos definidos o artigo 248º-B do Cód.VM e desenvolvidos no
artigo 3º do Regulamento n.º 7/2001.
Embora as acções da Galp Energia não estejam admitidas à negociação em mercado
regulamentado, a Galp Energia tem vindo a publicar relatórios relativos ao governo da
sociedade desde 2001. Porém, a Galp Energia não se encontra sujeita à regra “comply or
explain” e nem todas as recomendações da CMVM são passíveis de aplicação ao seu caso
concreto, como sucede com as descritas nos números 1, 4, 10 e 11. Não obstante, a Galp
Energia já criou o gabinete de apoio ao investidor e já cumpre com a maior parte das
recomendações aplicáveis excepto as relativas ao número suficiente de administradores não
executivos independentes, à divulgação individualizada da remuneração dos membros do
Conselho de Administração, à aprovação pelos accionistas de uma política de remunerações, à
criação de comissões de controlo internas com atribuição de competências na avaliação da
estrutura e governo societários, bem como à adopção de um sistema interno de comunicação
de irregularidades.
Após a admissão à negociação das acções emitidas pela Galp Energia, e na medida do que seja
decidido pelos seus accionistas, a Empresa irá adoptar as recomendações relativas ao número
suficiente de administradores não executivos independentes, à aprovação pelos accionistas de
uma política de remunerações, à criação de comissões de controlo internas com atribuição de
competências na avaliação da estrutura e governo societários, bem como à adopção de um
sistema interno de comunicação de irregularidades, ponderando ainda a respeitante à
divulgação individualizada da remuneração dos membros do conselho de administração.
Os estatutos da Galp Energia não prevêem quaisquer disposições destinadas a evitar o sucesso
de ofertas públicas de aquisição. Relativamente aos efeitos do acordo parassocial em matéria
de ofertas públicas de aquisição vide “Principais Accionistas” infra.
231
18.
PESSOAL
Informação Geral
Em 31 de Dezembro de 2005, o quadro de pessoal da Galp Energia compreendia 5.909
trabalhadores, representando um aumento de 1,8% face ao ano anterior, em resultado
fundamentalmente da abertura de novas estações de serviço em Espanha, da conversão de
estações de serviço CoDo em CoCo e da aquisição da Gás Insular, na ilha da Madeira. O
aumento de 7,7%, registado entre 2003 e 2004, deveu-se principalmente ao negócio de
permuta de estações de serviço com a Total e a Cepsa.
O quadro seguinte fornece a composição do quadro de pessoal, às datas de 31 de Dezembro
de cada ano, por função e segmento de negócio.
2005
2004
2003
Comissão Executiva ....................................
Quadros Superiores e Quadros Superiores
Seniores ....................................................
Outros Trabalhadores...................................
Total .......................................................
7
202
7
194
7
143
5.700
5.909
5.605
5.806
5.240
5.390
Exploração e Produção .................................
Refinação e Distribuição (1) ...........................
Aprovisionamento e Venda de Gás Natural .....
Distribuição de Gás Natural (2) .......................
Power ........................................................
Outros .......................................................
Total .......................................................
12
4.644
202
470
13
568
5.909
11
4.471
201
523
20
580
5.806
8
4.060
203
533
20
566
5.390
(1) Inclui os trabalhadores das estações de serviço, respectivamente em 2003, 2004 e 2005 de 1.908, 2.171 e
2.207.
(2) Inclui todos os trabalhadores das sociedades de distribuição nas quais a Galp Energia detém uma participação
superior a 50%.
Em resultado da transferência das Actividades Reguladas para a REN, na sequência do
Processo de Separação das Actividades Reguladas, 156 trabalhadores foram transferidos da
Transgás para a REN em 2006 no âmbito da transmissão de estabelecimento comercial
celebrado entre a Transgás e a REN.
Para além da transferência de 156 trabalhadores acima referida, mantêm-se na REN Atlântico,
anteriormente designada SGNL, os 32 trabalhadores que integravam o quadro de pessoal da
empresa previamente ao Processo de Separação das Actividades Reguladas.
Em 31 de Dezembro de 2005, a Galp Energia tinha 647 trabalhadores contratados a termo. Os
trabalhadores da Galp Energia estão predominantemente localizados em Portugal e em
Espanha.
Relações com os Sindicatos e Comissões de Trabalhadores
A Galp Energia mantém um bom relacionamento com trabalhadores e sindicatos. Nos últimos
cinco anos, não houve registo de litígios laborais significativos, que originassem interrupções
de laboração em Portugal ou noutras regiões, salvo uma greve de dois dias, em Fevereiro de
2004, associada principalmente a questões de remuneração, e uma greve de três dias, em
Junho de 2004, relacionada fundamentalmente com questões de remuneração e suspensão de
planos de carreira, ambas na refinaria de Sines.
232
Uma percentagem significativa dos trabalhadores da Galp Energia (incluindo os que prestam
serviço em Espanha) é abrangida por convenções colectivas de trabalho que estabelecem
horários, remunerações e outras condições laborais. Em regra, as convenções celebradas têm
a validade de um ano, sendo habitualmente renegociadas anualmente.
A Petrogal e a Lisboagás têm comissão de trabalhadores. Para além destas duas empresas,
nem a Galp Energia, nem qualquer outra sua subsidiária, possui comissões de trabalhadores.
A 31 de Dezembro de 2005, a Galp Energia tinha registado na rubrica de provisões para
reestruturações, o montante de 9,7 milhões de Euros, com o objectivo de apoiar a
racionalização de estruturas e a introdução de melhorias nos processos de trabalho da Galp
Energia. Neste contexto, apresentou-se a um universo restrito de colaboradores, propostas de
rescisão contratual por mútuo acordo e/ou, contratos de pré-Reforma. Este universo
consubstancia-se em trabalhadores que, por força da reestruturação da área a que estão
afectos, exerciam funções cuja supressão não carecia de substituição ou que fosse possível
assegurar internamente sem acréscimo de recursos humanos.
Pensões e Outros Benefícios
A Galp Energia tem planos de benefício definido e de contribuição definida (“Planos de
Pensões”), que prevêem o pagamento de complementos de pensões de reforma, invalidez e
sobrevivência. O pagamento destes benefícios previstos nos Planos de Pensões é financiado
por fundos de pensões. Estes planos não são oferecidos em todas as participadas da Galp
Energia.
Os benefícios previstos nos planos de benefício definido têm por base o número de anos de
serviço e o último salário auferido pelo trabalhador. Em 2005, o custo total dos Planos de
Pensões ascendeu a 10,6 milhões de Euros. No âmbito do plano de contribuição definida, a
empresa contribui com 3% do salário pensionável e acompanha as contribuições para o plano
por parte do trabalhador até ao montante adicional de 1%. Em 2005, o custo total do plano de
contribuição definida foi de 2,2 milhões de Euros.
A Galp Energia tem como objectivo para o nível de financiamento dos fundos que financiam os
planos de benefício definido, um intervalo entre os 90% e 100%. Em 30 de Junho de 2006, os
planos de benefício definido estavam financiados em 90% no seu conjunto, antes do
financiamento referente ao ano de 2006.
Para além destes benefícios, a Galp Energia concede pensões de reforma antecipada, préreforma e outros benefícios associados à situação de reforma (nomeadamente em virtude de
processos de reestruturação), os quais não são financiados por fundos de pensões. Em 2005,
os custos totais associados a estes benefícios ascenderam a 8,6 milhões de Euros.
A Galp Energia também oferece outros benefícios pós-reforma, tais como Seguros de Saúde e
Vida, cujo custo total perfez, em 2005, 19,0 milhões de Euros.
A 31 de Dezembro de 2005, o total de responsabilidades com benefícios pós-emprego
ascendia a 662,4 milhões de Euros. Deste montante 355,9 milhões de Euros estavam cobertos
pelo património do fundo de pensões, 214,2 milhões de Euros estavam cobertos por provisões,
9,7 milhões de Euros estavam em custos diferidos, e 102,7 milhões de Euros correspondiam a
ganhos e perdas actuariais não reconhecidos. Destes últimos 53,1 milhões de Euros
encontram-se ao abrigo do corredor, enquanto que os remanescentes 49,6 milhões de Euros
serão reconhecidos de acordo com o tempo de serviço futuro médio esperado, de cada um dos
planos.
233
Participações e opções sobre acções
Em 30 de Junho de 2006, nenhum membro do Conselho de Administração, da Comissão
Executiva ou quadros superiores detinha acções ou obrigações da Galp Energia ou de qualquer
sociedade do grupo.
A Galp Energia não dispõe de qualquer sistema de atribuição de acções, ou de opções sobre
acções da Galp Energia, às pessoas referidas no parágrafo anterior, bem como quaisquer
formas de participação dos trabalhadores da Galp Energia no seu capital.
No entanto, os trabalhadores da Galp Energia poderão adquirir acções em condições
preferenciais, no âmbito da reserva que lhes está legalmente destinada, no âmbito do
processo de reprivatização da Galp Energia.
234
19.
PRINCIPAIS ACCIONISTAS
O capital social emitido pela Galp Energia é de 829.250.635 Euros representado por
829.250.635 acções, com o valor nominal de €1 cada.
Os principais accionistas da Galp Energia são: ENI, uma sociedade participada da ENI SpA,
Amorim Energia, o Estado, directa e indirectamente através da Parpública e Iberdrola.
O quadro seguinte contém a informação relativa à estrutura accionista da Galp Energia,
identificando as percentagens de capital social e direitos de voto correspondentes a cada
accionista, à data do presente Prospecto e após a Oferta, caso a opção de distribuição do lote
suplementar seja integralmente exercida.
À data do presente
Prospecto
Após a Oferta(1)
ENI
33,340%
33,340%
Amorim Energia
31,612%
31,612%
Parpública
25,000%
2,000%
Estado
5,004%
5,004%
Iberdrola
4,000%
4,000%
CGD
1,000%
1,000%
Setgás
0,044%
0,044%
0%
23,000%
100,000%
100,000%
Accionistas
Free Float
_______________________
(1) No pressuposto da alienação da totalidade das Acções e exercício integral da opção de distribuição
do lote suplementar de acções.
À data do presente prospecto, o Estado é titular de 40.000.000 acções da categoria A (acções
com direitos especiais) e de 1.494.501 acções da categoria B (acções ordinárias), detendo a
Parpública mais 207.312.659 acções. O Estado Português detém, directamente, 5,0% do
capital social, e, adicionalmente, 25,0% através da Parpública.
As acções da categoria A conferem os seguintes direitos especiais:
•
A eleição do presidente do Conselho de Administração só poderá ser aprovada com a
maioria dos votos inerentes às acções de categoria A;
•
Quaisquer deliberações que visem autorizar a celebração de contratos de grupo
paritário ou de subordinação e ainda, quaisquer deliberações que, de algum modo,
possam pôr em causa a segurança do abastecimento de petróleo ao país, de gás e de
electricidade, ou produtos derivados dos mesmos, não poderão ser aprovadas contra a
maioria dos votos inerentes às acções de categoria A.
235
Para mais informações sobre as acções da categoria A vide a secção “Informação Adicional”
infra.
A ENI é uma empresa pertencente ao grupo ENI SpA um grupo internacional presente em mais
de 70 países. As principais áreas de actividade da ENI SpA são: a Exploração e Produção, Gás
e Power e Refinação e Distribuição de Produtos Petrolíferos. No 1º semestre 2006 a ENI SpA
apresentou um resultado líquido de 5,6 mil milhões de Euros.
A Amorim Energia é uma empresa sediada nos Países-Baixos cujos principais accionistas são a
Esperanza Holding, B.V. (45%), a Power, Oil & Gas Investments, B. V. (30%), a Amorim
Investimentos Energéticos, SGPS, S.A. (20%) e a Oil Investments B.V. (5%).
A Parpública é a Holding do Estado Português para gerir as suas participações em diversas
empresas.
A Iberdrola foi criada em 1901 e é actualmente parte do grupo Iberdrola, sedeado em Bilbao,
exercendo actividade no sector eléctrico. No primeiro semestre de 2006, a Iberdrola
apresentou um resultado líquido de 817,8 milhões de Euros.
A CGD é uma instituição de crédito integralmente detida pelo Estado, sendo a sociedade
holding de um grupo financeiro que inclui o Caixa – Banco de Investimento. No primeiro
semestre de 2006, os activos líquidos da Caixa Geral de Depósitos, S.A. ascendiam a 89,3 mil
milhões de Euros.
A Setgás, criada em 1990, é a concessionária para a distribuição do gás natural na região Sul
de Portugal. A Galp Energia detém 45% do capital da Setgás.
236
Acordo Parassocial
O Acordo Parassocial foi celebrado no dia 29 de Dezembro de 2005 entre a Amorim Energia, a
ENI e a REN. No dia 28 de Março de 2006, foi celebrado um primeiro aditamento ao Acordo
Parassocial (Deed of Adherence and Amendment to the Shareholders Agreement), nos termos
do qual a CGD se tornou parte do Acordo Parassocial. No dia 6 de Setembro de 2006, foram
celebrados dois novos aditamentos ao Acordo Parassocial (Second Amendment to the
Shareholders Agreement e Third Amendment to the Shareholders Agreeement). No dia 28 de
Setembro de 2006, foi celebrado um quarto aditamento ao Acordo Parassocial (Fourth
Amendment to the Shareholders Agreement).
Actualmente são partes no Acordo Parassocial a Amorim Energia, a ENI e a CGD. A REN foi
parte inicial no Acordo Parassocial, tendo alienado à Amorim Energia, no dia 18 de Setembro
de 2006, a totalidade da sua participação na Galp Energia correspondente a 151.752.865
acções. O preço pago à REN corresponde ao preço pago pela mesma Amorim Energia à EDP
Participações, SGPS, S.A. actualizado à taxa Euribor a 3 meses, preço esse que foi fixado à
data de 7 de Dezembro de 2005, tendo por base uma avaliação da Galp Energia em
aproximadamente 5.050 milhões de Euros conforme então divulgado ao mercado.
A participação das partes na Galp Energia, à data da Divulgação de Sumário do Acordo
Parassocial relativo à Galp Energia, SGPS, S.A. publicada em www.cmvm.pt:
- ENI – 276.472.160 acções correspondentes a 33,34% do capital social e dos direitos de voto
da Galp Energia;
- Amorim Energia – 262.144.255 acções correspondentes a 31,612% do capital social e dos
direitos de voto da Galp Energia;
- CGD – 8.292.510 acções correspondentes a 1% do capital social e dos direitos de voto da
Galp Energia.
O Acordo Parassocial regula os seguintes aspectos:
Indisponibilidade temporária das acções
As partes estão obrigadas a manter a sua participação na Galp Energia até 31 de Dezembro de
2010 (“Lock-in period”), sem prejuízo da possibilidade de alienarem a sua participação nos
seguintes casos:
(a)
(b)
(c)
situações de impasse - nos termos indicados infra;
mudança de controlo accionista - nos termos indicados infra; e
incumprimento do Acordo Parassocial - nos termos indicados infra.
Cada uma das partes obriga-se durante o Lock-in period a não aumentar a sua participação na
Galp Energia para além de 33,34%, excepto nas situações supra referidas.
Nestes casos, se a parte transmitente for a Amorim Energia, a CGD é titular de um direito que lhe
permite, com prioridade em relação às outras partes, comprar a participação em questão ou
nomear um terceiro, que cumpra os requisitos indicados em “Direitos de preferência da CGD”
infra.
Venda de acções
A partir de 1 de Janeiro de 2011 (ou seja, decorrido o Lock-in period), as partes apenas poderão
alienar a totalidade da respectiva participação social em bloco. As outras partes terão,
237
alternativamente, direito de preferência ou direito de “tag along” na venda a terceiros e apenas
direito de preferência na venda a outras partes no Acordo Parassocial.
Caso a entidade alienante seja a Amorim Energia, a CGD é titular do direito de adquirir
preferencialmente todas ou parte das acções da Amorim Energia, com prioridade em relação ao
direito de preferência das outras partes, ou, em alternativa, nomear um terceiro para o efeito (que
deverá cumprir com os requisitos indicados em “Direitos de preferência da CGD” infra).
Nas restantes vendas ou caso a CGD não exerça o direito acima referido, as acções da parte
transmitente serão distribuídas igualmente pelas partes que exerçam o seu direito de preferência,
independentemente da participação que cada uma detenha na Galp Energia.
Direitos de preferência da CGD
Nas situações em que a Amorim Energia pretenda ou seja obrigada a vender acções da Galp
Energia durante a vigência do Acordo Parassocial, a CGD terá o direito de adquirir
preferencialmente essas acções ou de nomear um terceiro para o efeito, só podendo as outras
partes exercer o respectivo direito de preferência ou aquisição se, e na medida, em que a CGD não
exerça o seu direito de aquisição preferencial ou não nomeie um terceiro para o efeito.
O terceiro a indicar pela CGD deverá cumprir, cumulativamente, os seguintes requisitos:
(a)
não se encontrar numa relação de domínio ou de grupo com (i) a CGD, (ii) entidades
do sector público do Estado, (iii) sociedades de capitais exclusivamente públicos e
(iv) entidades do sector empresarial do Estado;
não ser uma empresa activa no sector energético;
aderir ao Acordo Parassocial, assumindo os direitos e obrigações da parte
transmitente.
(b)
(c)
Excepto no caso de venda pela ENI, o exercício pela CGD de direitos de preferência resultantes do
Acordo Parassocial não pode levar à detenção, pelo Estado ou entidades em relação de domínio ou
de grupo com o Estado, de acções que representem mais de 33,34% do capital social da Galp
Energia.
Composição dos Órgãos Sociais
Mesa da Assembleia Geral e Secretário da Galp Energia
Os membros da Mesa da Assembleia Geral e o Secretário da Galp Energia devem ser eleitos ou
nomeados, consoante o caso, de comum acordo pelas partes, de entre profissionais independentes
com qualificação e experiência para o exercício dos cargos.
Composição do Conselho de Administração e da Comissão Executiva
Actual mandato (1 de Janeiro de 2005 – 31 de Dezembro de 2007):
As partes reiteraram a sua vontade em manter os actuais membros do Conselho de Administração
da Galp Energia, até ao termo do mandato em curso, sem prejuízo, das seguintes situações:
(a)
(b)
(c)
substituição de um ou mais administradores pela parte que os indicou;
no caso de uma das partes deixar de ser accionista da Galp Energia, caso em que
deverá obter renúncia dos membros por si indicados;
justa causa de destituição, ou
238
(d)
renúncia do próprio.
Mandatos subsequentes
O Conselho de Administração terá quinze membros, cinco dos quais deverão integrar a Comissão
Executiva. A CGD terá o direito de indicar um administrador que será sempre o Presidente do
Conselho de Administração e que deverá coincidir com o administrador nomeado pelo Estado
(enquanto detentor de acções Categoria A). A Amorim Energia terá o direito de indicar seis
administradores. A ENI terá o direito de indicar seis administradores. A Amorim Energia, a ENI e a
CGD indicarão em conjunto um administrador: em caso de desacordo esse administrador será
indicado pelo voto da maioria daquelas três entidades, a qual deverá sempre incluir o voto
favorável da CGD. A Amorim Energia e a ENI indicarão em conjunto um administrador, sujeito ao
parecer favorável da CGD, que não deverá ser recusado com fundamento em motivos irrazoáveis,
o qual será o CEO. A Comissão Executiva deverá ter a seguinte composição: o respectivo
Presidente será o CEO e a Amorim Energia e a ENI indicarão em separado dois administradores
cada uma.
Depois de concluída a OPV, caso seja nomeado um administrador nos termos do artigo 392.º do
CSC, o mesmo deverá substituir o administrador indicado em conjunto pela Amorim Energia, pela
ENI e pela CGD, sem prejuízo de as partes se encontrarem vinculadas a votar de forma concertada
na eleição desse administrador. As partes podem acordar aumentar o número de membros do
Conselho de Administração para dezanove e, nesse caso, a ENI terá o direito de indicar um
administrador e a Amorim Energia terá o direito de indicar um administrador. Os restantes dois
administradores deverão ser independentes e serão indicados pela ENI e Amorim Energia.
Auditoria e Fiscalização
O Acordo Parassocial prevê que a Galp Energia tenha um Conselho Fiscal, composto por três
membros, e um revisor oficial de contas ou sociedade de revisores oficiais de contas. A ENI,
Amorim Energia e a CGD deverão conjuntamente propor um membro, bem como o respectivo
suplente, que deverão ser revisores oficiais de contas e independentes. A Amorim Energia terá o
direito de propor um membro que deverá ser independente. A ENI terá o direito de propor um
membro que deverá ser independente. A CGD terá o direito de indicar qual dos dois membros
propostos pela Amorim Energia e ENI será o Presidente do Conselho Fiscal.
O revisor oficial de contas ou sociedade de revisores oficiais de contas será proposto à Assembleia
Geral pelo Conselho Fiscal.
O Conselho Fiscal deverá
Energia seleccionado entre
competências do Conselho
documentos contabilísticos
assegurar a existência de um auditor externo independente da Galp
as auditoras internacionais com maior reputação que, sem prejuízo das
Fiscal e do revisor oficial de contas, deverá verificar as contas e outros
anuais da Galp Energia.
Destituição
As partes acordaram que o membro de um órgão social que tenha sido indicado por uma das
partes poderá ser destituído por essa parte, sendo esta responsável pelos custos inerentes a tal
destituição. Nos casos em que um membro de órgão social tenha sido indicado conjuntamente
pelas partes, as partes podem acordar na sua destituição, sendo responsáveis pelos custos
inerentes a essa destituição.
239
Deliberações do Conselho de Administração
Vide “Órgãos de Administração e de Fiscalização e Quadros Superiores” supra.
Composição do Conselho de Administração de sociedades controladas pela Galp
Energia
As partes acordaram que os membros do Conselho de Administração da Petrogal, GDP e Galp
Power deverão coincidir com os membros da Comissão Executiva da Galp Energia e que o
Presidente da Comissão Executiva da Galp Energia será o Presidente do Conselho de Administração
dessas sociedades.
Deliberações da Assembleia Geral
As partes obrigam-se a apresentar propostas e a votar de forma concertada e unânime em relação
às seguintes matérias que, nos termos do artigo 12.º, n.º 5 dos estatutos da Galp Energia,
carecem de maioria de dois terços:
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
matérias que constituam objecto dos direitos especiais das acções da categoria A;
aprovação e modificação das directrizes de orientação estratégica e do plano
estratégico da Galp Energia e das respectivas áreas de negócio;
deliberação sobre a aplicação de resultados do exercício ou sobre a distribuição de
bens a accionistas;
emissão de valores mobiliários que não estejam na esfera de competência do
Conselho de Administração;
propostas de parcerias estratégicas submetidas pelo Conselho de Administração à
Assembleia Geral da Galp Energia;
aprovação das contas anuais individuais e consolidadas da Galp Energia;
cisão, fusão e dissolução da Galp Energia.
Situações de Impasse
No caso de falta de quorum constitutivo ou quorum deliberativo em relação às matérias referidas
em “Deliberações do Conselho de Administração” e “Deliberações da Assembleia Geral” supra, e se
não houver acordo das partes no prazo de 30 dias considera-se, para efeitos do Acordo
Parassocial, verificada uma situação de impasse, devendo a matéria objecto da mesma ser
submetida a apreciação por peritos nomeados pelas partes.
Após a OPV, caso a parte que tenha perfilhado entendimento diferente do sentido adoptado pela
decisão dos peritos queira alienar a sua participação na Galp Energia, deverá previamente propor
a alienação das acções de que é titular às outras partes do Acordo Parassocial, só podendo
proceder à alienação das respectivas acções em mercado regulamentado no caso destas não as
pretenderem adquirir.
Venda dos Activos Regulados16
As partes e a REN acordaram que o preço de venda a esta última dos activos regulados (ou seja, a
rede de transporte de gás natural a alta pressão (“Rede”), três cavernas nas instalações de
armazenagem subterrânea de gás natural – Carriço – e o terminal de gás natural liquefeito – Sines
16
Redacção constante da Divulgação de Sumário do Acordo Parassocial relativo à Galp Energia, SGPS,
S.A., publicada em www.cmvm.pt.
240
(“Cave/Terminal”), juntamente com os direitos e obrigações inerentes à detenção e operação
desses activos (“Activos Regulados”) corresponderá ao seu justo valor de mercado (“Justo Valor”),
o qual será determinado através da média aritmética de três avaliações realizadas por bancos de
investimento de primeira linha. Se alguma dessas avaliações diferir em mais de 20% (vinte por
cento) daquela média, essa avaliação não será considerada e a média aritmética será calculada
com base nas outras duas avaliações (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no
Sector do Gás Natural” supra).
Preço da Rede
Não estando definido o quadro regulatório no qual se estabeleçam, nomeadamente, os termos e
condições para o acesso por terceiros aos Activos Regulados e a respectiva remuneração das
actividades reguladas (“Quadro Regulatório”) as Partes acordaram num preço preliminar de
aquisição da Rede, no montante líquido de 405 milhões de Euros (“Preço Preliminar
Líquido/Rede”), calculado com base num valor bruto total de 738 de milhões de Euros e numa
dívida líquida afecta àquela Rede de 333 milhões de Euros.
O Preço Preliminar Líquido/Rede será ajustado nos seguintes termos:
(a)
(b)
se após a entrada em vigor do Quadro Regulatório, o Justo Valor da Rede for
superior a 738 milhões de Euros, a REN pagará à Galp Energia um montante
correspondente à diferença entre o Justo Valor da Rede e 738 milhões de Euros;
se a dívida líquida afecta à Rede à data da transmissão para a REN dos Activos
Regulados for inferior a 333 milhões de Euros, a REN pagará à Galp Energia um
montante correspondente à diferença entre aqueles montantes; por sua vez, se
aquela for superior, caberá então à Galp Energia pagar à REN o montante
correspondente à diferença apurada.
Preço da Cave/Terminal
As partes acordaram que o preço da Cave/Terminal será determinado pelas partes com base no
seu valor líquido (net asset value) e dívida líquida alocada (allocated net debt).
Distribuição de resultados
As partes proporão a distribuição anual de pelo menos 50% dos resultados líquidos da Galp
Energia, desde que seja respeitado um rácio de dívida líquida sobre o EBITDA não superior a 3,5
para o ano em curso e para o ano subsequente, conforme resulte do orçamento anual aplicável.
O produto da venda dos activos regulados, conforme definido em “Venda dos Activos Regulados”
supra, poderá ser objecto de distribuição aos accionistas desde que o rácio acima seja cumprido.
Mudança de controlo accionista
Caso haja mudança do controlo accionista de uma das partes (“Parte Afectada”) durante a vigência
do Acordo Parassocial (“Mudança de Controlo”), as demais partes têm o direito de adquirir a
participação social da Parte Afectada em proporções iguais, sem prejuízo do direito de preferência
da CGD descrito em “Direitos de preferência da CGD” supra.
Para efeitos do Acordo Parassocial, constitui Mudança de Controlo qualquer situação em que, por
um ou mais actos ou contratos, e independentemente da respectiva forma ou título jurídico:
241
(a)
(b)
(c)
(d)
uma ou mais entidades passem, por si só ou em conjunto com outra(s) entidade(s),
a, directa ou indirectamente: (i) dispor de mais de metade do capital social ou dos
direitos de voto no capital social da Parte Afectada, ou (ii) dispor do direito de
nomear ou destituir a maioria dos membros do órgão de administração da Parte
Afectada;
uma ou mais entidades venham a adquirir a possibilidade de impor ou vetar decisões
estratégicas da Parte Afectada;
ocorra a fusão, celebração de contrato de subordinação ou de grupo paritário ou
qualquer outro evento de natureza similar em relação à Parte Afectada, ou
a totalidade ou, pelo menos, 2/3 (dois terços) dos activos da Parte Afectada sejam
transferidos (por qualquer meio) para uma ou mais entidades.
O disposto nas alíneas anteriores não é aplicável (i) às situações em que a Mudança de Controlo
resulta de uma transacção realizada exclusivamente com uma ou mais partes do Acordo
Parassocial, (ii) no caso da CGD, quando a Mudança de Controlo resulte de operações realizadas
entre entidades do sector público do Estado ou sociedades de capitais exclusivamente públicos e
(iii) em caso de sucessão legitimária de Américo Amorim ou de qualquer pessoa da sua família.
À data do presente Prospecto, as entidades que controlam as partes são as seguintes:
- Amorim Energia - indirectamente controlada pela Família Américo Amorim, compreendendo em
exclusivo qualquer uma das seguintes pessoas: Américo Ferreira de Amorim, Maria Fernanda de
Oliveira Ramos Amorim, Paula Fernanda Ramos Amorim, Marta Cláudia Ramos Amorim Barrocas
de Oliveira e Luísa Alexandra Ramos Amorim.
- ENI - Eni S.p.A.;
- CGD - Estado.
Cessão de direitos e/ou obrigações e adesão de terceiros
Nenhuma das partes poderá ceder os seus direitos e/ou obrigações decorrentes do Acordo
Parassocial sem o prévio consentimento escrito das outras partes e sem que o cessionário aceite
previamente a cessão e os seus respectivos termos, sem reservas.
No caso de transmissão total ou parcial das acções de uma das partes a favor de terceiro, a parte
transmitente obriga-se a obter a prévia adesão integral e incondicional do transmissário ao
disposto no Acordo Parassocial.
Deveres de cooperação e não concorrência
As partes convencionaram atribuir à Galp Energia, se esta assim o entender, determinados direitos
relativos à cooperação e não concorrência da ENI com a Galp Energia nas áreas de negócio de
exploração e produção, refinação e marketing e gás natural respeitantes aos mercados português
e espanhol, os quais poderão vir a envolver concertação quanto a determinadas actividades e/ou a
sua racionalização através de operações sempre avaliadas a preços de mercado.
Incumprimento
Em caso de incumprimento definitivo do Acordo Parassocial por qualquer uma das partes (a “Parte
Faltosa”), cada uma das partes que não se encontra em situação de incumprimento terá,
alternativamente, o direito de (i) adquirir a participação social detida pela Parte Faltosa na Galp
Energia ou (ii) receber uma quantia monetária a título de indemnização, devendo para o efeito
notificar as restantes partes da sua escolha no prazo de 30 dias.
242
Objectivos e directrizes estratégicas gerais
As partes acordaram com os objectivos e directrizes estratégicas gerais da Galp Energia e deverão
actuar com vista à implementação de tais objectivos e directrizes estratégicas gerais.
Validade
O Acordo Parassocial foi celebrado a 29 de Dezembro de 2005 entre a Amorim Energia, ENI e
a REN, tendo a CGD aderido ao mesmo, a 28 de Março de 2006. O Acordo Parassocial entrou
em vigor no dia 29 de Março de 2006 e permanecerá em vigor por um período de oito anos.
Nos termos da alínea c) do número um do artigo 20.º Cód. VM, os direitos de voto
correspondentes às acções detidas por cada uma das partes do Acordo Parassocial são
imputados reciprocamente às demais. Consequentemente, e nos termos legais, a Galp Energia
considera-se conjuntamente dominada pelos accionistas partes do Acordo Parassocial.
Visando assegurar a independência entre os accionistas e a Galp Energia e procurar garantir
que o eventual controlo daqueles sobre esta última não seja exercido de forma abusiva,
encontram-se implementadas medidas fundamentais tais como a total transparência nas
relações mútuas e o estrito cumprimento das normas legais e regulamentares, nomeadamente
as relativas a operações com partes relacionadas e salvaguarda de conflitos de interesses.
243
20.
OPERAÇÕES COM ENTIDADES TERCEIRAS RELACIONADAS
No desenvolvimento normal da actividade da Galp Energia, são realizadas operações com
diversas entidades, incluindo sociedades em que os accionistas da Galp Energia detêm
participações. Estas operações são realizadas de acordo com os usos e práticas normais da
actividade da Galp Energia. Para mais informações consultar a Nota 29 do Anexo às Contas
2005 IFRS (vide “Informação Financeira sobre o Activo e o Passivo, a Situação Financeira e os
Ganhos e Prejuízos do Emitente – Mapas Financeiros”).
Apresenta-se em seguida a descrição resumida de alguns contratos e operações realizados
com entidades terceiras relacionadas.
ENI SpA – Agip
A Galp Energia celebrou diversos acordos com a Agip, entidade controlada pela sua accionista
ENI SpA, nos termos dos quais a Galp Energia vende e compra determinados produtos
petrolíferos à Agip, em Portugal e em Espanha.
Adicionalmente, determinadas sociedades do grupo ENI (AgipPetroli S.p.A., SNAM S.p.A. e
Italgas, S.p.A.) acordaram na cedência de pessoal especializado contra o pagamento pela Galp
Energia dos encargos de pessoal associados (incluindo os custos de quaisquer membros do
Conselho de Administração da Galp Energia que tenham sido eleitos representantes destas
sociedades).
Amorim Energia
A Sonangol detém 100% do capital social da Esperanza Holding B.V., sociedade que, por sua vez,
detém 45% do capital social da Amorim Energia, uma das actuais accionistas da Galp Energia.
A Sonangol é, por lei, a concessionária exclusiva dos direitos de pesquisa e produção de
hidrocarbonetos em Angola. No uso dos direitos que lhe advém das várias concessões que lhe são
outorgadas pelo Governo Angolano, esta celebra com outras empresas contratos de partilha de
produção cujo objecto é a execução de operações de pesquisa e produção, e nos termos dos quais
determina a forma de repartição, entre a Sonangol, na qualidade de concessionária, e as
companhias que com ela contratam e que se associam, formando um consórcio para a partilha da
produção que venha a ser obtida. O Grupo Galp Energia tem participação em vários contratos
deste tipo, conforme descrito noutras secções deste prospecto (vide “Principais Actividades e
Mercados” e “Legislação que Regula a Actividade do Emitente” supra).
Por outro lado, o Grupo Galp Energia e a Sonangol são accionistas da Sonangalp – Sociedade
Distribuição e Comercialização de Combustíveis, Lda. (“Sonangalp”) e da SOPOR – Sociedade
Distribuidora de Combustíveis, S.A. (“Sopor”), empresas que se dedicam à actividade de
distribuição de combustíveis e lubrificantes em Angola e em Portugal respectivamente. A
Sopor é abastecida em produtos pela Petrogal e a Sonangalp pela Sonangol, nos termos de
contratos de fornecimento elaborados segundo padrões normais da indústria. A Petrogal é
ainda fornecedora da Sonangol em óleos bases para a formulação de lubrificantes, e alguns
lubrificantes acabados, nos termos de um contrato celebrado para o efeito, e cujas condições
são igualmente compatíveis com as práticas habituais desta indústria.
Estado
Nos termos de um acordo de accionistas celebrado entre o Estado e a Petrocontrol, o Estado
acordou pagar 75 milhões de Euros à subsidiária Petrogal a fim de inter alia apoiar a
realização de um projecto de dessulfuração para cumprimento das especificações do
“Programa Auto-Oil Português”. Nos termos deste acordo, os pagamentos seriam efectuados
em prestações a liquidar antes de 31 de Dezembro de 2003. À data deste Documento de
Registo de Acções, o Estado apenas procedeu ao pagamento de 25 milhões de Euros em
cumprimento deste acordo, tendo, no entanto, já confirmado que irá pagar os restantes 50
milhões de Euros.
244
A Galp Energia fornece igualmente gasolina, gasóleo e outros combustíveis destinados a
diversas unidades militares do Exército português.
CGD
O banco Caixa - Banco de Investimento, S.A., participada da accionista CGD, actua como
Coordenador Global na presente Oferta.
A CGD presta também à Galp Energia diversos serviços bancários e é parte em contratos de
financiamento celebrados com sociedades do Grupo Galp Energia, nomeadamente no âmbito
desta Oferta, e ainda:
• Linhas de crédito de grupo: A CGD abriu duas linhas de crédito de grupo, uma em favor da
Galp Energia, da Petrogal e de diversas sociedades participadas da Petrogal, até ao limite
máximo global de 300 milhões de Euros, e outra em favor da GDP e de diversas sociedades
participadas da GDP, até ao limite máximo global de 100 milhões de Euros;
• Linhas de crédito: A CGD abriu duas linhas de crédito, uma em favor da subsidiária Petrogal
Trading Limited, pelo montante máximo de 100 milhões de Euros, e a outra em favor da
Setgás, por um montante máximo de 3,3 milhões de Euros;
• Garantias Sindicadas: A CGD garantiu parcialmente os empréstimos pendentes, concedidos
pelo Banco Europeu de Investimento às participadas Petrogal (22,9% do empréstimo total
garantido), CLC (33,3%) e Lisboagás GDL (25%);
• Project Finance: A CGD concedeu à Tagusgás um crédito, sob a forma de project finance, pelo
valor total de 36,25 milhões de Euros, dos quais 31 milhões de Euros constituem dívida a
médio e a longo prazo. À data de 30 de Junho de 2006, o montante pendente de pagamento da
dívida a médio e a longo prazo equivalia a 23,5 milhões de Euros;
• Cobertura de taxas de juro: o Caixa - Banco de Investimento (sociedade participada da CGD e
Coordenador Global no âmbito desta Oferta) é contraparte em determinados swaps de taxas de
juro celebrados pela Tagusgás por um valor nocional de 25 milhões de Euros em 30 de Junho
de 2006;
• Fundo de Pensões: A CGD Pensões (sociedade participada da CGD) é a sociedade gestora do
Fundo de Contribuição Definida da Galp Energia, para o qual a Galp Energia, a Petrogal e a
Lisboagás GDL efectuam contribuições;
• Papel Comercial: a Galp Energia emitiu Papel Comercial organizado pela CGD em Setembro de
2005 no montante de 100 milhões de Euros.
Setgás
A Galp Energia, através da Transgás, fornece gás natural a alta pressão à accionista Setgás,
concessionária para a distribuição de gás natural para a zona sul de Portugal, nos termos de
contrato celebrado em Abril de 1994. A Galp Energia presta determinados serviços de gestão e
de apoio à gestão à Setgás.
REN
A REN foi accionista da Galp Energia até 18 de Setembro de 2006. No contexto da Separação
das Actividades Reguladas, a Galp Energia celebrou diversos contratos com a REN ou suas
participadas, incluindo um contrato de compra e venda para a transferência de todo o gás
natural, Actividades Reguladas e contratos, segundo os quais, a REN ou as suas participadas
fornecem serviços de transporte, regaseificação e armazenamento à GALP Energia (vide
“Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” supra).
No dia 7 de Dezembro de 1994, foi celebrado entre a Galp Energia e a REN um acordo de
gestão do consumo de gás natural que visa definir os direitos, obrigações e procedimentos a
estabelecer entre a REN e a Transgás, visando disponibilizar o gás natural às centrais
termoeléctricas indicadas pela REN. Este contrato vigora desde 7 de Dezembro de 1994, sendo
eficaz por um período de 25 anos após a data do início da operação comercial da CCGT na
245
Tapada do Outeiro. No âmbito deste acordo, a Transgás celebrou contratos individuais de
fornecimento de gás com as respectivas centrais termoeléctricas.
A Galp Energia mantém ainda as seguintes operações com as suas antigas accionistas EDP e
Portgás.
EDP
A EDP Participações, SGPS, S.A. foi accionista da Galp Energia até Janeiro de 2006.
A Galp Energia, através da sua participada Lisboagás, mantém ainda com uma empresa do
grupo EDP um contrato de prestação de serviços de operações de atendimento, leitura,
facturação e cobrança dos clientes da Lisboagás, celebrado em 8 de Maio de 1992 e substituído
por outro, em 10 de Dezembro de 2003, com o mesmo objecto e com um prazo de 3 anos, o qual
veio a ser denunciado pela Lisboagás, com efeitos a 1 de Junho de 2006, em virtude da criação do
novo sistema de gestão comercial, tendo as partes acordado na prorrogação mensal do mesmo a
partir daquela data até terminar o processo de migração de dados dos clientes do sistema da EDP
para o sistema da Lisboagás, momento em que cessará a relação contratual entre as partes, o que
se espera que venha a acontecer em Dezembro de 2006.
A Galp Energia e a EDP mantêm ainda contratos comerciais standard de fornecimento
recíproco de produtos energéticos entre empresas subsidiárias, sujeitos às normais regras de
mercado.
Portgás
A Portgás foi accionista da Galp Energia até Janeiro de 2005.
A Galp Energia, através da Transgás, mantém o fornecimento de gás natural a alta pressão à
Portgás, concessionária de distribuição de gás natural na zona norte de Portugal.
246
21.
INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SOBRE O ACTIVO E O PASSIVO, A SITUAÇÃO
FINANCEIRA E OS GANHOS E PREJUÍZOS DO EMITENTE
21.1
Historial Financeiro
As demonstrações financeiras consolidadas da Galp Energia para os semestres findos em 30 de
Junho de 2006 com demonstrações de resultados consolidados e de fluxos de caixa com
comparativos referentes ao semestre findo em 30 de Junho de 2005, elaboradas em
conformidade com as IFRS, e as respectivas notas e relatório de exame simplificado de
auditoria, conforme constantes em “Informações financeiras intercalares e outras”.
As demonstrações financeiras consolidadas da Galp Energia para os exercícios findos em 31 de
Dezembro de 2005 com comparativos referentes ao exercício findo em 31 de Dezembro de
2004, elaboradas em conformidade com as IFRS, e as respectivas notas e relatório de
auditoria, conforme constantes em “Demonstrações Financeiras Consolidadas”.
As demonstrações financeiras consolidadas da Galp Energia referentes ao exercício findo em
31 de Dezembro de 2004 com comparativos referentes ao exercício findo em 31 de Dezembro
de 2003, elaboradas em conformidade com o POC, e as respectivas notas e relatório de
auditoria conforme constantes em “Demonstrações Financeiras Consolidadas”.
As demonstrações financeiras consolidadas pró-forma da Galp Energia referentes ao semestre
findo em 30 de Junho de 2006, elaboradas em conformidade com as IFRS, e o respectivo
memorando de pressupostos e parecer de procedimentos acordados do auditor externo,
conforme constantes em “Informações financeiras intercalares e outras”.
As demonstrações financeiras consolidadas pró-forma da Galp Energia referentes ao exercício
findo em 31 de Dezembro de 2005, elaboradas em conformidade com as IFRS, e o respectivo
memorando de pressupostos e parecer de procedimentos acordados do auditor externo,
conforme constantes em “Informações financeiras intercalares e outras”.
As demonstrações financeiras consolidadas da Galp Energia referentes ao exercício findo em
31 de Dezembro de 2003 e as demonstrações financeiras consolidadas da Galp Energia
referentes ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, elaboradas em conformidade com o
POC, são inseridas por remissão e fazem parte do presente Prospecto (vide “Documentação
Inserida por Remissão” infra).
21.2
Informações financeiras pró-forma
Conforme anteriormente referido na secção “Processo de Separação das Actividades Reguladas
no Sector do Gás Natural”, a Galp Energia procedeu à venda de uma parte do negócio do gás
natural em 26 de Setembro de 2006. Uma vez que a informação financeira posterior a essa
data não é susceptível de comparação directa com a informação financeira histórica
apresentada neste Documento de Registo de Acções, disponibiliza-se informação financeira
consolidada pró-forma relativa ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e respeitante
ao semestre findo em 30 de Junho de 2006, preparada de acordo com as IFRS não auditada e
sobre a qual foi emitido parecer de procedimentos acordados do auditor externo. Para uma
informação mais detalhada sobre as contas pró-forma, vide “Informações Financeiras
Intercalares e Outras” infra. A informação financeira foi preparada no pressuposto de que o
Processo de Separação das Actividades Reguladas ocorreria a 1 de Janeiro de 2005 para as
contas pró-forma relativas ao exercício de 2005 e a 1 de Janeiro de 2006 relativas às contas
pró-forma do primeiro semestre de 2006. Os ajustamentos pró-forma baseiam-se em
247
informação constante do Contrato Promessa e em pressupostos que a Galp Energia considera
razoáveis. Nomeadamente, os ajustamentos efectuados baseiam-se em estimativas efectuadas
para os preços dos activos e para passivos a destacar no processo de Separação das
Actividades Reguladas, já que o preço final será determinado com base na avaliação efectuada
por peritos externos, e não estará disponível antes da data deste Documento de Registo de
Acções. Também se optou por utilizar a tarifa de transporte prevista no Memorando de
Entendimento, no pressuposto de que, caso haja lugar a acertos causados por uma variação
na quantidade anual, estes deverão ser efectuados no final do ano de 2006, depois de
apuradas as quantidades efectivamente transportadas. Caso se tivesse utilizado a tarifa de
transporte constante no Contrato Promessa assinado a 30 de Agosto de 2006, o impacto,
líquido de efeito fiscal, seria de mais 2,6 milhões de Euros em custos. É expectável que o
preço final resultante da avaliação tenha impacto diferente do produzido pelos ajustamentos
pró-forma efectuados e na informação pró-forma incluída neste Documento de Registo de
Acções. A informação financeira consolidada não auditada tem um objectivo meramente
informativo e não pretende apresentar os resultados e situação financeira da Galp Energia se o
Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural tivesse, de facto
tido lugar nessa data, nem projecta os resultados operacionais ou a situação financeira para
uma data futura nem tem em consideração o novo regulamento tarifário fixado pela ERSE
(vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” supra).
A leitura da informação financeira consolidada não auditada deverá ser efectuada
conjuntamente com a da secção “Capitalização e Endividamento” na Nota sobre as Acções, e
as secções do presente Documento de Registo de Acções “Informações Financeiras acerca do
Activo e do Passivo, da Situação Financeira dos Ganhos e Prejuízos do Emitente”, “Análise da
Exploração e da Situação Financeira”, “Anexo II – Resumo das Diferenças entre o POC e as
IFRS”, e a informação financeira consolidada histórica ou pró-forma, auditada e não auditada,
e respectivas notas incluídas noutras partes do Documento de Registo de Acções.
31 de Dezembro de 2005
30 de Junho de 2006
Histórico
Ajustam
entos
Próforma
Próforma
Histórico
Ajustamen
tos
Pró-forma
Pró-forma
(milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
Demonstração de
Resultados
Consolidada
Vendas e prestações de
serviços..............................
6.130,4
Custo das mercadorias
vendidas.............................
(5.112,1
Margem bruta ...................
1.018,2
Outros proveitos e
ganhos operacionais .............
(3,3) (a)
6.127,1 11.137,3
(6.4) (a)
11.130,9
(16,8) (a)
(5.129,0)
(9.162,1)
(29,7) (a)
(9.191,8)
(20,1)(a)
998,1
1.975,2
(36,1) (a)
1.939,1
24,7
24,8
(0,09) (a)
Fornecimentos e serviços
externos .............................
83,4
0,3 (a)
83,6
(255,7)
(40,1) (a)
Custos com o pessoal ...........
(140,6)
5,1 (a)
(295,8)
(525,6)
(70,8) (a)
(596,4)
(135,5)
(269,6)
8,4 (a)
(261,2)
Outros custos e perdas
operacionais........................
(23,4)
0,1 (a)
(23,3)
(71,3)
2,1 (a)
(69,2)
Provisões ............................
(14,6)
0,2 (a)
(14,4)
(22,5)
0,4 (a)
(22,2)
Amortizações ......................
(125,3)
14,4 (a)
(110,9)
(306,8)
27,4 (a)
(279,4)
Resultados
Operacionais .....................
483,4
(40,6)(a)
442,7
862,7
(68,3) (a)
794,4
248
31 de Dezembro de 2005
30 de Junho de 2006
Histórico
Ajustam
entos
Próforma
Próforma
Histórico
Ajustamen
tos
Pró-forma
Pró-forma
(milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
Proveitos / (custos)
financeiros .........................
(6,3)
14,5 (b)
8,1
30,6
25,1 (b)
55,7
Resultados Correntes ........
477,0
(26,1)
450,9
893,4
(43,3)
850,1
Resultados antes de
impostos e interesses
minoritários ......................
477,0
(26,1)
450,9
893,4
(43,3)
850,1
Imposto sobre o
rendimento .........................
(121,2)
6,9 (c)
(114,4)
(188,8)
13,5 (c)
(175,3)
Interesses minoritários .........
(2,0)
0,9 (d)
(1,1)
(3,9)
1,8 (d)
Resultado líquido ..............
353,8
(18,4)
335,4
700,7
(27,9)
0,40
0,84
(0,03)
0,81
0,40
0,84
(0,03)
0,81
(2,1)
672,7
Indicadores por Acção
(1)
.....................................
Resultado líquido por
acção € ..............................
0,43
(0,02)
Resultado líquido por
acção diluído € ....................
0,43
(0,02)
Dividendos por acção €.........
n.a.
n.a.
n.a.
0,27
n.a.
0,27
Fluxo de Caixa
Consolidado ......................
Fluxos das actividades
operacionais........................
380,1
(56,9) (e)
323,2
653,0
(103,3) (e)
549,7
Fluxos das actividades de
investimento .......................
(102,4)
0,1 (f)
(102,3)
(110,0)
515,8 (f)
405,8
Fluxos das actividades de
financiamento .....................
(184,8)
20,4 (g)
(164,5)
(522,2)
50,4 (g)
(471,8)
3.079,0
(734,0)(h)
2.344,9
3.090,7
(735,3) (h)
Líquidos(2) ..........................
2.925,5
734,0
2.191,4
2.942,5
(735,3)
2.207,2
Outros activos não
correntes ............................
252,9
(5,3) (h)
247,6
255,5
(2,4) (h)
253,1
2.592,6
3.346,2
Balanço Consolidado .........
Activo Fixo ..........................
2.355,4
Activos Fixos
Total activos não
correntes
3.331,8
(739,3)
Títulos negociáveis,
depósitos bancários e
disponibilidades ...................
275,6
485,8 (i)
761,4
157,6
460,4 (i)
618,1
Outros activos correntes .......
2.660,2
(2,3) (j)
2.657,9
2.430,4
(30,5) (j)
2.399,9
Total activos correntes
(737,7)
2.608,5
2.935,8
483,6
3.419,4
2.588,1
429,9
3.017,9
Total do Activo ..................
6.267,6
(255,7)
6.011,9
5.934,3
(307,8)
5.626,4
Capital próprio (inclui
interesses minoritários) .......
2.514,7
209,8 (k)
2.724,4
2.385,9
184,9 (k)
2.570,8
Passivos não correntes .........
1.550,0
(460,1) (l)
1.089,9
1.612,9
(478,1) (l)
1.134,8
Passivos correntes ...............
2.202,9
(5,4) (m)
2.197,5
1.935,5
(14,7) (m)
1.920,8
Total do Passivo ..................
3.753,0
(465,5)
3.287,5
3.548,4
(492,8)
Total do Capital
próprio e Passivo ..............
6.267,6
(255,7)
6.011,9
5.934,3
(307,8)
3.055,6
5.626,4
249
31 de Dezembro de 2005
30 de Junho de 2006
Histórico
Ajustam
entos
Próforma
Próforma
Histórico
Ajustamen
tos
Pró-forma
Pró-forma
(milhões de Euros, excepto indicação em contrário)
Outra Informação
Financeira .........................
Investimentos(3) ..................
Capital empregue
médio (4) .............................
120,7
n.a
(21,8)
-
98,9
315,3
(12,4)
n.d.(9)
302,9
n.d.(9)
n.a
3.438,7
Dívida Líquida (5) ..................
984,7
(970,7)
14,0
1.191,5
(955,0)
236,5
EBITDA(6) ...........................
623,3
(55,2)
568,1
1.192,1
(96,1)
1.096,0
Dívida Líquida/EBITDA ..........
n.a
n.a.
n.a
1,0x
n.a.
0,2x
EBITDA/Juros(7) ...................
24,2x
n.a.
36,3x
16,0x
n.a.
19,9x
Dívida líquida/Capital
próprio (8) ............................
39,2%
n.a.
0,5%
49,9%
n.a.
n.a.
n.a.
21,9%
Rendibilidade do capital
empregue médio
(ROACE) (9) .........................
n.a.
n.d. (10)
(36,1)
9,2%
n.d. (10)
Margem bruta ...................
1.018,2
1.975,2
27,7
(20,1)
0,0
998,1
Exploração e produção .........
27,7
62,1
0,0
62,1
Refinação e distribuição ........
772,2
0,0
772,2
1.493,8
0,0
1.493,8
Aprovisionamento e
venda de gás natural............
130,8
(20,1)
110,7
255,1
Distribuição de gás
natural ...............................
74,1
137,7
0,0
4,9
0,0
0,0
74,1
Power ...............................
4,9
9,0
0,0
9,0
Outros(11) ............................
8,5
0,0
8,5
17,6
0,0
17,6
EBITDA .............................
623,3
1.192,1
16,2
(55,2)
0,0
568,1
Exploração e produção .........
16,2
40,2
0,0
40,2
Refinação e distribuição ........
444,7
0,0
444,7
848,7
0,0
848,7
Aprovisionamento e
venda de gás natural............
111,0
(55,2)
55,9
218,4
Distribuição de gás
natural ...............................
46,3
82,2
0,0
2,6
0,0
0,0
46,3
Power ...............................
2,6
3,7
0,0
3,7
Outros(11) ............................
2,4
0,0
2,4
(1,0)
0,0
(1,0)
Resultados
operacionais .....................
483,4
862,7
3,5
(40,6)
0,0
442,7
Exploração e produção .........
3,5
18,2
0,0
18,2
Refinação e distribuição ........
349,9
0,0
349,9
601,9
0,0
601,9
Aprovisionamento e
venda de gás natural............
93,8
(40,6)
53,2
186,3
Distribuição de gás
natural ...............................
32,9
0,0
32,9
58,5
0,0
Power ................................
1,2
0,0
1,2
0,8
0,0
0,8
Outros(11) ............................
2,1
0,0
2,1
(2,9)
0,0
(2,9)
(36,1)
(96,1)
(96,1)
(68,3)
(68,3)
1.939,1
219,0
137,7
1.096,0
122,3
82,2
794,4
117,9
58,5
n.d. – não disponível
_______________________
(1)
Ajustado pela alteração do valor nominal das acções deliberado na Assembleia Geral de 31 de Maio de 2006.
(2)
O activo Fixo Líquido inclui o total do activo imobilizado corpóreo e incorpóreo líquido.
(3)
Total do investimento em activo imobilizado corpóreo e incorpóreo.
(4)
Capital próprio (excluindo interesses minoritários) adicionado da dívida líquida no ano n mais Capital próprio (excluindo
interesses minoritários) adicionado da dívida líquida no ano n-1, a dividir por dois.
250
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
Obrigações e empréstimos bancários de curto e longo prazo deduzidos de títulos negociáveis, depósitos bancários e
disponibilidades.
O EBITDA é definido como Resultados operacionais adicionados das amortizações e provisões. O EBITDA não é uma
medida padrão, pelo que não deverá ser utilizado nas comparações entre empresas. 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. Vide “Apresentação de Dados financeiros e Outros.”
Para o cálculo deste rácio foram incluídos os juros e outros custos financeiros associados.
Dívida líquida / (Capital Próprio mais Interesses Minoritários).
Resultado líquido deduzido do [resultado financeiro excluindo os resultados de empresas do grupo e associadas
multiplicado por (1 menos a taxa de IRC)] e dividido pelo capital empregue médio do período.
Informação não disponível dado que não foi preparada informação financeira pró-forma em IFRS para 2004 e para o
primeiro semestre de 2005.
“Outros” são constituídos nomeadamente por custos de estrutura (“corporate overhead”) e eliminações intragrupo.
Descrição do Processo de Separação das Actividades Reguladas e Preço de Venda das
Actividades Reguladas
Dando seguimento ao Contrato Promessa celebrado em 30 de Agosto de 2006, a Transgás, a
GDP e a REN, acordaram vender à REN as Actividades Reguladas. Esta transacção ficou
efectivamente concluída em 26 de Setembro de 2006. O valor pago pela REN relativo às
Actividades Reguladas está sujeito a um ajustamento com base na avaliação de peritos
externos, avaliação esta que depende da aprovação das tarifas previstas no novo quadro
regulativo adoptado pela ERSE. Este ajustamento está previsto ocorrer após a publicação do
novo quadro regulativo. Para uma descrição detalhada da transacção vide “Processo de
Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural.”
A venda das Actividades Reguladas de acordo com os pressupostos do Contrato Promessa
incluía:
• Activos de transporte de gás natural. 405,0 milhões de Euros, pagos à Transgás, pela rede
de alta pressão de transporte de gás natural e direitos e actividades com eles relacionados,
calculado com base num valor estimado total dos referidos activos de 738,0 milhões de Euros,
deduzidos de 333,0 milhões de Euros de dívida (actualizados à data da conclusão da operação)
assumida pela REN. O montante de 738,0 milhões de Euros será objecto de ajustamento (só no
caso do ajustamento resultar num valor superior), designadamente em função da tarifa a
aplicar pela REN aos serviços de transporte de gás natural, no contexto do quadro regulativo
definido pela ERSE em 11 de Setembro de 2006 (vide “Legislação que Regula a Actividade do
Emitente” infra). Até à entrada em vigor das tarifas definitivas, a Galp Energia pagará a tarifa
provisória de 0,0205 Euros por m3 pelos serviços de transporte de gás natural, tal como
definido no Memorando de Entendimento.
• Instalações de armazenamento subterrâneo de gás natural. 75,9 milhões de Euros pagos
à Transgás, pelas instalações de armazenamento de gás natural, sendo que 60,5 milhões de
Euros correspondem ao valor das instalações, e 15,4 milhões de Euros correspondem ao valor
patrimonial em 31 de Maio de 2006 da quantidade de gás natural mínima que tem de existir no
interior das cavernas de armazenamento subterrâneo de gás natural para manter a respectiva
operacionalidade (“cushion gas”). O referido montante de 75,9 milhões de Euros será alvo de
ajustamento (tanto para valores superiores, como para valores inferiores), em função das
tarifas que vierem a ser definidas no contexto do quadro regulativo definido pela ERSE,,
designadamente no que se refere à tarifa a aplicar pela REN aos serviços de armazenamento de
gás natural. Até à entrada em vigor das tarifas definitivas, a Galp Energia pagará a tarifa
provisória de 9,3 milhões de Euros por ano, acrescida de 0,0014 Euros por m3, pelos serviços
de armazenamento de gás natural.
• Instalações de regaseificação (acções da sociedade SGNL). 30,0 milhões de Euros, pagos à
Transgás SGPS e à GDP, relativamente à venda das acções da SGNL, sendo que 11,6 milhões
correspondem ao valor das acções e 18,3 milhões de Euros correspondem ao valor dos
empréstimos das accionistas (Transgás SGPS e GDP) à SGNL. O montante de 11,6 milhões de
251
Euros será objecto de ajustamento (tanto para valores superiores, como para valores
inferiores), em função das tarifas que vierem a ser definidas no contexto do quadro regulativo
definido pela ERSE, designadamente no que se refere à tarifa a aplicar pela REN aos serviços de
regaseificação de gás natural liquefeito. Até à entrada em vigor das tarifas definitivas, o
contrato de compra e venda estabelece uma tarifa fixa provisória de 29,7 milhões de Euros por
ano, acrescida de 0,0019 Euros por m3 pelos serviços de regaseificação, tarifa esta a ser paga
pela Galp Energia.
Notas à informação Financeira consolidada pró-forma a 31 Dezembro de 2005 e 30 de Junho
de 2006 (no que respeita à informação apresentada entre parêntesis):
(a) Resultados Operacionais. O ajustamento reflecte na sua maioria:
•
Uma redução de 6,4 milhões de Euros em 2005 (3,3 milhões de Euros) nas vendas
e prestações de serviços resultantes dos trabalhos de manutenção cobrados aos
gasodutos portugueses;
•
Um aumento de 29,7 milhões de Euros (16,8 milhões de Euros) no custo das
mercadorias vendidas resultantes na sua maioria das tarifas pagas à REN pelos
serviços de regaseificação;
•
um aumento de 70,8 milhões de Euros (40,1 milhões de Euros) em fornecimentos e
serviços externos que inclui os custos do serviço de transporte de gás natural
prestados pela REN, calculados a um custo unitário estimado de €0.0205/m3, no
montante de 84,0 milhões de Euros (47,0 milhões de Euros que incluí também os
serviços de armazenamento de gás natural prestados pela REN, calculados com
base numa tarifa unitária de €0,0014/m3, acrescido de um termo fixo anual de 9,3
milhões de Euros), parcialmente anulados por uma redução dos outros
fornecimentos e serviços externos;
•
uma redução de 8,4 milhões de Euros (5,1 milhões de Euros) de custos com o
pessoal associados à transferência para a REN de 188 trabalhadores;
•
uma redução de 2,1 milhões de Euros (0,1 milhões de Euros) em outros custos e
perdas operacionais relacionados com a redução das actividades desenvolvidas pela
Transgás; e
•
uma redução de 27,4 milhões de Euros (14,4 milhões de Euros) nas amortizações
correspondentes aos activos transferidos para a REN.
As tarifas de transporte e regaseificação utilizadas para calcular os resultados
operacionais pró-forma são provisórias, e serão alteradas de acordo com as tarifas
adoptadas pelo regulador (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas no
Sector do Gás Natural” supra).
(b) Resultados Financeiros. O ajustamento em 2005 reflecte uma redução de 19,3 milhões
de Euros em juros (9,8 milhões de Euros), devido à transferência para a REN dos
empréstimos bancários da Transgás e SGNL no montante de 494,6 milhões de Euros
(484,8 milhões de Euros) e um aumento de 5,7 milhões de Euros (4,4 milhões de
Euros) nos resultados de associadas que reflectem acréscimos de proveitos da
subsidiária SGNL que não foram reconhecidos durante o ano.
(c) Imposto sobre o rendimento. O ajustamento reflecte o efeito fiscal do Processo de
Separação das Actividades Reguladas usando uma taxa estimada de 27,5%.
(d) Interesses Minoritários. O ajustamento reflecte a eliminação dos interesses
minoritários nos Gasodutos, como resultado da transferência das acções destas
empresas.
(e) Fluxo das actividades operacionais. O ajustamento reflecte (i) uma redução de 125,1
milhões de Euros (69,3 milhões de Euros) de recebimentos de clientes, incluindo uma
redução de 9,7 milhões de Euros (4,9 milhões de Euros) relacionada com as tarifas de
transporte cobradas pelos gasodutos portugueses, (ii) um aumento de 77,0 milhões de
Euros (39,2 milhões de Euros) em pagamentos, relacionados com a nova tarifa de
252
(f)
(g)
(h)
(i)
transporte, e também com a nova tarifa de armazenamento para o primeiro semestre
de 2006, (iii) um aumento de 14,9 milhões de Euros (8,5 milhões de Euros) em
pagamentos relativos a imposto sobre o rendimento das actividades transferidas e da
mais-valia apurada (iv) uma redução de 69,4 milhões de Euros (36,4 milhões de Euros)
em pagamentos a fornecedores relacionados com as empresas que estão a ser
vendidas (SGNL e os gasodutos portugueses), (v) uma redução de 36,1 milhões de
Euros (18,8 milhões de Euros) em pagamentos relativos a fornecimentos e serviços
externos da Transgás e uma redução de 8,0 milhões de Euros (5,0 milhões de Euros)
em salários dos trabalhadores transferidos para a REN.
Fluxo das actividades de investimento. O ajustamento em 2005 reflecte um aumento
de 30 milhões de Euros relacionados com a venda da SGNL, um incremento de 405,0
milhões de Euros da venda dos gasodutos da rede de alta pressão e a participação
financeira nos gasodutos portugueses, um aumento de 61,0 milhões de Euros,
relacionados com a venda das instalações de armazenamento de gás natural, e um
aumento de 15,4 milhões de Euros relativos à venda do “cushion gas”. A 30 de Junho
de 2006 foi considerado que o saldo de “Caixa e seus equivalentes no início do
período” do consolidado do Grupo Galp Energia inclui o recebimento da REN relativo a
à alienação de activos da Transgás, S.A, no montante de 492,2 milhões de Euros e
38,5 milhões de Euros relativos à venda da participação da SGNL e o recebimento de
dividendos dos gasodutos portugueses, por se considerar que este encaixe monetário
ficou já reflectido na Demonstração de Fluxos de Caixa Pró-forma de Dezembro de
2005.
Fluxo das actividades de financiamento. O ajustamento está relacionado com o
aumento de 14,8 milhões de Euros (2,2 milhões de Euros) pela anulação do
empréstimo que a SGNL concedeu à GDP, quando estas empresas consolidavam, um
aumento de 8,9 milhões de Euros relacionado com a anulação da amortização dos
empréstimos efectuados pela Transgás e Enagás aos gasodutos portugueses, uma
redução de 9,8 milhões de Euros (10,3 milhões de Euros) pela anulação de
pagamentos de dividendos dos gasodutos portugueses e uma diminuição de 16,9
milhões de Euros em pagamentos de juros dos empréstimos de médio e longo prazo
que foram transferidos para a REN.
Activo fixo e outros activos não correntes. Os ajustamentos reflectem o valor
contabilístico dos activos vendidos pela Transgás, incluindo 570,7 milhões de Euros
(575,0 milhões de Euros) pelos activos de transporte e instalações de armazenamento,
149,9 milhões de Euros (144,5 milhões de Euros) pelos activos da SGNL e uma
redução de 14,8 milhões de Euros (14,5 milhões de Euros) no Imobilizado incorpóreo
relativo aos direitos de passagem dos gasodutos portugueses e a anulação de um good
will da Galp Energia relativamente à participação na Transgás. Os activos não
correntes foram ajustados para reflectir uma diminuição de 2,4 milhões de Euros (5,3
milhões de Euros) em impostos diferidos.
Títulos negociáveis, depósitos bancários e disponibilidades. Os ajustamentos reflectem
uma redução de 7,8 milhões de Euros no 1º semestre de 2006 de disponibilidades
existentes na SNGL e nos gasodutos portugueses que deixam de estar no grupo, um
aumento de 513,8 milhões de Euros (514,3 milhões de Euros) resultantes da entrada
em caixa do valor correspondente à venda dos activos transferidos, compreendendo (i)
405,0 milhões de Euros (413,5 milhões de Euros) do valor dos activos de transporte
deduzido de dívida, (ii) 60,5 milhões de Euros (valor idêntico em 30 de Junho de 2006)
das instalações de armazenamento, (iii) 11,6 milhões de Euros (valor idêntico em 30
de Junho de 2006) relativamente às acções da SGNL, (iv) 18,3 milhões de Euros (valor
idêntico em 30 de Junho de 2006) pelo empréstimo accionista à SGNL e, (v) 15,4
milhões de Euros (valor idêntico em 30 de Junho de 2006) relativos ao cushion gas e
um aumento de 3,1 milhões de Euros (2,7 milhões de Euros) em outros.
Adicionalmente ocorreu uma redução em caixa no montante de 53,4 milhões de Euros
253
(28,5 milhões de Euros) de pagamentos adicionais relacionados na sua maioria com os
serviços de transporte e regaseificação prestados pela REN à Transgás.
(j) Outros activos correntes. O ajustamento reflecte uma redução de 19,7 milhões de
Euros (2,4 milhões de Euros) em existências, relacionada maioritariamente com a
venda do “cushion gas” e uma redução de 10,8 milhões de Euros (aumento de 0,1
milhões de Euros) em outras contas a receber.
(k) Capital Próprio. O ajustamento reflecte um aumento de 220,8 milhões de Euros (235,3
milhões de Euros) em resultados transitados (resultantes de uma mais-valia de 158,3
milhões de Euros (156,3 milhões de Euros), relacionada sobretudo com os activos
transferidos líquidos dos subsídios atribuídos, 91,1 milhões de Euros (96,2 milhões de
Euros) pelo reconhecimento de proveitos diferidos relacionados com um pagamento
antecipado efectuado pelas empresas portuguesas de gasodutos pela utilização dos
gasodutos da Transgás e outros acréscimos relativos às actividades de transporte e
armazenamento, um impacto fiscal de 23,0 milhões de Euros (16,8 milhões de Euros)
devido a mais-valias reconhecidas na operação de separação dos activos e um custo de
5,6 milhões de Euros (0,4 milhões de Euros) relacionado com ajustamentos IFRS),
parcialmente anulados pela redução do resultado líquido em 27,9 milhões de Euros
(18,4 milhões de Euros), devido à simulação da nova actividade, e uma redução de 7,9
milhões de Euros (7,1 milhões de Euros) em interesses minoritários.
(l) Passivos não correntes. Os ajustamentos reflectem uma redução de 469,6 milhões de
Euros (450,8 milhões de Euros) em empréstimos bancários dos quais 309,2 milhões de
Euros da Transgás (299,3 milhões de Euros), 151,5 milhões de Euros da SNGL (valor
idêntico no 1º semestre de 2006) e 8,9 milhões de Euros do Gasoduto Braga-Tuy (0,0),
uma redução de 6,8 milhões de Euros (6,6 milhões de Euros) em outros credores
relativos à SGNL, uma redução de 2,8 milhões de Euros (2,5 milhões de Euros) em
provisões (relacionada sobretudo com impostos sobre imóveis dos activos vendidos à
REN) e uma redução de 1,1 milhões de Euros em impostos diferidos.
(m) Passivos correntes. O ajustamento reflecte uma redução de 25,0 milhões de Euros
(34,1 milhões de Euros) de empréstimos bancários (parcela do empréstimo de médiolongo prazo contabilizado em curto prazo), parcialmente anulada por um aumento de
3,4 milhões de Euros (7,2 milhões de Euros) em fornecedores (nomeadamente o caso
da REN), um aumento de 1,4 milhões de Euros (17,0 milhões de Euros) em outros
credores e um aumento líquido de 5,5 milhões de Euros (4,4 milhões de Euros) em
impostos a pagar, sendo 28,6 milhões de Euros (17,4 milhões de Euros) relativos a
impostos sobre mais-valias, parcialmente anulados pela diminuição de 23,1 milhões de
Euros (12,9 milhões de Euros) em impostos sobre o rendimento devido à simulação da
nova actividade.
21.3
Mapas Financeiros
Demonstrações Financeiras Consolidadas a 31 de Dezembro de 2005 e 31 de
Dezembro de 2004 elaboradas, para efeitos comparativos, de acordo com as IFRS –
Anexo A
Demonstrações de Resultados por naturezas
Balanço
Demonstrações das alterações no capital próprio
Demonstrações dos Fluxos de Caixa
Anexo às Demonstrações Financeiras
Relatório de Auditoria
Demonstrações Financeiras Consolidadas a 31 de Dezembro de 2004 e 31 de
Dezembro de 2003 elaboradas de acordo com o POC – Anexo B
Demonstrações de Resultados por naturezas
254
Demonstrações de Resultados por funções
Balanço
Demonstrações dos Fluxos de Caixa
Anexo às Demonstrações Financeiras
Relatório de Auditoria
Certificação Legal de Contas
21.4
Período coberto pelas informações financeiras mais recentes
O último exercício objecto de informações financeiras auditadas foi o exercício findo em 31 de
Dezembro de 2005.
Após a data a que se referem as últimas demonstrações financeiras auditadas, a Galp Energia
publicou informação financeira intercalar consolidada não auditada, mas objecto de relatório
de exame simplificado, relativa ao semestre findo a 30 de Junho de 2006 que se encontra
reproduzida em “Informações Financeiras intercalares e outras”.
21.5
Informações financeiras intercalares e outras
Demonstrações Financeiras Consolidadas a 30 de Junho de 2006 e para os semestres
findos em 30 de Junho de 2006 e 30 de Junho de 2005, elaboradas de acordo com as
IFRS – Anexo C
Demonstrações de Resultados
Balanço
Demonstrações dos Fluxos de Caixalows
Demonstrações das alterações no capital próprio
Anexo às Demonstrações Financeiras
Relatório de exame simplificado
Demonstrações Financeiras Consolidadas pró-forma
elaboradas de acordo com as IFRS – Anexo D
Demonstração de Resultados por naturezas
Balanço
Demonstrações dos Fluxos de Caixa
Anexo – Relato Financeiro por Segmentos
Memorando de pressupostos
Parecer do Auditor Externo
a
30
de
Junho
de
2006,
Demonstrações Financeiras Consolidadas pró-forma a 31 de Dezembro de 2005,
elaborada de acordo com as IFRS – Anexo E
Demonstração de Resultados por naturezas
Balanço
Demonstrações dos Fluxos de Caixa
Anexo – Relato Financeiro por Segmentos
Memorando de pressupostos
Parecer do Auditor Externo
21.6
Política de Dividendos
Os accionistas da Galp Energia têm direito a dividendos na proporção da sua participação no
capital social. Vide “Informação Adicional” para uma descrição dos direitos dos accionistas
relativamente à distribuição de dividendos infra.
255
A política de distribuição de dividendos tem em consideração um conjunto de factores que
afectam a capacidade da Galp Energia em pagar dividendos, nomeadamente as condições de
mercado, planos de investimento e a situação financeira da Empresa.
Nos termos do Acordo Parassocial, as partes do mesmo proporão a distribuição anual de pelo
menos 50% dos resultados líquidos da Galp Energia, desde que seja respeitado um rácio de dívida
líquida sobre o EBITDA não superior a 3,5 para o ano em curso e para o ano subsequente,
conforme resulte do orçamento anual aplicável (vide “Principais Accionistas” supra).
Os dividendos distribuídos pela Galp Energia nos últimos anos constam do quadro seguinte, o
qual tem em consideração o número de acções resultante da alteração do valor nominal das
acções deliberada na Assembleia Geral de 31 de Maio de 2006.
Dividendo por acção (€)
2005
2004
0,27
0,20
2003
0,11
As acções objecto da Oferta conferem direito a quaisquer dividendos futuros, nomeadamente
dividendos respeitantes ao ano findo em 31 de Dezembro de 2006.
Nos termos do Código das Sociedades Comerciais os dividendos são distribuídos com base nas
Demonstrações Financeiras Individuais da Empresa, que podem ser preparadas de acordo com
o POC ou as IFRS, podendo diferir significativamente das Demonstrações Financeiras
Consolidadas apresentadas neste Documento de Registo de Acções. Durante o período
compreendido entre 2003 e 2005, a Galp Energia distribuiu dividendos com base nas
Demonstrações Financeiras Individuais de acordo com o POC.
Os dividendos pagos poderão estar sujeitos a retenção na fonte, tal como descrito na secção
“Informação de natureza fiscal” da “Nota Sobre as Acções”.
No âmbito da venda das Actividades Reguladas, foi decidido na Assembleia Geral de 31 de
Agosto de 2006 da Galp Energia a distribuição de um dividendo extraordinário, condicionado à
venda das Actividades Reguladas, no montante total de 870,7 milhões de Euros (1,05 Euros
por acção). Tendo em conta que a venda das Actividades Reguladas ocorreu a 26 de Setembro
de 2006, este dividendo extraordinário foi pago em 29 de Setembro de 2006.
21.7
Acções Judiciais e Arbitrais
Apresenta-se de seguida a lista dos litígios mais relevantes de acordo com os seguintes
critérios de selecção, a saber, acções com valor igual ou superior a 20,0 milhões de Euros, e
litígios com implicações materiais para o exercício das actividades desenvolvidas pela Galp
Energia.
Taxas municipais
Algumas das sociedades do Grupo Galp Energia são distribuidoras de gás natural, cuja
actividade depende da colocação de gasodutos em terrenos afectos ao domínio público,
mediante o pagamento de uma taxa às respectivas autarquias. O montante de cada taxa,
quando individualmente considerado, não é, por si só, muito significativo. Contudo, o
montante global das taxas devidas pela utilização destes bens atinge um valor bastante
significativo.
256
Relativamente a estas taxas existem litígios respeitantes quanto à sua aplicação, pois algumas
distribuidoras de gás natural têm entendido estarem isentas do seu pagamento ao abrigo dos
respectivos contratos de concessão, quer quanto aos montantes concretos fixados pelas
autarquias e, ainda, quanto à qualificação das taxas como um imposto, requerendo um
procedimento formal prévio não compreendido na competência das autarquias. Em
conformidade, a Galp Energia impugnou as liquidações respeitantes a taxas indevidamente
aplicadas. O montante global actualmente em disputa é de aproximadamente 21 milhões de
Euros, constando do balanço a 30 de Junho de 2006, uma provisão para esse efeito no
montante de 9,7 milhões de Euros. Relativamente a esta matéria a jurisprudência não tem
sido unânime, tendo, por vezes, adoptado decisões contraditórias.
O litígio mais significativo diz respeito à Lisboagás, relativamente aos concelhos de Lisboa e de
Sintra, podendo, contudo vir afectar a totalidade das concessionárias. À data deste Prospecto
a Galp Energia não tem conhecimento de qualquer decisão transitada em julgado cujo
conteúdo seja contrário aos interesses da Lisboagás, Beiragás, Setgás, Lusitaniagás ou
Tagusgás. No que concerne ao litígio que opõe a Galp Energia ao município de Matosinhos, a
discussão centra-se em torno do aumento do montante da respectiva taxa municipal, aumento
que a Galp Energia contesta por entender que o mesmo assume a natureza de imposto. No
âmbito desse litígio, a Galp Energia recorreu para o Tribunal Constitucional, não tendo,
contudo, seu recurso produzido os efeitos pretendidos. O litígio corre agora os seus termos
nos tribunais administrativos.
Comissão Europeia
Em 24 de Agosto de 2006, a Galp Energia, a Petrogal e a Galp Energia España, S.A.U. (que,
para este efeito, são consideradas como uma única empresa), foram notificadas pela Comissão
Europeia da instauração de um processo e da comunicação das acusações contra diversas
empresas, entre as quais se encontram a Galp Energia, a Petrogal e a Galp Energia España
S.A.U., relativa a um processo nos termos do artigo 81.º do Tratado da Comunidade da
Europeia (Processo COMP/F/38.710 – Betume Espanha).
A comunicação das acusações refere que a Comissão Europeia concluiu que as empresas
participaram numa violação única e contínua do artigo 81.º do Tratado da Comunidade
Europeia em território espanhol (excepto nas Ilhas Canárias), relativa ao mercado espanhol de
betume. Dentre os diversos acordos e concertações constantes deste processo, a Comissão
Europeia considerou relevante, para efeitos da violação do artigo 81.º do Tratado da
Comunidade Europeia, o estabelecimento de quotas de mercado e, com base nessas quotas, a
atribuição de volumes e clientes a cada participante; a monitorização da implementação dos
acordos de partilha de mercado e de clientes através da troca de informações sobre volumes
de vendas; o estabelecimento de um mecanismo de compensação para corrigir os desvios de
acordos de partilha de mercado e de clientes; o acordo sobre a variação dos preços de betume
e o momento em que os novos preços entram em vigor.
A Comissão Europeia pretende aplicar uma coima a cada empresa. O valor da coima deverá
suficientemente dissuasor e atender, entre outras circunstâncias, à gravidade e duração da
violação.
A Galp Energia pretende apresentar à Comissão Europeia, até ao dia 3 de Novembro de 2006,
a sua defesa sobre as acusações, nomeadamente sobre se as acções da Galp Energia neste
particular podem, de facto, fundamentar a conclusão da Comissão Europeia de que a Galp
Energia terá participado numa violação do artigo 81.º do Tratado da Comunidade Europeia,
apresentando factos e provas que sustentem a sua defesa.
257
EDP
A Galp Energia detinha 217.055 acções da ONI representando 0,0542% do capital social daquela
empresa, tendo a EDP concedido à Galp Energia uma opção de venda, pelo preço de 15,0 milhões
de Euros. Por força desta participação a Galp Energia acorreu aos vários aumentos de capital da
ONI, pelo que em 2003 a sua participação era de 4,15%. Na data acordada, a Galp Energia
exerceu a sua opção de venda, considerando que esta se referia exclusivamente à participação
inicial de 217.055 acções. A EDP declarou considerar que a referida opção de venda se reportava à
totalidade da participação detida àquela data. Recentemente, a Galp Energia e a EDP chegaram a
um acordo quanto à limitação do âmbito da opção de venda às 217.055 acções, tendo a Galp
Energia exercido o seu direito de opção e emitido notas de débito no montante de 20,3 milhões de
Euros, que inclui 5,3 milhões de Euros de juros, pagos em 27 de Setembro de 2006. As restantes
acções da ONI detidas pela Galp Energia estão presentemente a ser objecto de negociações
tendentes à sua alienação no âmbito da venda que a EDP pretende fazer da sua participação na
ONI.
Ao abrigo do mesmo acordo, as subsidiárias GDP e Transgás venderam à EDP as suas
participações na Optimus Telecomunicações, S.A. (“Optimus”) por 189,5 milhões de Euros. Em
Março de 2002, a EDP vendeu 35,49% da Optimus à Thorn Finance, S.A. (“Thorn Finance”). Nos
termos de uma cláusula de “earn-out” constante do acordo celebrado entre a EDP e Galp Energia e
considerando que a avaliação de activos utilizada na venda à Thorn Finance foi superior à
avaliação acordada no referido acordo, a Galp Energia reclamou à EDP o pagamento adicional de
30,3 milhões de Euros, estando este assunto a ser objecto de discussão tendo em vista ou a
consecução de uma solução amigável ou a submissão a um procedimento arbitral.
Onitelecom
A Transgás e a Onitelecom – Infocomunicações, S.A. (“Onitelecom”), sociedade que exerce
actividade na área das telecomunicações, celebraram, no ano 1999, um contrato com vista à
cedência do direito de utilização de um conjunto de fibras ópticas da Transgás pela Onitelecom,
por um período de 20 anos e pelo preço total de aproximadamente 90,0 milhões de Euros. Em
Agosto de 2006, a Onitelecom foi condenada, através de decisão arbitral transitada em julgado, a
pagar à Transgás cinco prestações do preço vencidas entre 2002 e 2006, e ainda não pagas, e as
restantes três prestações do preço com vencimento de 2007 a 2009, todas elas acrescidas de
juros remuneratórios calculados a partir de 1999 sobre cada uma das prestações à taxa de 5% ao
ano e, no caso das prestações vencidas, acrescidas de juros de mora calculados à taxa legal
aplicável aos juros comerciais. A sentença arbitral decidiu, ainda, alterar o valor das prestações do
preço com vencimento de 2005 a 2009, cada uma representado 7,5% do preço global do contrato,
reduzindo-as a 90% do valor original.
Galp – Gabinete de Urbanismo, Arquitectura e Engenharia, Lda
Esta acção civil foi instaurada pela sociedade Galp – Gabinete de Urbanismo, Arquitectura e
Engenharia, Lda. com a finalidade de impedir a utilização pela Galp Energia do nome “Galp” na
sua denominação social, uma vez que a primeira é titular de um registo do nome “Galp” desde
1976, pelo que entende ser titular de um direito exclusivo à respectiva utilização. Está
pendente decisão judicial do Tribunal de Comércio de Lisboa neste litígio. Tendo em vista a
resolução extra-judicial do litígio, os procedimentos judiciais foram suspensos durante três
meses, em Junho de 2006. Na circunstância de não se alcançar um acordo (o qual não se
produziu até à data deste Documento de Registo de Acções), o procedimento judicial
prosseguirá, de forma automática, os seus termos.
Dado que o nome “Galp” tem sido parte do nome da Galp Energia desde a data da sua
constituição em 1999, e tem sido utilizado como marca pela subsidiária Petrogal e as
258
subsidiárias desta desde 1976, a Galp Energia considera pouco provável que possa agora ser
restringida a utilização do nome “Galp” como marca.
Companhia Petroquímica do Barreiro, Lda.
O Decreto-Lei n.º 44/2000, de 20 de Março, aprovou, nos termos da Lei n.º 11/90 de 5 de
Abril, o processo de reprivatização da totalidade do capital social da Driftal - Plastificantes de
Portugal, S.A. (“Driftal”) integralmente detido pela GDP. Em conformidade com a Resolução do
Conselho de Ministros n.º 112/2000, após a abertura do mencionado concurso, apresentou-se
a sociedade CPB - Companhia Petroquímica do Barreiro, Lda. (“CPB”), única concorrente, cuja
proposta foi admitida. A actividade de produção da Driftal realizava-se na unidade fabril
localizada no complexo da fábrica de gás de cidade da Lisboagás. Esta proximidade permitialhe adquirir electricidade à unidade de produção de energia da fábrica, bem como beneficiar
dos serviços já existentes nas instalações. Em Maio de 2001, a fábrica de gás de cidade da
Lisboagás cessou a sua actividade. A CPB incumpriu a sua obrigação de pagamento do preço,
alegando que teriam existido alterações materiais relevantes na informação disponibilizada
durante a fase de concurso e subsequentemente, reclamou junto da Comissão de
Reprivatizações, não tendo porém sido bem sucedida. Em Janeiro de 2001, a Companhia
Petroquímica do Barreiro, Lda. intentou uma acção judicial, que corre presentemente os seus
termos, requerendo a declaração do seu direito de aquisição do capital social da Driftal Plastificantes de Portugal, S.A. e o pagamento de uma indemnização pelos lucros cessantes no
montante de 20,0 milhões de Euros. A Galp Energia emitiu uma garantia no valor de 20,0
milhões de Euros a favor do tribunal relativa ao pedido efectuado pela CPB no âmbito do
processo judicial acima referido.
Visser & Smit Hanab BV
Em 4 de Novembro de 2003, o Tribunal Arbitral Internacional da Câmara de Comércio
Internacional ordenou à Visser & Smit Hanab BV que reconstruísse parte do terminal de
Leixões, situado próximo da refinaria do Porto e que pagasse à Petrogal cerca de 1,3 milhões
de Euros em compensação pelo atraso na conclusão dos trabalhos de reconstrução.
Subsequentemente a esta decisão, a Petrogal iniciou um novo processo arbitral pedindo uma
compensação pelos custos adicionais suportados em resultado das empreitadas não
executadas. O valor global pedido pela Petrogal nesta acção é de aproximadamente
21,4milhões de Euros.
MASA
A Galp Energia foi informada que a MASA - Mantenimientos y Montages Industriales, S.A.
(“MASA”), a sociedade responsável pela engenharia, procurement e construção do parque de
armazenamento de combustíveis no terminal marítimo da Galp Energia na Região Autónoma da
Madeira, iniciou um processo de arbitragem contra a subsidiária CLCM - Companhia Logística de
Combustíveis da Madeira, S.A., por alegados custos adicionais incorridos no âmbito da empreitada
deste parque de armazenamento de combustíveis. O processo arbitral encontra-se a correr na ICC,
sob o n.º 14392/AVH, sendo o pedido formulado pela MASA de 23,4 milhões de Euros. A CLCM
opôs–se ao pedido formulado pela MASA e deduziu pedido reconvencional no valor de 4,4 milhões
de Euros.
Instituto de Estradas de Portugal (“IEP”)
A Petrogal instaurou um processo judicial, juntamente com o operador de um posto de
abastecimento, contra o IEP, no montante de 48,8 milhões de Euros, no sentido de obter
deste o pagamento dos custos do investimento realizado num posto de abastecimento,
259
efectuado a pedido do IEP, assim como o montante dos lucros cessantes resultantes do IEP
autorizar a construção de uma auto-estrada perto da via onde estava localizado o referido
posto de abastecimento, o que levou à redução do tráfego nessa via, e consequentemente, à
diminuição da rentabilidade do posto de abastecimento.
21.8
Alteração significativa na situação comercial ou financeira do Emitente
Salvo quando indicado no Prospecto, nomeadamente no capítulo relativo ao Processo de
Separação das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural (vide “Processo de Separação
das Actividades Reguladas no Sector do Gás Natural” supra), desde a data da última
informação financeira intercalar não auditada de 30 de Junho de 2006, não se verificou
qualquer alteração significativa de impacto negativo na posição financeira ou comercial e nas
perspectivas futuras do Grupo Galp Energia.
260
22.
INFORMAÇÃO ADICIONAL
A Galp Energia foi constituída no dia 22 de Abril de 1999, com a denominação Galp – Petróleos
e Gás de Portugal, SGPS, S.A. e tem sede na Rua Tomás da Fonseca Torre C, 1600-209 Lisboa,
Portugal (vide “Informações sobre o Emitente” supra).
O objecto social da Galp Energia é a gestão de participações sociais de outras sociedades do
sector energético, como forma indirecta de exercício de actividades económicas.
Apresenta-se de seguida um resumo dos estatutos da Galp Energia, incluindo as alterações
aprovadas nas Assembleias Gerais realizadas no dia 31 de Maio de 2006 e 6 de Setembro de
2006.
Capital Social
Informações gerais
O capital social da Galp Energia, integralmente realizado, é de 829.250.635 Euros e é
representado por 829.250.635 acções escriturais, nominativas, com o valor nominal de €1
cada, na sequência da divisão de acções (“stock split”) deliberada na Assembleia Geral de 31
de Maio de 2006. O capital social compreende 40.000.000 acções da categoria A (acções com
direitos especiais) e 789.250.635 acções da categoria B (acções ordinárias). A titularidade de
acções da categoria A é reservada a entes públicos, na acepção da alínea e) do n.º 2 do artigo
1º da Lei n.º 71/88, de 24 de Maio. O Estado detém actualmente todas as acções da categoria
A, podendo essas acções ser convertidas em acções da categoria B, a pedido do respectivo
titular. A conversão opera automaticamente sem necessidade de aprovação por qualquer
órgão social. Os direitos especiais inerentes às acções da categoria A mantêm-se inalterados
até ao limite mínimo de 2.500 acções da categoria A.
As acções da categoria A conferem os seguintes direitos especiais:
•
A eleição do presidente do Conselho de Administração só poderá ser aprovada com a
maioria dos votos inerentes às acções de categoria A;
•
Quaisquer deliberações que visem autorizar a celebração de contratos de grupo
paritário ou de subordinação e ainda, quaisquer deliberações que, de algum modo,
possam pôr em causa a segurança do abastecimento de petróleo ao país, de gás e de
electricidade, ou produtos derivados dos mesmos, não poderão ser aprovadas contra a
maioria dos votos inerentes às acções de Categoria A.
O montante do capital social da Galp Energia não foi objecto de qualquer alteração nos últimos
três anos.
À data do presente Prospecto a Galp Energia não tem emitidos quaisquer valores mobiliários
convertíveis em acções.
Transmissão
Nos termos do Cód.VM, a transmissão de acções escriturais efectua-se através do registo das
referidas acções na conta do adquirente.
Os estatutos da Galp Energia não impõem restrições à transmissão das acções.
A respectiva transmissibilidade está, no entanto, sujeita às restrições estabelecidas no
Decreto-Lei, no caso de Acções adquiridas no âmbito das reservas para Trabalhadores da Galp
Energia, pequenos subscritores e emigrantes (vide Nota sobre as Acções – “Condições,
estatísticas, calendário previsto e modalidades de aquisição”).
261
Alterações da Estrutura Accionista nos Últimos Três Anos
Nos últimos três anos, realizaram-se as seguintes transmissões de acções da Galp
Energia:
•
Outubro de 2006: venda do Estado à Parpública (12,7%);
•
Setembro 2006: venda da REN à Amorim Energia (18,3%);
•
Março de 2006: venda da Amorim à CGD de 1% do capital antes da divisão de
acções (stock split);
•
Janeiro de 2006: venda da EDP à Amorim Energia de 14,268% do capital antes da
divisão de acções (stock split);
•
Dezembro de 2005: venda do Estado à Parpública (8,063%);
•
Agosto de 2004: transmissão do Estado à Parpública (4,23%); e
•
Dezembro de 2003: transmissão por parte do Estado e da CGD à REN (18,3%).
Acções próprias
Sem prejuízo das restrições estabelecidas no Código das Sociedades Comerciais, qualquer
sociedade pode adquirir acções próprias. Por regra, a deliberação relativa à aquisição de
acções próprias deve ser tomada pela Assembleia Geral. Sem prejuízo das excepções
estabelecidas na lei, a Galp Energia não pode deter uma percentagem de acções próprias
superior a 10% do seu capital social.
À data deste Prospecto, a Galp Energia não detém quaisquer acções próprias.
Descrição dos direitos inerentes às acções
De acordo com o Código das Sociedades Comerciais e com os estatutos, as acções da Galp
Energia conferem os seguintes direitos:
Direito ao dividendo
Compete à Assembleia Geral, sob proposta do Conselho de Administração, deliberar, por
maioria de dois terços dos direitos de voto emitidos, sobre a distribuição, montante e data de
pagamento dos dividendos. Nos termos da legislação aplicável, salvo diferente cláusula
contratual ou deliberação tomada por maioria de três quartos dos votos correspondentes ao
capital social, não pode deixar de ser distribuída aos accionistas metade do lucro do exercício
que seja distribuível. O n.º 1 do artigo 21º dos estatutos da Galp Energia afasta
expressamente esta limitação. O pagamento dos dividendos encontra-se sujeito,
nomeadamente, às seguintes restrições:
•
Não podem ser efectuados pagamentos de dividendos sem que previamente
tenham sido destinados pelo menos 5% dos lucros anuais à reserva legal
obrigatória e, se necessário, ao reforço da mesma, até que a reserva represente
20% do valor nominal do capital social;
•
O pagamento de dividendos é proibido sempre que a situação líquida da
sociedade, tal como resulta das contas elaboradas e aprovadas nos termos da
lei, for inferior à soma do capital social e das reservas que a lei ou o contrato
não permitem distribuir aos sócios ou se tornasse inferior a esta soma em
consequência da distribuição;
•
O pagamento de dividendos é proibido sempre que o lucro do exercício seja
necessário para cobrir prejuízos ou para formar ou reconstituir reservas impostas
pela lei ou pelo contrato de sociedade ou subsistam despesas de constituição,
262
investigação e desenvolvimento (excepto se o montante das reservas livres e dos
resultados transitados for, pelo menos, igual ao dessas despesas não
amortizadas);
•
Poderão ser pagos adiantamentos de dividendos, uma vez por ano, no segundo
semestre, verificadas, entre outras, as seguintes condições:
- O Conselho de Administração, com o consentimento do Conselho Fiscal,
delibere sobre o adiantamento;
- Tal deliberação seja precedida de um balanço intercalar, certificado pelo
revisor oficial de contas, que a existência de fundos disponíveis para proceder
ao pagamento de dividendos; e
- As importâncias a atribuir como adiantamento não excedam 50% das
importâncias que seriam distribuíveis, nos termos legais.
O crédito do accionista à sua parte dos lucros vence-se decorridos que sejam 30 dias sobre a
data de deliberação de atribuição de lucros, sem prejuízo das excepções estabelecidas no CSC.
Nos termos do Decreto-lei n.º 187/70, de 30 de Abril, os dividendos que não sejam
reclamados consideram-se abandonados a favor do Estado quando, durante o prazo de cinco
anos, os titulares ou possuidores das respectivas acções não hajam cobrado ou tentado cobrar
aqueles rendimentos, ou não tenham manifestado por outro modo legítimo e inequívoco o seu
direito sobre os mesmos.
Para mais informações, vide a secção “Política de Dividendos” supra.
Assembleias de accionistas e direitos de voto
Todos os accionistas com direito de voto podem participar na Assembleia Geral. A cada 100
acções corresponde um voto, podendo os accionistas que detêm menos de 100 acções
agrupar-se a outros accionistas, sem prejuízo das limitações estabelecidas no Decreto-Lei
quanto às acções adquiridas por Trabalhadores da Galp Energia, pequenos subscritores e
emigrantes (vide Nota sobre as Acções – “Condições de Oferta”).
Para efeitos de participação nas reuniões da Assembleia Geral são considerados os accionistas
que detenham acções registadas em seu nome até cinco dias antes da data da respectiva
reunião.
Os accionistas que sejam pessoas colectivas podem fazer-se representar nas reuniões de
accionistas por qualquer pessoa, podendo a designação ser feita por qualquer meio escrito.
Os accionistas que sejam pessoas singulares apenas podem fazer-se representar por um
membro do Conselho de Administração, pelo seu cônjuge, pelos seus parentes na linha recta
ou por outros accionistas, podendo a designação ser feita por qualquer meio escrito.
Salvo no que respeita ao Estado, os accionistas que pretendam fazer-se representar devem,
até cinco dias antes da assembleia e nos termos da lei, apresentar na sociedade os
instrumentos de representação e, no caso de pessoas colectivas, indicar ainda quem as
representará; o Presidente da mesa poderá, contudo, autorizar os accionistas que não tenham
respeitado o prazo indicado no presente número a participar na reunião da Assembleia Geral,
se verificar que isso não prejudica os trabalhos da assembleia.
Os accionistas podem votar por correspondência, enviando atempadamente uma carta com
assinatura idêntica à do bilhete de identidade, endereçada ao presidente da mesa da
Assembleia Geral.
263
Sem prejuízo do disposto nos estatutos ou na lei portuguesa, a Assembleia Geral delibera por
maioria dos votos emitidos, não sendo contadas as abstenções. As deliberações relativas às
seguintes matérias exigem uma maioria de dois terços dos votos emitidos:
•
Matérias que resultem do âmbito dos direitos especiais inerentes às acções de
categoria A;
•
Aprovação de novas linhas de orientação estratégica;
•
Aplicação de resultados do exercício ou distribuição de bens aos accionistas;
•
Emissão de valores mobiliários que não se encontre na esfera de competência do
Conselho de Administração;
•
Propostas de parcerias estratégicas submetidas pelo Conselho de Administração para
aprovação pela Assembleia Geral da sociedade;
•
Aprovação das contas anuais individuais e consolidadas da sociedade; e
•
Cisão, fusão ou dissolução da sociedade.
Os titulares de acções das categorias A e B votam em grupo, não sendo os votos contados
separadamente, excepto em matérias que exijam o voto favorável dos titulares das acções da
categoria A, tal como acima descrito na “Informação Adicional – Capital Social”. Para estas
matérias é necessário, além da maioria de dois terços acima descrita, a aprovação da maioria
das acções da categoria A.
Direitos de subscrição
Nos aumentos de capital por entradas em dinheiro, os accionistas à data da deliberação de
aumento de capital, poderão subscrever as novas acções com preferência relativamente a não
accionistas. O direito de subscrição preferencial deve ser exercido dentro do prazo fixado para
o efeito em anúncio ou carta dirigidos pela sociedade, não podendo tal prazo ser inferior a 15
dias, no caso de anúncio ou de 21 dias, no caso de carta dirigida aos accionistas.
A Assembleia Geral que aprove o aumento de capital poderá, através de uma deliberação
própria, limitar ou suprimir o direito de subscrição preferencial desde que a limitação ou a
supressão sejam justificadas pelo interesse social, como, por exemplo, a necessidade de
assegurar a subscrição de acções por parceiro estratégico. A deliberação de limitação ou
supressão do direito de subscrição preferencial deve ser aprovada por maioria idêntica à
exigida para a deliberação de aumento de capital, ou seja, dois terços dos direitos de voto
emitidos.
Direito a receber o remanescente resultante da liquidação
Em caso de liquidação, depois de satisfeitos os direitos dos credores, o activo restante é
destinado, em primeiro lugar, ao reembolso do montante das entradas efectivamente
realizadas, sendo esse montante correspondente à fracção de capital de cada accionista. Se
depois de satisfeito o reembolso integral ainda se registar saldo, este deve ser repartido pelos
sócios na proporção aplicável à distribuição de lucros.
Direitos Minoritários
O Código das Sociedades Comerciais e os estatutos atribuem determinados direitos específicos
aos accionistas minoritários, nomeadamente os seguintes:
• O accionista de uma sociedade aberta que represente, individualmente ou em conjunto com
outros accionistas, um mínimo de 10% do capital social e que tenha votado contra a eleição
dos membros do Conselho de Administração, tem o direito de nomear um membro do Conselho
de Administração;
264
• Os accionistas que detenham um mínimo de 10% do capital social podem (i) solicitar em
tribunal, no prazo de 30 dias a contar da data de realização de uma Assembleia Geral em que
foram eleitos membros do Conselho Fiscal, a designação de outro membro e um substituto,
contanto que esses accionistas tenham votado contra a lista de candidatos vencedora e tenham
feito constar na acta o seu voto; (ii) solicitar em tribunal a destituição com justa causa de um
administrador, desde que não tenha ainda sido convocada Assembleia Geral para o efeito; e
(iii) solicitar ao Conselho de Administração informações escritas sobre os assuntos sociais;
• Os accionistas que detenham 5% do capital social de uma sociedade têm o direito de (i)
convocar uma Assembleia Geral e incluir pontos na ordem de trabalhos; e (ii) apresentar contra
os administradores e em representação da sociedade, pedido de indemnização por danos
causados à sociedade, podendo também fazê-lo em nome próprio para pedir indemnização por
danos que lhe tenham sido causados;
• O accionista que detenha um mínimo de 1% do capital social tem o direito de acesso à
informação geral societária, desde que alegue motivo justificado, podendo consultar, entre
outros, certos relatórios de gestão e documentos de prestação de contas, convocatórias, actas
e listas de presença das assembleias de accionistas e retribuição global dos membros dos
órgãos sociais.
• Independentemente do nível da sua participação, os accionistas minoritários têm direito a (i)
solicitar um inquérito judicial por incumprimento do seu direito à informação, por utilização de
informação privilegiada em proveito próprio ou por atraso indevido na apresentação do relatório
e contas anuais; (ii) obter informação precisa e exaustiva durante uma Assembleia Geral de
accionistas, de modo a permitir uma decisão fundamentada no exercício do seu direito de voto;
(iii) subscrever, em emissão de acções por entradas em dinheiro, e na ausência de qualquer
das excepções acima descritas, um número de acções proporcional ao já detido; (iv) solicitar,
na Assembleia Geral de accionistas, a invalidade de uma resolução do Conselho de
Administração e (v) requerer a anulação de qualquer deliberação social adoptada em
incumprimento da lei ou dos estatutos.
Conselho de Administração, Conselho Fiscal, Comissão Executiva, Comissão de
Remunerações e Revisor Oficial de Contas
Para uma descrição da eleição, composição e funcionamento do Conselho de Administração, do
Conselho Fiscal, da Comissão Executiva, da Comissão de Remunerações e do Revisor Oficial de
Contas, vide as secções “Órgãos de Administração e de Fiscalização e Quadros Superiores” e
“Remuneração e Benefícios” supra.
Algumas restrições à aquisição de participações em sociedades abertas
À data deste Documento de Registo de Acções a Galp Energia não é qualificada como
sociedade aberta, nos termos do artigo 13º do Cód.VM, esperando-se que o venha a ser após
a Oferta.
Nos termos do artigo 16.º do Cód.VM, quem atinja ou ultrapasse, directa ou indirectamente de
acordo com o estabelecido no artigo 20.º do Cód.VM (ver parágrafo seguinte), participação de
2%, 5%, 10%, 20%, um terço, metade, dois terços e 90% dos direitos de voto
correspondentes ao capital social de uma sociedade aberta emitente de acções admitidas à
negociação em mercado regulamentado, e quem reduza a sua participação para valor inferior
a qualquer daqueles limites, deve notificar a CMVM, a entidade gestora do mercado e a
sociedade emitente, no prazo de três dias após a ocorrência do facto que originou a aquisição
ou redução da participação. A referida comunicação deverá conter, nomeadamente, a
identificação de toda a cadeia de entidades a quem a participação qualificada deve ser
imputada nos termos do disposto no artigo 20º do Cód.VM.
265
Nos termos do art. 20º do Cód.VM, no cômputo das participações qualificadas consideram-se,
além dos inerentes às acções de que o participante tenha a titularidade ou o usufruto, os direitos
de voto: a) detidos por terceiros em nome próprio, mas por conta do participante; b) detidos por
sociedade que com o participante se encontre em relação de domínio ou de grupo; c) detidos por
titulares do direito de voto com os quais o participante tenha celebrado acordo para o seu
exercício, salvo se, pelo mesmo acordo, estiver vinculado a seguir instruções de terceiro; d)
detidos, se o participante for uma sociedade, pelos membros dos seus órgãos de administração e
de fiscalização; e) que o participante possa adquirir em virtude de acordo celebrado com os
respectivos titulares; f) inerentes a acções dadas em garantia ao participante ou por este
administradas ou depositadas junto dele, se os direitos de voto lhe tiverem sido atribuídos ou se
lhe tiverem sido conferidos poderes discricionários para o seu exercício; g) imputáveis a qualquer
das pessoas referidas numa das alíneas anteriores por aplicação, com as devidas adaptações, de
critério constante de alguma das outras alíneas.
De acordo com o disposto no artigo 187.º do Cód.VM, aquele cuja participação em sociedade
aberta ultrapasse, directamente ou nos termos do n.º 1 do artigo 20º do Cód.VM, um terço ou
metade dos direitos de voto correspondentes ao capital social tem o dever de lançar oferta
pública de aquisição sobre a totalidade das acções e de outros valores mobiliários emitidos por
essa sociedade que confiram direito à sua subscrição ou aquisição.
A contrapartida de oferta pública de aquisição obrigatória não pode ser inferior ao mais elevado
dos seguintes montantes: a) o maior preço pago pelo oferente ou por qualquer das pessoas que,
em relação a ele, estejam em alguma das situações previstas no n.º 1 do artigo 20º do Cód.VM,
pela aquisição de valores mobiliários da mesma categoria, nos seis meses imediatamente
anteriores à data da publicação do anúncio preliminar da oferta; b) o preço médio ponderado
desses valores mobiliários apurado em mercado regulamentado durante o mesmo período. Se a
contrapartida não puder ser determinada por recurso aos critérios referidos no parágrafo anterior
ou se a CMVM entender que a contrapartida, em dinheiro ou em valores mobiliários, proposta pelo
oferente não se encontra devidamente justificada ou não é equitativa, por ser insuficiente ou
excessiva, a contrapartida mínima será fixada a expensas do oferente por auditor independente
designado pela CMVM. Se a contrapartida consistir em valores mobiliários, deve o oferente indicar
alternativa em dinheiro de valor equivalente.
Em 7 de Setembro de 2006, o Conselho de Ministros aprovou o projecto de Decreto-Lei que
transpõe para a ordem jurídica nacional a Directiva n.º 2004/25/CE, do Parlamento Europeu e do
Conselho, de 21 de Abril de 2004, relativa às ofertas públicas de aquisição. O referido diploma
legal altera o Código dos Valores Mobiliários na parte relativa a ofertas públicas de aquisição,
nomeadamente nas regras relativas ao cálculo da imputação dos direitos de voto, à contrapartida
equitativa da oferta, à revisão de ofertas, ofertas concorrentes e aos deveres de informação
relativos à oferta. Este diploma legal apenas entrará em vigor após promulgação pelo Presidente
da República e publicação no Diário da República.
266
23.
CONTRATOS SIGNIFICATIVOS
Nos dois últimos anos anteriores à publicação do presente Documento de Registo de Acções,
apenas podem ser considerados significativos os contratos referentes ao Processo de
Separação das Actividades Reguladas (vide “Processo de Separação das Actividades Reguladas
no Sector do Gás Natural” supra).
267
24.
INFORMAÇÕES DE TERCEIROS, DECLARAÇÕES DE PERITOS E DECLARAÇÕES DE
EVENTUAIS INTERESSES
A Galp Energia confirma que a informação obtida junto de terceiros, incluída no presente
Documento de Registo de Acções, foi rigorosamente reproduzida e que, tanto quanto é do seu
conhecimento e até onde pode verificar com base em documentos publicados pelos terceiros
em causa, não foram omitidos quaisquer factos cuja omissão possa tornar a informação menos
rigorosa ou susceptível de induzir em erro.
268
25.
DOCUMENTAÇÃO ACESSÍVEL AO PÚBLICO
Durante o período da Oferta serão disponibilizadas na sede da Galp Energia cópias em suporte
físico dos seguintes documentos:
- Os Estatutos da Galp Energia;
- As demonstrações financeiras consolidadas pró-forma, não auditadas, e sujeitas a parecer de
procedimentos acordados do auditor externo, para o exercício findo em 31 de Dezembro de
2005 e semestre findo em 30 de Junho de 2006;
- As demonstrações financeiras consolidadas auditadas do Grupo Galp Energia para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 31 de Dezembro de 2004, preparadas de
acordo com os IFRS acompanhadas pelo respectivo relatório de auditoria;
- As demonstrações financeiras consolidadas auditadas do Grupo Galp Energia para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2004 e 2003, elaboradas de acordo com o POC,
acompanhadas pelos respectivos relatórios de auditoria;
- Cópia do Prospecto;
- Quaisquer futuros prospectos, memorandos de informação e adendas, incluindo o Documento
de Registo de Acções e quaisquer outros documentos inseridos nestes ou naqueles por
remissão.
Estes documentos estão também disponíveis no sítio de Internet da Galp Energia, em
www.galpenergia.com.
269
26.
INFORMAÇÃO SOBRE A DETENÇÃO DE PARTICIPAÇÕES
No que respeita à informação relativa às empresas em que a Galp Energia detém uma
participação do capital susceptível de ter um efeito significativo na avaliação do seu próprio
activo e passivo, situação financeira ou lucro e prejuízos, remete-se para a secção “Estrutura
Organizativa” do presente Documento de Registo de Acções.
270
27.
DOCUMENTAÇÃO INSERIDA POR REMISSÃO
Os seguintes documentos são inseridos por remissão e fazem parte do presente Documento de
Registo de Acções e do Prospecto. A informação contida nos documentos inseridos por
remissão para além da informação abaixo descrita deverá considerar-se meramente
informativa:
- Relatório e Contas de 2003, POC (Balanços Consolidados páginas 104 e 105; Demonstração
de Resultados Consolidados páginas 106 e 107; Anexo às Demonstrações Financeiras
Consolidadas páginas 112 e seguintes; Certificação Legal de Contas página 186; Relatório de
Auditoria página 217).
- Relatório e Contas de 2005, POC (Balanços Consolidados páginas 86 e 87; Demonstração de
Resultados Consolidados páginas 88 e 89; Anexo às Demonstrações Financeiras Consolidadas
páginas 94 e seguintes; Certificação Legal de Contas página 193; Relatório de Auditoria página
195).
Cópias dos documentos inseridos por remissão neste Prospecto poderão ser obtidas na sede da
Galp Energia e no sítio de internet da Galp Energia (www.galpenergia.com) e da CMVM
(www.cmvm.pt).
271
ANEXO I: GLOSSÁRIO
As definições seguintes não pretendem explicar conceitos técnicos e destinam-se apenas a
facilitar a compreensão dos termos usados no Documento de Registo de Acções.
“Aframax Worldscale freight rate”
Indicador do mercado de fretamentos marítimos
cotado Worldscale na “Baltic Exchange”, em Londres,
para entregas entre Sullom Voe e Roterdão,
transportadas por navios tanque com capacidade de
carga superior a 80.000 toneladas.
“Alquilação” ou “Alkylation”
Processo de síntese em que por recombinação de uma
olefina e de uma isoparafina, sob a acção de um
catalisador, se forma, a partir de hidrocarbonetos em
C3 e C4, um “alquilado” (iC7 a iC9) com um índice de
octano próximo de 100, o que lhe confere um grande
valor como componente das gasolinas para motores.
“API gravity”
Densidade expressa em graus API, definida pelo
“American Petroleum Institute”, pela fórmula:
APIº = (141,5/g) – 131,5
em que g é a densidade do petróleo a 60ºF (15,6ºC).
É utilizada internacionalmente para referir a densidade
do petróleo bruto, quanto maior a densidade API mais
leve será o petróleo bruto.
“Aromáticos”
Grupo
de
hidrocarbonetos
cíclicos
insaturados
caracterizados por terem pelo menos um anel de
benzeno, sendo conhecidos por aromáticos devido ao
seu distinto aroma doce. Os aromáticos mais comuns
incluem o benzeno, o tolueno e o xileno.
“Barril de petróleo (bbl)”
Unidade de volume utilizada na indústria petrolífera,
baseada no volume de um barril e igual a 0,15891 m3
- no caso de um barril de petróleo bruto a 60ºF
(15,6ºC).
“bcm”
Biliões (milhares de milhões) de metros cúbicos,
unidade de medida standard utilizada para o gás
natural.
“Betume”
Mistura de hidrocarbonetos sólidos, semi-sólidos ou
viscosos, obtido através da destilação primária de
petróleo bruto ou pela destilação no vácuo do resíduo
da destilação atmosférica. Tem propriedades adesivas
e isolantes e é sobretudo utilizado na pavimentação de
estradas,podendo também servir para fins industriais.
“Biocombustíveis”
Combustíveis produzidos a partir da biomassa, como
por exemplo álcool carburante ou bioetanol.
“Biodiesel”
Combustível
diesel
que
contém
componentes
272
derivados de matérias-primas tais como óleos vegetais
e gordura animal.
“Brent”
Petróleo bruto leve do Mar do Norte com uma API
gravity aproximada de 38º e um teor de enxofre de
0,4%.
“Brent Dated”
Preço de remessas de Brent conforme anunciado pelas
agências de fixação de preços. É o preço de referência
para a grande maioria dos petróleos brutos vendidos
na Europa, África e Médio Oriente, e uma das mais
importantes referências para os preços de mercado
spot.
“CCGT”
Central de ciclo combinado a gás natural (Combined
Cycle Gas Turbine), integra tipicamente duas turbinas,
uma a gás natural e outra a vapor. As CCGTs
combinam um primeiro turbo-gerador a gás natural,
que gera electricidade através da combustão do gás
natural, cujos gases de escape (calor) produzidos por
este processo são aproveitados para alimentar uma
caldeira utilizando efluentes térmicos, sendo o vapor
produzido aproveitado depois por um turbo-gerador a
vapor que produz mais electricidade.
“CO2”
Dióxido de carbono, gás incolor e mais pesado que o
ar, do qual é um dos seus componentes naturais. É
produzido devido a certos processos naturais, como o
ciclo do carbono, e pela combustão completa do
carbono contido nos combustíveis fósseis.
“Cogeração”
Tecnologia de geração para produção combinada de
electricidade e calor. A vantagem da cogeração é a
capacidade de capturar o calor produzido pela queima
do combustível, enquanto na geração clássica de
electricidade este calor é perdido. Este processo
também permite que a mesma instalação preencha as
necessidades de calor (água quente ou vapor) e
electricidade tanto de clientes industriais como de
autoridades locais (aquecimento urbano). Este sistema
melhora a eficácia energética do processo de geração
e reduz a utilização de combustível.
“Commodities”
Uma commodity pode definir-se como um produto
globalmente homogéneo, produzido em larga escala
por muitos produtores diferentes, em que os items de
cada produtor são considerados substitutos, com a
mesma qualidade. Alguns exemplos de commodities
são o petróleo, cereais e metais.
“Complexidade”
Medida relativa utilizada na indústria da refinação que
procura medir a capacidade de uma refinaria processar
petróleo bruto e outras matérias-primas, tais como
273
transformar petróleo bruto mais pesado e com um teor
de enxofre mais elevado em produtos de valor
acrescentado. Tipicamente, quanto mais elevada a
complexidade e mais flexível a utilização de diferentes
tipos de matérias-primas, melhor posicionada se
encontra a refinaria para tirar partido da utilização de
diferentes tipos de petróleo bruto que em determinado
momento sejam mais vantajosos em termos de custo,
e desta forma aproveitar oportunidades de incremento
da margem bruta.
A complexidade de uma refinaria é medida por um
“índice
de
complexidade”,
que
é
calculado
separadamente por diferentes organizações do sector,
como os consultores para o sector da energia Solomon
Associates e Nelson. O índice de complexidade de uma
refinaria é calculado através da atribuição de um
factor de complexidade a cada uma das unidades da
refinaria, com base principalmente no nível de
tecnologia utilizado na construção da unidade, e
tomando como referência uma instalação de destilação
primária de petróleo bruto a que é atribuído um factor
de complexidade de 1,0. O índice de complexidade de
cada unidade é calculado através da multiplicação do
factor de complexidade da unidade pela capacidade da
unidade. A complexidade de uma refinaria é
equivalente à média ponderada do índice de
complexidade de cada uma das suas unidades,
incluindo a unidade de destilação. Uma refinaria com
um índice de complexidade de 10,0 é considerada dez
vezes mais “complexa” do que uma refinaria equipada
apenas com destilação atmosférica de petróleo bruto,
para a mesma quantidade de produto processado.
“Condensados”
Hidrocarbonetos que, armazenados nas suas jazidas,
se encontram no estado gasoso, mas que à superfície
se tornam líquidos em condições normais de pressão e
temperatura. Trata-se essencialmente de pentano e
outros produtos mais pesados.
“Conversão”
Conjunto de vários tratamentos (catalíticos ou
térmicos) cuja reacção principal se efectua sobre as
ligações de carbono, podendo ser mais ou menos
profunda em função das condições impostas. Este
processo está associado, tipicamente à conversão do
fuelóleo em fracções mais leves (gasóleos, gasolinas e
gases) e que são mais nobres do ponto de vista da sua
utilização. Numa refinaria moderna estes processos
têm vindo a ter uma importância crescente.
“Coque”
Resíduo sólido, com elevado conteúdo em carbono,
resultante da decomposição térmica dos resíduos da
refinação do petróleo.
274
“Crack spreads”
Diferença entre o preço de um produto final e o preço
do petróleo bruto.
“Cracking” ou “Craqueamento”
Transformação por ruptura
das
moléculas
de
hidrocarbonetos de cadeias longas com o objectivo de
se obterem moléculas de cadeias mais curtas,
aumentando desta maneira a proporção dos produtos
mais leves e voláteis. Distinguem-se o “cracking”
térmico e o “cracking” catalítico. O “cracking” térmico
é realizado apenas pela acção do calor e da pressão. O
“cracking”
catalítico
utiliza
catalisadores
que
permitem, a igual temperatura, a transformação mais
profunda e mais selectiva de fracções que podem ser
mais pesadas.
“Dessulfuração”
Processo de purificação que consiste em eliminar o
enxofre e simultaneamente o azoto, o oxigénio e os
metais presentes nos produtos semi-acabados obtidos
a partir do petróleo bruto. A dessulfuração pode fazerse por processos catalíticos ou químicos.
“Destilação”
Método de separação de substâncias (líquidas ou
sólidas) por vaporização seguida de condensação. A
destilação pode ser efectuada à pressão atmosférica
ou no vácuo, consoante os produtos finais requeridos.
“Destilação Atmosférica”
Destilação do petróleo bruto efectuada à pressão
atmosférica da qual resultam fracções petrolíferas
(gasolina leve, gasolina pesada, gasóleos e produtos
pesados, por exemplo). Estas fracções, após adequado
tratamento, constituem os componentes dos produtos
acabados.
“Destilação no Vácuo”
Destilação
que
se
realiza
numa
coluna
de
fraccionamento a uma pressão inferior à pressão
atmosférica. É o resíduo (fracção mais pesada) obtido
por destilação atmosférica que é submetido à
destilação no vácuo. A redução da pressão provoca o
abaixamento do ponto de ebulição das fracções
pesadas e permite separá-las dos resíduos a uma
temperatura que não corre o risco de os decompor.
Aplica-se, por exemplo, no início da cadeia de fabrico
dos óleos base.
“Destilados”
Qualquer tipo de produto
destilação do petróleo bruto.
“Direitos de superfície”
Faculdade de construir ou manter, perpétua ou
temporariamente, uma obra em prédio alheio, ou de
nele fazer ou manter plantações. O direito de
superfície pode ter por objecto a construção ou a
manutenção de obra sob solo alheio.
produzido
através
da
275
“Efeito de Estufa”
Efeito pelo qual a radiação infravermelha ambiente é
retida num espaço fechado. O efeito de estufa
produzido, entre outros, pelo dióxido de carbono
atmosférico tem como consequência possível o
aquecimento da superfície terrestre.
“Emissões”
Libertação de gases para a atmosfera. No contexto das
alterações climáticas globais, estes incluem gases
capazes de alterar o clima como os gases causadores
de efeito de estufa (por exemplo, libertação de dióxido
de carbono durante a queima de combustível).
“Energia Eólica”
Energia cinética presente na deslocação do ar (vento)
que pode ser convertida em energia mecânica para
accionamento de bombas, moinhos e geradores de
energia eléctrica.
“Energia Renovável”
Energia disponível, a partir de processos de conversão
energética permanentes e naturais, economicamente
exploráveis nas condições actuais ou num futuro
previsível.
“Exploração Offshore”
Exploração de petróleo que tem lugar no mar alto, não
longe da linha da costa.
“Exploração Onshore”
Exploração de petróleo que tem lugar em terra.
“Fluid catalytic cracking (FCC)” ou
“Cracking Catalítico Fluidificado”
Processo de craqueamento em que o catalisador se
encontra fluidificado e é continuamente regenerado,
constituindo um processo eficaz para aumentar a taxa
de produção de gasolina a partir do petróleo bruto.
“Free float”
Percentagem das acções representativas do capital
social de uma empresa cotada que se encontra na
posse do público, ou seja, cuja propriedade não está
concentrada num número restrito de investidores.
“Fuelóleo”
Mistura de hidrocarbonetos destinada à produção de
calor em instalações térmicas. Há vários tipos de
fuelóleo que se caracterizam por viscosidades
diferentes que condicionam a sua utilização.
“Gás de Petróleo Liquefeito (GPL)”
Hidrocarbonetos em C3 e C4 e suas misturas. São
gasosos, nas condições normais de temperatura e de
pressão e líquidos por elevação da pressão ou por
redução da temperatura, permitindo o transporte e
armazenamento. Os mais comuns são o propano e o
butano.
“Gás Natural Liquefeito (GNL)”
O gás natural, para facilitar o transporte, é liquefeito
por redução da sua temperatura para valores
inferiores a –160ºC, à pressão atmosférica. O volume
do GNL é de aproximadamente 1/600 do volume do
276
gás natural.
“Gasóleo”
Mistura de hidrocarbonetos líquidos destinada à
alimentação dos motores de ignição por compressão
(ciclo Diesel). As suas características, como o
comportamento a baixas temperaturas, dependem
muito dos países ou regiões onde são utilizados.
“Gasolina”
Gasolina para automóveis equipados com motores que
utilizam
o
“ciclo
Otto”.
Deve
satisfazer
as
especificações precisas relativas às características
físicas e químicas, das quais a mais importante é a
resistência à auto-inflamação.
“Geração”
Processo de produção de energia eléctrica através da
transformação de outras formas de energia. A energia
pode ser expressa em joules, quilowatts-hora, calorias
ou unidades térmicas britânicas, podendo todas estas
unidades ser aplicadas a qualquer tipo de energia,
independentemente da sua origem.
“Gigawatt-hora (GWh)”
Mil megawatts-hora.
“Hedge funds”
Fundos de investimento de risco privados, tipicamente
caracterizados por estragégias de investimento pouco
convencionais, por exemplo comprando e vendendo
“curto” activos, como acções, e por vezes também
ligados a investimentos na indústria petrolífera.
“Henry Hub”
Preço de referência mensal para o gás natural nos
Estados Unidos. Os Estados Unidos têm diferentes
mercados - mercados spot e mercados de futuros,
para o gás natural. Os futuros de gás natural são
negociados na Bolsa de Mercadorias de Nova Iorque
(NYMEX). É este o preço do gás natural dos Estados
Unidos cotado a um nível mais alargado. O contrato do
gás natural do NYMEX obriga a uma entrega num local
no Noroeste da Louisiana designado por Henry Hub.
No entanto, menos de 1% de todos os contratos de
futuros são levados até à maturidade. O contrato de
gás natural cotado na NYMEX serve de valor de
referência para a fixação mensal de preços, esta
referência tem o nome de “Henry Hub”.
“Hydrocracking”
Processo de cracking na presença de hidrogénio e sob
a acção de catalisadores que permite converter
fracções petrolíferas com elevado ponto de ebulição e
pouco valorizadas em fracções leves mais valorizadas.
O hidrogénio permite operar a temperaturas inferiores
e com maior selectividade e, portanto, com melhores
rendimentos. Os produtos da reacção são compostos
saturados, o que lhes confere características de
277
estabilidade importantes.
“Índices
de
complexidade
Solomon e de Nelson”
de
A Solomon Associates, uma entidade do sector, levou
a cabo a primeira análise comparativa de desempenho
de Refinarias de Produtos Combustíveis em 1980. O
estudo elaborado para os EUA alargou-se à Europa em
1982 e ao Canadá e à Ásia/Pacífico em 1983. O
objectivo do estudo era a análise de todas as questões
que afectassem o êxito comercial, incluindo a selecção
de matérias-primas, mix dos produtos, taxas de
utilização das instalações, principais parâmetros de
operação e todos os componentes dos custos
operacionais. Cada processo de refinação é então
classificado num conjunto de referência para examinar
a sua posição competitiva entre as mesmas categorias
de processo. Embora amplamente utilizado na
indústria, o estudo Solomon é confidencial e é apenas
disponibilizado às refinarias que participam na sua
elaboração anual. Em 1973, W. L. Nelson publicou a
sua tentativa de relacionar os níveis de desempenho
das refinarias com as diferentes capacidades e
técnicas de processamento. Desenvolveu um factor de
complexidade do processo relacionado unicamente
com os níveis de investimento nas unidades. Ao
atribuir um nível de complexidade de 1,0 ao processo
básico de destilação de petróleo bruto, podia depois
atribuir níveis de complexidade superiores ou
inferiores aos outros processos de refinação, por
exemplo coking, com base no respectivo custo de
investimento comparado com os custos da unidade de
destilação de petróleo bruto. A sua abordagem assume
que os níveis de utilização de mão-de-obra, os custos
de manutenção, o consumo de energia e basicamente
todos os elementos do desempenho da refinaria
podem
ser
relacionados
com
os
níveis
de
investimento.
“Índice de octano”
Escala convencional utilizada para caracterizar, em
valor numérico, as propriedades antidetonantes de
uma gasolina para motor de combustão do ciclo Otto.
Quanto mais elevado, melhores são as características
antidetonantes do combustível.
“Isomerização”
Transformação de hidrocarbonetos parafínicos de
cadeia linear ou pouco ramificada em hidrocarbonetos
parafínicos de cadeia muito ramificada. Esta reacção
dá-se na presença de um catalisador e de hidrogénio.
Tem como principal aplicação a obtenção de uma
fracção leve e com elevado índice de octano, muito
importante na composição das gasolinas.
“Jet fuel”
Combustíveis para motores a jacto e gasolinas de
278
aviação.
“Joule (j)”
Unidade de trabalho ou de energia, 1 joule é o
trabalho produzido, ou a energia requerida, por uma
força de 1 newton cujo ponto de aplicação se desloca
1 metro na direcção da força exercida.
“Lubrificantes”
Produtos obtidos por mistura de um ou mais óleosbase e aditivos, de acordo com formulações
específicas, conforme a sua utilização. A percentagem
de aditivos nos óleos lubrificantes chega a atingir
40%. Os óleos lubrificantes têm três grandes
utilizações: automóveis, indústria e marinha.
“Margem de refinação de Roterdão”
ou “Benchmark de Roterdão”
A margem de refinação mais utilizada como referência
na Europa. As margens de refinação são normalmente
comparadas com as margens de referência dos três
principais centros de refinação do mundo: a Costa do
Golfo Americana (USCG), a Europa do Noroeste (NWE
– Roterdão) e Singapura. Em cada um destes casos,
elas baseiam-se num tipo único de petróleo bruto
apropriado para essa região e num conjunto
optimizado de produtos com base numa configuração
genérica da refinaria, novamente apropriada para essa
região. As margens são estabelecidas numa base
semi-variável, ou seja, margens deduzidas de todos os
custos variáveis e dos custos fixos de energia. A
margem de refinação da Europa do Noroeste é
determinada pela utilização, como referência, dos
preços alcançados pela refinação de produtos na
região de Antuérpia – Roterdão – Amesterdão.
“Megawatt (MW)”
Mil quilowatts.
“Megawatt-hora (MWh)”
Mil quilowatts-hora.
“Mercado spot”
Relativamente a mercadorias como o petróleo, termo
utilizado para descrever o comércio internacional em
cargas únicas de expedição de mercadorias, tais como
petróleo bruto, cujos preços acompanham de perto a
respectiva procura e disponibilidade.
“MTBE”
Éter
butílico
terciário
de
metilo,
componente
oxigenado (aumenta a performance dos combustíveis),
utilizado na produção de gasolina.
“Nafta”
Fracção petrolífera que se situa entre os gases e o
petróleo, para além de ser uma das matérias primas
da indústria petroquímica, cujo “cracking” fornece uma
grande variedade de produtos, pode ainda entrar na
composição das gasolinas para motor (nafta leve) ou
ser, no caso da nafta pesada, matéria-prima para a
279
produção de reformado.
“Óleo base”
Componente principal de misturas para lubrificantes,
obtido a partir de destilados, depois de submetidos a
várias operações.
“Parque de armazenagem”
Instalação utilizada por
principais e colectores,
operadores de terminais
armazenamento de crude e
“Parque eólico”
Conjunto de aerogeradores para produção de energia
eléctrica interligados a um sistema de rede comum
através de um sistema de transformadores, linhas de
distribuição e, habitualmente, uma subestação. As
funções de operação, controlo e manutenção são
normalmente centralizadas através de uma rede de
sistemas
informáticos
de
monitorização,
complementados por inspecção visual.
“Petroquímicos”
Produto intermédio da refinação do petróleo bruto que
é utilizado como matéria-prima para polímeros e
outros produtos químicos.
“Quilowatt (KW)”
Mil watts.
“Quilowatt-hora (KWh)”
Unidade de energia, medida como 1 KW de potência
aplicado durante 1 hora, equivalente a 3,6 x 106
joules. Na prática, a energia consumida num dado
processo é expressa em termos da potência por
unidade de tempo, tipicamente a hora, necessária para
completar esse processo.
“Querosene”
Combustível destinado à alimentação de motores de
reacção, por exemplo na aviação, ou para iluminação e
aquecimento. Contém aditivos que lhe conferem as
características de segurança necessárias para a sua
utilização.
“Refinaria”
Instalação onde se realiza o conjunto dos processos
industriais destinados a transformar o petróleo bruto
em
produtos
adaptados
às
necessidades
dos
consumidores (combustíveis, lubrificantes, betumes,
etc.) ou em matérias-primas para outras indústrias,
ditas de “segunda geração” (por exemplo indústria
petroquímica).
“Reformação
“Platforming”
catalítica”
ou
empresas de oleodutos
produtores de crude, e
(excepto refinarias) para
produtos petrolíferos.
Transformação de uma fracção leve de petróleo bruto
(por exemplo gasolina pesada), obtida por destilação
primária, numa fracção mais pesada à base de
hidrocarbonetos aromáticos (reformado) caracterizada
por um elevado índice de octano e que constitui um
dos principais componentes das gasolinas para
280
motores. As reacções dão-se na presença de um
catalisador à base de platina e no seu conjunto
libertam hidrogénio. O reformado constitui, também, a
principal matéria prima da petroquímica de base
(produção de benzeno, tolueno e xilenos).
“Regaseificação”
Processo de passagem do gás natural liquefeito ao
estado gasoso por permuta térmica, com água ou ar
atmosférico.
“Recursos contingentes”
São definidos como as quantidades de petróleo
estimadas, numa determinada data, como sendo
potencialmente recuperáveis a partir de jazidas
conhecidas, mas que ainda não são comercialmente
recuperáveis. Isto pode verificar-se por várias razões,
por exemplo relacionadas com a maturidade do
projecto (a descoberta precisa de mais avaliações no
sentido de suportar o plano de desenvolvimento),
tecnológicas (é necessário desenvolver e testar nova
tecnologia que permita explorar comercialmente as
quantidades), ou de mercado (os contratos de venda
ainda não estão em vigor ou é necessário instalar
infraestruturas para levar o produto até aos clientes).
As quantidades abrangidas por esta categoria não
podem ser consideradas reservas.
“Reservas provadas (P90)”
De acordo com as definições aprovadas pela SPE e
pelo WPC, as reservas provadas são as quantidades de
petróleo que, por análise dos dados geológicos e de
engenharia, podem ser estimadas com certeza
razoável como sendo comercialmente recuperáveis, a
partir de uma determinada data, de jazidas conhecidas
e nas actuais condições económicas, métodos
operacionais e regulamentos governamentais.
No caso de ser utilizada metodologia determinística, o
termo “razoável certeza” destina-se a exprimir um
elevado grau de confiança de que as quantidades
serão recuperadas. No caso de ser utilizada
metodologia
probabilística,
deverá
existir
uma
probabilidade mínima de 90% de as quantidades de
facto recuperadas serem iguais ou excederem a
estimativa. A definição das condições económicas
actuais deve incluir os preços históricos do petróleo
relevantes e os custos associados e pode implicar um
período para a determinação de médias que seja
consistente com o objectivo do cálculo da reserva,
obrigações contratuais apropriadas, procedimentos
corporativos
e
regulamentos
governamentais
implicados
na
contabilização
destas
reservas.
Tipicamente, as reservas são consideradas provadas
se a capacidade de produção da jazida for suportada
pela produção actual ou por testes de formação. Neste
281
contexto, o termo “provada” refere-se às quantidades
reais de reservas de petróleo e não apenas à
produtividade do poço ou jazida. Em determinados
casos, as reservas provadas podem ser imputadas com
base nos registos dos poços e/ou análise do núcleo
que indiquem que a jazida em causa contém
hidrocarbonetos e é análogo a jazidas na mesma área
que se encontram em produção ou demonstraram
capacidade de produzir durante testes de formação.
A área da jazida considerada como provada inclui (1) a
área delineada por perfuração e definida por contactos
fluidos, se aplicável, e (2) as partes não perfuradas do
reservatório
que
podem
ser
razoavelmente
consideradas comercialmente produtivas com base nos
dados geológicos e de engenharia disponíveis. Na
ausência de dados sobre contactos fluidos, a
descoberta mais baixa de hidrocarbonetos conhecida
determina o limite provado salvo se indicado em
contrário por dados geológicos, de engenharia ou de
desempenho definitivos. As reservas podem ser
classificadas como provadas se as instalações de
processamento e transporte dessas reservas para o
mercado se encontrarem operacionais no momento da
estimativa, ou se houver uma expectativa razoável de
essas instalações virem a ser criadas. As reservas que
se destinam a ser produzidas através da aplicação dos
melhores métodos de recuperação existentes são
incluídas na classificação de provadas quando (1)
testes bem sucedidos de um projecto piloto, ou
resultados favoráveis de um programa instalado na
mesma jazida ou numa jazida análoga com
propriedades
(rochas
e
fluidos)
semelhantes,
suportam a análise em que se baseou o projecto, e (2)
é razoavelmente certo que o projecto irá avançar. As
reservas a recuperar através dos melhores métodos de
recuperação ainda por desenvolver, através de
aplicações comercialmente bem sucedidas, são
incluídas na classificação de provadas apenas (1) após
um resultado de produção favorável da jazida em
causa de (a) um projecto piloto representativo ou (b)
um programa instalado em que os resultados
suportam a análise em que o projecto se baseia, e (2)
quando é razoavelmente certo que o projecto irá
avançar.
“Reservas prováveis (P50)”
De acordo com as definições aprovadas pela SPE e
pelo WPC, as reservas prováveis são uma categoria de
reservas não provadas. As reservas não provadas
baseiam-se em dados geológicos e / ou de engenharia
semelhantes aos utilizados nos cálculos das reservas
provadas, mas em relação aos quais incertezas
técnicas, contratuais, económicas, ou reguladoras
282
impedem que essas reservas sejam classificadas como
provadas. As reservas não provadas podem ser
estimadas assumindo condições económicas futuras
diferentes das que prevalecem no momento do
cálculo. O efeito de possíveis melhorias futuras nas
condições
económicas
e
dos
desenvolvimentos
tecnológicos pode ser expresso imputando quantidades
adequadas de reservas às classificações de prováveis
e possíveis.
As reservas prováveis são as reservas não provadas
que a análise dos dados geológicos e de engenharia
sugerem ser mais provável que sejam recuperadas do
que o inverso. Neste contexto, quando é utilizada
metodologia probabilística, deverá existir pelo menos
uma probabilidade de 50% de as quantidades de facto
recuperadas serem iguais ou superiores à soma das
reservas provadas calculadas mais as reservas
prováveis. Tipicamente, as reservas prováveis podem
incluir (1) reservas que se antecipa virem a ser
provadas através da perfuração normal, mas em que o
controlo do subsolo é inadequado para classificar estas
reservas como provadas, (2) reservas em formações
que parecem ser produtivas, com base nas
características dos registos do poço, mas em relação
às quais ainda não existem dados ou testes definitivos
e que não são análogas a reservas em produção ou
provadas na zona, (3) reservas incrementais
atribuíveis à perfuração de enchimento, que podiam
ter sido classificadas como provadas se tivesse sido
aprovado um espaçamento estatutário mais próximo,
no momento da estimativa, (4) reservas atribuíveis de
acordo com os melhores métodos de recuperação
estabelecidos através da repetição de aplicações
comercialmente bem sucedidas quando (a) um
projecto piloto é planeado mas não está em operação
e (b) as características da rocha, dos fluidos e da
jazida parecem favoráveis para aplicação comercial,
(5) reservas numa área da formação que parece estar
separada da zona provada por falhas e a interpretação
dos dados geológicos indica que a área em causa é
estruturalmente superior à área provada, (6) reservas
atribuíveis em função de futuros trabalhos de
melhoramento, tratamento, re-tratamento, alteração
de equipamentos ou outros processos mecânicos, em
que esses processos não foram comprovados com
êxito em poços com comportamentos semelhantes em
jazidas análogas, e (7) reservas incrementais em
jazidas
provadas
em
que
uma
interpretação
alternativa do desempenho ou dos dados volumétricos
indica mais reservas do que as que podem ser
classificadas como provadas.
283
“Russian Export Blend”
Petróleo bruto médio e com elevado teor de enxofre
utilizado como referência no mercado russo de
petróleo bruto e que é habitualmente referido como
“Urais”.
“Ship or pay”
Obrigação, tipicamente utilizada em contratos de
transporte de gás natural através de gasodutos, de
reserva de capacidade que obriga uma parte a pagar a
utilização dessa capacidade, quer o transporte de gás
natural ocorra efectivamente ou não.
“Take or pay”
Obrigação, tipicamente utilizada em contratos de
fornecimento de gás natural, que obriga uma parte a
comprar quantidades acordadas, quer a entrega tenha
efectivamente lugar ou não.
“Taxa de utilização de crude”
Rácio da quantidade total de crude processado nas
unidades de destilação de crude em relação à
capacidade máxima de operação dessas unidades.
“Terawatt-hora (TWh)”
Mil Gigawatts-hora.
“Viscorredução”
Processo que consiste num cracking pouco severo do
resíduo ou também de gasóleos pesados provenientes
da destilação, com o objectivo de lhes reduzir a
viscosidade através da destruição das moléculas mais
pesadas. Processa-se na ausência de catalisadores.
“Watt (W)”
Unidade de potência. O watt é a potência de um
sistema
energético
no
qual
é
transferido
uniformemente 1 joule de energia durante 1 segundo.
“West Texas Intermediate (WTI)”
É um petróleo bruto de primeira categoria que é a
referência no mercado norte-americano. Tem uma
rendibilidade natural relativamente elevada de nafta e
de gasolina de destilação primária.
284
ANEXO II: RESUMO DAS DIFERENÇAS ENTRE O
POC E AS IFRS
As principais diferenças entre o POC e as Normas Internacionais de Contabilidade / Normas
Internacionais de Relato Financeiro (“IAS/IFRS”) são as seguintes:
Apresentação do Balanço
IAS/IFRS
Uma Sociedade pode apresentar activos correntes e não correntes, e passivos correntes e não
correntes, como classificações separadas na face do balanço ou efectuar uma apresentação
por ordem de liquidez.
A Galp Energia optou por apresentar o Balanço distinguindo corrente e não corrente.
POC
De acordo com o POC, a apresentação do Balanço é baseado numa distinção semelhante à de
corrente e não corrente, excepto para os acréscimos e diferimentos, que são apresentados em
separado no final do Balanço.
Apresentação da Demonstração dos Resultados
IAS/IFRS
De acordo com a IAS 1, a demonstração dos resultados poderá ser por naturezas ou por
funções, sendo que se optar pela última deverá ser efectuada uma nota explicativa sobre
alguns custos por naturezas, nomeadamente, depreciações e custos com o pessoal.
A Galp Energia optou por apresentar a demonstração dos resultados por naturezas.
POC
Devem ser apresentadas ambas as demonstrações dos resultados: demonstrações dos
resultados por naturezas e por funções.
Contabilização do ‘Resultado Abrangente’
IAS/IFRS
De acordo com a IAS 1 é requerida a apresentação da demonstração de alterações no capital
próprio, na qual é permitido um total final de ‘resultado abrangente’, embora não seja exigido.
O resultado abrangente é composto pelo somatório do resultado líquido do exercício com os
ganhos e perdas que são reconhecidos directamente no capital próprio e não no resultado
líquido.
POC
O Resultado Abrangente diz apenas respeito a ajustamentos de conversão cambial e é
divulgado na nota do movimento dos capitais próprios do anexo às demonstrações financeiras.
Rubricas Extraordinárias
IAS/IFRS
Proibidas.
285
POC
Na demonstração dos resultados por naturezas a definição de rubricas extraordinárias abrange
as actividades que não dizem respeito às actividades correntes / operacionais da Sociedade.
De acordo com o POC, na demonstração dos resultados por naturezas os resultados
extraordinários não incluem apenas os ganhos e perdas que correspondem a acontecimentos e
transacções não frequentes ou não usuais mas, também as seguintes naturezas de ganhos e
perdas, classificados como actividades operacionais nos termos das IAS/IFRS: donativos,
dívidas incobráveis, ganhos e perdas de existências (sinistros, quebras ou sobras),
insuficiência ou excesso de estimativa de imposto sobre o rendimento, aumentos de
amortizações (de carácter não frequente), reduções de provisões para riscos e encargos,
reestruturação de actividades, alienação de imobilizado corpóreo e incorpóreo e investimentos,
operações descontinuadas, multas e penalidades.
Classificação dos Juros Recebidos e Pagos na Demonstração dos Fluxos de Caixa
IAS/IFRS
Podem ser classificados como actividade operacional, de investimento ou de financiamento.
POC
Podem ser classificados como actividade de investimento ou de financiamento.
Alteração de política contabilística
IAS/IFRS
A alteração de uma política contabilística deve ser aplicada retrospectivamente a menos que o
montante de qualquer ajustamento resultante relativo a períodos anteriores não seja
razoavelmente determinável. O ajustamento resultante dessa aplicação retrospectiva deve ser
levado ao saldo inicial de resultados transitados e toda a informação comparativa deve ser alvo de
reexpressão a menos que seja impraticável fazê-lo.
POC
Os ajustamentos derivados de uma alteração de política contabilística são geralmente
registados na demonstração dos resultados na correspondente rubrica de natureza operacional
e/ou em resultados transitados. Não é permitida a reexpressão das demonstrações financeiras
comparativas mas é normalmente incluída no anexo informação sobre os impactos destas
alterações.
Divulgação dos Resultados por Acção
IAS/IFRS
A empresa deve apresentar resultados por acção básicos e diluídos na demonstração dos
resultados para cada classe de acções ordinárias que tenham direitos diferentes de
participação nos resultados líquidos do período. Devem ser apresentados os resultados por
acção básicos e diluídos para todos os períodos divulgados. A diluição é uma redução dos
ganhos por acção ou um aumento das perdas por acção, com base no pressuposto de que os
instrumentos convertíveis são convertidos, que as opções ou warrants são exercidos, ou que
as acções ordinárias são emitidas quando estão reunidas condições específicas.
286
POC
A divulgação dos resultados por acção apenas é exigida na demonstração dos resultados por
funções, sendo prestada uma orientação limitada para o seu cálculo.
Apresentação na Demonstração dos Resultados das Existências Consumidas
IAS/IFRS
Registado em custo das vendas.
POC
As matérias-primas, matérias subsidiárias e as mercadorias são classificadas em custo das
mercadorias vendidas e das matérias consumidas. Os produtos acabados e produtos
intermédios são classificados em variação da produção.
Contabilização de Investimentos em Subsidiárias nas Demonstrações Financeiras
individuais da Sociedade-Mãe
IAS/IFRS
Ou o método do custo ou de acordo com a IAS 39. Não é permitido o método de equivalência
patrimonial. A Empresa utiliza o método de custo de aquisição.
POC
É exigido a contabilização ao custo de aquisição ou de acordo com o método da equivalência
patrimonial, que é o adoptado pela Empresa. Quando a sociedade-mãe utiliza o custo de
aquisição, deve ser efectuada uma análise de realização do investimento.
Apresentação de Interesses Minoritários
IAS/IFRS
No capital próprio.
POC
Fora do capital próprio, entre passivo e capital próprio.
Critério valorimétrico das Existências
IAS/IFRS
É proibido o método LIFO (últimas entradas, primeiras saídas).
POC
O método LIFO é permitido.
Uma vez que critério LIFO é proibido nas IAS/IFRS e é permitido pelo POC, a Galp ajusta as
demonstrações financeiras para o FIFO (primeiras entradas, primeiras saídas).
287
Imobilizado fixo tangível
IAS/IFRS
Pode utilizar o modelo do custo ou o modelo de revalorização. O valor revalorizado é o justo
valor à data de revalorização deduzido da subsequente depreciação acumulada e perdas de
imparidade. A revisão das revalorizações deve ser efectuada periodicamente.
De acordo com as IAS/IFRS, o custo de um item de activo fixo tangível deve ser reconhecido
como activo se, e apenas se:
• for provável que benefícios económicos futuros associados ao item fluirão para a entidade; e
• o custo do item puder ser mensurado fiavelmente.
Nos termos das IAS, os custos de administração e outros custos gerais, custos de arranque e
custos pré-operativos, não são uma componente do custo de um activo fixo.
A empresa utiliza o modelo do custo de aquisição e efectua análises de imparidade
periodicamente.
POC
Valorização ao custo histórico de aquisição ou ao valor revalorizado, cuja revalorização é
normalmente efectuada em conformidade com legislação específica utilizando coeficientes
legais de desvalorização monetária. As revalorizações também podem ser efectuadas com
base no justo valor do activo. A revisão das revalorizações deve ser efectuada periodicamente.
O Imobilizado Fixo Tangível adquirido até 31 de Dezembro de 1997 encontra-se registado ao
custo de aquisição reavaliado de acordo com as disposições legais aplicáveis. As imobilizações
corpóreas adquiridas após aquela data encontram-se registadas ao custo de aquisição.
Custos das Principais Inspecções e Revisões
IAS/IFRS
Geralmente contabilizados como parte integrante do custo de um activo, no caso de o
imobilizado se encontrar segregado por componentes e as peças mais antigas substituídas
forem abatidas, caso contrário devem ser contabilizados como custo na demonstração dos
resultados.
POC
Registados inicialmente numa rubrica de acréscimos e diferimentos e imputados à
demonstração dos resultados durante o período entre duas inspecções principais ou
capitalizados no caso de serem classificados como activos.
Apuramento da Perda por Imparidade
IAS/IFRS
Baseia-se no valor recuperável (o mais alto entre valor de uso do activo e o preço de venda
líquido). Nos termos da IAS 36 os seguintes elementos devem ser reflectidos no cálculo do
valor de uso do activo:
(a) uma estimativa dos fluxos de caixa futuros que a Galp espera obter do activo;
(b) expectativas acerca das possíveis variações na quantia ou na tempestividade desses
fluxos de caixa futuros;
(c) o valor temporal do dinheiro, representado pela taxa corrente de juro sem risco do
mercado;
(d) o preço de suportar a incerteza inerente ao activo; e
288
(e) outros factores, tais como falta de liquidez, que os participantes do mercado fariam
reflectir na fixação do preço dos futuros fluxos de caixa que a Sociedade espera obter
do activo.
POC
O activo deverá estar registado ao valor mais baixo de entre o custo de aquisição e o valor de
realização.
Medição do Valor Residual de um Activo
IAS/IFRS
Nos termos da IAS 16 – Activos Fixos Tangíveis, não se presume que o valor residual seja
zero. O valor residual corresponde ao actual valor de venda líquido, se o activo já tiver a idade
e as condições esperadas no final da sua vida útil.
POC
A depreciação deve corresponder à diferença entre o custo de aquisição e as respectivas
amortizações acumuladas.
Reversão Subsequente de uma Perda por Imparidade
IAS/IFRS
Requerida, caso determinados critérios sejam cumpridos. Não é permitida a reversão de
imparidade do goodwill.
POC
As perdas de imparidade em POC têm sido tratadas como amortizações excepcionais, as quais
poderão ser revertidas caso deixem de se verificar as causas que lhe deram origem
Custos de Desenvolvimento
IAS/IFRS
Capitalizados, caso sejam cumpridos determinados critérios.
POC
Capitalizados e têm uma definição mais abrangente que nas IFRS (p.ex. despesas de
marketing e promoção são capitalizadas quando relativas ao lançamento de novos produtos).
Activos Intangíveis
IAS/IFRS
De acordo com a IAS 38 um activo intangível é reconhecido como tal, desde que o mesmo
seja: passível de identificação, seja controlado pela Sociedade como resultado de
acontecimentos passados e a seja provável que gere benefícios económicos futuros. A IAS 38
não permite que as marcas geradas internamente, cabeçalhos de jornal ou revista, títulos para
publicação e listas de clientes sejam capitalizados. Em complemento, especifica que as
seguintes despesas devem ser contabilizadas como custo na demonstração dos resultados:
• Custos de arranque, pré-operativos;
• Custo de formação;
289
• Custo de publicidade;
• Custos de transferência; e
• Estudos gerais.
POC
De acordo com os princípios contabilísticos geralmente aceites em Portugal, os custos de
arranque (incluindo custos pré-operativos) são geralmente capitalizados e amortizados ao
longo de um período de 5 anos.
As despesas com formação, publicidade e actividades promocionais e de transferência ou reorganização parcial ou total de um empreendimento, não são especificamente tratadas nas
normas de contabilidade portuguesas, mas são em geral capitalizadas.
Goodwill
Goodwill Positivo
IAS/IFRS
Não é amortizado. Devem ser realizados anualmente testes de imparidade.
POC
Amortizado ao longo de um período máximo de 5 anos, salvo se puder ser justificado um
período mais longo, que não poderá exceder os 20 anos.
Goodwill Negativo
IAS/IFRS
É imediatamente reconhecido como ganho do exercício.
POC
Registado na rubrica de proveitos diferidos e é reconhecido na demonstração dos resultados,
por um período não superior a 5 anos, pelo método de quotas constantes.
Taxa do Imposto para mensuração de Activos e Passivos por Imposto Diferido
IAS/IFRS
Utilizar a taxa do imposto publicada ou “substancialmente publicada” por lei.
POC
Utilizar a taxa do imposto publicada por lei.
Classificação de Activos e Passivos por Imposto Diferido
IAS/IFRS
Não são classificados como corrente.
POC
Os activos e passivos por imposto diferido devem ser apresentados no balanço numa subrubrica separada sob rubrica de acréscimos e diferimentos.
290
Subsídios Governamentais para Activos Tangíveis e Intangíveis
IAS/IFRS
Os subsídios governamentais ao investimento deverão ser apresentados no balanço como
proveito diferido ou como redução do valor de aquisição do activo, devendo ser reconhecidos
na demonstração dos resultados durante a vida útil dos bens, na proporção das respectivas
depreciações, e como dedução do respectivo custo com depreciações.
Nas demonstrações financeiras em IFRS, a Galp Energia registou os subsídios governamentais
como redução do valor de aquisição do activo e reconhece o valor dos subsídios, na
demonstração dos resultados durante a vida útil dos bens, na proporção das respectivas
depreciações, e como dedução do respectivo custo com depreciações.
POC
Os subsídios governamentais não reembolsáveis concedidos para financiamento de activos
tangíveis e intangíveis são registados como proveito diferido e reconhecidos como proveitos
extraordinários no mesmo período em que vão sendo reconhecidas as depreciações dos activos
que estão a financiar.
Instrumentos Financeiros – Cobertura de Fluxos de Caixa
IAS/IFRS
Se uma Sociedade tem um instrumento financeiro de cobertura de fluxos de caixa
relativamente a um activo ou passivo reconhecido ou a uma provável transacção prevista, a
alteração do instrumento de cobertura é reconhecida directamente no capital próprio até ao
momento em que esses futuros fluxos de caixa ocorram.
Os instrumentos de cobertura de fluxos de caixa que a Galp Energia utiliza para cobrir a
exposição a alterações na taxa de juro dos seus empréstimos são inicialmente contabilizados
ao custo e subsequentemente ajustados ao justo valor correspondente. As alterações no justo
valor destes instrumentos de cobertura de fluxos de caixa são registados no capital próprio, e
depois reconhecidas na demonstração de resultados, quando o correspondente activo ou
passivo coberto também for reconhecido na demonstração dos resultados.
POC
Os instrumentos financeiros não se encontram mensurados pelo seu justo valor, sendo o
montante de reconhecimento dependente da sua natureza. Apenas é divulgado no Anexo às
Contas o seu justo valor.
Exclusões da Consolidação
IAS/IFRS
As demonstrações financeiras consolidadas devem incluir todas as subsidiárias. Não existem
excepções para “controlo temporário” ou “subsidiária que opera sob restrições severas e
duradouras de transferência de fundos a longo prazo.” Contudo, se, no momento da aquisição,
uma subsidiária satisfaz os critérios para classificação como detida para venda nos termos da
IFRS 5, é contabilizada nos termos desta norma.
291
POC
Uma Sociedade pode ser excluída de consolidação quando:
• Não é materialmente relevante para as demonstrações financeiras consolidadas;
• Existam restrições severas e duradouras que prejudiquem substancialmente o exercício por
parte da sociedade-mãe dos seus direitos sobre os activos líquidos ou sobre a gestão da
Sociedade; e
• A subsidiária seja detida com vista à sua subsequente alienação.
292
ANEXO III: DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
ANEXO A: DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS A 31 DE DEZEMBRO DE 2005
E 31 DE DEZEMBRO DE 2004 ELABORADAS OU REEXPRESSAS DE ACORDO COM OS IFRS
Galp Energia, SGPS, SA e subsidiárias
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS CONSOLIDADOS POR NATUREZA PARA OS
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005 E 2004 (IFRS/IAS)
(Montantes expressos em milhares de Euros - mEuros)
Nota
Rendimentos operacionais:
Rédito das vendas
Rédito dos serviços prestados
Outros rendimentos operacionais
6
6
6
9.127.470
145.151
79.266
11.220.674
9.351.887
9.162.092
525.574
269.634
306.796
22.543
71.286
7.597.904
468.377
250.897
294.238
14.570
75.487
10.357.925
8.701.473
862.749
650.414
9
9
8.956
(62.018)
(16.574)
11.220
(67.736)
7.686
4
28
3
105.215
(3.552)
(1.384)
25.319
(22.835)
(486)
893.392
603.582
(188.836)
(145.786)
704.556
457.796
(3.899)
(4.358)
700.657
453.438
4,22
2,73
7
7
7
7
7
7
Total de gastos operacionais:
Resultados operacionais:
Rendimentos financeiros
Gastos financeiros
Ganhos (perdas) cambiais
Resultados relativos a participações financeiras em
empresas associadas
Rendimentos de instrumentos financeiros
Outros ganhos e perdas
Resultado antes de impostos:
Imposto sobre o rendimento
10
Resultado antes de interesses minoritários:
Resultado afecto aos interesses minoritários
Resultado líquido do exercício
Resultado por acção (valor em Euros)
2004
10.985.392
151.916
83.366
Total de rendimentos operacionais:
Gastos operacionais:
Inventários consumidos e vendidos
Materiais e serviços consumidos
Gastos com o pessoal
Gastos com amortizações e depreciações
Provisões e imparidade de contas a receber
Outros gastos operacionais
2005
11
As notas anexas fazem parte integrante da demonstração dos resultados consolidados por natureza
para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005
293
Galp Energia, SGPS, SA e subsidiárias
BALANÇOS CONSOLIDADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005 E 2004 (IFRS/IAS)
(Montantes expressos em milhares de Euros - mEuros)
ACTIVO
Activo não corrente:
Activos fixos tangíveis
Goodwill
Outros activos fixos intangíveis
Participações financeiras em associadas
Participações financeiras em participadas
Outras contas a receber
Activos por impostos diferidos
Outros investimentos financeiros
Notas
13
12
13
4
5
15
10
28
Total de activos não correntes:
Activo corrente:
Inventários
Clientes
Outras contas a receber
Outros investimentos financeiros
Caixa e seus equivalentes
Total do activos correntes:
Total do activo:
17
16
15
18 e 28
19
2005
2004
2.554.772
20.480
367.294
84.545
63.608
96.248
158.924
338
2.601.932
11.961
329.410
77.622
60.277
122.796
138.062
233
3.346.209
3.342.293
1.199.357
898.363
322.517
10.191
157.635
833.242
681.170
389.078
19.339
227.259
2.588.063
2.150.088
5.934.272
5.492.381
As notas anexas fazem parte integrante do balanço consolidado em 31 de Dezembro de 2005
294
Galp Energia, SGPS, SA e subsidiárias
BALANÇOS CONSOLIDADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005 E 2004 (IFRS/IAS)
(Montantes expressos em milhares de Euros - mEuros)
CAPITAL PRÓPRIO E PASSIVO
2005
2004
829.251
82.006
(1.879)
84.926
(2.905)
669.150
700.657
829.251
82.006
(5.063)
68.273
(3.736)
397.897
453.438
2.361.206
1.822.066
24.645
24.082
2.385.851
1.846.148
23
23
25
781.996
309.760
96.443
788.174
309.760
104.629
24
10
28
26
214.232
132.275
5.458
72.711
211.211
53.908
9.633
70.577
1.612.875
1.547.892
257.390
706.376
916.382
1.864
53.534
632.010
495.041
922.866
824
47.600
Total do passivo corrente:
1.935.546
2.098.341
Total do passivo:
3.548.421
3.646.233
5.934.272
5.492.381
Capital próprio:
Capital nominal
Prémios de emissão
Reservas de conversão
Outras reservas
Reservas de cobertura
Resultados acumulados
Resultado liquido do período
Notas
20
21
Total do capital próprio atribuível aos acionistas:
22
Interesses minoritários
Total do capital próprio:
Passivo:
Passivo não corrente:
Empréstimos e descobertos bancários
Empréstimos obrigaccionistas
Outras contas a pagar
Responsabilidades com benefícios de reforma e outros
benefícios
Passivos por impostos diferidos
Outros instrumentos financeiros
Provisões
Total do passivo não corrente:
Passivo corrente:
Empréstimos e descobertos bancários
Fornecedores
Outras contas a pagar
Outros instrumentos financeiros
Imposto corrente sobre rendimento a pagar
Total do capital próprio e do passivo:
23
27
25
28
10
As notas anexas fazem parte integrante do balanço consolidado em 31 de Dezembro de 2005
295
GALP ENERGIA, S.G.P.S., S.A E SUBSIDIÁRIAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DAS ALTERAÇÕES NO CAPITAL PRÓPRIO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005 E 2004 (IFRS/IAS)
(Montantes expressos em milhares de Euros - mEuros)
Movimentos do período
Notas
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 (POC)
Ajustamentos efectuados ma conversão para IFRS/IAS
34
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 (Reexpresso)
Aumentos de reservas por aplicação de resultados
Distribuição de Dividendos
Outros aumentos / diminuições reservas de cobertura
Outras variações
Ajustamentos por reconhecimento de impostos diferidos com derivados financeiros
Diferenças de conversão de balanços expressos em moeda diferente (Empresas do grupo)
Diferenças de conversão de balanços expressos em moeda diferente (Empresas associada
Variações de interesses minoritários
Total dos aumentos / diminuições directos no capital próprio
21
28
10
4
Resultado líquido do período atribuível aos accionistas e interesses minoritários
Saldo em 31 de Dezembro de 2004 (POC)
Ajustamentos efectuados na conversão para IFRS/IAS
34
Saldo em 31 de Dezembro de 2004 (Reexpresso)
Aumentos de reservas por aplicação de resultados
Distribuição de Dividendos
Outros aumentos / diminuições reservas de cobertura
Outras variações
Ajustamentos por reconhecimento de impostos diferidos
Diferenças de conversão de balanços expressos em moeda diferente (Empresas do grupo)
Diferenças de conversão de balanços expressos em moeda diferente (Empresas associada
Variações de interesses minoritários
Total dos aumentos / diminuições directos no capital próprio
Resultado líquido do período
Saldo em 31 de Dezembro de 2005
21
30
28
10
4
22
Prémios de
emissão de
acções
Capital
social
Reservas de
conversão
Outras
reservas
(Nota 21)
Reservas de
cobertura
Resultados
acumulados
829.251
-
82.006
-
51.557
(51.557)
55.900
-
(1.269)
385.003
(130.109)
829.251
82.006
-
55.900
(1.269)
829.251
82.006
(2.039)
(3.024)
(5.063)
12.373
68.273
(3.623)
1.156
(3.736)
-
-
-
-
829.251
-
82.006
-
47.681
(52.744)
829.251
82.006
829.251
82.006
Resultado
líquido do
período
Sub-Total
Interesses
minoritários
Total
247.446
-
1.651.163
(182.935)
24.176
(2.555)
1.675.339
(185.490)
254.894
247.446
1.468.228
21.621
1.489.849
235.073
(93.000)
930
397.897
(247.446)
-
(93.000)
(3.623)
930
1.156
(2.039)
(3.024)
1.368.628
(1.897)
19.724
(93.000)
(3.623)
930
1.156
(2.039)
(3.024)
(1.897)
1.388.352
-
-
453.438
453.438
4.358
457.796
68.273
-
(3.736)
527.076
(129.179)
333.064
120.374
1.887.351
(65.285)
26.880
(2.798)
1.914.231
(68.083)
(5.063)
68.273
(3.736)
397.897
453.438
1.822.066
24.082
1.846.148
(2.654)
5.838
(1.879)
16.653
84.926
1.433
(602)
(2.905)
436.785
(165.850)
318
669.150
(453.438)
-
(165.850)
1.433
318
(602)
(2.654)
5.838
1.660.549
(3.336)
20.746
(165.850)
1.433
318
(602)
(2.654)
5.838
(3.336)
1.681.295
-
-
-
-
-
-
700.657
700.657
3.899
704.556
829.251
82.006
(1.879)
84.926
(2.905)
669.150
700.657
2.361.206
24.645
2.385.851
As notas anexas fazem parte integrante da demonstração de alterações no capital próprio
para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005.
296
GALP ENERGIA, SGPS, S.A. e Subsidiárias
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA CONSOLIDADOS IAS
PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005 E 2004
(Montantes expressos em milhares de Euros)
Notas
Actividades operacionais:
Recebimentos de clientes
Pagamentos a fornecedores
Pagamentos ao pessoal
Pagamentos/Recebimentos de imposto sobre produtos petrolíferos
Fluxos gerados pelas operações
(Pagamento)/recebimento do imposto sobre o rendimento
Contribuições para o fundo de pensões
Pagamentos a reformados antecipadamente e pré-reformados
Pagamentos de despesas de seguro com os reformados
Outros (pagamentos)/recebimentos relativos à actividade operacional
24
Fluxos gerados pelas operações
2004
12.761.202
(9.587.224)
(207.929)
(2.383.255)
582.794
8.726.852
(5.163.525)
(198.167)
(2.254.607)
1.110.553
(117.942)
(26.235)
(12.916)
(9.158)
236.502
(112.074)
(20.595)
(15.084)
(576)
(95.682)
70.251
Fluxos das actividades operacionais (1)
Actividades de investimento:
Recebimentos provenientes de:
Investimentos financeiros
Imobilizações corpóreas
Imobilizações incorpóreas
Subsídios de investimento
Juros e proveitos similares
Dividendos
Empréstimos concedidos
2005
14
4
Pagamentos respeitantes a:
Investimentos financeiros
Imobilizações corpóreas
Imobilizações incorpóreas
Empréstimos concedidos
Fluxos das actividades de investimento (2)
(244.011)
653.045
866.542
85.806
3.788
3.304
71.691
15.850
39.339
7.845
227.623
8.359
2.227
1.914
78.486
2.680
37.196
1.874
132.736
(3.835)
(275.465)
(55.617)
(2.714)
(6.848)
(330.756)
(57.489)
(313)
(337.631)
(395.406)
(110.008)
(262.670)
Actividades de financiamento:
Recebimentos provenientes de:
Empréstimos obtidos
Aumentos de capital, prestações suplementares e prémios de emissão
Juros e proveitos similares
Letras descontadas
Pagamentos respeitantes a:
Empréstimos obtidos
Juros de empréstimos obtidos
Juros e custos similares
Dividendos/distribuição de resultados
Aquisição de acções (quotas) próprias
Reembolso de letras descontadas
Amortizações e juros de contratos de locação financeira
Juros de contratos de locação financeira
Juros de empréstimos obrigacionistas
Cobertura de prejuízos
Fluxos das actividades de financiamento (3)
Variação de caixa e seus equivalentes (4) = (1) + (2) + (3)
Efeito das diferenças de câmbio
Caixa e seus equivalentes no início do período
Caixa e seus equivalentes no fim do período
19
19
290.413
263
2.351
18.771
311.798
1.045.366
1.208
13.541
1.060.115
(520.490)
(42.802)
(26.700)
(215.938)
(18.192)
(306)
(4)
(9.246)
(290)
(1.364.659)
(31.312)
(21.855)
(46.941)
(6)
(13.325)
(423)
(6)
(13.979)
-
(833.968)
(1.492.506)
(522.170)
(432.391)
20.867
4.983
67.784
93.634
171.481
(5.179)
(98.534)
67.768
As notas anexas fazem parte integrante da demonstração dos fluxos de caixa consolidados para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005.
297
GALP ENERGIA, SGPS, S.A. E SUBSIDIÁRIAS
ANEXO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS EM IAS/IFRS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005
(Montantes expressos em milhares de Euros – mEuros)
1. NOTA INTRODUTÓRIA
A Galp Energia, SGPS, S.A. (adiante designada por Galp ou Empresa), foi constituída sobre a
forma de sociedade anónima de capitais públicos, através do Decreto-Lei nº 137-A/99, de 22
de Abril de 1999, com a denominação de “Galp – Petróleos e Gás de Portugal, SGPS, S.A.”,
tendo adoptado, em 13 de Setembro de 2000, a denominação actual – Galp Energia, SGPS, S.
A..
A sua sede é em Lisboa e tem como objecto social a gestão de participações sociais de outras
sociedades, tendo agrupado, à data da sua constituição, as participações directas do Estado
nas seguintes sociedades: Petróleos de Portugal – Petrogal, S.A.; GDP–Gás de Portugal, SGPS,
S.A. e Transgás–Sociedade Portuguesa de Gás Natural, S.A..
O capital inicial da Galp, no montante de 411.383.565 Euros, foi integralmente realizado em
espécie, pela entrega das participações financeiras detidas pelo Estado nas empresas acima
mencionadas. Em Setembro de 1999 foi efectuado pelo Estado outro aumento de capital social
passando este para 502.164.785 Euros.
Através do Decreto-Lei nº 261-A/99, de 7 de Julho, é dado inicio ao processo de privatização
da Galp, com a abertura do capital da Empresa aos restantes accionistas da Petróleos de
Portugal – Petrogal, S.A. e da Transgás – Sociedade Portuguesa de Gás Natural, S.A.. Para tal
foi efectuado novo aumento de capital a eles reservado, essencialmente, em espécie, através
da entrega das suas participações nas referidas empresas.
Assim, em 31 de Dezembro de 1999, foi concretizado um aumento do capital social em
montante de 327.085.850 Euros, subscrito pela Petrocontrol, SGPS, S.A. (“Petrocontrol”), EDP
– Electricidade de Portugal, S.A. (actualmente denominada EDP – Energias de Portugal, S.A.
(“EDP”)), Caixa Geral de Depósitos, S.A., Portgás – Sociedade de Produção e Distribuição de
Gás, S.A. e Setgás – Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A., passando este para
829.250.635 Euros.
Em 13 de Julho de 2000, na sequência dos acordos celebrados em 17 de Janeiro do mesmo
ano, as empresas definidas como parceiros estratégicos – ENI Portugal Investment, Spa.
(“ENI”) e Iberdrola, S.A. (“Iberdrola”) – assinaram com o Estado Português os Contratos de
Compra e Venda de Acções e Acordos de Parceria Estratégica, adquirindo 11% e 4%,
respectivamente, do capital da Galp. Simultaneamente, a Petrocontrol alienou a totalidade da
sua participação na Galp, tendo o grupo ENI adquirido 22,34% e a EDP 11%.
Através do Decreto-Lei nº. 124/2003 de 20 de Junho, foi aprovada a terceira fase do processo
de privatização da Galp. Na sequência deste decreto, a REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A.
(“REN”) adquiriu 18,3% do capital social da Galp, dos quais 13,5% foram adquiridos à Caixa
Geral de Depósitos e os restantes 4,8% ao Estado Português. Adicionalmente a Parpública -
298
Participações Públicas (SGPS), S.A. adquiriu 0,75%, 3,48% em 2004 e no decurso do exercício
de 2005 adquiriu uma participação adicional de 8,06% do capital social da Galp, ao Estado
Português.
A estrutura accionista da Galp após estas operações encontra-se descrita na Nota 20. No início
de 2006 ocorreu uma nova alteração da estrutura accionista da Galp que se encontra descrita
na Nota 20.
Em 31 de Dezembro de 2005 o Grupo Galp (“Grupo”) é constituído pela Galp e subsidiárias, as
quais incluem a Petróleos de Portugal – Petrogal, S.A. (“Petrogal”) e respectivas subsidiárias,
a GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A. e respectivas subsidiárias, a Galp Power, SGPS, S.A. e
respectivas subsidiárias, a Porten – Portugal Energia, S.A. e a Galp Serviços – Serviços e
Consultoria de Apoio à Gestão Empresarial, S.A..
A Petrogal é a única empresa a operar no sector da refinação de petróleos em Portugal e
controla maioritariamente a distribuição de produtos refinados de petróleo através da marca
GALP.
As empresas subsidiárias que têm actividade de transporte e distribuição de gás natural,
nomeadamente a Lisboagás GDL – Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A.,
Transgás – Sociedade Portuguesa de Gás Natural, S.A., Lusitaniagás – Companhia de Gás do
Centro, S.A. e Beiragás – Companhia de Gás das Beiras, S.A., operam com base em contratos
de concessão celebrados com o Estado Português, que terminam em 2028 (ou 2034 no caso
da Beiragás). Findo este prazo, os bens afectos às concessões serão transferidos para o
Estado Português e as empresas serão indemnizadas por um montante correspondente ao
valor líquido contabilístico daqueles bens.
A Resolução do Conselho de Ministros n.º 169/2005, de 24 de Outubro, veio aprovar a
estratégia nacional para a energia, tendo por fim, entre outros, a autonomização dos activos
regulados do sector do gás natural (recepção, transporte e armazenagem), bem como a
operacionalização da sua junção à empresa operadora da rede de transporte de electricidade.
As principais medidas no âmbito desta estratégia contemplam a revisão do contrato de
concessão com a Transgás – Sociedade Portuguesa de Gás Natural, S.A., a integração, numa
empresa, das redes de transporte de electricidade e de gás natural e a separação da
actividade de comercialização da de distribuição, tanto no caso da electricidade, como no do
gás natural (Nota 31).
As Demonstrações Financeiras anexas são apresentadas em Euros (moeda funcional), dado
que esta é a divisa utilizada, preferencialmente no ambiente económico em que a Empresa
opera.
2. PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTABILÍSTICAS
As principais políticas contabilísticas adoptadas pelo Grupo na preparação das demonstrações
financeiras consolidadas são as abaixo mencionadas. Estas políticas foram consistentemente
aplicadas aos anos comparativos.
2.1 Bases de apresentação
As demonstrações consolidadas do grupo Galp Energia foram preparadas no pressuposto da
continuidade das operações e tomando por base o custo histórico, excepto para os
instrumentos financeiros derivados que se encontram registados pelo justo valor (Nota 2.17),
299
a partir dos livros e registos contabilísticos das empresas incluídas na consolidação (Notas 3 e
4), mantidos de acordo com os princípios de contabilidade geralmente aceites em Portugal,
ajustados no processo de consolidação, de modo a que as demonstrações financeiras
consolidadas estejam de acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro, tal como
adoptadas pela União Europeia, efectivas para exercícios económicos iniciados em 1 de Janeiro
de 2005. Devem entender-se como fazendo parte daquelas normas, quer as Normas
Internacionais de Relato Financeiro (“IFRS” – International Financial Accounting Standards)
emitidas pelo International Accounting Standard Board (“IASB”), quer as Normas
Internacionais de Contabilidade (“IAS”), emitidas pelo International Accounting Standards
Committee (“IASC”) e respectivas interpretações – SIC e IFRIC, emitidas pelo International
Financial Reporting Interpretation Committee (“IFRIC”) e Standing Interpretation Committee
(“SIC”). De ora em diante, o conjunto daquelas normas e interpretações serão designadas
genericamente por “IFRS”.
Apesar de as demonstrações financeiras consolidadas em 31 de Dezembro de 2005,
apresentadas e aprovadas pela Assembleia Geral de Accionistas, terem sido preparadas de
acordo com os princípios contabilísticos geralmente aceites em Portugal (“POC”), o Grupo
apresenta igualmente pela primeira vez em 2005, demonstrações financeiras consolidadas de
acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro, tendo observado as disposições
previstas na IFRS 1 – Primeira Aplicação das Normas Internacionais de Relato Financeiro
(“IFRS 1”), na preparação das demonstrações financeiras consolidadas anexas. Ao abrigo
desta disposição contabilística, o balanço consolidado e as demonstrações financeiras
consolidadas dos resultados, dos fluxos de caixa e das variações do capital próprio em 31 de
Dezembro de 2004, apresentadas para efeitos comparativos, foram ajustadas por forma a
estarem de acordo com os IFRS. Os ajustamentos efectuados no processo de transição foram
reportados a 1 de Janeiro de 2004 (data da transição), encontrando-se descritos na Nota 34,
os efeitos derivados da adopção das IFRS. Nessa nota é igualmente apresentado o efeitos da
conversão para IFRS nos capitais próprios e resultado líquido de 2005, em virtude de as
contas que foram submetidas à aprovação da Assembleia Geral de Accionistas terem sido as
demonstrações financeiras preparadas de acordo com o POC.
Na preparação das demonstrações financeiras anexas foram utilizadas estimativas que
afectam as quantias reportadas de activos e passivos, assim como as quantias reportadas de
proveitos e custos durante o período de reporte. Todas as estimativas e assumpções
efectuadas pelo Conselho de Administração foram contudo efectuadas, com base no melhor
conhecimento existente, à data de aprovação das demonstrações financeiras, dos eventos e
transacções em curso.
2.2 Princípios de consolidação
Os métodos de consolidação adoptados pelo Grupo são os seguintes:
a) Participações financeiras em empresas do Grupo
As participações financeiras em empresas nas quais o Grupo detenha, directa ou
indirectamente mais de 50% dos direitos de voto em Assembleia Geral de Accionistas e/ou
detenha o poder de controlar as suas políticas financeiras e operacionais (definição de controlo
adoptada pelo Grupo), foram incluídas nestas demonstrações financeiras consolidadas pelo
método de consolidação integral. As empresas consolidadas pelo método de consolidação
integral encontram-se detalhadas na Nota 3.
O capital próprio e o resultado líquido correspondente à participação de terceiros nas
empresas subsidiárias são apresentados separadamente no balanço consolidado e na
300
demonstração de resultados consolidada, respectivamente na rubrica interesses minoritários.
Quando os prejuízos aplicáveis aos minoritários excedem o interesse minoritário no capital
próprio da subsidiária, o Grupo absorve esse excesso e quaisquer prejuízos adicionais, excepto
quando os minoritários tenham a obrigação e sejam capazes de cobrir esses prejuízos. Se a
subsidiária subsequentemente relatar lucros, o Grupo apropria todos os lucros até que a parte
minoritária dos prejuízos absorvidos pelo Grupo tenham sido recuperados.
Os activos e passivos de cada empresa do grupo são identificados ao seu justo valor na data
de aquisição. Qualquer excesso do custo de aquisição face ao justo valor dos activos e
passivos líquidos adquiridos é reconhecido como “goodwill” (Nota 2.2.d)). Caso o diferencial
entre o custo de aquisição e o justo valor dos activos e passivos líquidos adquiridos seja
negativo, o mesmo é reconhecido como um proveito do exercício.
Os interesses minoritários incluem a proporção dos terceiros no justo valor dos activos e
passivos identificáveis à data de aquisição das subsidiárias.
Os resultados das filiais adquiridas ou vendidas durante o exercício estão incluídos nas
demonstrações de resultados desde a data da sua aquisição ou até à data da sua venda.
Sempre que necessário são efectuados ajustamentos às demonstrações financeiras das
subsidiárias para adequar as suas políticas contabilísticas às usadas pelo Grupo. As
transacções (incluindo as eventuais mais e menos valias derivadas de alienações entre
empresas do Grupo), os saldos e os dividendos distribuídos entre empresas do Grupo são
eliminados no processo de consolidação.
Nas situações em que o Grupo detenha, em substância, o controlo de outras entidades criadas
com um fim específico, ainda que não possua participações de capital directamente nessas
entidades, as mesmas são consolidadas pelo método de consolidação integral. As entidades
nessas situações, quando existam, são incluídas na Nota 3.
Os investimentos financeiros em empresas do grupo excluídas da consolidação são imateriais e
são apresentados ao custo de aquisição (Nota 5).
b) Participações Financeiras em Entidades Conjuntamente Controladas
As participações financeiras em empresas controladas conjuntamente foram incluídas nas
demonstrações financeiras consolidadas anexas pelo método de consolidação proporcional,
desde a data em que o controlo conjunto é adquirido. De acordo com este método os activos,
passivos, proveitos e custos destas empresas foram integrados, nas demonstrações
financeiras consolidadas anexas, rubrica a rubrica na proporção do controlo atribuível ao
Grupo. As empresas consolidadas pelo método de consolidação proporcional encontram-se
detalhadas na Nota 3.
O excesso do custo de aquisição face ao justo valor de activos e passivos identificáveis de
cada entidade conjuntamente controlada na data de aquisição, é reconhecido como “goodwill”
(Nota 2.2.d)). Caso o diferencial entre o custo de aquisição e o justo valor dos activos e
passivos líquidos adquiridos seja negativo, o mesmo é reconhecido como um proveito do
exercício.
As transacções, os saldos e os dividendos distribuídos entre empresas são eliminados, no
processo de consolidação, na proporção do controlo atribuível ao Grupo.
301
A classificação dos investimentos financeiros em empresas controladas conjuntamente é
determinada com base em acordos parassociais que regulam o controlo conjunto.
c) Participações financeiras em empresas associadas
As participações financeiras em empresas associadas (empresas onde o grupo exerce uma
influência significativa, mas não detém quer o controlo quer o controlo conjunto das mesmas
através da participação nas decisões financeiras e operacionais da empresa, normalmente
quando detém entre 20% e 50% do capital de uma empresa) são registadas pelo método de
equivalência patrimonial.
De acordo com o método de equivalência patrimonial, as participações financeiras são
registadas pelo seu custo de aquisição, ajustado pelo valor correspondente à participação do
Grupo nas variações dos capitais próprios (incluindo o resultado líquido) das associadas por
contrapartida de ganhos ou perdas do exercício na rubrica de resultados relativos a
participações financeiras em empresas associadas, bem como de dividendos recebidos.
O excesso do custo de aquisição face ao justo valor de activos e passivos identificáveis da
associada na data de aquisição é reconhecido como diferença de consolidação (goodwill) (Nota
2.2 alínea d)) e mantida no valor do investimento financeiro em associadas. Caso o diferencial
entre o custo de aquisição e o justo valor dos activos e passivos líquidos adquiridos seja
negativo, o mesmo é reconhecido como um proveito do exercício na rubrica de resultados
relativos a participações financeiras em empresas associadas, após reconfirmação do justo
valor atribuído.
É efectuada uma avaliação dos investimentos em associadas quando existem indícios de que a
participação possa estar em imparidade, bem como uma avaliação anual do valor do goodwill,
sendo registadas como custo as perdas de imparidade que se demonstrem existir. Quando as
perdas por imparidade reconhecidas em exercícios anteriores deixam de existir são objecto de
reversão. Contudo, imparidades existentes em goodwill não serão revertidas.
Quando a proporção do Grupo nos prejuízos acumulados da associada excede o valor pelo qual
a participação se encontra registada, a participação financeira é reportada por valor nulo,
excepto quando o Grupo tenha assumido compromissos com a associada e nesse caso, o
Grupo regista uma perda pelo montante da responsabilidade solidária assumida junto da
associada.
Os ganhos e perdas não realizados em transacções com associadas são eliminados
proporcionalmente ao interesse do Grupo na associada, por contrapartida do investimento
nessa mesma associada. As perdas não realizadas são similarmente eliminadas, mas somente
até ao ponto em que a perda não evidencie que o activo transferido esteja em situação de
imparidade.
As participações financeiras em empresas associadas encontram-se detalhadas na Nota 4.
d) Goodwil
As diferenças entre o custo de aquisição das participações financeiras em empresas do Grupo,
empresas controladas conjuntamente e empresas associadas e o justo valor dos activos e
passivos identificáveis dessas empresas à data da sua aquisição, se positivas são registadas
na rubrica de goodwill (No caso de respeitar a goodwill em empresas do Grupo ou em
empresas controladas conjuntamente) (Nota 12) ou incluídas na rubrica de participações
financeiras em empresas associadas (no caso de respeitar a empresas associadas).
302
As diferenças entre o custo de aquisição dos investimentos em entidades sediadas no
estrangeiro e o justo valor dos activos e passivos identificáveis dessas entidades à data da sua
aquisição, encontram-se registadas na moeda funcional das mesmas, sendo convertidas para a
moeda de reporte do Grupo (Euros) à taxa de câmbio em vigor na data de balanço. As
diferenças cambiais geradas nessa conversão são registadas na rubrica de reservas de
conversão, no capital próprio.
O goodwill gerado em aquisições posteriores a 1 de Janeiro de 2004 (data de transição para as
IFRS), bem como o valor liquido do goodwill gerado em aquisições anteriores a essa data, não
é amortizado, mas sujeito pelo menos anualmente a um teste de imparidade para verificar se
existem perdas. Qualquer perda por imparidade é registada imediatamente no balanço como
dedução ao valor do activo e na demonstração de resultados na rubrica de outros ganhos e
perdas, não sendo posteriormente revertida.
As diferenças entre o custo de aquisição das participações financeiras em empresas do Grupo,
empresas controladas conjuntamente e empresas associadas e o justo valor dos activos e
passivos dessas empresas à data da sua aquisição, se negativas são reconhecidas como ganho
na data de aquisição, após reconfirmação do justo valor dos activos e passivos identificáveis.
Goodwill gerado em aquisições anteriores à data de transição (1 de Janeiro de 2004)
O Goodwill originado em aquisições anteriores à data de transição para IFRS (1 de Janeiro de
2004) foi mantido pelos valores apresentados de acordo com os princípios contabilísticos
geralmente aceites em Portugal (“deemed cost”) àquela data, e objecto de testes de
imparidade, à luz da IFRS 1.
e) Conversão de demonstrações financeiras expressas em moeda estrangeira
São tratadas como entidades estrangeiras as que operando no estrangeiro têm autonomia
organizacional, económica e financeira.
Os activos e passivos das demonstrações financeiras de entidades estrangeiras são
convertidos para Euros utilizando as taxas de câmbio existente à data do balanço e os custos e
proveitos e fluxos de caixa dessas demonstrações financeiras são convertidos para Euros
utilizando a taxa de câmbio média verificada no exercício. A diferença cambial resultante,
gerada após 1 de Janeiro de 2004 (data de transição para IFRS), é registada no capital próprio
na rubrica de “Reservas de conversão” no capital próprio. As diferenças cambiais geradas até
1 de Janeiro de 2004 (data de transição para IFRS) foram anuladas por contrapartida de
Resultados transitados.
O goodwill e os ajustamentos de justo valor resultantes da aquisição de entidades estrangeiras
são tratados como activos e passivos dessa entidade e transpostos para Euros de acordo com
a taxa de câmbio em vigor na data do balanço.
Sempre que uma entidade estrangeira é alienada, a diferença cambial acumulada é transferida
da rubrica de reservas de conversão do capital próprio para a rubrica de outros ganhos ou
perdas da demonstração de resultados.
As demonstrações financeiras das entidades estrangeiras, incluídas nas demonstrações
financeiras consolidadas anexas, foram convertidas para Euros através da utilização das
seguintes taxas de câmbio:
303
-Vigente no final do ano:
Divisa
Taxa de Câmbio
2005
2004
Dólares dos Estados Unidos da América
1,18
1,36
Reais do Brasil
2,74
3,61
110,27
110,27
Escudos de Cabo Verde
Dirhams de Marrocos
Francos CFA
Meticais de Moçambique
10,95
11,20
655,96
655,96
27.972,20
25.356,46
-Média do exercício:
Taxa de Câmbio
Divisa
2005
2004
Dólares dos Estados Unidos da América
1,24
1,24
Reais do Brasil
3,04
3,66
110,27
110,27
Escudos de Cabo Verde
Dirhams de Marrocos
Francos CFA
Meticais de Moçambique
11,03
11,03
655,96
655,96
28.298,31
27.247,60
2.3 Activos fixos tangíveis
Os activos fixos tangíveis adquiridos até 1 de Janeiro de 2004 (data de transição para IFRS)
encontram-se registados à luz de opção prevista pela IFRS 1, pelo seu custo considerado
(“Deemed cost”), o qual corresponde ao custo de aquisição, reavaliado, quando aplicável, de
acordo com as disposições legais até aquela data, deduzido das amortizações acumuladas, das
perdas por imparidade e dos subsídios ao investimento.
Os activos fixos tangíveis adquiridos após aquela data encontram-se registados ao custo de
aquisição, deduzido das amortizações acumuladas, perdas por imparidade e dos subsídios ao
investimento. O custo de aquisição inclui o preço de factura, despesas de transporte,
montagem e dos encargos financeiros suportados durante o período de construção.
Os activos fixos tangíveis em curso reflectem activos fixos ainda em fase de construção,
encontrando-se registados ao custo de aquisição deduzido de subsídios ao investimento
auferidos e eventuais perdas por imparidade, sendo amortizados a partir do momento em que
os projectos de investimentos estejam concluídos ou prontos para uso.
As amortizações são calculadas, sobre o valor de custo considerado (para as aquisições até 1
de Janeiro de 2004) e custo de aquisição, pelo método das quotas constantes, aplicada
anualmente a partir do exercício de entrada em funcionamento dos bens, utilizando-se de
entre as taxas económicas mais apropriadas, as que permitam a reintegração do imobilizado,
durante a sua vida útil estimada, tendo em conta, nos casos em que tal é aplicável, e
limitativa ao período de concessão.
As taxas de amortização anuais médias utilizadas podem resumir-se como segue:
304
Terrenos e recursos naturais – servidões
Edifícios e outras construções
Equipamento básico
Equipamento de transporte
Ferramentas e utensílios
Equipamento administrativo
Taras e vasilhame
Outras imobilizações corpóreas
Taxas
2,20% - 3,13%
2,00% - 10,00%
2,20% - 12,50%
16,67% - 25,00%
12,50% - 25,00%
5,00% - 33,33%
7,14% - 33,33%
10,00% - 33,33%
As infra-estruturas afectas ao gás natural, nomeadamente as redes de transporte de gás
(gasodutos) encontram-se a ser amortizadas por um período de 45 anos por se entender que
representa o período de vida útil económica daqueles activos.
Os encargos com reparações e manutenção de natureza corrente e plurianual são registados
como gastos do exercício em que são incorridos. As grandes reparações relativas à
substituição de partes de equipamentos ou outros activos fixos tangíveis são registadas como
activos fixos tangíveis, caso seja identificada e abatida a componente substituída,
e
amortizadas às taxas correspondentes à vida útil residual dos respectivos activos fixos
principais.
Actividade de exploração e produção petrolífera
As imobilizações corpóreas relacionadas com a actividade de exploração e produção petrolífera
encontram-se registadas ao custo de aquisição e correspondem, essencialmente a:
(i) custos incorridos com a exploração e desenvolvimento da área de exploração (“campo”),
adicionados dos custos de estrutura e financeiros, deduzidos do efeito das taxas de
câmbio, incorridos até à data do início da produção, os quais são capitalizados em
imobilizado em curso. Quando o campo inicia a sua produção, estes custos são
transferidos de imobilizado em curso para imobilizado fixo, e são amortizados de acordo
com o coeficiente calculado pela proporção de volume de produção verificado em cada
período de amortização sobre o volume de reservas provadas desenvolvidas (“proved
developed reserves”) no final desse período, adicionadas da produção do período. Assim,
os custos incorridos, desta natureza afectos a campos que ainda se encontram na fase
de exploração e desenvolvimento, encontram-se classificados em imobilizado em curso;
(ii) custos de aquisição da licença de exploração e produção petrolífera (bónus de
assinatura), os quais são amortizados em quotas constantes durante o período
remanescente da licença após inicio da produção;
Todos os custos incorridos na fase de exploração de campos petrolíferos sem sucesso, são
reconhecidos como custos na demonstração de resultados do exercício em que é conhecida a
não continuidade dos trabalhos de exploração e/ou desenvolvimento;
As mais ou menos valias resultantes da alienação ou abate dos activos fixos tangíveis são
determinadas pela diferença entre o preço de venda e o valor líquido contabilístico na data de
alienação/abate. O valor líquido contabilístico incorpora as perdas por imparidade acumuladas.
As mais e menos valias contabilísticas apuradas são registadas na demonstração de resultados
305
nas rubricas de
respectivamente.
outros
rendimentos
operacionais
ou
outros
gastos
operacionais,
2.4 Activos fixos intangíveis
Os activos fixos intangíveis encontram-se valorizados ao custo de aquisição, deduzido das
amortizações acumuladas, subsídios ao investimento e perdas por imparidade. Os activos fixos
intangíveis só são reconhecidos se for provável que deles advenham benefícios económicos
futuros para o Grupo e sejam controláveis e mensuráveis com fiabilidade.
As despesas com pesquisa são reconhecidas como custo do exercício.
As despesas com desenvolvimento somente são registadas como activo fixos intangíveis, se o
Grupo demonstrar capacidade técnica e económica, bem como decisão para completar esse
desenvolvimento e iniciar a sua comercialização ou uso próprio e demonstre, igualmente, a
probabilidade do activo criado gerar benefícios económicos futuros. Caso as despesas não
satisfaçam esses requisitos, as despesas com desenvolvimento são registadas como custo do
exercício em que são incorridas.
Os activos fixos intangíveis com vida útil finita são amortizados pelo método das quotas
constantes, após o início de utilização.
As taxas de amortização variam conforme os prazos dos contratos existentes ou expectativa
de uso do activo fixo intangível.
O Grupo capitaliza as despesas relacionadas com a reconversão de consumos para gás natural
que se consubstanciem na adaptação de instalações. O Grupo considera que consegue
controlar os benefícios futuros económicos dessas reconversões, através da venda continuada
de gás aos fogos e pela inclusão destes no preço homologado pela Direcção Geral de Geologia
e Energia. Estas despesas estão a ser amortizadas em quotas anuais constantes até ao final
do período de concessão atribuído às empresas distribuidoras de gás.
As imobilizações incorpóreas incluem além das reconversões de consumos para gás natural,
despesas incorridas com projectos de desenvolvimento informático e prémios de exclusividade
pagos a revendedores de produtos Galp e encargos com direitos de superfície, os quais são
amortizados, durante o período de duração dos respectivos contratos (o qual varia entre dez e
vinte anos).
2.5 Imparidades de activos não correntes, excepto goodwill
São efectuados testes de imparidade à data do balanço e sempre que seja identificada uma
desvalorização do activo ou activos em apreço.
Sempre que o montante pelo qual o activo se encontra registado é superior à sua quantia
recuperável é reconhecida uma perda por imparidade, que é registada na demonstração de
resultados na rubrica de Perdas por imparidade de activos fixos tangíveis ou intangíveis.
A quantia recuperável é o maior entre o preço de venda líquido e o valor de uso. O preço de
venda líquido é o montante que se obteria com a alienação do activo, numa transacção entre
entidades independentes e conhecedoras, deduzido dos custos directamente atribuíveis à
alienação. O valor de uso é determinado pela actualização dos fluxos de caixa futuros
estimados do activo durante a sua vida útil estimada. A quantia recuperável é estimada para o
activo ou unidade geradora de caixa a que este possa pertencer.
306
A reversão de perdas por imparidade reconhecidas em períodos anteriores é registada quando
se conclui que as perdas por imparidade reconhecidas já não existem ou diminuíram. Esta
análise é efectuada sempre que existam indícios que a perda por imparidade anteriormente
reconhecida tenha revertido. A reversão das perdas por imparidade é reconhecida na
demonstração de resultados como Outros proveitos operacionais. Contudo, a reversão da
perda por imparidade é efectuada até ao limite da quantia que estaria reconhecida (líquida de
amortização ou depreciação) caso a perda por imparidade não se tivesse registado em
períodos anteriores.
2.6 Locações
Os contratos de locação são classificados como:
i.
locações financeiras se forem transferidos substancialmente todos os riscos e vantagens
inerentes à posse, e
ii.
locações operacionais nas situações em que tal não se verifique.
A classificação das locações financeiras ou operacionais é efectuada em função da substância
sobre a forma e não da forma legal do contrato.
Locações em que o Grupo age como locatário
Os activos imobilizados adquiridos mediante contratos de locação financeira, bem como as
correspondentes responsabilidades, são contabilizados pelo método financeiro. De acordo com
este método, o custo do activo (o menor valor entre o justo valor e o valor descontado das
rendas) é registado na rubrica de activos fixos tangíveis, a correspondente responsabilidade é
registada no passivo e os juros incluídos no valor das rendas e a amortização do activo,
calculada conforme descrito na Nota 2.3, são registados na rubrica de gastos financeiros e
gastos com amortizações e depreciações, da demonstração de resultados do exercício a que
respeitam, respectivamente.
Nas locações consideradas como operacionais, as rendas são reconhecidas como gastos do
exercício na rubrica Materiais e serviços consumidos, da demonstração de resultados, de
forma linear durante o período do contrato de locação.
2.7 Inventários
Os inventários encontram-se valorizados de acordo com os seguintes critérios:
Os inventários (mercadorias, matérias-primas e subsidiárias, produtos acabados e intermédios
e produtos e trabalhos em curso) encontram-se registadas ao custo de aquisição (no caso das
mercadorias e matérias-primas e subsidiárias) ou produção (no caso dos produtos acabados e
intermédios e produtos e trabalhos em curso) ou ao valor realizável líquido, dos dois o mais
baixo.
O valor realizável líquido corresponde ao preço de venda normal deduzido dos custos para
completar a produção e dos custos de comercialização.
307
As diferenças entre o custo e o respectivo valor realizável líquido dos inventários, no caso
deste ser inferior ao custo, são registadas como custos operacionais na rubrica de Inventários
consumidos e vendidos.
Especificamente, o custo dos inventários é determinado de acordo com os seguintes critérios:
a) Matérias-primas e subsidiárias
Petróleo bruto – O custo de aquisição inclui o preço da factura, despesas de transporte e
seguro, utilizando-se como método de custeio das saídas de inventário o FIFO (primeiras
entradas, primeiras saídas), aplicado a uma família única, a qual inclui a totalidade das ramas.
Outras matérias-primas (excluindo materiais gerais) – O custo de aquisição inclui o preço da
factura, despesas de transporte e seguro, utilizando-se como método de custeio das saídas o
FIFO, aplicado a famílias de produtos, constituídas tendo em consideração as características
das diversas matérias.
Materiais gerais - O custo de aquisição, que inclui o preço de factura, despesas de transporte e
seguro, utilizando-se o custo médio ponderado como método de custeio das saídas.
b) Produtos e trabalhos em curso
O custo de produção, inclui materiais, fornecimentos e serviços externos e gastos gerais.
c) Produtos acabados e intermédios
Produtos derivados do petróleo – as entradas de produtos acabados e intermédios são
valorizadas com base no custo de produção, o qual é constituído pelos consumos de matériasprimas e outras, pelos encargos com mão-de-obra directa e pelos gastos gerais de fabrico. No
caso de produtos adquiridos a terceiros, estes são valorizados ao custo de aquisição, o qual
inclui o preço da factura, despesas de transporte e seguro, utilizando-se o FIFO aplicado a
famílias de produtos, constituídas tendo em consideração as características das mesmas, como
método de custeio das saídas.
O Grupo Petrogal inclui na rubrica de produtos acabados e intermédios o Imposto sobre
Produtos Petrolíferos (ISP) relativo à introdução ao consumo dos produtos acabados já
despachados sujeitos àquele imposto, o qual se encontra valorizado ao custo de aquisição,
utilizando-se o FIFO como método de custeio das saídas.
Outros produtos acabados e intermédios – O custo de produção, inclui matérias-primas, custos
industriais variáveis e fixos, utilizando-se o custo médio ponderado como método de custeio
de saídas.
d) Mercadorias
O custo de aquisição inclui o preço da factura, despesas de transporte e seguro, utilizando-se
o FIFO para o gás natural e o custo médio ponderado para os derivados de petróleo e
restantes mercadorias, como método de custeio das saídas.
No caso da Transgás – Sociedade Portuguesa de Gás Natural, S.A., o custo de aquisição
também engloba, para a sua determinação, os gastos suportados até à fronteira portuguesa,
nomeadamente o transporte e direitos de passagem pelo território de Marrocos.
308
Como anteriormente referido o Grupo Petrogal inclui igualmente o ISP na rubrica de
existências relativo a mercadorias já despachadas sujeitas àquele imposto.
As matérias-primas e subsidiárias e mercadorias em trânsito, por não se encontrarem
disponíveis para consumo ou venda, encontram-se segregadas das restantes existências e são
valorizadas ao custo de aquisição específico.
2.8 Subsídios governamentais ou de outras entidades públicas
Os subsídios governamentais são reconhecidos de acordo com o seu justo valor quando existe
certeza que sejam recebidos e que as empresas do Grupo irão cumprir com as condições
exigidas para a sua concessão.
Os subsídios à exploração são reconhecidos na demonstração de resultados na parte
proporcional aos gastos incorridos.
Os subsídios atribuídos ao Grupo, a fundo perdido, para financiamento de activos fixos
tangíveis e intangíveis (reconversões) são registados no activo, como dedução aos respectivos
bens, e reconhecidos na demonstração dos resultados consolidados, como dedução às
amortizações do exercício, proporcionalmente às amortizações respectivas dos activos
subsidiados.
2.9
Provisões
As provisões são reconhecidas, quando e somente quando, o Grupo tem uma obrigação
presente (legal ou implícita) resultante de um evento passado, seja provável que para a
resolução dessa obrigação ocorra uma saída de recursos e o montante da obrigação possa ser
razoavelmente estimado. As provisões são revistas na data de cada balanço e são ajustadas
de modo a reflectir a melhor estimativa a essa data. As provisões para custos de
reestruturação são reconhecidas pelo Grupo sempre que exista um plano formal e detalhado
de reestruturação.
2.10 Responsabilidades com Pensões
A Petrogal, a Sacor Marítima e algumas empresas do Grupo GDP (GDP Distribuição, SGPS, S.A.,
Lisboagás – Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A., Driftal – Plastificantes de
Portugal, S.A. e Gasfomento – Sistemas e Instalações de Gás, S.A.) assumiram o
compromisso de conceder aos seus empregados prestações pecuniárias a título de
complementos de pensões de reforma por velhice e invalidez e pensões de sobrevivência, de
reforma antecipada e pré-reforma (a situação de reforma antecipada foi assumida apenas pela
Petrogal). Estas prestações, com excepção das pensões de reforma antecipada e pré-reforma,
consistem numa percentagem, crescente com o número de anos de serviço do trabalhador. As
pensões de reforma antecipada e as de pré-reforma, correspondem essencialmente ao valor
do vencimento do empregado. Incluem-se, nestes compromissos, quando aplicáveis, o
pagamento da Segurança Social dos pré-reformados, o seguro social voluntário relativo aos
reformados antecipadamente e o prémio de reforma a atribuir na data de passagem à reforma.
Para cobrir estas responsabilidades a Petrogal, a Sacor Marítima e as empresas do Grupo GDP,
constituíram fundos de pensões autónomos geridos por entidades externas (“Fundo de
Pensões Petrogal”, “Fundo de Pensões Sacor Marítima” e “Fundo de Pensões GDP”), para
financiar as responsabilidades pelos complementos de reforma por velhice e invalidez e
pensões de sobrevivência, para os empregados no activo e reformados e, no caso da Petrogal,
309
também para os reformados antecipadamente e pré-reformados. Contudo, o Fundo de Pensões
Petrogal não cobre as responsabilidades com pensões de reforma antecipada, pré-reforma,
Segurança Social dos pré-reformados e com o pagamento do seguro social voluntário e prémio
de reforma. Estas responsabilidades são cobertas através de provisões específicas, incluídas
no balanço na rubrica responsabilidades com benefícios de reforma e outros benefícios.
Adicionalmente, o Fundo de Pensões GDP não cobre as responsabilidades assumidas pela
Lisboagás GDL – Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A. em reembolsar os
complementos de reforma a pagar pela EDP aos seus reformados e pensionistas afectos à
Empresa, bem como os complementos de reforma e sobrevivência aos reformados existentes à
data da constituição do Fundo. Estas responsabilidades são cobertas através de provisões
específicas, incluídas no balanço na rubrica de responsabilidades por benefícios de reforma e
outros benefícios.
No final de cada período contabilístico, as empresas obtêm estudos actuariais das
responsabilidades, calculados de acordo com o método das unidades de crédito projectadas
(“Projected Unit Credit Method”) e comparam o montante das suas responsabilidades com o
valor de mercado do fundo e com o saldo das provisões constituídas, de forma a determinar o
montante das provisões adicionais a registar.
A partir de 1 de Janeiro de 2004, os ganhos e perdas actuariais apurados num exercício, e
para cada plano de benefícios concedido, resultantes dos ajustamentos nos pressupostos
actuariais, ajustamentos de experiência ou no esquema de benefícios, apenas são
contabilizados se o líquido acumulado destes ganhos e perdas actuariais não reconhecidos
(Desvio Total) no final do período exceder em valor absoluto o maior de: 10% do total das
responsabilidades ou de 10% do valor de mercado do fundo, sendo este reconhecido em
resultados a partir do exercício subsequente em que apurado, em quotas constantes, de
acordo com o número médio esperado dos anos de trabalho dos empregados participantes
nesse plano de benefícios.
Os planos de benefícios concedidos que foram identificados pelo Sub-Grupo Petrogal para
apuramento destas responsabilidades são:
-
Complemento de pensões de reforma, invalidez e orfandade;
Pré-reformas;
Reformas antecipadas;
Prémio de reforma;
Seguro social voluntário;
Regime especial de flexibilização da idade da reforma ao abrigo do Decreto-lei 9/99;
Benefício mínimo do plano de contribuição definida.
Os planos de benefícios concedidos que foram identificados pelo Sub-Grupo GDP para
apuramento destas responsabilidades são:
- Complemento de pensões de reforma, invalidez e orfandade;
- Regime especial de flexibilização da idade da reforma ao abrigo do Decreto-lei 9/99.
Em 31 de Dezembro de 2002, foi autorizado pelo Instituto de Seguros de Portugal (“ISP”), a
constituição do Fundo de Pensões da Galp Energia de contribuição definida. O Grupo, deu a
possibilidade a algumas subsidiárias, como associadas deste Fundo, para que os seus
colaboradores pudessem optar entre este novo plano de contribuição definida e o plano
existente de benefícios definidos, pagando o Grupo no caso de opção pelo novo plano, um
310
valor definido anualmente, correspondente a uma percentagem do salário de cada empregado,
o qual é reconhecido como custo desse exercício.
2.11 Outros benefícios de reforma - cuidados de saúde, seguro de vida e benefício
mínimo do plano de contribuição definida
Os encargos a suportar pelo Grupo com a prestação de cuidados de saúde, seguro de vida e
beneficio mínimo do plano de contribuição definida, são reconhecidos como custos durante o
período em que os empregados que auferem estes benefícios de reforma prestem serviços às
respectivas empresas, encontrando-se estas responsabilidades reflectidas no balanço na
rubrica de responsabilidades por benefícios de reforma e outros benefícios. Os pagamentos
efectuados aos beneficiários no decurso de cada exercício são registados como uma redução
desta rubrica.
No final de cada período contabilístico, as empresas obtêm os estudos actuariais das
responsabilidades de acordo com o método das unidades de crédito projectadas (“Projected
Unit Credit Method”) e compara o montante das suas responsabilidades com o saldo das
provisões constituídas, de forma a determinar o montante das provisões adicionais a registar.
A partir de 1 de Janeiro de 2004, o procedimento contabilístico passou a contemplar o
mecanismo de “corredor” descrito na alínea 2.10. acima.
2.12 Saldos e transacções expressos em moeda estrangeira
As transacções são registadas nas demonstrações financeiras individuais das subsidiárias na
moeda funcional da mesma, utilizando as taxas em vigor na data da transacção.
Todos os activos e passivos monetários expressos em moeda estrangeira nas demonstrações
financeiras individuais das subsidiárias são convertidos para a moeda funcional de cada
subsidiária, utilizando as taxas de câmbio vigentes à data do balanço de cada período. Activos
e passivos não monetários denominados em moeda estrangeira e registados ao justo valor são
convertidos para a moeda funcional de cada subsidiária, utilizando para o efeito a taxa de
câmbio em vigor na data em que o justo valor foi determinado.
As diferenças de câmbio, favoráveis e desfavoráveis, originadas pelas diferenças entre as
taxas de câmbio em vigor na data das transacções e as vigentes na data das cobranças, dos
pagamentos ou à data do balanço, são registadas como rendimentos e/ou gastos na
demonstração de resultados consolidados do exercício na rubrica de Ganhos/perdas cambiais,
excepto as relativas a valores não monetários cuja variação de justo valor seja registada
directamente em capital próprio.
Quando pretende diminuir a exposição ao risco de taxa de câmbio o Grupo contrata
instrumentos financeiros derivados de cobertura (Nota 2.17.f)).
2.13 Rédito e especialização de exercícios
O rédito decorrente de vendas é reconhecido na demonstração de resultados quando os riscos
e benefícios inerentes à posse dos activos são transferidos para o comprador e o montante do
rédito correspondente possa ser razoavelmente quantificado. As vendas são reconhecidas
líquidas de impostos, descontos e outros custos inerentes à sua concretização, pelo justo valor
do montante recebido ou a receber.
O preço de venda do gás natural é convencionado pelo Governo através da fixação de preços
efectuada pela Direcção Geral de Geologia e Energia. O preço de venda do gás natural é fixado
311
trimestralmente, de acordo com a fórmula prevista nos contratos de concessão. Com excepção
da Lusitaniagás, as leituras, facturação e respectivas cobranças relacionadas com a actividade
de distribuição do gás são feitas por empresas do Grupo EDP – Electricidade de Portugal e
pelas empresas do Grupo GDP, consoante se trate de pequenos ou grandes clientes,
respectivamente.
As vendas de gás não facturadas são mensalmente registadas na rubrica de outras contas a
receber com base na facturação esperada e corrigidas em resultados no período em que é
efectuada a facturação.
Os custos e proveitos são contabilizados no período a que dizem respeito, independentemente
da data do seu pagamento ou recebimento. Os custos e proveitos cujo valor real não seja
conhecido são estimados.
Nas rubricas de Outros activos correntes e Outros passivos correntes, são registados os custos
e os proveitos imputáveis ao período corrente e cujas despesas e receitas apenas ocorrerão
em períodos futuros, bem como as despesas e as receitas que já ocorreram, mas que
respeitam a período futuros e que serão imputadas aos resultados de cada um desses períodos,
pelo valor que lhes corresponde.
2.14 Encargos financeiros com empréstimos obtidos
Os encargos financeiros com empréstimos obtidos são geralmente registados como gasto
financeiro de acordo com o princípio da especialização dos exercícios.
Os encargos financeiros, resultantes de empréstimos contraídos para financiar os
investimentos em activos fixos, são imputados a activos fixos em curso, na proporção dos
gastos totais incorridos naqueles investimentos líquidos de recebimentos de subsídios ao
investimento (Nota 2.8), até à entrada em funcionamento dos mesmos (Nota 2.3 e 2.4),
sendo os restantes reconhecidos na rubrica de gastos financeiros na demonstração de
resultados do exercício (Nota 9). Os eventuais proveitos por juros obtidos com empréstimos
obtidos directamente relacionados com o financiamento de activos fixos em construção são
deduzidos aos encargos financeiros capitalizáveis.
Os encargos financeiros incluídos nos activos fixos tangíveis são amortizados de acordo com o
período de vida útil dos bens respectivos.
2.15 Imposto sobre o rendimento
O imposto sobre o rendimento é calculado com base nos resultados tributáveis das empresas
incluídas na consolidação de acordo com as regras fiscais aplicáveis e em vigor no local da
sede de cada empresa do Grupo Galp Energia.
Os impostos diferidos são calculados com base no método da responsabilidade do balanço e
reflectem as diferenças temporárias entre os montantes dos activos e passivos para efeitos de
reporte contabilístico e os respectivos montantes para efeitos de tributação.
Os activos e passivos por impostos diferidos são calculados e anualmente avaliados utilizando
as taxas de tributação que se espera estarem em vigor à data da reversão das diferenças
temporárias.
Os activos por impostos diferidos são registados unicamente quando existem expectativas
razoáveis de lucros fiscais futuros suficientes para os utilizar, ou nas situações em que
312
existam diferenças temporárias tributáveis que compensem as diferenças temporárias
dedutíveis no período da sua reversão. Na data de cada balanço é efectuada uma reapreciação
das diferenças temporárias subjacentes aos activos por impostos diferidos no sentido de
reconhecer activos por impostos diferidos não registados anteriormente por não terem
preenchido as condições para o seu registo e/ou para reduzir o montante dos impostos
diferidos registados em função da expectativa actual da sua recuperação futura (Nota 10).
Os impostos diferidos são registados na demonstração de resultados do exercício, excepto se
resultarem de itens registados directamente em capital próprio, situação em que o imposto
diferido é igualmente registado na mesma rubrica.
2.16 Activos não correntes disponíveis para venda
Os activos não correntes (e o conjunto de activos e passivos a alienar com estes relacionados)
são classificados como detidos para venda se é expectável que o seu valor contabilístico venha
a ser recuperado através da venda e não através do seu uso continuado. Esta condição só se
considera cumprida no momento em que a venda seja altamente provável e o activo (e o
conjunto de activos e passivos a alienar com este relacionado) esteja disponível para venda
imediata nas condições actuais. Adicionalmente, devem estar em curso acções que permitam
concluir ser expectável que a venda se venha a realizar no prazo de 12 meses após a data de
classificação nesta rubrica.
Os activos não correntes (e o conjunto de activos e passivos a alienar com estes relacionados)
classificados como detidos para venda são mensurados ao menor do seu valor contabilístico ou
justo valor deduzido de custos com a venda. Em contrapartida estes activos não são
amortizados.
2.17 Instrumentos financeiros
Os activos e passivos financeiros são reconhecidos no Balanço quando o Grupo se torna parte
contratual do respectivo instrumento financeiro.
a) Investimentos
Os investimentos classificam-se como segue:
ƒ
ƒ
ƒ
Investimentos detidos até ao vencimento
Investimentos mensurados ao justo valor através de resultados
Investimentos disponíveis para venda
Os investimentos detidos até ao vencimento são classificados como Investimentos não
correntes, excepto se o seu vencimento for inferior a 12 meses da data do balanço, sendo
registados nesta rubrica os investimentos com maturidade definida e para os quais o Grupo
tem intenção e capacidade de os manter até essa data.
Os investimentos mensurados ao justo valor através de resultados são classificados como
investimentos correntes. Os investimentos disponíveis para venda são classificados como
activos não correntes.
Todas as compras e vendas destes investimentos são reconhecidas à data da assinatura dos
respectivos contratos de compra e venda, independentemente da data de liquidação financeira.
313
Os investimentos são inicialmente registados pelo seu valor de aquisição, que é o justo valor
do preço pago, incluindo despesas de transacção.
Após o reconhecimento inicial, os investimentos mensurados ao justo valor através de
resultados e os investimentos disponíveis para venda são reavaliados pelos seus justos valores
por referência ao seu valor de mercado à data do balanço, sem qualquer dedução relativa a
custos de transacção que possam vir a ocorrer até à sua venda. Nas situações em que os
investimentos sejam em instrumentos de capital próprio não admitidos à cotação em
mercados regulamentados, e para os quais não é possível estimar com fiabilidade o seu justo
valor, os mesmos são mantidos ao seu custo de aquisição deduzido de eventuais perdas de
imparidade.
Os ganhos ou perdas provenientes de uma alteração no justo valor dos investimentos
disponíveis para venda são registados no capital próprio, na rubrica de reserva de justo valor
até o investimento ser vendido, recebido ou de qualquer forma alienado ou até que o justo
valor do investimento se situe abaixo do seu custo de aquisição, momento em que o ganho ou
perda acumulada é registado(a) na demonstração de resultados.
Os ganhos ou perdas provenientes de uma alteração no justo valor dos investimentos
mensurados ao justo valor através de resultados são registados(as) na demonstração de
resultados do exercício.
Os investimentos detidos até ao vencimento são registados ao custo amortizado através da
taxa de juro efectiva, líquido de amortizações de capital e juros recebidos.
b) Dívidas de terceiros
As dívidas de terceiros são registadas pelo seu valor nominal deduzido de eventuais perdas
por imparidade, reconhecidas na rubrica de Perdas por imparidade em contas a receber, por
forma a que as mesmas reflictam o seu valor realizável líquido.
Usualmente as dívidas de terceiros não vencem juros.
c)
Classificação de capital próprio ou passivo
Os passivos financeiros e os instrumentos de capital próprio são classificados de acordo com a
substância contratual, independentemente da forma legal que assumem.
d) Empréstimos
Os empréstimos são registados no passivo pelo valor nominal recebido, líquido de despesas
com a emissão desses empréstimos.
Os encargos financeiros são calculados de acordo com a taxa de juro efectiva, e contabilizados
na demonstração de resultados de acordo com o princípio da especialização dos exercícios.
Os encargos financeiros incluem os juros e eventualmente os gastos de comissões com a
estruturação com empréstimos no âmbito de “Project Finance” (“Origination fees”).
e) Contas a pagar a fornecedores e outras dívidas a terceiros
As contas a pagar não vencem usualmente juros e são registadas pelo seu valor nominal.
314
f)
Instrumentos derivados
Contabilidade de cobertura
O Grupo utiliza instrumentos derivados na gestão dos seus riscos financeiros como forma de
garantir a cobertura desses riscos, não sendo utilizados instrumentos derivados para cobertura
de riscos financeiros com o objectivo de negociação.
Os instrumentos derivados utilizados pelo Grupo definidos como instrumentos de cobertura de
fluxos de caixa respeitam fundamentalmente a instrumentos de cobertura de taxa de juro de
empréstimos obtidos. Os indexantes, as convenções de cálculo, as datas de refixação das
taxas de juro e os planos de reembolso dos instrumentos de cobertura de taxa de juro são em
tudo idênticos às condições estabelecidas para os empréstimos subjacentes contratados, pelo
que configuram relações perfeitas de cobertura.
Os critérios utilizados pelo Grupo para classificar os instrumentos derivados como
instrumentos de cobertura de fluxos de caixa são os seguintes:
ƒ
Espera-se que a cobertura seja muito eficaz ao conseguir a compensação de alterações
nos fluxos de caixa atribuíveis ao risco coberto;
ƒ
A eficácia da cobertura pode ser fiavelmente mensurada;
ƒ
Existe adequada documentação sobre a transacção a ser coberta no início da cobertura;
e
ƒ
A transacção objecto de cobertura é altamente provável.
Os instrumentos de cobertura de taxa de juro são inicialmente registados pelo seu custo, se
algum, e subsequentemente reavaliados ao seu justo valor, calculado por entidades externas e
independentes através de métodos de avaliação tendo por base princípios geralmente aceites.
As alterações de justo valor destes instrumentos são reconhecidas em capitais próprios na
rubrica reservas de cobertura, sendo transferidas para resultados no mesmo período em que o
instrumento objecto de cobertura afecta resultados.
A contabilização de cobertura de instrumentos derivados é descontinuada quando o
instrumento se vence ou é vendido. Nas situações em que o instrumento derivado deixe de ser
qualificado como instrumento de cobertura, as diferenças de justo valor acumuladas e
diferidas em capital próprio na rubrica reservas de cobertura são transferidas para resultados
do exercício, ou adicionadas ao valor contabilístico do activo a que as transacções objecto de
cobertura deram origem, e as reavaliações subsequentes são registadas directamente nas
rubricas da demonstração de resultados.
Foi efectuada uma análise dos contratos existentes no Grupo Galp Energia, no âmbito de
detecção de derivados embutidos, ou seja, cláusulas contratuais que pudessem ser entendidas
como derivados financeiros. Da análise conjunta efectuada por consultores externos e o Grupo,
não se detectaram derivados financeiros susceptíveis de serem valorizados ao justo valor.
Quando existam derivados embutidos em outros instrumentos financeiros ou outros contratos,
os mesmos são tratados como derivados reconhecidos separadamente nas situações em que
os riscos e as características não estejam intimamente relacionados com os contratos e nas
situações em que os contratos não sejam apresentados pelo seu justo valor com os ganhos ou
perdas não realizadas registadas na demonstração de resultados.
Adicionalmente, o Grupo procede também em situações específicas à contratação de derivados
de taxa de juro com o objectivo de cobertura de justo valor. Nestas situações, os derivados
são registados pelo seu justo valor através da demonstração de resultados. Nas situações em
que o instrumento objecto de cobertura não é mensurado ao justo valor (nomeadamente,
315
empréstimos que estão mensurados ao custo amortizado) a parcela eficaz de cobertura é
ajustada no valor contabilístico do instrumento coberto através da demonstração de resultados.
Instrumentos de negociação
O Grupo utiliza na cobertura do risco de flutuação da margem de refinação instrumentos
financeiros derivados, essencialmente “swaps” sobre “crude oil” e produtos acabados e opções
sobre “crude oil”. Estes instrumentos financeiros, embora contratados com o objectivo de
efectuar cobertura económica de acordo com as políticas de gestão do risco do Grupo, por não
cumprirem todas as disposições do IAS 39 no que respeita à possibilidade de qualificação
como contabilidade de cobertura, as respectivas variações no justo valor são registadas na
demonstração de resultados do período em que ocorrem. Em 31 de Dezembro de 2005 esses
investimentos encontram-se registados pelo seu justo valor.
g) Caixa e equivalentes de caixa
Os montantes incluídos na rubrica de caixa e equivalentes de caixa correspondem aos valores
de caixa, depósitos bancários, depósitos a prazo e outras aplicações de tesouraria, vencíveis a
menos de três meses, e que possam ser imediatamente mobilizáveis com risco de alteração de
valor insignificante.
Para efeitos da demonstração dos fluxos de caixa, a rubrica de caixa e equivalentes de caixa
compreende também os descobertos bancários incluídos na rubrica de empréstimos e
descobertos bancários, no balanço.
2.18 Licenças de emissão de CO2
As emissões de CO2 realizadas pelas instalações industrializadas do Grupo e as “licenças de
CO2” que lhe foram atribuídas no âmbito do Plano Nacional de Atribuição de Licenças CO2, não
dão origem a qualquer reconhecimento, patrimonial, desde que: (i) não se estime como
provável a existência de custos a incorrer pelo Grupo com a aquisição de licenças de emissão
no mercado, situação em que é reconhecida uma provisão ou (ii) as mesmas não sejam
alienadas em caso de excedentes das mesmas, situação em que é reconhecido um proveito.
2.19 Classificação de balanço
Os activos realizáveis e os passivos exigíveis a mais de um ano da data do balanço, são
classificados, respectivamente, como activos e passivos não correntes.
2.20 Eventos subsequentes
Os eventos após a data do balanço que proporcionem informação adicional sobre condições
que existiam à data do balanço são reflectidos nas demonstrações financeiras consolidadas. Os
eventos após a data do balanço que proporcionem informação sobre condições que ocorram
após a data do balanço são divulgados no anexo às demonstrações financeiras consolidadas,
se materiais.
2.21 Informação por segmentos
Em cada período são identificados todos os segmentos de negócio e segmentos geográficos
aplicáveis ao Grupo.
A informação relativa ao rédito ao nível dos segmentos de negócio identificados é incluída na
Nota 8.
316
2.22 Estimativas e julgamentos
A preparação de demonstrações financeiras de acordo com princípios contabilísticos
geralmente aceites, requerem que se realizem estimativas que afectam os montantes de
activos e passivos registados, a apresentação de activos e passivos contingentes no final de
cada exercício, bem como os proveitos e custos reconhecidos no decurso de cada exercício. Os
resultados actuais poderiam ser diferentes dependendo das estimativas actualmente realizadas.
Determinadas estimativas são consideradas críticas se: (i) a natureza das estimativas é
considerada significativa devido aos níveis de subjectividade e julgamentos necessários para a
contabilização de situações em que existe grande incerteza ou pela elevada susceptibilidade de
variação dessas situações e; (ii) o impacto das estimativas na situação financeira ou na
actuação operativa são significativas.
Os princípios contabilísticos e as áreas que requerem um maior número de juízos e estimativas
na preparação das demonstrações financeiras são: (i) reservas provadas de petróleo bruto
relacionadas com a actividade de exploração petrolífera; (ii) teste de imparidade de goodwill,
(iii) provisões para contingências e passivos ambientais; (iv) pressupostos actuariais e
financeiros utilizados para cálculo das responsabilidades com benefícios de reforma.
Reservas de petróleo bruto
As estimativas das reservas de petróleo bruto são uma parte integrante do processo de
tomada de decisões relativamente aos activos da actividade de exploração e desenvolvimento
de petróleo bruto, suportando adicionalmente o desenvolvimento ou a implementação de
técnicas de recuperação secundária. O volume de reservas provadas de petróleo bruto é
utilizado para o cálculo da depreciação dos activos afectos à actividade de exploração e
produção petrolífera servindo de suporte ao cálculo das “unity of production” bem como para a
avaliação da imparidade nos investimentos em activos associados a essa actividade. A
estimativa de reservas provadas de petróleo bruto é também utilizada para o reconhecimento
anual dos custos com abandono.
A Galp prepara a suas estimativas relativas às reservas de petróleo bruto, tendo em conta as
regras estabelecidas para a indústria de “Oil & Gás” tendo por base informação técnica
fornecida pelo Operador dos consórcios em que participa.
A estimativa das reservas provadas está sujeita a revisões futuras, com base em nova
informação disponível, por exemplo, relativamente às actividades de desenvolvimento,
perfuração ou produção, taxas de câmbio, preços, datas de fim de contrato ou planos de
desenvolvimento.
Os volumes de petróleo bruto produzidos e o custo dos activos são conhecidos, enquanto que
as reservas provadas têm uma alta probabilidade de recuperação e se baseiam em estimativas
sujeitas a alguns ajustamentos. O impacto nas amortizações de variações nas reservas
provadas estimadas é tratado de forma prospectiva, amortizando o valor líquido remanescente
dos activos em função da produção futura prevista. Em 2005 e 2004, o Grupo registou uma
amortização de activos fixos associados à actividade de exploração e produção de petróleo
bruto nos montantes de mEuros 18.791 e mEuros 12.100 respectivamente. No caso de se
proceder a uma revisão em baixa das reservas provadas, o resultado líquido poderia ser
negativamente afectado, no futuro, por um maior montante de custos com depreciações.
Goodwill
317
O Grupo efectua testes de imparidade anuais ao goodwill, conforme indicado na Nota 2.2 d).
Os montantes recuperáveis das unidades geradoras de caixa foram determinadas baseando-se
no valor de uso. Para o cálculo do valor de uso, o Grupo estimou os fluxos de caixa futuros
que se esperam obter das unidades geradoras de caixa, bem como a taxa de desconto
apropriada para calcular o valor presente destes fluxos. O valor do goodwill em 31 de
Dezembro de 2005 ascende a mEuros 20.480 (Nota12).
Provisões para contingências
O custo final de processos judiciais, liquidações e outros litígios pode variar devido a
estimativas baseadas em diferentes interpretações das normas, opiniões e avaliações finais do
montante de perdas. Desse modo, qualquer variação nas circunstâncias relacionadas com este
tipo de contingências poderia ter um efeito significativo no montante da provisão para
contingências registado.
Passivos ambientais
A Galp efectua juízos e estimativas para cálculo das provisões para matérias ambientais
(essencialmente para obrigações conhecidas com a descontaminação de solos), que são
baseados na informação actual relativa a custos e planos esperados de intervenção. Estes
custos podem variar devido a alterações em legislação e regulamentos, alterações das
condições de um determinado lugar, bem como variação nas tecnologias de saneamento.
Desse modo qualquer alteração nos factores circunstanciais a este tipo de provisões, bem
como nas normas e regulamentos poderá ter, como consequência, um efeito significativo nas
provisões para estes assuntos. A provisão para matérias ambientais é anualmente revista. Em
31 de Dezembro de 2005 e 2004 o montante de provisões para fazer face a passivos
ambientais ascendia a mEuros 11.037 (Nota 26) e mEuros 9.754, respectivamente.
Pressupostos actuariais e financeiros utilizados para cálculo das responsabilidades com
benefícios de reforma
Ver Nota 2.10.
2.23 Gestão de riscos e respectivas coberturas
As actividades do Grupo levam a uma exposição a riscos de: (i) mercado, como consequência
da volatilidade dos preços de petróleo e gás natural e seus derivados, taxas de câmbio e taxas
de juro; (ii) de crédito, como consequência da actividade comercial; (iii) riscos de liquidez, na
medida em que o Grupo poderia encontrar dificuldades em dispor de recursos financeiros
necessários para fazer frente aos seus compromissos.
O Grupo dispõe de uma organização e sistemas que permitem identificar, medir e controlar os
diferentes riscos a que está exposto e utiliza diversos instrumentos financeiros para realizar
coberturas, de acordo com directrizes corporativas comuns a todo o Grupo. A contratação
destes instrumentos está centralizada.
A descrição dessas coberturas encontra-se em mais detalhe nas políticas contabilísticas
elencadas neste capítulo.
318
3. EMPRESAS INCLUÍDAS NA CONSOLIDAÇÃO
As empresas incluídas na consolidação, suas sedes sociais, proporção do capital e actividades
principais detidas em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 são as seguintes:
Sede Social
Cidade
País
FIRMA
Percentagem de capital detido
31.12.2005
31.12.2004
Directo Indirecto Total
Directo Indirecto Total
Principal
actividade
A) Empresas do grupo
Empresa-Mãe:
Galp Energia, SGPS, S.A.
Lisboa
Portugal
-
-
-
-
-
-
Gestão de participações sociais de outras sociedades do sector
energético, como forma indirecta do exercício de actividades
económicas
Subsidiárias:
Galp Serviços - Serviços e Consultoria de Apoio à Gestão Empresarial, S.A.
Lisboa
Portugal
100%
-
100%
100%
-
100% Prestação de serviços e consultoria de apoio à gestão empresarial
Bucelas
Portugal
100%
-
100%
100%
-
100% Promover, executar e operar directa ou indirectamente projectos
de produção de energia eléctrica, de produção combinada de
energia eléctrica e térmica mediante processo de cogeração,
assim como projectos associados à utilização de energias
renováveis, bem como a sua comercialização por via directa ou
indirecta
Porto Alto
Portugal
(a)
(a)
(a)
-
100%
Lisboa
Portugal
100%
-
100%
100%
-
100% Refinação de petróleo bruto e seus derivados; Transporte,
distribuição e comercialização de petróleo bruto e seus derivados
e gás natural; Pesquisa e exploração de petróleo bruto e gás
natural; e quaisquer outras actividades industriais, comerciais, de
investigação ou prestação de serviços conexos com as referidas
nas alíneas anteriores
100% Obtenção, representação e comercialização de produtos
petrolíferos, de produtos químicos e tudo o que lhes seja conexo
Sub-Grupo Porten:
Porten - Portugal Energia, S.A. e subsidiária:
Ao Sol - Energias Renováveis, Lda
Sub-Grupo Petrogal:
Petróleos de Portugal - Petrogal, S.A.
Subsidiárias:
Galp Energia España, S.A. e subsidiárias:
100% Fabrico, instalação e comercialização de equipamentos para o
fornecimento de energias renováveis.
Madrid
Espanha
-
100%
100%
-
100%
Galpgest - Petrogal Estaciones de Servicio, S.L.U.
Madrid
Espanha
-
100%
100%
-
100%
100% Gestão e exploração de estações de serviço
Estación de Servicio Alcalá, S.L.
Madrid
Espanha
-
100%
100%
-
100%
100% Exploração de estações de serviço
Gasolinera Gon S.L.
Huelva
Espanha
-
100%
100%
-
100%
100% Armazenagem, distribuição, comercialização venda de gasolinas
de qualquer tipo, gasóleos, óleos industriais para uso de veículos
automóveis, e todos os sistemas de estação de serviço
Vigo
Espanha
(b)
(b)
(b)
-
51%
51%
Galpfer - Distribución de Lubrificantes, S.L.
CLG - Compañia Logística del Gas, S.A.
Depósito, armazenamento e distribuição de produtos petrolíferos e
produtos químicos, seus derivados e sub-produtos, quer se
encontrem em estado sólido, líquido ou gasoso
Madrid
Espanha
-
100%
100%
-
100%
100% Armazenagem e distribuição de produtos derivados do petróleo
Serviexpress Distribuición, S.A.
Valencia
Espanha
(c)
(c)
(c)
-
100%
100% Depósito, armazenamento e distribuição de produtos petrolíferos e
produtos químicos, seus derivados e sub-produtos, quer se
emcontrem em estado sólido, líquido ou gasoso
Petróleos de Valência, S.A. Sociedad Unipersonal (d)
Valencia
Espanha
-
100%
100%
-
-
Madrid
Espanha
-
100%
100%
-
100%
Galp Serviexpress, S.L.U. (c)
Sacor Marítima, S.A. e subsídiárias:
Gasmar - Transportes Marítimos, Lda.
Tripul - Soc. de Gestão de Navios, Lda.
-
Depósito, armazenamento e distribuição de produtos petrolíferos e
produtos químicos, seus derivados e sub-produtos, quer se
emcontrem em estado sólido, líquido ou gasoso
100% Depósito, armazenamento e distribuição de produtos petrolíferos e
produtos químicos, seus derivados e sub-produtos, quer se
emcontrem em estado sólido, líquido ou gasoso
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Transportes Marítimos em navios próprios ou fretados
Funchal
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Transportes marítimos em navios próprios ou fretados
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Gestão técnica de navios, tripulações e abastecimentos
Funchal
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Transportes marítimos em navios próprios ou fretados
Amarante
Portugal
-
50%
50%
-
50%
50%
Soturis - Sociedade Imobiliária e Turística, S.A.
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Actividade imobiliária designadamente, a gestão, compra e venda
e revenda de imóveis
Sopor - Sociedade Distribuidora de Combustíveis, S.A.
Lisboa
Portugal
-
51%
51%
-
51%
51%
S.M. Internacional-Transp. Marítimos, Lda.
Probigalp - Ligantes Betuminosos , S.A.
Compra, venda, fabrico, transformação, importação e exportação
de produtos betuminoso de aditivos que transformam ou
modificam esses produtos betuminosos
Distribuição, venda e armazenagem de combustíveis líquidos e
gasosos, lubrificantes, e outros derivados de petróleo; exploração
de postos de abastecimento, estações de serviço e oficinas de
reparação, incluindo negócios conexos com estas actividades,
nomeadamente de restauração e hotelaria
319
Sede Social
Cidade
País
FIRMA
Percentagem de capital detido
31.12.2005
31.12.2004
Directo Indirecto Total Directo Indirecto Total
Principal
actividade
Galp Serviexpress - Serv. de Distrib. e Comercialização de Produtos Petrolíferos,
S.A.
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Prestação de serviços de transporte, armazenagem e
comercialização de combustíveis líquidos, gasosos, óleos base e
outros derivados do petróleo a particulares, pequenas empresas e
agricultores, nos mercados interno e externo. A exploração directa
ou indirecta de centros de distribuição de combustíveis e
actividades auxiliares, nomeadamente, estações de serviço,
oficinas, venda de peças e acessórios para veículos motorizados,
restauração e hotelaria, bem como quaisquer outras actividades
industriais, comerciais e de prestação de serviços conexos com o
objecto social
Galpgeste- Gestão de Áreas de Serviço, Lda. e subsidiária:
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Exploração ou gestão, directa ou indirecta, áreas de serviço e
postos de abastecimento de combustíveis e actividades conexas
ou complementares, tais como estações de serviço e oficinas,
venda de lubrificantes, peças e acessórios para veículos
motorizados, restauração e hotelaria
C.L.T. - Companhia Logística de Term. Marítimos, Lda.
-
100%
100%
-
100%
100% Exploração de Terminais marítimos e actividades conexas
Petrogal Brasil, Lda.
Recife
Brasil
-
100%
100%
-
100%
100% Pesquisa e exploração de petróleo bruto e gás natural, bem como
quaisquer outras actividades comerciais, indústrias, de
investigação e prestação de serviços conexas com aquelas
actividades, podendo, ainda, participar em outras sociedades,
qualquer que seja a sua natureza e objecto
Petrogal Trading Limited
Dublin
Irlanda
-
100%
100%
-
100%
100% Desenvolvimento da actividade de trading de petróleo bruto e
produtos petrolíferos
Petrogal Moçambique, Lda. e subsidiária:
Maputo Moçambique
-
100%
100%
-
100%
100% Distribuição, transporte, armazenagem, comercialização de
combustíveis líquidos e gasosos, óleos base e lubrificantes e
exploração de postos de abastecimento e de estações de serviço
de assistência a automóveis
Maputo Moçambique
-
100%
100%
-
100%
100% Distribuição, transporte, armazenagem, comercialização de
combustíveis líquidos e gasosos, óleos base e lubrificantes e
exploração de postos de abastecimento e de estações de serviço
Luanda
Angola
-
100%
100%
-
100%
100% Produção, distribuição e comercialização de combustíveis líquidos
e gasosos, óleos base e lubrificantes e também a exploração de
postos de abastecimento e estações de serviço.
Luanda
Angola
Moçacor - Distribuição de Combustíveis, S.A.
Petrogal Angola, Lda e subsidiária: (o)
Agran - Agroquímica de Angola, SARL (o)
Matosinhos Portugal
-
99%
99%
-
99%
99%
Bissau Guiné-Bissau
-
100%
100%
-
100%
100% Distribuição, transporte, armazenagem, comercialização de
combustíveis líquidos e gasosos, óleos, base e lubrificantes e
outros derivados do petróleo. e a exploração de postos de
abastecimento e de estações de serviço de assistência a
automóveis, bem como quaisquer outras actividades industriais,
comerciais, de investigação ou de prestação de serviços conexos
com este objecto principal.
Petromar - Sociedade de Abastecimentos de Combustíveis, Lda (o)
Bissau Guiné-Bissau
-
80%
80%
-
80%
80%
Comércio de bancas marítimas, podendo acessoriamente exercer
quaisquer outras actividades relacionadas com derivados de
petróleo.
Petrogás - Importação, Armazenagem e Distribuição de Gás, Lda (o)
Bissau Guiné-Bissau
-
65%
65%
-
65%
65%
Importação, armazenagem e distribuição de GPL podendo
acessoriamente exercer quaisquer outras actividades,
preferencialmente relacionadas com derivados do petróleo.
-
100%
100%
-
100%
100% Distribuição, armazenagem, transporte e comercialização de
combustíveis líquidos e gasosos, lubrificantes e outros derivados
do petróleo
-
68%
68%
-
55,83%
-
100%
100%
-
100%
Petrogal Guiné-Bissau, Lda e subsidiárias: (o)
Galp Açores - Distrib. e Comercialização de Combustíveis e Lubrificantes, Lda. e Ponta Delgad Portugal
subsidiária:
Saaga - Sociedade Açoreana de Armazenagem. de Gás, S.A. (p)
Galp Madeira - Distrib. e Comercializ. de Combustíveis e Lubrificantes, Lda. e
subsidiárias:
Ponta Delgad Portugal
Funchal
Portugal
56%
Exploração da indústria e comércio de pesticidas
Construção e ou exploração de estações de enchimento e
respectivos parques de armazenagem de GPL e de outros
combustíveis na Região Autónoma dos Açores
100% Distribuição, armazenagem, transporte e comercialização de
combustíveis líquidos e gasosos lubrificantes e outros derivados
do petróleo
320
Sede Social
Cidade
País
FIRMA
Percentagem de capital detido
31.12.2005
31.12.2004
Directo Indirecto Total
Directo Indirecto Total
CLCM - Companhia Logistica de Combustíveis da Madeira, S.A. (e)
Funchal
Portugal
-
75%
75%
-
85%
Gasinsular - Combustíveis do Atlântico, S.A. (f)
Funchal
Portugal
-
100%
100%
-
-
Principal
actividade
Galpmed - Mediação Seguros, Sociedade Unipessoal Lda.
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
Instalação e exploração de parques de armazenagem de
combustíveis líquidos e gasosos, bem como das respectivas
estruturas de transporte, recepção, movimentação, enchimento e
expedição; e outras actividades industriais, comerciais, de
investigação ou de prestação de serviços, conexas com aquelas
actividades
A sociedade tem por objecto principal a distribuição,
armazenagem, transporte, comercialização de combustíveis
líquidos e gasosos, óleos base e lubrificantes e outros derivados
do petróleo e a exploração directa ou indirecta de postos de
abastecimento de combustíveis e de áreas de serviço e
actividades complementares, nomeadamente estações de serviço
e oficinas de reparação e manutenção automóvel, venda de peças
e acessórios para veículos motorizados, restauração e hotelaria,
bem como quaisquer outras actividades industriais, comerciais, de
investigação ou de prestação de serviços conexos com as
actividades mencionadas no seu objecto.
100% Mediação de seguros
Tanquisado - Terminais Marítimos, S.A.
Setúbal
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Desenvolvimento e Exploração de Terminais Marítimos
TLG - Transportes Líquidos e Gasosos, Lda
Lisboa
Portugal
(g)
(g)
(g)
-
100%
100% Transporte de liquidos e gasosos petrolíferos
Sempre a Postos - Produtos Alimentares e Utilidades, Lda.
Lisboa
Portugal
-
75%
75%
-
75%
75%
Comércio retalhista de produtos alimentares, utilidades
domésticas, presentes e artigos vários onde se incluem jornais,
revistas, discos, vídeos, brinquedos, bebidas, tabacos, cosméticos,
artigos de higiene, de viagem e acessórios para veículos
Combustiveis Líquidos, Lda.
Lisboa
Portugal
-
75%
75%
-
75%
75%
Comércio de combustíveis, lubrificantes e acessórios de
automóveis, podendo explorar qualquer outro ramo de negócio em
que os sócios acordem e que não dependa de autorização
especial
Blue Flag Navigation - Transportes Marítimos, Lda.
Funchal
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% A Sociedade tem por objecto o exercício da actividade de
transporte marítimo, a exploração comercial de navios em nome
próprio, na qualidade de proprietária ou afretadora, ou em nome
alheio, enquanto operadora
Galp Investment - Fundo
Lisboa
Portugal
(h)
(h)
(h)
(h)
(h)
(h)
Securitização de créditos
Galp Investment Fund, PLC
Dublin
Irlanda
(i)
(i)
(i)
(i)
(i)
(i)
Securitização de créditos
Fast Access – Operações e Serviços de Informação e Comércio Electrónico, S.A.
(j)
Lisboa
Portugal
-
Tagus Re, S.A.
LuxemburgoLuxemburgo
-
66,66% 66,66%
100%
100%
Asa - Abastecimento e Serviços de Aviação, Lda. (o)
Lisboa
Portugal
-
50%
50%
Galp Exploração Serviços Brasil, Lda (n)
Recife
Brasil
-
100%
100%
-
100%
100%
Petrogal Cabo Verde, Lda. (o)
São VicenteCabo Verde
-
-
33,33% 33,33% Realização de operações e a prestação de serviços de informação
e comércio electrónico para utilizadores em mobilidade, bem como
a prestação de serviços de gestão e operacionalização de
comércio “on-line”
100%
50%
-
85%
100%
100% Operações de resseguro em todos os ramos, com exclusão das
operações de seguro directas
50% Prestação de serviço de abastecimento petrolífero aeronáutico
-
Prestação de serviços de apoio à gestão empresarial
100% Distribuição e comercialização de combustíveis líquidos e gasosos,
óleos base e lubrificantes e também a exploração de postos de
abastecimento e estações de serviço.
321
FIRMA
Sede Social
Cidade
País
Percentagem de capital detido
31.12.2005
31.12.2004
Directo Indirecto Total Directo Indirecto Total
Sub-Grupo GDP:
GDP - Gás de Portugal, SGPS, S.A.:
Lisboa
Portugal
100%
Driftal - Plastificantes de Portugal, S.A.
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
100%
-
100% Comercialização de Plastificantes ftálicos
GDP Distribuição, SGPS, S.A. e subsidiárias:
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
100%
-
100% Gestão de participações sociais
Beiragás - Companhia de Gás das Beiras, S.A.
Viseu
Portugal
-
59%
59%
-
59%
59%
Gásfomento - Sistemas e Instalações de Gás, S.A.
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Concepção de sistemas de distribuição e utilização de gás
combustível, montagem e conversão de equipamentos e
assistência técnica a consumidores
Dianagás - Soc. Distrib. de Gás Natural de Évora, S.A.
Bucelas
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Exploração, construção e manutenção de redes regionais de
distribuição de gás natural e outros gases
Paxgás - Soc. Distrib. de Gás Natural de Beja, S.A.
Bucelas
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Exploração, construção e manutenção de redes regionais de
distribuição de gás natural e outros gases
Medigás - Soc. Distrib. de Gás Natural do Algarve, S.A.
Bucelas
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Exploração, construção e manutenção de redes regionais de
distribuição de gás natural e outros gases
Duriensegás - Soc. Distrib. de Gás Natural do Douro, S.A.
Bucelas
Portugal
-
75%
75%
-
75%
75%
Exploração, construção e manutenção de redes regionais de
distribuição de gás natural e outros gases
Lusitaniagás - Companhia de Gás do Centro, S.A.
Aveiro
Portugal
-
85%
85%
-
85%
85%
Exploração, construção e manutenção de redes regionais de
distribuição de gás natural e outros gases
Lisboagás GDL - Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A.
Lisboa
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Obtenção, armazenagem e distribuição de gás combustível
canalizado
Bucelas
Portugal
100%
-
100%
100%
-
Setúbal
Portugal
(l)
(l)
(l)
-
90%
90%
-
100%
100%
-
Principal
actividade
100% Gestão de participações sociais
Subsidiárias:
Transgás, SGPS, S.A. e subsidiárias:
Natgás - Companhia Portuguesa de Gás Natural, S.A.
Exploração, construção e manutenção de redes regionais de
distribuição de gás natural
100% Gestão de participações sociais
Exploração, em regime de serviço público, do terminal de gás
natural liquefeito e do gasoduto de gás natural
Transgás - Soc. Portuguesa de Gás Natural, S.A. e subsidiárias:
Bucelas
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Importação de gás natural, armazenagem, distribuição através de
rede de alta pressão, construção e manutenção de redes
Gasoduto de Campo Maior - Leiria - Braga, S.A.
Bucelas
Portugal
-
88%
88%
-
88%
88%
Transporte de gás natural em alta pressão entre Campo Maior –
Leiria - Braga
Gasoduto Braga - Tuy, S.A.
Bucelas
Portugal
-
51%
51%
-
51%
51%
Transporte de gás natural em alta pressão entre Braga e Tuy
Sines
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Construção, instalação e exploração das infraestruturas e
equipamentos necessários para a recepção, armazenagem,
tratamento e regaseificação de gás natural liquefeito em regime de
subconcessão de serviço público
Transgás Armazenagem - Soc. Portuguesa de Armazenagem de Gás
Natural, S.A.
Bucelas
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Armazenagem de gás natural em regime de subconcessão de
serviço público, incluindo a construção, manutenção, reparação e
exploração de todas as infra-estruturas e equipamentos conexos.
Transgás Industria - Soc. Portuguesa de Fornec. de Gás Natural à Industria,
S.A.
Bucelas
Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% Fornecimento de energia a empresas.
Bucelas
Portugal
100%
-
100%
100%
-
100%
Carriço Cogeração Sociedade de Geração de Electricidade e Calor, S.A.
Bucelas
Portugal
-
65%
65%
-
65%
65%
Produção sob a forma de cogeração e venda de energia eléctrica
e térmica
Powercer - Sociedade de Cogeração da Vialonga, S.A.
Bucelas
Portugal
-
70%
70%
-
70%
70%
A Sociedade tem por objecto a produção sob a forma de
cogeração, e a venda de energia eléctrica e térmica, incluindo a
concepção, construção, financiamento e exploração de instalações
de cogeração, bem como o exercício de todas as actividades e a
prestação de serviços conexos
Pampilhosa Portugal
-
100%
100%
-
100%
100% A Sociedade tem por objecto a produção, transporte e distribuição
de energia eléctrica e térmica proveniente de sistemas de
cogeração e energias renováveis, incluindo concepção, construção
e operação de sistemas ou instalações, bem como o exercício de
todas as actividades e a prestação de serviços conexas
Aveiras de
Cima
Portugal
-
65%
65%
-
65%
65%
Instalação e exploração de parques de armazenagem de
combustíveis líquidos e gasosos, bem como das respectivas
estruturas de transporte. Outras actividades industriais,
comerciais, de investigação ou de prestação de serviços, conexas
com aquelas actividades.
Caiageste - Gestão de Áreas de Serviço, Lda.
Elvas
Portugal
-
50%
50%
-
50%
50%
Gestão e exploração de duas áreas de serviço localizadas na zona
do Caia, incluindo o exercício de quaisquer actividades e a
prestação de quaisquer serviços conexionados com tais
estabelecimentos
ou
instalações,
nomeadamente:
o
abastecimento de combustíveis e lubrificantes, a comercialização
de produtos e artigos dos ramos da conveniência e dos
supermercados, a gestão e a exploração de restaurantes e outras
unidades de natureza hoteleira ou similar, estações de serviço e
pontos de venda de lembranças e utilidades.
Sigás - Armazenagem de Gás, A.C.E.
Sines
Portugal
-
60%
60%
-
60%
60%
Concepção construção de caverna subterrânea de armazenagem
de GPL, das instalações de superfície complementares
necessárias à movimentação de produtos. Gestão e exploração
operacional de caverna incluindo instalações de superfície,
tanques e esferas de GPL
Transgás Atlântico - Soc. Portuguesa de Gás Liquefeito, S.A.
Sub-Grupo Galp Power:
Galp Power , SGPS, S.A. e subsidiárias:
Sinecogeração - Cogeração da Refinaria de Sines, S.A.
A gestão de participações sociais como forma indirecta de
exercício da actividade económica
B) Empresas controladas conjuntamente
Sub-Grupo Petrogal:
C.L.C. - Companhia Logística de Combustíveis, S.A.
322
Durante o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 o perímetro de consolidação foi
alterado face ao exercício precedente conforme segue:
(a) Em 31 de Dezembro de 2005 foi alienada 100% da participação na Ao Sol – Energias
renováveis, Lda pelo montante de mEuros 520 a qual gerou uma menos valia no montante de
mEuros 135.
b) Durante o exercício de 2005 a subsidiária Galp Energia España, S.A., alienou a participação
da Galpfer – Distribuição de Lubrificantes, S.L. não tendo gerado qualquer mais ou menos
valia.
c) e g) No exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, foram integradas através de um
processo de fusão por incorporação, com efeitos a 1 de Janeiro de 2005, (i) a subsidiária
Serviexpress Distribuicion S.A., detida pelo grupo a 100%, na Galp Serviexpress, S.L.U., (ii) e
a TLG – Transportes Líquidos e Gasosos, Lda. detida pelo grupo a 100%, na Petróleos de
Portugal – Petrogal, S.A..
(d) A subsidiária Galp Energia Espanã, S.A., adquiriu em Janeiro de 2005 100% do capital da
Petróleos de Valência, S.A. Sociedad Unipersonal cuja a actividade é o deposito,
armazenamento e distribuição de produtos petrolíferos e produtos químicos, seus derivados e
subprodutos, pelo montante de mEuros 13.937, gerando um goodwill no montante de mEuros
7.838 incluído na rubrica de Goodwill (Nota 12).
(e) No exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 o grupo alienou 10% da participação no
capital da CLCM - Companhia Logística de Combustíveis da Madeira, S.A., pelo valor de
mEuros 75, reduzindo assim a participação de 85% para 75%.
(f) A empresa Galp Madeira - Distribuição e Comercialização de Combustíveis e Lubrificantes,
Lda., adquiriu em Maio de 2005 a totalidade do capital da Gasinsular - Combustíveis do
Atlântico, S.A. cuja a actividade principal é a distribuição, armazenagem, transporte e
comercialização de combustíveis líquidos e gasosos, óleos base, lubrificantes e outros
derivados do petróleo, pelo montante de mEuros 50, gerando um goodwill no montante de
mEuros 403 incluído na rubrica de Goodwill (Nota 12).
h) e i) No decurso do exercício de 2003 a Petrogal celebrou uma operação de titularização de
contas a receber com o Galp Investment Fund, PLC (“Fundo”) no montante máximo de mEuros
210.000 (Nota 23), o qual tem um prazo de maturidade esperada de 5 anos e um prazo de
maturidade legal de 7 anos. Para fazer face a este montante o Fundo emitiu mEuros 199.500
de obrigações "Notes A" e mEuros 10.500 de obrigações "Notes B", as quais são remuneradas
à taxa Euribor acrescida de 0,5% e 0,95%, respectivamente. As transacções são efectuadas
com recurso a um outro veiculo com sede em Portugal – Galp Investment – Fundo – o qual
procede a compra dos recebíveis e à sua colocação junto do Galp Investment Fund PLC. Dado
estes Fundos se configurarem como veículos constituídos unicamente para esta operação e
atendendo às disposições contabilísticas ao nível das IAS/IFRS, relativamente a este tipo de
operações, os activos e passivos dos Fundos, que são constituídos essencialmente pelas
contas a receber de clientes da Petrogal e as obrigações emitidas pelo Fundo, respectivamente,
são consolidados nas demonstrações financeiras do grupo.
(j) A subsidiária Petróleos de Portugal – Petrogal, S.A. adquiriu em Dezembro de 2005,
33,33% do capital da Fast Access – Operações e Serviços de Informação e Comércio
Electrónico, S.A., passando a deter 66,66% do capital desta subsidiária que passou a ser
incluída no perímetro de consolidação.
323
l) e m) No exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 foram dissolvidas as empresas: (i)
Água Solar – Serviços de Energia Solar, S.A. do subgrupo Galp Power, SGPS e a (ii) NatgásCompanhia Portuguesa de Gás Natural S.A. do subgrupo Transgás SGPS., S.A..
n) Foi constituída, com data de 5 de Janeiro de 2005, a sociedade Galp Exploração Serviços do
Brasil, Lda, com sede social na Cidade do Recife, Brasil, da qual o Grupo participa em 100%
do capital Social da mesma, tendo ainda que realizar o capital da sua participada no montante
de mEuros 128, que se encontra registado na rubrica outros credores.
o) Empresas do Grupo excluídas da consolidação em Dezembro de 2004 por não serem
materiais.
p) Durante o exercício de 2005 foi adquirido 12,17% de participação da empresa Saaga –
Sociedade Açoreana de Armazenagem de Gás, S.A. pelo valor de mEuros 858, tendo gerado
um Goodwill de mEuros 278 (Nota 12).
Em Dezembro de 2005, o Grupo GDP adquiriu os restantes 10% da participação financeira
empresa Natgás ao Estado Português por um valor mEuros 381, tendo gerado um Goodwill
mEuros 306 (Nota 12). A empresa Natgás foi liquidada no mesmo mês por decisão
administração no âmbito de reorganização do Grupo GDP, tendo sido reflectida uma perda
montante do valor do Goodwill, na rubrica de Outros ganhos e perdas, da Demonstração
resultados.
na
de
da
no
de
O impacto da liquidação na demonstração de resultados consolidados foram os seguintes:
2005
2004
Rendimentos operacionais
-
-
Gastos operacionais
-
(1)
(28)
13
(28)
12
Resultados financeiros
Resultado antes de impostos:
O montante mEuros 28 resultante da liquidação da empresa Natgás foi reflectido na rubrica
outros ganhos e perdas financeiras, da demonstração de resultados.
A liquidação da empresa Água Solar – Serviços de Energia Solar, S.A. teve o seguinte impacto
na demonstração de resultados:
2005
2004
Rendimentos operacionais
-
-
Gastos operacionais
-
(7)
(9)
(1)
(9)
(8)
Resultados financeiros
Resultado antes de impostos:
Com excepção da C.L.C. - Companhia Logística de Combustíveis, S.A., da Sigás Armazenagem de Gás, A.C.E. e da Caiageste - Gestão de Áreas de Serviço, Lda., que foram
incluídas pelo método proporcional conforme indicado na Nota 2.2 alínea b), todas as
restantes empresas acima referidas foram incluídas na consolidação pelo método de
integração global. Contudo, em Dezembro de 2004 não foram consolidadas integralmente as
participações detidas nas empresas Petrogal Angola, Lda, Petrogal Guiné-Bissau, Lda., Agran –
324
Agroquímica de Angola,SARL., Petrogás – Importação, Armazenagem e Distribuição de Gás,
Lda., Petromar – Sociedade de Abastecimentos de Combustíveis, Lda., Petrogal Cabo Verde,
Lda. e Asa – Abastecimento e Serviços de Aviação, Lda.
4. PARTICIPAÇÕES FINANCEIRAS EM EMPRESAS ASSOCIADAS
As participações financeiras em empresas associadas, suas sedes sociais, proporção de capital
e suas actividades detidas em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 são as seguintes:
Percentagem de capital detido
Sede Social
FIRMA
2005
2004
Valor de balanço
Localidade
País
Directa
Indirecta
Total
Directa
Indirecta
Total
EMPL - Europe Magreb Pipeline, Ltd (d)
Madrid
Espanha
-
27,40%
27,40%
-
27,40%
Gasoduto Al-Andaluz, S.A. (d)
Madrid
Espanha
-
33,04%
33,04%
-
Gasoduto Extremadura, S.A. (d)
Madrid
Espanha
-
49,00%
49,00%
-
Setgás - Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A.
(c)
Setúbal
Portugal
-
45,00%
45,00%
Empresa Nacional de Combustíveis - Enacol, S.A.R.L (a)
Mindelo
Cabo-Verde
-
32,50%
Santarém
Portugal
-
Tânger
Marrocos
-
Angra do
Heroismo
Portugal
Brisa Access, S.A. (a)
Cascais
Número Um - Reparação de Automóveis, Lda. (a)
Gasfomento Sur Andalucia, S.A. (b)
Tagusgás - Empresa de Gás do Vale do Tejo, S.A. (i)
Metragaz, S.A. (d)
Terparque - Armazenagem de Combustíveis, Lda (j)
Enerfin - Sociedade de Eficiência Energética, S.A. (a)
TIGS - Engenharia e Manutenção, S.A. (b)
Informação financeira da empresa associada
Activos
Passivos
Resultado
exercicio
2005
2004
27,40%
37.349
28.030
692.090
555.780
Proveitos
215.126
115.121
Principal actividade
33,04%
33,04%
16.387
16.429
114.573
64.976
26.930
8.064
49,00%
49,00%
13.547
12.447
52.018
24.371
19.324
6.765
Construção e exploração do gasoduto Córdoba-Campo Maior.
-
45,00%
45,00%
5.207
3.082
106.024
94.454
32.188
4.720
Produção e distribuição de Gás Natural e dos seus Gases de
Substituição
32,50%
-
32,50%
32,50%
6.644
5.592
41.159
20.718
38.243
2.249
Comercialização de hidrocarbonetos e actividades acessórias
41,27%
41,27%
-
41,27%
41,27%
1.715
1.604
43.363
39.208
10.173
267
Produção Distribuição de Gás Natural, e outros gases
combustíveis canalizados.
26,99%
26,99%
-
26,99%
26,99%
1.567
1.399
9.175
3.371
1.361
1.373
Construção, manutenção e exploração do gasoduto MagrehbEuropa.
-
23,50%
23,50%
-
23,50%
23,50%
880
881
3.823
72
28
4
Construção e/ou a exploração de um ou mais parques de
armazenagem, tanto de combustíveis líquidos como de gases
de petróleo liquefeitos e respectivas estações de enchimento
Portugal
-
7,50%
7,50%
-
7,50%
7,50%
393
181
10.490
5.245
21.269
2.677
A prestação de quaisquer serviços de assistência e apoio a
automobilistas, a prestação de serviços de fornecimento,
instalação, colocação em serviço e manutenção de
equipamentos e sistemas electrónicos, para utilização em infraestruturas rodoviárias, e o
Lisboa
Portugal
-
49,00%
49,00%
-
49,00%
49,00%
340
300
2.032
1.322
12.263
120
Revisão e reparação de automóveis e a venda de peças e
acessórios de automóveis.
Sevilha
Espanha
-
30,00%
30,00%
-
40,00%
40,00%
95
20
624
302
195
(137)
Instalacção e manutenção de gás, realização de projectos de
gestão energética, serviços de fiscalização e inspecção
períodica de instalações de gás e construção e manutenção de
redes de gás.
Porto
Portugal
-
25,12%
25,12%
-
25,12%
25,12%
51
142
563
-
156
143
Exercício de actividade no domínio de eficiência energética e de
produtividade.
Prestação de serviços nas áreas de engenharia e serviços de
manutenção industrial.
Construção e operação de gasodutos para transporte de gás
natural entre Marrocos e Espanha.
Construção e exploração do gasoduto Tarifa–Córdoba.
Sintra
Portugal
-
48,70%
48,70%
-
48,70%
48,70%
32
29
151
85
159
5
Maputo
Moçambique
-
22,22%
22,22%
-
22,22%
22,22%
10
10
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Matosinhos
Portugal
-
-
-
12,62%
34,01%
46,63%
-
5.528
-
-
-
-
Produção Distribuição de Gás Natural, e outros gases
combustíveis canalizados.
Gasfomento Energia, S.A. (b) (h)
Sevilha
Espanha
-
22,00%
22,00%
-
22,00%
22,00%
-
10
66
108
-
(79)
Trabalhos diversos no âmbito de auditorias, fiscalização,
estudos de viabilidade económica e de eficiência energética,
elaboração de manuais de procedimentos,assistência técnica de
instalações e equipamentos e ensaios de funcionamento.
Ecogen - Serviços de Energia Descentralizada, S.A. (f) (h)
Bucelas
Portugal
-
35,00%
35,00%
-
35,00%
35,00%
-
-
365
1.154
17
(225)
Prestação de serviços de importação e exportação,
comercialização e fornecimento de equipamentos de produção
de energia eléctrica em baixa tensão, e ainda a prestação de
serviços conexos
Central E, S.A. (h)
Lisboa
Portugal
20,30%
-
20,30%
-
20,30%
20,30%
-
-
1.018
1.143
1.037
(2.774)
Disponibilização e operações de informação e comércio
electrónico
Energin - Sociedade de Produção de Electricidade e Calor,
S.A. (f) (h)
Lisboa
Portugal
-
35,00%
35,00%
-
35,00%
35,00%
-
-
58.057
41.149
24.043
1.146
Produção sob a forma de cogeração e venda de energia
eléctrica e térmica
Imopetro (k)
Portgás - Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A.
(g)
Prestação de serviço de abastecimento petrolífero
325
Percentagem de capital detido
Sede Social
FIRMA
2005
2004
Valor do balanço
2005
Informação financeira da empresa associada
Resultado
exercicio
Passivos
Proveitos
Localidade
País
Directa
Indirecta
Total
Directa
Indirecta
Total
2004
Activos
Número Um - Reparação de Automóvel, Lda.
Lisboa
Portugal
-
49,00%
49,00%
-
49,00%
49,00%
186
186
2.167
1.343
Principal actividade
4.251
(114)
Reparação automóvel e actividades conexas
Setgás - Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A.
Setubál
Portugal
-
45,00%
45,00%
-
45,00%
45,00%
141
141
163.008
142.555
33.996
4.090
Exploração, construção e manutenção de redes regionais de
distribuição de gás natural
Sonangalp - Sociedade Distribuição e Comercializaçãode
Combustíveis, Lda (e)
Luanda
Angola
-
49,00%
49,00%
-
49,00%
49,00%
-
-
35.655
38.898
29.321
(90)
Distribuição e Comercialização de combustíveis líquidos,
lubrificantes e outros derivados de petróleo e exploração de
postos de abastecimento e estações de serviço, de assistência a
automóveis e outras conexas
Fast Access - Operações e Serviços de Informação e
Comércio Electrónico, S.A. (a) (m)
Oeiras
Portugal
-
(m)
(m)
-
33,33%
33,33%
-
26
2.226
1.730
1.457
(147)
Realização de operações e a prestação de serviços de
informação e comércio electrónico para utilizadores em
mobilidade, bem como a prestação de serviços de gestão e
operacionalização de comércio “on-line
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
49
n.d
n.d
n.d
n.d
Petrogal Cabo Verde, Lda
(c)
Petrogal Guiné - Bissau e subsidiárias:
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
1.234
n.d
n.d
n.d
n.d
(c)
Petrogal Angola e subsidiárias:
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
295
n.d
n.d
n.d
n.d
(c)
Asa - Abastecimento e Serviços de Aviação, Lda.
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
(m)
(m)
-
7
n.d
n.d
n.d
n.d
(c)
menos: Provisão para responsabilidades conjuntas (Nota 26)
84.544
77.622
(5.330)
(4.290)
79.214
73.332
(a) Participações detidas pela Petróleos de Portugal – Petrogal , S.A.
(b) Participações detidas pela Gasfomento – Sistemas e Instalações de Gás, S.A.
(c) Participação detida pela GDP Distribuição, SGPS, S.A. e pela Petróleos de Portugal – Petrogal, S.A.
(d) Participação detida pela Transgás – Sociedade Portuguesa de Gás Natural , S.A.
(e) Participação detida pela Petrogal Angola, Lda.
(f ) Participação detida pela Galp Power, SGPS, S.A.
(g) Participação detida pela GDP Distribuição, S.A. e pela GDP, SGPS, S.A. foi alienada durante o exercício findo em 31
de Dezembro de 2005
(h) Em 31 de Dezembro de 2005, a provisão para partes de capital das empresas associadas, representante do
compromisso solidário do Grupo junto das associadas que apresentavam capitais próprios negativos, detalha-se
conforme segue (Nota 26):
2005
Central E, S.A.
Energin - Sociedade de Produção de Electricidade e Calor, S.A
Gasfomento Energia, S.A.
Ecogen - Serviços de Energia Descentralizada, S.A.
Fast Access - Operações e Serviços de Informação e
Comércio Electrónico, S.A.
Sonangalp - Sociedade Distribuição e Comercialização de
Combustíveis, Lda
2004
2.553
1.990
678
1.022
10
-
276
214
-
1.064
1.813
-
5.330
4.290
(i) Participação detida pela GDP Distribuição, SGPS, S.A.
(j) Participação detida pela Saaga – Sociedade Açoreana de Armazenagem de Gás, S.A.
(k) Participação detida pela Petrogal Moçambique, Lda.
(m) Empresas excluídas da consolidação em Dezembro 2004 e incluídas em Dezembro de 2005 (Nota 3).
326
O movimento ocorrido na rubrica de participações financeiras em empresas associadas no
exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 foi o seguinte:
Saldo em 1 de Janeiro de 2005 sem reservas de conversão
Reservas de conversão imputadas ao saldo inicial
(3.024)
Saldo em 1 de Janeiro de 2005
Alteração do perímetro de consolidação
(1.689)
Saldo em 1 de Janeiro de 2005
75.933
Efeito de aplicação do método de equivalência patrimonial aos resultados do exercício:
Positivos
Negativos
42.226
80.646
77.622
(73)
42.153
Efeito da aplicação do método de equivalência patrimonial relativo a outras variações nos capitais próprios
das subsidiárias:
Ajustamentos de conversão cambial
Positivos
Negativos
5.845
(7)
5.838
Dividendos distribuídos:
Gasoduto Al-Andaluz, S.A.
Gasoduto Extremadura, S.A.
Metragaz, S.A.
EMPL - Europe Maghreb Pipeline, Ltd.
Empresa Nacional de Combustíveis - Enacol, S.A.R.L.
(2.707)
(2.215)
(234)
(28.038)
(709)
(33.903)
Reembolso da parte da prestação acessória realizada pela Petróleos de Portugal - Petrogal, S.A.. na
Enerfin - Sociedade de Eficiência Energética, S.A.
Aumento de capital na Gasfomento Sur Andalucia, S.A.
Alienação da participação na Portgás - Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A.
Outros movimentos ocorridos
Saldo em 31 de Dezembro de 2005
Reservas de conversão imputadas ao saldo final
Saldo em 31 de Dezembro de 2005 sem reservas de conversão
(126)
87
(5.528)
91
84.545
(2.814)
81.731
As aquisições durante o exercício de 2005 correspondem a um aumento de capital no
montante de mEuros 87 relativo à participação financeira que a Gásfomento – Sistemas e
Intalações de Gás, S.A. detém na empresa associada Gasfomento Sur Andalucia, S.A..
Contudo, a participação na associada Gasfomento Sur Andalucia, S.A. reduziu em 10%
comparativamente ao ano transacto, em virtude de a empresa Gasfomento, Sistemas e
Instalações de Gás, S.A. ter participado no aumento de capital em proporção inferior à
percentagem de capital detido.
No exercício de 2005 a GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A. e a GDP Distribuição, SGPS, S.A.
alienaram as participações detidas na Portgás – Sociedade de Produção e Distribuição de Gás,
S.A., a qual se encontrava reflectida na rubrica de participações financeiras em empresas
associadas pelo montante de mEuros 5.528, pelo montante global de mEuros 86.400
(incluindo o reembolso de suprimentos e juros capitalizados no montante de mEuros 26.347,
tendo sido posteriormente ajustado por reembolsos de juros e suprimentos no montante de
327
mEuros 1.426), gerando assim uma mais valia no montante de mEuros 54.525, a qual foi
reconhecida na rubrica de resultados relativos a participações financeiras em empresas
associadas, da demonstração de resultados.
Do montante total de dividendos recebidos em 2005 de mEuros 39.339, mEuros 33.903 e
mEuros 5.436 são referentes a empresas associadas e a empresas participadas (Nota 5),
respectivamente.
5. PARTICIPAÇÕES FINANCEIRAS EM EMPRESAS PARTICIPADAS
As participações financeiras em empresas participadas, suas sedes sociais e proporção do
capital detido em 31 de Dezembro de 2005 e 31 de Dezembro de 2004 são as seguintes:
Sede Social
Percentagem de capital detido
Cidade
País
ONI SGPS, S.A.
Oeiras
Portugal
4,10%
4,10%
19.865
19.865
CLH- Compañia Logística de Hidrocarburos
Madrid
Espanha
5,00%
5,00%
62.594
59.260
PME Capital - Sociedade Portuguesa de Capital de Risco, S.A.
Porto
Portugal
1,82%
1,82%
499
499
PME Investimentos - Sociedade de Investimento, S.A.
Lisboa
Portugal
1,82%
1,82%
499
499
Amadora
Portugal
10,98%
10,98%
114
114
Omegás - Soc. D'Étude du Gazoduc Magreb Europe
Tânger
Marrocos
5,00%
5,00%
35
35
Ambélis - Agência para a modernização Económica de Lisboa, S.A.
Lisboa
Portugal
2,00%
2,00%
20
20
19
19
Agene - Agência para a Energia, S.A.
Clube Financeiro de Vigo
2005
-
2004
Valor contabilístico
FIRMA
-
2005
2004
Vigo
Espanha
OEINERGE - Agência Municipal Energia e Ambiente de Oeiras
Oeiras
Portugal
1,45%
1,45%
1
1
CCCP - Cooperativa de Consumo de Pessoal da Petrogal, CRL
Lisboa
Portugal
0,07%
0,07%
7
7
Outras
24
27
83.677
80.346
(19.865)
(19.865)
Imparidades de Empresas Participadas
ONI SGPS, S.A.
Ambélis - Agência para a modernização Económica de Lisboa, S.A.
PME Capital - Sociedade Portuguesa de Capital de Risco, S.A.
PME Investimentos - Sociedade de Investimento, S.A.
(7)
(7)
(52)
(52)
(145)
(145)
(20.069)
(20.069)
63.608
60.277
As participações em participadas foram reflectidas contabilisticamente ao custo de aquisição,
com excepção da participação na CLH – Compañia Logistica de Hidrocarburos que apesar de o
Grupo deter apenas 5% do capital, é exercida uma influência significativa sendo valorizada tal
como descrito na Nota 2.2 c)).
328
Os movimentos da rubrica de participações financeiras em participadas, no decurso do
exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, foram como se segue:
Saldo inicial a 1 de Janeiro de 2005
60.277
Efeito da aplicação da equivalência partimonial aos resultados do exercício:
Positivos
7.781
Dividendos distribuídos:
CLH - Compañia Logistica de Hidrocarburos
(5.436)
Acerto preço de compra da CLH - Compañia Logistica de Hidrocarburos
986
Saldo final a 31 de Dezembro de 2005
63.608
O montante de mEuros 5.436 de dividendos distribuídos, foram totalmente recebidos no
exercício de 2005 (Nota 4).
Resultante do contrato de compra estabelecido para a aquisição da participação detida na CLH
- Compañia Logistica de Hidrocarboros, S.A., o custo da participação é anualmente revisto, até
5 anos a partir da data do contrato, face ao valor de vendas efectuado. O valor pago no
exercício como adicional ao custo de compra ascende a mEuros 986.
6. RENDIMENTOS OPERACIONAIS
Seguidamente apresenta-se detalhe dos rendimentos operacionais do grupo durante o
exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 e 31 de Dezembro de 2004:
RUBRICAS
Rédito das vendas:
de mercadorias
de produtos
Rédito da prestação de serviços
Outros rendimentos operacionais:
Proveitos suplementares
Ganhos em Imobilizações
Subsídios à exploração
Outros
2005
2004
4.026.310
6.959.082
10.985.392
3.221.471
5.905.999
9.127.470
151.916
145.151
33.915
4.780
5.471
39.200
83.366
38.091
5.037
1.560
34.578
79.266
11.220.674
9.351.887
As vendas de combustíveis incluem o valor de Imposto sobre os Produtos Petrolíferos (ISP).
A repartição geográfica das vendas está expressa na Nota 8.
A rubrica de proveitos suplementares inclui essencialmente proveitos relativos a taxas de
exploração, taxas de espaços publicitários, taxas de lavagens automáticas, entre outras
debitadas a revendedores por utilização da marca GALP.
7. GASTOS OPERACIONAIS
O resultado dos exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 foram afectados pelas
seguintes rubricas de gastos operacionais:
329
RUBRICAS
Inventários consumidos e vendidos:
Mercadorias
Matérias primas e subsidiárias
Imposto sobre petróleo
Variação da produção
Imparidades
Materiais e serviços consumidos:
Subcontratos
Electricidade, água e comunicações
Limpeza e vigilância
Combustíveis
Material escritório
Rendas e alugueres
Conservação e reparação
Publicidade
Deslocações e estadas
Transportes de pessoal
Transporte de mercadorias
Seguros
Serviços informáticos
Estudos e projectos
Comissões
Honorários e contencioso
Serviços jurídicos
Serviços de consultadoria
Serviços leitura, facturação e cobrança
Serviços de assistencia técnica e inspecção
Armazenagem e enchimento
Serviços e taxas portuárias
Outros serviços especializados
Outros gastos
Gastos com o pessoal:
Remunerações órgãos sociais
Remunerações do pessoal
Encargos sociais
Benefícios de reforma - pensões e seguros (Nota 24)
Outros seguros
Outros gastos
Gastos com amortizações e depreciações:
Amortizações de activos fixos tangíveis (Nota 13)
Amortizações de activos fixos intangíveis (Nota 13)
Provisões e imparidade de contas a receber
Provisões (Nota 26)
Perdas de imparidade de contas a receber de clientes (Nota 16)
Perdas de imparidade de outras contas a receber (Nota 15)
Outros gastos operacionais
Outros impostos
Outros custos operacionais
2005
2004
2.285.841
4.798.149
2.290.837
(203.185)
(9.550)
9.162.092
1.844.022
3.528.726
2.313.446
(99.669)
11.379
7.597.904
13.385
22.254
9.253
1.359
1.541
51.537
57.475
38.091
8.130
971
70.673
37.343
28.290
11.239
11.007
2.665
1.311
3.968
6.145
4.776
32.220
15.948
26.042
69.951
525.574
8.484
21.233
7.600
556
1.398
43.556
67.525
31.121
7.653
934
61.594
30.203
24.561
9.381
9.700
4.607
1.026
3.277
5.463
3.617
27.790
12.953
22.527
61.618
468.377
3.886
173.903
37.695
39.789
9.008
5.353
269.634
3.699
168.919
34.926
31.079
7.168
5.106
250.897
272.068
34.728
306.796
270.044
24.194
294.238
12.058
7.618
505
20.181
11.145
5.103
(1.678)
14.570
8.662
64.986
7.546
67.941
73.648
75.487
330
8. INFORMAÇÃO POR SEGMENTOS
Segmentos de negócio
Por questões estratégicas, o grupo está actualmente organizado em quatro segmentos de
negócio, com as seguintes unidades de negócio:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Aprovisionamento e Transporte de Gás Natural;
Distribuição de Gás Natural;
Refinação e Distribuição de produtos Petrolíferos
Exploração e Produção
Outros
Relativamente ao segmento de negócio outros, o grupo considerou a empresa holding GDP –
Gás de Portugal, SGPS, S.A. e uma actividade de plastificantes, Driftal - Plastificantes de
Portugal, S.A.
Seguidamente apresenta-se a informação financeira relativa aos segmentos identificados
anteriormente, em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
Aprovisionamento e
Transporte de Gás
Natural
Margem Bruta
Vendas e Serviços Prestados
Distribuição de Gás
Natural
Refinação e Distribuição de
Exploração e Produção
Produtos Petrolíferos
2005
2004
2005
2004
Electricidade
2005
Outros
2004
2005
Eliminações
2004
Consolidado
2005
2004
2005
2004
2005
2004
255.063
189.616
137.721
124.699
1.493.767
1.315.534
62.080
42.352
8.984
4.668
100.372
80.385
(82.771)
(82.535)
1.975.216
2005
2004
1.674.717
956.516
705.144
226.066
196.523
10.029.801
8.394.753
66.638
42.575
24.780
14.241
101.038
81.536
(267.531)
(162.151)
11.137.308
Inter-segmentais
115.904
77.889
10
13
4.046
5.144
66.582
-
-
-
80.989
79.106
(267.531)
(162.151)
-
-
Externas
840.612
627.255
226.056
196.510
10.025.754
8.389.609
57
42.575
24.780
14.241
20.049
2.431
-
-
11.137.308
9.272.621
(701.453)
(8.536.033)
(666)
CMVMC
Inter-segmentais
Externas
Diferencial de Cedência
(7.079.219)
(4.558)
(9.162.092)
9.272.621
(515.528)
(88.345)
(71.824)
(223)
(15.796)
(9.573)
(1.151)
184.760
79.615
-
-
(84.163)
(66.022)
(84.819)
(3.321)
-
-
(15.778)
(9.573)
-
(699)
184.760
79.615
-
-
(701.453)
(515.528)
(4.182)
(5.802)
(8.451.215)
(7.075.897)
(4.558)
(223)
(18)
-
(666)
(452)
-
-
(9.162.092)
(7.597.904)
(7.597.904)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.305
4.137
7.191
6.709
91.526
90.842
395
79
429
1.213
54.415
13.641
(75.894)
(37.357)
83.366
79.266
Inter-segmentais
2.920
2.721
3.119
2.882
18.419
19.730
-
-
-
-
51.436
12.024
(75.894)
(37.357)
-
(0)
Externas
2.385
1.416
4.072
3.827
73.107
71.113
395
79
429
1.213
2.978
1.617
-
-
83.366
79.266
(310.499)
(270.458)
(16.442)
(359.486)
(302.109)
Receitas
Custos Variáveis
-
-
(31.215)
(28.100)
(14.963)
-
-
(12.752)
-
11.422
11.412
Inter-segmentais
-
-
(11.422)
(11.412)
-
-
-
-
-
-
-
-
11.422
11.412
-
-
Externos
-
-
(19.793)
(16.688)
(310.499)
(270.458)
(16.442)
(14.963)
-
-
(12.752)
-
-
-
(359.486)
(302.109)
Custos Fixos
(42.012)
(47.685)
(31.464)
(33.199)
(426.109)
(409.901)
(5.852)
(1.960)
(5.732)
(3.083)
(143.082)
(105.305)
147.243
108.480
(507.008)
(492.652)
(28.866)
(32.815)
(9.184)
(9.909)
(205.256)
(209.692)
(5.291)
(1.638)
(5.470)
(2.896)
(130.550)
(90.760)
147.243
105.954
(237.374)
(241.755)
Inter-segmentais
(11.984)
(12.388)
(268)
(97.929)
(64.416)
(904)
(440)
(1.048)
(822)
(34.908)
(27.620)
147.243
105.954
-
-
Externas
(16.882)
(20.427)
(8.714)
(9.641)
(107.327)
(145.276)
(4.387)
(1.198)
(4.422)
(2.074)
(95.642)
(63.139)
-
-
(237.374)
(241.755)
(13.146)
(14.870)
(22.280)
(23.290)
(220.853)
(200.209)
(560)
(322)
(263)
(187)
(12.532)
(14.545)
-
2.526
(269.634)
(250.897)
EBITDA
218.356
146.068
82.233
70.109
848.685
726.018
40.181
25.508
3.680
2.798
(1.047)
(11.279)
-
-
1.192.088
959.222
Gastos não Desembolsáveis
(32.072)
(33.038)
(23.715)
(20.023)
(246.794)
(205.633)
(21.980)
(44.453)
(2.926)
(2.843)
(1.852)
(2.818)
-
-
(329.339)
(308.808)
(31.239)
(30.954)
(22.486)
(19.885)
(229.539)
(194.096)
(18.668)
(44.020)
(2.899)
(2.917)
(1.965)
(2.366)
-
(306.796)
(294.238)
(833)
(2.084)
(1.229)
(138)
(17.255)
(11.537)
(3.312)
(433)
(27)
74
113
(452)
-
-
(22.543)
(14.570)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
186.284
113.030
58.518
50.086
601.891
520.385
18.201
(18.945)
755
(45)
(2.899)
(14.097)
-
-
862.749
650.414
186.284
113.030
58.518
50.086
601.891
520.385
18.201
(18.945)
756
(45)
(2.899)
(14.097)
-
-
862.749
650.414
16.847
3.415
27.751
(9.943)
(26.129)
(35.655)
2.212
284
(1.337)
(1.972)
11.300
(2.959)
-
-
30.643
(46.832)
203.131
116.445
86.269
40.143
575.761
484.730
20.412
(18.661)
(581)
(2.017)
8.399
(17.056)
-
-
893.392
603.582
(42.663)
(24.072)
(12.741)
(9.737)
(133.835)
(116.819)
-
(188.836)
(145.786)
Despesas de Funcionamento
Encargos c/ Pessoal
Amortizações e Depreciações
Provisões e Imparidades contas receber
Outros Gastos
Resultados Segmentais
(470)
-
Réditos da Empresa não Imputados
Gastos da Empresa não Imputados
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
Resultados antes de items extraordionários, impostos e
interesses minoritários
Imposto sobre o Rendimento
Interesses Minoritários
RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
(53)
(16)
251
373
205
4.484
-
(1.793)
(1.782)
(3.070)
(2.411)
944
(624)
-
-
(487)
69
506
390
-
-
(3.899)
(4.358)
158.675
90.591
70.458
27.995
442.871
367.287
20.360
(18.677)
(817)
(1.575)
9.110
(12.182)
-
-
700.657
453.438
331
OUTRAS INFORMAÇÕES
Activos do Segmento (1)
Activo corrente
350.567
306.663
72.994
74.326
2.266.992
1.902.346
25.024
108.358
11.458
10.743
258.927
350.458
-397.899
-602.806
2.588.063
2.150.088
Activo fixo (2)
805.993
826.173
615.479
584.798
1.246.908
1.314.093
247.480
191.977
24.430
26.622
2.256
4.254
0
-4.614
2.942.546
2.943.303
68.849
58.305
5.666
7.948
73.584
70.153
1.383
338
-
-
122.769
1.155
-124.098
0
148.153
137.899
64.096
82.318
23.504
42.201
158.636
136.630
258
151
13.057
13.004
14.928
11.982
-18.968
-25.195
255.510
261.091
1.289.505
1.273.459
717.643
709.273
3.746.120
3.423.222
274.145
300.824
48.945
50.369
398.880
367.849
-540.965
-632.615
5.934.272
5.492.381
192.408
126.251
183.925
363.641
1.668.873
1.681.675
27.490
87.486
349.808
Investimento Financeiro-Partic. capital (3)
Outro Activo não corrente
Activos da Empresa não Imputados
Activos Totais Consolidados
Passivos do segmento
Passivo corrente
9.093
245.750
9.181
8.963
11.515
10.491
48.842
48.473
0
0
955
1.235
29.995
1.978
-27.777
-563
72.711
70.577
595.390
635.133
343.072
214.489
616.786
520.586
5.638
3.332
39.164
42.178
63.194
174.036
-123.080
-112.439
1.540.164
1.477.315
796.979
770.347
538.512
588.621
2.334.501
2.250.734
33.128
90.818
47.327
52.506
338.939
525.822
-540.965
-632.615
3.548.421
3.646.233
Provisões
Outro Passivo não corrente
7.208
-390.108
-519.613
1.935.546
2.098.341
Passivos da Empresa não Imputados
(1) Quantia líquida.
(2) Em Imobilizações Corpóreas e Incorpóreas.
(3) Pelo Método da Equivalência Patrimonial.
(4) Durante o exercício económico.
Segmentos geográficos
O rédito das vendas e das prestações de serviços e os activos totais para os exercícios findos
em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 respeitam essencialmente à actividade desenvolvida em
Portugal. A actividade de exploração e produção é essencialmente desenvolvida em Angola.
Adicionalmente, existe uma componente da actividade localizada em Espanha, respeitante a
actividade de distribuição e comercialização de combustíveis, cujo rédito das vendas e
prestações de serviços e os activos totais para os exercícios findos em 31 de Dezembro de
2005 e 2004 são como segue:
Área Geográfica
Rédito das vendas e
prestações de serviços
2005
Espanha
2.243.489
2004
1.762.309
Activos totais
2005
722.668
2004
552.684
9. RENDIMENTOS E GASTOS FINANCEIROS
O detalhe do valor apurado relativamente a rendimentos e gastos financeiros para os
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 é como segue:
2005
2004
Rendimentos financeiros:
Juros de depósitos bancários
Outros proveitos financeiros
Juros obtidos relativos a empresas relacionadas (Nota 29)
5.033
86
3.837
8.956
3.404
2.660
5.156
11.220
(41.477)
1.905
(6.353)
(14.034)
(2.059)
(62.018)
(46.312)
1.844
(6.190)
(16.573)
(505)
(67.736)
Gastos financeiros
Juros de empréstimos e descobertos bancários
Juros capitalizados nos activos fixos
Securitização
Outros custos financeiros
Juros suportados relativos a empresas relacionadas (Nota 29)
332
De acordo com a Nota 2.14 a política do grupo é capitalizar nos activos fixos tangíveis e
intangíveis em construção os juros suportados com a obtenção de empréstimos. A
percentagem de capitalização dos juros suportados é proporcional ao montante do
investimento efectuado, de acordo com o preconizado no normativo dos custos dos
empréstimos obtidos.
Durante o exercício findo e 31 de Dezembro de 2005, o Grupo procedeu à capitalização na
rubrica de imobilizado em curso, o montante de mEuros 1.905, relacionados com encargos
financeiros incorridos com empréstimos para financiamento de investimentos em activos fixos
tangíveis e intangíveis durante o seu período de construção.
333
10.
IMPOSTO SOBRE O RENDIMENTO
As empresas do Grupo com sede em Portugal Continental passaram, a partir de 31 de Dezembro
de 2001, a ser tributadas através do regime especial de tributação de grupos de sociedades, sendo
o resultado fiscal apurado na Galp Energia, SGPS, S.A., com excepção das seguintes empresas:
Beiragás - Companhia de Gás das Beiras, S.A.; Duriensegás – Sociedade de Distribuição de Gás
Natural do Douro, S.A.; Lusitaniagás - Companhia de Gás do Centro, S.A.; Gasoduto de Campo
Maior - Leiria - Braga, S.A.; Gasoduto Braga - Tuy, S.A..; Galp Exploração e Produção Petrolífera,
Lda.; Sacor Marítima, S.A.; S.M. Internacional – Transportes Marítimos, LDA.; Gasmar –
Transportes Marítimos, LDA.; TRIPUL – Sociedade de Gestão de Navios, LDA.; CLCM – Companhia
Logística de Combustíveis da Madeira, S.A.; CLC – Companhia Logística de Combustíveis, SA; Galp
Madeira - Distribuição e Comercialização de Combustíveis e Lubrificantes, Lda.; Galp Açores –
Distribuição e Comercialização de Combustíveis e Lubrificantes, Lda.; SAAGA – Sociedade
Açoreana de Armazenagem de Gás, SA; Combustíveis Líquidos, Lda; Gasinsular – Combustíveis do
Atlântico, S.A..; Sempre a Postos - Produtos Alimentares e Utilidades, Lda.; Sopor – Sociedade
Distribuidora de Combustíveis, S.A.; Caiageste – Gestão de Áreas de Serviços, Lda; Probigalp –
Ligantes Betuminosos, S.A.; Blue Flag Navigation – Transportes Náuticos, Lda; FastAcess –
Operações e Serviços de Comércio Electrónico, S.A.; A.S.A. – Abastecimento e Serviços de
Aviação, Lda; Carriço Cogeração – Sociedade de Geração de Electricidadade e Calor, S.A.;
Powercer – Sociedade de Cogeração de Vialonga, S.A.
Contudo, a estimativa de imposto sobre o rendimento da Empresa e suas subsidiárias é
registado com base nos seus resultados fiscais que no exercício findo em 31 de Dezembro de
2005 representa um imposto a pagar no montante de mEuros 53.534.
As seguintes situações podem afectar os impostos sobre os lucros a pagar no futuro:
i) De acordo com a legislação em vigor, as declarações fiscais estão sujeitas a revisão e
correcção por parte das autoridades fiscais durante um período de quatro anos (dez anos para
a Segurança Social até 2000, inclusive, e cinco anos a partir de 2001) excepto quando tenham
havido prejuízos fiscais, tenham sido concedidos benefícios fiscais, ou estejam em curso
inspecções, reclamações ou impugnações, casos estes em que, dependendo das circunstâncias,
os prazos são prolongados ou suspensos. Verificou-se durante o exercício de 2001, a
ocorrência de uma inspecção por parte das autoridades fiscais apresentadas pela Petrogal
cujas propostas de correcção se encontram resumidas no ponto ii) abaixo. Adicionalmente, no
decurso do exercício de 2004, as declarações fiscais da Petrogal dos exercícios de 2000 a 2002
foram objecto de uma inspecção por parte das autoridades fiscais, cujas propostas de
correcção encontram-se resumidas no ponto iii) abaixo. As declarações fiscais das empresas
do Grupo relativas aos exercícios de 2002 a 2005 poderão vir ainda a ser sujeitas a revisão. A
administração da Galp considera que, as correcções resultantes de revisões/inspecções por
parte das autoridades fiscais àquelas declarações de impostos não terão um efeito significativo
nas demonstrações financeiras consolidadas em 31 Dezembro de 2005.
ii)
Conforme mencionado no ponto i) acima, ocorreu durante o exercício de 2001, uma
inspecção das autoridades fiscais às declarações de IRC dos exercícios de 1997, 1998 e 1999
da qual resultaram propostas de correcção à matéria colectável comunicada pela Petrogal nos
montantes de mEuros 68, mEuros 429 e m Euros 3.361, respectivamente. Por não concordar
com as mesmas, a Petrogal apresentou reclamações graciosas para os exercícios de 1998 e
1999, contestando as correcções proferidas pelas autoridades fiscais, sendo convicção da
Administração da Petrogal que os fundamentos apresentados naquelas reclamações são
válidos. Em consequência, as demonstrações financeiras em 31 de Dezembro de 2005, não
incluem qualquer provisão para fazer face a estas contingências.
334
iii) A Administração do Grupo entende que as correcções resultantes de revisões/inspecções
por parte das autoridades fiscais àquelas declarações de impostos não terão um efeito
significativo nas demonstrações financeiras em 31 de Dezembro de 2005.
iv) Conforme mencionado no ponto i) acima, ocorreu durante o exercício de 2004, uma
inspecção das autoridades fiscais às declarações de IRC dos exercícios de 2000, 2001 e 2002
da qual resultaram propostas de correcção à material colectável comunicada pela Petrogal nos
montantes de mEuros 740, mEuros 10.806 e mEuros 2.479, respectivamente e que até à
presente data originaram liquidações adicionais de IRC no montante de mEuros 11.865 (do
qual mEuros 8.371 liquidados em Janeiro de 2006), que se encontram totalmente pagas.
Todavia, até à presente data, a Petrogal continua a aguardar a emissão de outras liquidações
referentes às correcções supracitadas. Nessa medida, e atendendo ao princípio da prudência, a
Petrogal procedeu à constituição de uma provisão para fazer face às referidas liquidações no
montante de mEuros 3.677 (Nota 26). Adicionalmente, no decurso do exercício de 2005 a
Petrogal constituiu um acréscimo de custos no montante de mEuros 1.261 relativo a juros
compensatórios. Por discordar parcialmente das liquidações às quais estava sujeita, a Petrogal
irá apresentar reclamações graciosas relativamente às mesmas.
v) Nos termos da legislação em vigor, os prejuízos fiscais são reportáveis durante um período
de seis anos após a sua ocorrência e susceptíveis de dedução a lucros fiscais gerados durante
esse período. No que refere aos prejuízos fiscais das empresas do grupo com sede em
território espanhol, o período de reporte dos prejuízos fiscais é de 10 exercícios.
Em 31 de Dezembro de 2005, os prejuízos fiscais reportáveis ascendiam a aproximadamente
mEuros 42.064. O Grupo entendeu registar impostos diferidos activos por prejuízos fiscais
reportáveis apenas para as subsidiárias em que existem perspectivas seguras de recuperação.
Assim sendo, o Grupo apenas registou mEuros 9.084 de imposto diferido.
Prejuízos Fiscais
Montante
Ano limite
Contabilizado
de utilização
ID Activo
Gerados no exercício de 1997
1.121
2007
Gerados no exercício de 2000
11.906
2006
55
Gerados no exercício de 2000
12.628
2010
4.420
Gerados no exercício de 2001
3.954
2007
-
Gerados no exercício de 2002
59
2008
-
Gerados no exercício de 2003
62
2009
-
Gerados no exercício de 2003
1.422
2013
498
Gerados no exercício de 2004
286
2010
-
Gerados no exercício de 2004
2.575
2014
302
8.051
2015
3.417
Gerados no exercício de 2005
42.064
392
9.084
vi) De acordo com a legislação fiscal em vigor, os ganhos e perdas resultantes da apropriação
de resultados de empresas do grupo e associadas pelo método da equivalência patrimonial não
são considerados rendimentos ou gastos, respectivamente, para efeitos de tributação em sede
de IRC, no exercício em que são reconhecidos contabilisticamente, sendo tributados os
dividendos no exercício em que são atribuídos. Não foram registados impostos diferidos
passivos relacionados com lucros não distribuídos pelas subsidiárias.
335
Os impostos sobre o rendimento reconhecidos nos períodos de 12 meses findos em 31 de
Dezembro de 2005 e 2004 são detalhados como segue:
Imposto Corrente
Excesso estimativa imposto ano anterior
Imposto Diferido
2005
140.057
(8.124)
56.903
188.836
2004
121.503
(6.529)
30.812
145.786
Seguidamente, apresenta-se a reconciliação do imposto do exercício sobre o rendimento dos
exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 31 de Dezembro de 2004 e o detalhe dos
impostos diferidos:
2005
Resultado Antes de Impostos de acordo com o normativo IFRS/IAS:
Ajustamento para o normativo POC
Resultado Antes de Impostos de acordo com o normativo POC (Reexpresso)
Ajustamento para efeitos fiscais (efeito cumulativo)
Resultado para efeitos fiscais antes de impostos
2004
893.392
(334.046)
559.346
872.664
1.432.010
603.582
(160.515)
443.067
650.008
1.093.075
93.480
7.386
13.498
34.166
276.377
95.075
6.721
18.780
20.136
40.942
(61.614)
(8.720)
(911.542)
(345.122)
(62.266)
(6.655)
(674.735)
(49.481)
(4.725)
(2.885)
Matéria Colectável
525.194
478.707
IRC Liquidado
Derrama
Tributações autónomas
128.296
11.275
486
111.037
9.703
763
Estimativa de imposto corrente do exercício
140.057
121.503
Imposto diferido e excesso de estimativa do exercício
Imposto sobre o rendimento
Taxa efectiva de imposto
48.779
188.836
21,14%
24.283
145.786
24,15%
Acréscimos à matéria colectável
Provisões não aceites fiscalmente
Amortizações não aceites fiscalmente
Realizações de utilidade social não dedutíveis
Acréscimos Eq Patrimonial
Outros Acréscimos
Acréscimos à matéria colectável
Redução de provisões tributadas
Excesso de estimativa impostos
Decréscimos Eq Patrimonial
Outras deduções
Dedução de prejuízos fiscais (resultados negativos para efeitos fiscias )
De acordo com o artigo 15º do Decreto-lei n.º35/2005 de 17 de Fevereiro, para efeitos fiscais,
nomeadamente de apuramento do lucro tributável, as entidades que elaborem as contas em
conformidade com as Normas Internacionais de Contabilidade são obrigadas a manter a
contabilidade organizada de acordo com a normalização contabilística em Portugal e demais
disposições legais em vigor para o respectivo sector de actividade.
Imposto diferido
336
Impostos diferidos 2005
Activos
Reavaliações contabilísticas
Provisões não aceites fiscalmente
Prejuízos fiscais reportáveis
Benefícios de pensões
Ajustamentos em acréscimos e diferimentos
Mais valias reinvestidas
Ajustamentos LIFO/FIFO
Instrumentos financeiros
Ajustamentos em activos tangíveis e intangíveis
Dupla tributação económica
Outros
49.911
9.084
54.284
11.801
1.138
26.237
4.952
1.517
158.924
Passivos
5.898
5.500
1.876
110.263
8.738
132.275
Impostos diferidos 2004
Activos
POC
Passivos
AJE
Reexpresso IFRS/IAS
1.086
33.545
282
5.667
50.506
4.372
12.480
2.875
2.875
25.160
28.689
927
4.300
34.702
138.062
32.459
5.385
50.506
8.108
3.529
3.373
103.360
Impostos Diferidos 2005
Activos
Saldo Inicial
POC
7.312
5.061
1.113
1.398
14.884
AJE
38.027
997
39.024
Reexpresso IFRS/IAS
7.312
5.061
1.113
38.027
997
1.398
53.908
Impostos Diferidos 2004
Passivos
Activos
138.062
53.908
Passivos
131.522
17.712
Efeito em resultados:
Reavaliações contabilísticas
-
(1.414)
-
(1.726)
16.366
-
13.126
-
Prejuízos fiscais reportáveis
3.417
-
(335)
-
Benefícios de pensões
3.778
439
-
-
(679)
-
-
385
-
763
-
(190)
Ajustamentos LIFO/FIFO
-
72.236
-
38.800
Instrumentos financeiros
(1.737)
(997)
-
(636)
Ajustamentos em activos tangíveis e intangíveis
(2.453)
-
(4.979)
-
Dupla tributação económica
Outros
4.952
(2.182)
7.340
(2.428)
(437)
21.463
78.367
5.384
36.196
(602)
-
1.156
-
-
-
-
-
158.923
132.275
138.062
53.908
Provisões não aceites fiscalmente
Ajustamentos em acréscimos e diferimentos
Mais valias reinvestidas
Efeito em Capital próprio:
Derivados financeiros
Outros
Saldo Final
11.
RESULTADOS POR ACÇÃO
O resultado por acção em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 foi o seguinte:
RESULTADOS POR ACÇÃO
2005
2004
Resultados
Resultados para efeito de cálculo do resultado líquido por acção (resultado
líquido do exercício)
700.657
453.438
165.850.127
165.850.127
4,22
2,73
Número de acções
Número médio ponderado de acções para efeito de cálculo do resultado
líquido por acção (nota 20)
Resultado por acção básico (valores em Euros):
337
Pelo facto de não existirem situações que originam diluição, o resultado líquido por acção
diluído é igual ao resultado líquido por acção básico.
12.
GOODWILL
A diferença entre os montantes pagos na aquisição de participações e o justo valor dos
capitais próprios das empresas adquiridas era, em 31 de Dezembro de 2005, conforme segue:
Proporção dos capitais próprios
adquiridos à data de aquisição
Subsidiárias
Petroleos de Valencia, S.A.
Galpgest - Petrogal Estaciones de Servicio, S.A.
Transgás-Sociedade Portuguesa de Gás Natural, S.A.
Gasinsular - Combustíveis do Atlântico, S.A.
Saaga - Sociedade Açoreana de Armazenagem. de Gás, S.A.
Lusitaniagás-Companhia Gás do Centro, S.A.
Beiragás-Companhia de gás das Beiras S.A.
Ao Sol - Energias Renováveis, Lda (b)
Agua Solar-Serviços de Energia Solar, S.A. (b)
Ano de
Aquisição
2005
2003
a)
2005
2005
2002 e 2003
2003
2000
2001
Custo de
Aquisição
13.937
16.290
a)
50
858
365
55
115
45
%
100,00%
100,00%
a)
100,00%
67,65%
0,871%
0,48%
100,00%
90,00%
Montante
6.099
9.494
a)
(353)
580
207
51
11
24
Diferenças de Consolidação
2005
7.838
6.795
5.063
403
278
99
4
20.480
2004
6.795
5.063
99
4
11.961
a) Este montante resulta de ajustamentos efectuados (para efeitos de preparação e apresentação das demonstrações
financeiras consolidadas do Grupo Galp) nas demonstrações financeiras originais consolidadas da Petrogal - Petróleos de
Portugal, S.A. e GDP S.G.P.S., S.A., pelo reconhecimento da diferença de consolidação no activo correspondente à
diferença entre o custo de aquisição desta participação e os respectivos capitais próprios, na data da sua aquisição.
b) Estas diferenças de consolidação foram reconhecidas na totalidade em 2005 resultado da alienação da Ao Sol, S.A. e
da dissolução da Água Solar – Serviços de Energia Solar, S.A. (Nota 3).
O Goodwill originado em aquisições anteriores à data de transição para IFRS, encontra-se registado tal como referido na
Nota Nota 2.2. d)).
O movimento do Goodwill durante o ano de 2005 e 2004 é apresentado como se segue:
Saldo em 1 de Janeiro de 2004
Abates
Aumento devido a aquisição de filial
Goodwill
12.131
(1.606)
1.436
Saldo em 1 de Janeiro de 2005
Aumento devido a aquisição de filial
11.961
8.519
Saldo em 31 de Dezembro de 2005
20.480
No decurso do exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, ocorreu um aumento do goodwill
registado no montante de mEuros 8.519, que resultou da aquisição das seguintes
participações financeiras:
A subsidiária Galp Energia Espanã, S.A., adquiriu em Fevereiro de 2005 100% do capital
da Petróleos de Valência, S.A. Sociedad Unipersonal cuja a actividade é o deposito,
armazenamento e distribuição de produtos petrolíferos e produtos químicos, seus
derivados e subprodutos, pelo montante de mEuros 13.937, gerando um goodwill no
montante de mEuros 7.838.
A subsidiária Galp Madeira - Distribuição e Comercialização de Combustíveis e
Lubrificantes, Lda. , adquiriu
em Maio de 2005
100% do capital da Gasinsular Combustíveis do Atlântico, S.A. cuja a actividade principal é a distribuição, armazenagem,
transporte e comercialização de combustíveis líquidos e gasosos, óleos base, lubrificantes
338
e outros derivados do petróleo, pelo montante de mEuros 50, gerando um goodwill no
montante de mEuros 403.
A subsidiária Galp Açores - Distribuição e Comercialização de Combustíveis e Lubrificantes,
Lda., adquiriu no decurso do exercício de 2005 12,17% de participação da empresa Saaga
– Sociedade Açoreana de Armazenagem de Gás, S.A. pelo valor de mEuros 858, tendo
gerado um Goodwill de mEuros 278.
Durante o ano de 2005, o Grupo adquiriu os restantes 10% da participação financeira na
Empresa Natgás ao Estado Português, originando Goodwill de mEuros 306, o qual foi abatido
no exercício aquando da liquidação da Empresa (Nota 3).
13.
ACTIVOS FIXOS TANGÍVEIS E INTANGÍVEIS
Activos fixos tangíveis:
Activos fixos tangíveis
Terrenos e
recursos
naturais
Edificios e outras
Equipamento Ferramentas e Equipamento
utensílios
Administrativo
construções
Equipamento básico de transporte
Taras e
vasilhame
Outras activos
tangíveis
Activos
Adiantamentos por
tangíveis em conta de activos
curso
tangíveis
Total de activos
fixos tangíveis
Custo de aquisição:
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 POC
96.168
695.196
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
(20.717)
(13.557)
(656.818)
(789)
(10)
(4.975)
(12.261)
(1.653)
(123.968)
-
(834.748)
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 (reexpresso)
239.761
660.992
3.874.206
31.737
4.978
109.166
136.572
94.515
571.228
6.221
5.729.376
Adições
260.478
674.549
4.531.024
32.526
4.988
114.141
148.833
6.564.124
184
5.606
25.627
1.238
240
1.995
1.908
4.984
2.533
301.574
(2.029)
(21.317)
(51.068)
(3.360)
(205)
(3.845)
(5.831)
(21.093)
(1.382)
-
(110.130)
3.690
23.596
417.301
1.722
(69)
9.358
7.561
1.202
(469.288)
(4.483)
(67)
(2.398)
(116.705)
-
(13)
(83)
-
(2)
68.028
-
(51.240)
-
1.376
(2.352)
-
-
-
-
-
(31.853)
-
(32.829)
Saldo em 1 de Janeiro de 2005 POC
262.325
680.929
4.915.688
32.297
4.960
121.639
159.996
81.132
471.835
4.271
6.735.072
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
(20.786)
(13.074)
(768.679)
(960)
(29)
(5.048)
(19.786)
(1.526)
(77.843)
-
(907.731)
Saldo em 1 de Janeiro de 2005
241.539
667.855
4.147.009
31.337
4.931
116.591
140.210
79.606
393.992
4.271
5.827.341
Abates/alienações
Regularizações e transferências
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
Perda de imparidade
Aumento/(diminuição) devido a alteração no perímetro de consolidação
Adições
Abates/alienações
Regularizações e transferências
Imparidades
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
Saldo em 31 de Dezembro de 2005 antes de imparidades
dedução imparidades acumuladas
Saldo em 31 de Dezembro de 2005
-
20.725
11.249
1.442
162
2.820
223
257.259
6.221
-
(9.410)
528
550
983
6.671
17.613
672
385
1.720
472
3.000
226.533
79.250
337.299
(970)
(18.399)
(64.671)
(5.823)
(179)
(2.011)
(1.831)
(2.199)
(2.213)
(80.406)
(178.702)
37.699
(277.406)
(805)
(14.247)
2.102
46.895
178.353
183
118
11.581
6.126
18.606
(3.267)
(6.281)
(11.022)
(120)
-
(4.181)
-
(538)
-
-
(25.409)
(238)
487
(12.388)
-
-
1
-
-
(6.046)
-
(18.184)
27.811
5.417
130.702
145.200
246.847
99.541
367.263
(6.698)
(6.281)
(25.833)
(120)
-
(4.181)
-
(538)
(31.853)
-
(75.504)
240.149
724.234
717.953
4.291.976
4.266.143
27.691
5.417
126.521
145.200
99.003
335.410
2.310
2.310
6.041.301
5.965.797
3.282.536
Amortizações e perdas por
imparidade acumuladas:
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 POC
6.394
357.015
2.599.510
26.567
4.524
95.545
126.454
66.527
-
-
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
(1.225)
(3.348)
(182.266)
(585)
(9)
(3.849)
(6.966)
(1.376)
-
-
(199.624)
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 (reexpresso)
5.169
353.667
2.417.244
25.982
4.515
91.696
119.488
65.151
-
-
3.082.912
Amortização dos bens
1.113
24.022
195.065
3.828
224
10.243
7.289
5.230
-
-
247.014
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
-
(100)
(9.630)
-
(2)
(67)
-
-
-
-
(9.799)
1.113
23.922
185.435
3.828
222
10.176
7.289
5.230
-
-
237.215
-
(15.437)
(47.935)
(2.930)
(203)
(3.746)
(5.824)
(20.966)
-
-
(97.041)
Regularizações
-
3.377
(1.605)
285
(27)
282
486
(475)
-
-
2.323
Perda de imparidade
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Saldo em 1 de Janeiro de 2005 POC
7.937
366.750
2.752.470
27.801
4.523
102.763
131.028
50.139
-
3.443.411
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
(1.655)
(1.221)
(199.331)
(636)
(16)
(4.355)
(9.589)
(1.199)
-
-
(218.002)
Saldo em 1 de Janeiro de 2005
6.282
365.529
2.553.139
27.165
4.507
98.408
121.439
48.940
-
-
3.225.409
Amortização do exercício
Abates/alienações
Aumento/(diminuição) devido a alteração no perímetro de consolidação
Amortização dos bens
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
Amortização do exercício
-
8.724
6.195
1.377
109
2.353
157
195
-
-
19.110
1.579
28.878
227.039
2.191
283
10.003
6.888
6.845
-
-
283.706
-
-
-
(28.383)
(424)
(2)
(31)
(5)
2.191
281
9.972
6.883
6.845
-
-
255.323
(5.476)
(169)
(2.016)
(1.825)
(1.444)
-
-
(81.303)
(242)
2.446
(2.459)
(87)
(1)
1.166
(38)
365
-
-
1.150
(5)
(3.141)
(3.140)
(93)
-
(1.959)
-
(326)
-
-
(8.664)
Diminuição devido a venda de filial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reclassificação de activos como disp. para venda
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7.195
395.489
2.695.708
25.170
4.727
109.883
126.616
3.419.689
Regularizações
Perda de imparidade
Saldo em 31 de Dezembro de 2005 antes de imparidades
199.645
-
(60.812)
-
28.351
(27.394)
(9.561)
Abates/alienações
1.155
(527)
54.901
-
-
(5)
(3.141)
(3.140)
(93)
-
(1.959)
-
(326)
-
-
(8.664)
7.190
392.348
2.692.568
25.077
4.727
107.924
126.616
54.575
-
-
3.411.025
em 31 de Dezembro de 2005
232.959
325.605
1.573.575
2.614
690
18.597
18.584
44.428
335.410
2.310
2.554.772
em 31 de Dezembro de 2004
235.257
302.326
1.593.870
4.172
424
18.183
18.771
30.666
393.992
4.271
2.601.932
dedução imparidades acumuladas
Saldo em 31 de Dezembro de 2005
Valor líquido:
Os activos fixos tangíveis estão registados de acordo com a política contabilística definida na
nota 2.3. As taxas de amortização que estão a ser aplicadas constam na mesma nota.
339
Os subsídios atribuídos ao Grupo, a fundo perdido, para financiamento de activos tangíveis e
activos intangíveis (reconversões) são registados no activo, como dedução aos respectivos
bens, e reconhecidos na demonstração dos resultados consolidados, como dedução às
amortizações do exercício, proporcionalmente às amortizações respectivas dos activos
subsidiados, conforme explicado na nota 2.8.
340
Activos fixos intangíveis:
Activos fixos intangíveis
Despesas
Despesas de Investigação e de
instalação desenvolvimento
Propriedade
industrial e outros
direitos
Adiantamentos a
fornecedores de
Activos
activos
Total de activos
intangíveis em
intangíveis
intangíveis
curso
Reconv. de
consumos
para gás
natural
Trespasses
Custo de aquisição:
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 POC
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 antes de imparidades
dedução imparidades acumuladas
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 (reexpresso)
49.753
8.309
233.321
25.429
267.312
37.706
184
(45.415)
1.474
122.699
(116)
(80.008)
(8.419)
-
4.338
9.783
358.828
25.313
187.304
29.287
184
622.014
(9.785)
615.037
-
-
(2.808)
-
-
-
-
(2.808)
4.338
9.783
356.020
25.313
187.304
29.287
184
612.229
Adições
514
244
2.360
5.877
307
33.961
100
43.363
Abates/alienações
(31)
(107)
(13.525)
(37)
-
(45)
-
(13.745)
Regularizações e transferências
21
(9.075)
(129.348)
-
34.465
(39.956)
-
(143.893)
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
-
477
-
-
(16.445)
244
-
(15.724)
Perda de imparidade
-
-
1.525
-
-
-
-
1.525
37.447
7.771
230.002
30.323
294.847
29.934
284
630.608
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
(32.605)
(6.449)
(12.970)
830
(89.216)
(6.443)
-
(146.853)
Saldo em 1 de Janeiro de 2005
4.842
1.322
217.032
31.153
205.631
23.491
284
483.755
Aumento/(diminuição) devido a alteração no perímetro de consolidação
825
27
148
-
-
-
(184)
816
Adições
121
511
8.482
1.019
-
48.315
-
58.448
(1.524)
(438)
(16.744)
(5.250)
-
-
-
(23.956)
104
1.114
39.813
(609)
20.855
(29.047)
-
32.230
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
-
429
-
-
(3.568)
(331)
-
(3.470)
Perda de imparidade
-
(1)
(7.598)
-
-
-
-
(7.599)
Aumento devido a aquisição de filial
-
-
-
-
-
-
-
-
Diminuição devido a liquidação de filial
-
-
-
-
-
-
-
-
Reclassificado de activos como disp. para venda
-
-
-
-
-
-
-
-
4.368
2.965
250.014
26.313
222.918
42.428
100
549.106
-
(1)
(8.881)
-
-
-
-
(8.882)
4.368
2.964
241.133
26.313
222.918
42.428
100
540.224
178.245
Saldo em 1 de Janeiro de 2005 POC
Abates/alienações
Regularizações e transferências
Saldo em 31 de Dezembro de 2005 (bruto)
dedução imparidades acumuladas
Saldo em 31 de Dezembro de 2005
Amortizações:
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 POC
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
Saldo em 1 de Janeiro de 2004 (reexpresso)
Amortização dos bens
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
Amortização do exercício
Abates/alienações
Regularizações
Perdas de imparidade
29.999
6.987
91.845
10.332
39.082
-
-
(27.529)
(1.070)
31.826
(1.351)
(10.972)
-
-
(9.096)
2.470
5.917
123.671
8.981
28.110
-
-
169.149
766
1.258
16.980
769
9.703
-
-
29.476
-
(8)
-
-
(3.749)
-
-
(3.757)
766
1.250
16.980
769
5.954
-
-
25.719
(32)
(105)
(9.774)
(254)
-
-
-
(10.165)
(160)
(6.673)
(35.507)
4.351
7.631
-
-
(30.358)
-
-
-
-
-
-
-
-
22.521
5.986
101.027
14.204
51.943
-
-
195.681
Ajustamentos IFRS/IAS (Nota 33)
(19.477)
(5.597)
(5.657)
(357)
(10.248)
-
-
(41.336)
Saldo em 1 de Janeiro de 2005
3.044
389
95.370
13.847
41.695
-
-
154.345
Saldo em 1 de Janeiro de 2005 POC
Aumento/(diminuição) devido a alteração no perímetro de consolidação
464
22
92
-
-
-
-
578
Amortização dos bens
728
1.959
19.397
171
10.056
-
-
32.311
Aumento/(diminuição) subsídios ao investimento
Amortização do exercicio
-
(503)
-
-
(2.055)
-
-
(2.558)
728
1.456
19.397
171
8.001
-
-
29.753
Abates/alienações
(679)
(23)
(16.358)
(2.366)
-
-
-
(19.426)
Regularizações
(282)
(751)
12.209
(678)
(194)
-
-
10.304
-
-
(2.624)
-
-
-
-
(2.624)
3.275
1.093
108.086
10.974
49.502
-
-
172.930
em 31 de Dezembro de 2005
1.093
1.871
133.047
15.339
173.416
42.428
100
367.294
em 31 de Dezembro de 2004
1.798
933
121.662
17.306
163.936
23.491
284
329.410
Perda de imparidade
Saldo em 31 de Dezembro de 2005
Valor líquido:
Os activos fixos intangíveis estão registados de acordo com a política contabilística definida na
nota 2.4. As respectivas taxas de amortização que estão a ser praticadas, encontram-se
definidas na mesma nota.
Principais incidências durante o ano de 2005:
341
Os aumentos do ano, verificados nas rubricas de activos fixos tangíveis e intangíveis, no
montante de mEuros 429.175 incluem essencialmente:
- Custos de exploração e desenvolvimento da actividade de exploração de petróleo bruto em
Angola no Bloco 14, no montante de mEuros 66.122 e nos Blocos 32 e 33 nos montantes de
mEuros 8.902 e mEuros 299, respectivamente;
- mEuros 55.659 relativos à construção de infra-estruturas (redes, ramais, lotes e outras
infra-estruturas) de gás natural;
- mEuros 35.921 relativos à Unidade de Negócio do Retalho essencialmente em remodelação
dos postos, lojas de conveniência, expansão de actividade e desenvolvimento do sistema de
informação;
- As Refinarias de Sines e Porto efectuaram investimentos totais no montante de mEuros
31.816 dos quais mEuros 9.891 são relativos a projectos de Conformidade, mEuros 7.239
relativos ao projecto de armazenagem e expedição de betumes, mEuros 2.443 relativos a
substituição de tubagens e mEuros 2.308 relativos a revamping de unidades;
- mEuros 25.959 relativo a investimentos na comparticipação em redes partilhadas e
reconversão de consumos para gás natural;
- A Unidade de GPL (Gás) realizou investimentos no montante de mEuros 13.560 em
modernização de enchimento de garrafas nomeadamente para adaptação de redes,
requalificação e aquisição de novas garrafas com o projecto do parque de Sines;
- Construção do Centro Logístico de Combustíveis e da infra-estrutura de armazenagem e
portuária na Madeira, no montante de mEuros 12.342;
- mEuros 6.881 relativos a construção de infra-estruturas de armazenagem subterrânea.
Durante o exercício de 2005 deu-se o início da actividade do centro Logístico de Combustíveis
da Madeira, pelo que foi transferido de activos tangíveis em curso para activo fixo o montante
de mEuros 56.485, o qual se encontra evidenciado na coluna de transferências e
regularizações.
No decurso do exercício de 2005 foram abatidos bens de natureza tangível e intangível, os
quais se encontravam na sua maioria totalmente amortizados, como consequência da
actualização do cadastro de activos levada a cabo neste exercício pela Petrogal.
Em 31 de Dezembro de 2005, encontram-se constituidas imparidades de activos no montante de
mEuros 73.098 relativo a ajustamentos ao valor dos activos imobilizados, os quais dizem respeito
nomeadamente a:
i) mEuros 31.853 para fazer face à imparidade do Bloco 33;
ii) mEuros 19.637 para fazer face à imparidade de postos de abastecimento na rede de Espanha;
iii) mEuros 8.895 para fazer face à imparidade de postos de abastecimento em Portugal;
iv)mEuros 3.988 para fazer face à imparidade do parque de Aveiro;
v) mEuros 3.585 para fazer face à imparidade do parque de Sacavém;
vi) mEuros 1.626 para fazer face à descontinuação do software paycard;
vii) mEuros 60 para fazer face à imparidade das redes de GPL.
342
Em 31 de Dezembro de 2005, os activos tangíveis afectos à actividade de exploração de
petróleo bruto e respectivas amortizações acumuladas são como segue:
Activos Fixos Tangíveis
Custos de exploração e desenvolvimento
relativos a áreas já em produção
Bónus de assinatura de áreas já em produção
Activo fixo em curso
Valores
brutos
144.118
993
210.725
355.836
Amortizações
acumuladas Ajustamentos
(75.600)
(229)
(75.829)
Valores
líquidos
(33.321)
(33.321)
68.518
764
177.404
246.686
A repartição dos activos fixos tangíveis e intangíveis em curso (incluindo adiantamentos por
conta de activos fixos tangíveis e intangíveis, deduzido de subsídios), em 31 de Dezembro de
2005, é composto como se segue:
Activo bruto
Bloco A-IMI & Bloco 14 - Congo e Angola
Armazenagem subterrânea de gás natural
Subsidio ao
investimento
Activo líquido
144.419
83.651
Pesquisa de petróleo nos blocos 32 e 33 em Angola (inclui bónus de assinatura)
Construção de ramais industriais, UAG's
34.454
Renovação e expansão da rede de postos de abastecimento
18.612
24.548
144.419
(37.143)
46.508
34.454
(7.207)
17.341
18.612
Pesquisa e exploração de petróleo e Gás natural no Brasil
16.630
16.630
Investimentos industriais afectos às refinarias
Construção de infra-estruturas de redes e reconversões de gás natural
15.463
15.463
14.333
-
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho de Sintra
5.985
-
5.985
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho de Cascais
5.944
-
5.944
Leixões - Tubagens na Refinaria do Porto
4.565
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho de Oeiras
3.795
Monobóia- Instalação e peças de Reserva
3.389
Estudos e licenciamentos - Refinaria do Porto
2.336
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho de Lisboa
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho da Amadora
1.981
-
1.948
-
1.948
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho de Loures
Comparticipação em redes partilhadas e Reconversão para Gás Natural
1.548
-
1.548
1.470
-
1.470
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho de Odivelas
1.323
-
1.323
Utilidades - rede electrica 10 kv - Refinaria de Sines
1.266
Construção de redes e reconversões de gás natural no concelho de Vila Franca de Xira
1.241
Central Eólica em Sines
1.233
1.233
34.464
34.464
Outros Projectos
424.598
14.333
4.565
-
3.795
3.389
2.336
1.981
1.266
-
(44.350)
1.241
380.248
343
14.
SUBSÍDIOS
Em 31 de Dezembro de 2005 e 2004, os valores recebidos e por receber de subsídios era o
seguinte:
Programa
Regen
Valor recebido
Programa Energia
Valor recebido
Interreg II
Valor recebido
Por receber
Trans-Energy
Valor recebido
Por receber
Protede
Valor recebido
Programa Operacional Economia
Valor recebido
Por receber
Dessulfuração de Sines
Valor recebido
Por receber
Dessulfuração do Porto
Valor recebido
Por receber
Outros
Valor recebido
Total
GDP
PETROGAL
OUTROS
2005
2004
79.361
79.361
-
-
79.361
79.361
79.361
79.361
163.530
163.530
-
-
163.530
163.530
163.126
163.126
143.069
143.069
-
-
143.069
143.069
129.091
13.999
143.090
90.490
1.128
91.618
-
-
90.490
1.128
91.618
90.439
3.969
94.408
19.708
19.708
-
-
19.708
19.708
19.708
19.708
231.889
2.864
234.753
-
300
300
232.189
2.864
235.053
202.871
11.363
214.234
-
13.203
26.310
39.513
-
13.203
26.310
39.513
39.513
39.513
-
11.797
23.510
35.307
-
11.797
23.510
35.307
35.307
35.307
-
9.592
9.592
-
9.592
9.592
6.652
6.652
732.039
84.412
300
816.751
795.399
Estes subsídios, destinados ao Investimento, encontram-se a ser reconhecidos em resultados,
conforme explicado na Nota 2.8, de acordo com o período de vida útil dos activos tangíveis e
intangíveis respectivos, tendo sido reconhecido no exercício de 2005 o montante de mEuros
30.941 (Nota 13).
344
Adicionalmente, no exercício de 2005 foram recebidos subsídios no montante de mEuros
71.691.
Do montante de mEuros 53.812 de subsídios por receber, que se encontra registado na rubrica
de outras contas a receber, o montante de mEuros 49.820 respeita a subsídios a receber do
Estado Português (Nota 15), resultante do “Acordo de Accionistas entre o Estado e a
Petrocontrol sobre a compensação a fazer à Petrogal” datado de 21 de Dezembro de 1998, por
investimentos relativos à dessulfuração de gasóleo nas refinarias de Sines e do Porto. O valor
remanescente no montante de mEuros 3.992 é relativo a programas de incentivos a expansão
da rede de gás Natural (Nota 15).
15.
OUTRAS CONTAS A RECEBER
A rubrica de outras contas a receber não correntes e correntes apresentava o seguinte detalhe
em 31 de Dezembro de 2005 e 2004:
345
RUBRICAS
Estado e outros entes públicos:
IVA - Reembolsos solicitados
Segurança social
ISP
Outros
Empréstimos a empresas do Grupo (Nota 29)
Empréstimos a empresas associadas (Nota 29)
Empréstimos a empresas participadas (Nota 29)
Empresas associadas - outros devedores (Nota 29)
Empresas relacionadas - outros devedores (Nota 29)
Empréstimos a empresas relacionadas (Nota 29)
Outros empréstimos
Estado Português (Nota 14)
Adiantamentos a fornecedores
Adiantamentos a fornecedores de imobilizado
Subsídios a receber (Nota 14)
Grupo EDP - Electricidade de Portugal
Contrato de cessão de direitos de utilização de infra-estruturas de telecomunicações
Empréstimo à Sonangol no âmbito do contrato de produção do Bloco 14
Pessoal
Saldos devedores de fornecedores
Depósitos de garantia e cauções
Meios de pagamento
Fundo pensões recuperação desembolso
Agência tributária de Espanha
Consorcio Petrobrás
Fundo Regional de Abastecimento dos Açores
Judi Serviços
Organismos públicos
Subscritores de capital
Empréstimos a clientes
Promoção cruzada dos pontos Galp com Sonae
A.C.Cymbron- Entrega para aquisição de acções
Imposto sobre produtos petroliferos
Outros
Acréscimos de proveitos:
Vendas e prestações de serviços realizadas e não facturadas
Juros a receber
Venda de produtos acabados a facturar na rede de postos de abastecimentos
Petróleo bruto Bloco 14 vendido e não facturado
Swap Petróleo bruto Bloco 14
Rappel a receber sobre compras a efectuadas em 2004
Outros acréscimos de proveitos
Custos diferidos:
Despesas relativas a contratos de concessão de áreas de serviço
Benefícios de reforma (Nota 24)
Juros e outros encargos financeiros
Custos com catalizadores
Encargos com rendas pagas antecipadamente
Custos com pessoal
Custos plurienuais - manutenção de equipamento
Seguros pagos antecipadamente
Outros custos diferidos
Imparidade de outras contas a receber
Corrente
2005
Não corrente
Corrente
2004
Não corrente
12.999
6
42
131
4.289
8
798
49.820
3.304
6.855
3.992
25.002
7.162
4.856
3.045
784
277
11.547
2.060
675
1.847
1.220
998
715
244
3.236
20.321
166.233
60.050
53
90
21.485
2.890
1.954
86.522
12.173
102
3.715
832
4.368
74.820
2.413
5.030
29.360
20.542
7.162
4.227
4.367
4.316
341
8.527
1.191
912
999
435
2.357
858
28.926
217.973
3.183
88.250
53
699
28.647
458
2.344
911
124.545
84.883
5.629
4.010
1.486
1.446
1.320
98.774
-
59.123
7.793
3.951
2.956
1.299
3.535
78.657
-
39.171
2.678
4.615
336
5.401
10.612
62.813
(5.303)
9.711
15
9.726
-
57.068
3.725
3.846
1.592
656
806
18.502
9.767
95.962
(3.514)
81
81
(1.830)
322.517
96.248
389.078
122.796
Seguidamente apresenta-se o movimento ocorrido na rubrica de imparidades de outras contas
a receber, durante o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005 (Nota 7):
346
Rubricas
Outras contas a receber
Saldo inicial
5.344
5.344
Aumentos
Diminuições
986
986
Utilização
Variações de perímetro
(481)
(139)
(407)
(481)
(139)
(407)
Saldo final
5.303
5.303
No âmbito do “Acordo de Accionistas entre o Estado e a Petrocontrol sobre a compensação a
fazer à Petrogal” datado de 21 de Dezembro de 1998, a Petrogal em 31 de Dezembro de 2005
tem ainda direito a receber mEuros 49.820 do Ministério da Economia. Este montante destinase a subsidiar os investimentos efectuados pela Petrogal nas refinarias do Porto e Sines,
relativos à dessulfuração de gasóleo. A contrapartida desta conta a receber, foi registada
como dedução ao valor do Imobilizado (Nota 14).
O valor a receber da EDP no montante de mEuros 25.002, inclui mEuros 17.984
correspondente ao exercício do direito potestativo de opção de venda de 217.055 acções da
Oni SGPS, S.A., no exercício de 2003, no montante de mEuros 14.964 acrescido do montante
de mEuros 3.020 relativos a juros. Esta conta a receber inclui ainda o montante de mEuros
7.018 respeitante ao saldo líquido dos créditos relativos a cobranças de electricidade
efectuadas pelo Grupo GDP por conta da EDP e cobranças de gás efectuadas pela EDP por
conta do Grupo GDP.
A rubrica de meios de pagamento no montante de mEuros 11.547 diz respeito a valores a
receber por vendas efectuadas através de cartões visa/multibanco, que à data de 31 de
Dezembro de 2005 se encontravam pendentes de recebimento.
O montante de mEuros 4.289 registado no activo relativo a empresas associadas refere-se a
empresas que não foram consolidadas pelo método de integração global, incluindo
essencialmente contas a receber da EMPL -Europe Maghreb Pipeline, Ltd
O montante referente aos contratos de Cessão de Direitos de Utilização de Infra-estruturas de
Telecomunicações, celebrado em 1 de Julho de 1999 por um período de 20 anos, encontra-se
a ser recebido em prestações iguais anuais e sucessivas no valor unitário de mEuros 7.162 até
31 de Julho de 2009, sendo cada uma das prestações acrescida de juros à taxa de mercado.
Os proveitos decorrentes deste contrato de cessão de direitos de utilização, encontram-se
diferidos na rubrica de outras contas a pagar no passivo e são reconhecidos em resultados
pelo método das quotas constantes durante o período dos contratos, que terminam em 1 de
Junho de 2019. Durante o exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, foram reconhecidos
proveitos no montante de mEuros 497 (do qual o montante de mEuros 149 é relativo a juros).
No decorrer deste exercício e do anterior a subsidiária Transgás – Sociedade Portuguesa de
Gás Natural, S.A. não reconheceu proveitos e foi constituída uma provisão no montante de
mEuros 5.835 (Nota 26) relativa a juros reconhecidos em proveitos em anos anteriores. O
saldo dos proveitos diferidos, em 31 de Dezembro de 2005, por reconhecer em exercícios
futuros é de mEuros 71.992 (Nota 25).
O empréstimo à Sonangol no montante de mEuros 4.856 corresponde ao acordo contratual
estabelecido entre todas as entidades que compõem a “Joint Venture” do Bloco 14. Este
empréstimo encontra-se a ser amortizado através da apropriação pela Galp Exploração de
parte da produção petrolífera no Bloco 14 correspondente à Sonangol.
O montante de mEuros 3.992 registado na rubrica de subsídios a receber refere-se a
recebimentos de subsídios referentes a programas de incentivo à expansão da rede de gás
natural (Nota 14).
347
A rubrica de outros devedores – fundo de pensões – recuperação de desembolso no montante
de mEuros 2.060 diz respeito aos valores a receber do BPI Pensões pelos montantes de
pensões processados em Dezembro e ainda não reembolsados.
O montante de mEuros 1.847 referente ao Consórcio Petrobrás diz respeito à comparticipação
nas despesas desta entidade nos Blocos em que a Petrogal Brasil é operadora.
O montante de mEuros 1.220, relativo à conta a receber do Fundo Regional de Abastecimento
dos Açores, corresponde à compensação a receber pela Galp Açores no âmbito dos acordos
estabelecidos com aquela entidade tendo em vista a venda de combustíveis por um
determinado preço definido pelo Governo Autónomo daquela região.
A rubrica de acréscimos de proveitos - vendas ainda não facturadas refere-se essencialmente
à facturação de consumo de gás natural a emitir a clientes no mês seguinte.
Do montante de mEuros 5.629 registado na rubrica de acréscimos de proveitos - juros a
receber, o montante de mEuros 5.439 corresponde a juros de cessão de direitos de utilização
de infra-estruturas a debitar a E3G-Telecomunicações S.A..
A rubrica de acréscimos de proveitos – venda de produtos acabados a facturar na rede de
postos de abastecimento, no montante de mEuros 4.010 diz respeito a consumos efectuados
no exercício de 2005 através do cartão Galp Frota e apenas facturados em 2006.
Os montantes indicados em acréscimos de proveitos e em acréscimos de custos referentes aos
swaps sobre “commodities”, destinam-se a cobrir transacções realizadas no mês de Dezembro
de 2005, mas cujo fluxo monetário apenas se realiza no mês de Janeiro de 2006. Estas
operações foram realizadas com a intenção de fazer um “alisamento” do preço do Brent, para
as transacções de venda do bloco 14 durante o exercício económico de 2006, e uma vez que
se trata de swaps indexados ao preço mensal do Brent, gera fluxos financeiros reais mensais,
existindo a necessidade do reconhecimento do custo/proveito, no mês a que a operação de
cobertura respeita.
As despesas registadas em custos diferidos relativas a contratos de arrendamento de áreas de
serviço são reconhecidas como custo durante o respectivo período de concessão, o qual varia
entre 20 e 25 anos.
16.
CLIENTES
A rubrica de clientes, nos exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004, apresentava
o seguinte detalhe:
RUBRICAS
2005
2004
Clientes conta corrente
Clientes de cobrança duvidosa
Clientes - títulos a receber
877.160
65.297
6.085
948.542
660.661
75.782
4.011
740.454
Imparidades de contas a receber
(50.179)
(59.284)
898.363
681.170
348
No quadro seguinte apresenta-se o movimento ocorrido durante o ano de 2005 da rubrica de
imparidades de contas a receber de clientes:
Rubricas
Saldo
inicial
Imparidade de contas a receber
Ajustes
Perímetro
Utilização
Saldo
final
Aumentos
Diminuições
59.284
13.520
(5.902)
(22.595)
5.872
50.179
59.284
13.520
(5.902)
(22.595)
5.872
50.179
O aumento e diminuição da rubrica de imparidades de contas a receber de clientes no
montante líquido de mEuros 7.618 foi reconhecido na rubrica de provisões e imparidades de
contas a receber (Nota 7).
17.
INVENTÁRIOS
A rubrica de inventários apresentava o seguinte detalhe, nos exercícios findos em 31 de
Dezembro de 2005 e 2004:
2005
Matérias-primas, subsidiárias e de consumo:
Petróleo bruto
Outras matérias-primas
Matérias-primas em trânsito
Redução ao valor das matérias-primas, subsidiárias e de consumo
Produtos acabados e intermédios:
Produtos acabados
Produtos intermédios
Produtos acabados em trânsito
Redução ao valor dos produtos acabados e intermédios
Produtos e trabalhos em curso
Mercadorias
Redução ao valor das mercadorias
Adiantamento por conta de compras
2004
149.691
37.793
84.329
271.813
(5.018)
266.795
130.795
27.693
86.420
244.908
(11.330)
233.578
426.311
232.423
16.527
675.261
(8)
675.253
318.404
139.324
721
458.449
(3.124)
455.325
328
45
253.476
(1.323)
252.153
144.967
(676)
144.291
4.828
3
1.199.357
833.242
Em 31 de Dezembro de 2005, a rubrica de mercadorias, no montante de mEuros 253.476,
corresponde essencialmente ao gás natural que se encontra no gasoduto, e a existências da
subsidiária Galp Energia España, S.A..
Em 31 de Dezembro de 2005, os valores relativos a existências à consignação (incluindo ISP),
essencialmente do produto acabado, ascendiam a mEuros 28.996.
Em 31 de Dezembro de 2005, as responsabilidades do Grupo perante concorrentes por
reservas estratégicas, que só poderão ser satisfeitas através da entrega de produtos,
349
ascendiam a mEuros 330.595 e encontram-se registadas na rubrica adiantamentos por conta
de vendas (Nota 25).
Em Novembro de 2004, a Petrogal em conjunto com a Petrogal Trading Limited celebraram um
contrato de compra, venda e permuta de crude por produtos acabados para constituição de
reservas estratégicas, com a Entidade Gestora de Reservas Estratégicas de Produtos
Petrolíferos, EPE (EGREP) ao abrigo do previsto no Decreto - Lei nº 339-D/2001, de Dezembro.
No âmbito do contrato celebrado em 2004, o crude adquirido pela EGREP, o qual não se
encontra registado nas demonstrações financeiras, encontra-se armazenado nas instalações da
Petrogal, de uma forma não segregada e deverá permanecer armazenado de modo a que a
EGREP o possa auditar, sempre que entender, em termos da quantidade e qualidade
respectivas. De acordo com o referido contrato, a Petrogal obriga-se a permutar o crude
vendido por produtos acabados quando a EGREP o exigir, recebendo por tal permuta um valor
representativo da margem de refinação à data da permuta.
No quadro seguinte apresenta-se detalhe da rubrica de inventários consumidos e vendidos
durante o exercício de 2005:
Matérias-primas,
Mercadorias subsidiárias e de
consumo
Saldo inicial
Compras
Produção
Regularizações
Saldo final
Custo da mercadoria vendida e da matéria consumida
intermédios
Produtos
e
trabalhos
em curso
acabados e
Total
144.967
2.953.595
(27.908)
253.476
2.817.178
244.908
6.384.055
271.813
6.357.150
458.449
417.311
675.261
200.499
45
283
328
-
848.369
9.337.650
417.311
(27.625)
1.200.878
9.374.827
-
-
(203.185)
-
(203.185)
(237)
(6.197)
(3.116)
-
(9.550)
2.816.941
6.350.953
(5.802)
-
9.162.092
Variação de produção
Imparidade de inventários
Inventários consumidos e vendidos (nota 7)
Produtos
O movimento ocorrido nas rubricas de imparidades de inventários no período findo a 31 de
Dezembro de 2005 foi o seguinte:
Saldo inicial
Rubricas
Imparidades de matérias-primas, subsidiárias e de consu
Imparidades de produtos acabados e intermédios
Imparidades de mercadorias
Variação no
Aumentos
Diminuições Utilizações
Saldo final
Perimetro
11.330
4.800
(10.997)
(173)
58
5.018
3.124
2.327
(5.443)
-
-
8
676
6
(243)
(3)
887
1.323
15.130
7.133
(16.683)
(176)
945
6.349
350
O montante de diminuições de imparidades líquido de aumentos no montante de m Euros
9.550 foi registado por contrapartida da rubrica de gastos operacionais - inventários
consumidos e vendidos da demonstração de resultados (Nota 7).
18.
OUTROS INVESTIMENTOS FINANCEIROS
Em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 a rubrica outros investimentos financeiros apresentava o
seguinte detalhe:
2005
Instrumentos financeiros
Depósitos a prazo
2004
2.177
8.014
10.191
3.532
15.807
19.339
O saldo final em 2005 e 2004 inclui o justo valor de derivados financeiros classificados como
correntes no montante de mEuros 2.177 e mEuros 3.532 respectivamente (Nota 28).
19.
CAIXA E SEUS EQUIVALENTES
Nos exercícios findos em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 a rubrica de caixa e seus
equivalentes apresentava o seguinte detalhe:
RUBRICAS
2005
2004
Numerário
Depósitos à ordem
Depósitos a prazo
7.167
122.158
28.310
16.245
149.960
61.054
Caixa e seus equivalentes no balanço
157.635
227.259
Outros investimentos correntes
Descobertos bancários (Nota 23)
8.014
(72.015)
15.806
(175.297)
93.634
67.768
Caixa e seus equivalentes na demonstração de fluxos de caixa
A rubrica de depósitos a prazo inclui diversas aplicações de excedentes de tesouraria de diversas
Empresas do grupo, nomeadamente do Gasoduto de Campo Maior-Leiria-Braga, S.A., Galpgeste –
Gestão de áreas de serviço, Lda., C.L.C. – Companhia Logística de Combustíveis, S.A., Gasoduto
Braga-Tuy, S.A., Powercer – Sociedade de Cogeração da Vialonga, S.A., mEuros 6.620, mEuros
2.800, mEuros 1.950, mEuros 1.000, mEuros 1.000, respectivamente.
Na demonstração de fluxos de caixa o saldo de caixa e seus equivalentes no início do período
apresenta uma diferença de mEuros 16 em relação ao saldo em 31 de Dezembro de 2004, que
resulta da entrada no perímetro de consolidação da Gasinsular - Combustíveis do Atlântico, S.A.,
Fast Access – Operações e Serviços de Informação e Comércio Electrónico, S.A., e outras (Nota 3).
20.
CAPITAL SOCIAL
A estrutura do capital social não sofreu nenhuma alteração durante o exercício que findou em
31 de Dezembro de 2005 relativamente ao ano de 2004. O capital social, integralmente
subscrito e realizado, está representado por 165.850.127 acções de valor nominal de Euros 5
por acção, e está subdividido nas seguintes categorias de acções:
351
TIPO DE ACÇÕES
2005
2004
Acções Tipo A
Acções Tipo B
8.000.000
157.850.127
8.000.000
157.850.127
Número total de acções
165.850.127
165.850.127
829.251
829.251
Valor nominal acções
Às acções de categoria A estão associados alguns direitos especiais, nomeadamente:
(i) Aprovar a eleição de três, quatro ou cinco membros do conselho de Administração,
consoante este tenha, respectivamente, um total de onze, treze, ou mais membros;
(ii) O direito de que determinadas deliberações não sejam aprovadas, contra a maioria dos
votos que lhe correspondam.
O capital da Empresa em 31 de Dezembro de 2005, encontrava-se totalmente subscrito e
realizado e era detido pelas seguintes entidades:
Eni Portugal Investment, S.p.a.
Estado Português
REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A.
EDP - Energias de Portugal, S.A.
Parpública - Participações Públicas, SGPS, S.A.
Iberdrola, S.A.
Portgás - Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A.
Setgás - Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A.
33,34%
17,72%
18,30%
14,27%
12,29%
4,00%
0,04%
0,04%
100,00%
No decurso do exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, o accionista Parpública –
Participações Públicas (SGPS), S.A., adquiriu do accionista Estado, 13.373.134 acções da Galp
Energia, passando a deter 20.388.309 acções representativas de 12,29% do capital social
(Nota introdutória).
No decurso do exercício findo em 31 de Dezembro de 2005, a Amorim Energia B.V. celebrou
um contrato para compra de acções da Galp Energia, SGPS, S.A., detidas pela EDP – Energias
de Portugal, S.A., representativas de 14,27% do capital, assegurando na mesma operação
uma opção de compra de 18,3% do capital detido pela REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A
(Nota 33).
Adicionalmente, em Janeiro de 2006 a Amorim Energia B.V., adquiriu à Portgás – Sociedade
de Produção de Gás, S.A., a sua participação, no capital social da Empresa, representativa de
0,04% (Nota 33).
352
Desta forma os detentores do capital em 31 de Dezembro de 2005, não se encontram
corrigidos pelos efeitos das operações acima referidas, uma vez que o registo da venda das
acções entre as entidades supra referidas, apenas ocorreu, no final do mês de Janeiro de 2006.
21.
OUTRAS RESERVAS
De acordo com a legislação nacional, Código das Sociedades Comerciais, o grupo é obrigado a
transferir para a rubrica de reservas legais, incluída na rubrica outras reservas, no capital
próprio, no mínimo, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício até que esta mesma atinja
os 20% do capital social. A reserva legal não pode ser distribuída aos accionistas, podendo
contudo, em determinadas circunstâncias, ser utilizada para aumentos de capital ou para
absorver prejuízos depois de esgotadas todas as outras reservas.
Em 2005 esta rubrica teve uma variação positiva no montante de mEuros 16.653, decorrente
da aplicação de resultados do ano de 2004. Salientamos o facto deste montante ser inferior a
5% do resultado do exercício, do ano de 2004, apurado de acordo com as IFRS/IAS. Tal
situação decorre do facto de se tratar de uma imposição legal nacional, devendo
consequentemente a reserva legal ser apurada com base no resultado líquido do exercício de
2004 de acordo com o normativo nacional (Plano Oficial de Contabilidade), que no referido ano
foi mEuros 333.064 (Nota 34).
Esta rubrica pode ser detalhada da seguinte forma, para os períodos findos em 31 de
Dezembro de 2005 e 2004:
2005
22.
2004
Reservas legais
56.949
40.296
Reservas livres
27.977
27.977
84.926
68.273
INTERESSES MINORITÁRIOS
Em 31 de Dezembro de 2005 e 2004, o detalhe dos interesses minoritários incluídos no Capital
Próprio, refere-se às seguintes empresas subsidiárias:
353
2005
Lusitaniagás - Companhia de Gás do Centro, S.A.
Gasoduto de Campo Maior - Leiria - Braga, S.A.
Beiragás - Companhia de Gás das Beiras, S.A.
Gasoduto Braga - Tuy, S.A.
Sopor - Sociedade Distribuidora de Combustíveis, S.A.
Saaga - Sociedade Açoreana de Armazenagem. de Gás, S.A.
Duriensegás - Soc. Distrib. de Gás Natural do Douro, S.A.
Probigalp - Ligantes Betuminosos , S.A.
Sempre a Postos - Produtos Alimentares e Utilidades, Lda.
Carriço Cogeração Sociedade de Geração de Electricidade e Calor, S.A.
Fast Access – Operações e Serviços de Informação e Comércio Electrónico, S.A.
Petromar - Sociedade de Abastecimentos de Combustíveis, Lda
Powercer - Sociedade de Cogeração da Vialonga, S.A.
Gite - Galp International Trading Establishment
Água Solar, S.A
Galp Energia España, S.A.
Natgás - Companhia Portuguesa de Gás Natural, S.A.
Agran - Agroquímica de Angola, SARL
Combustiveis Líquidos, Lda.
Petrogal Guiné-Bissau, Lda
Petrogás - Importação, Armazenagem e Distribuição de Gás, Lda
CLCM - Companhia Logistica de Combustíveis da Madeira, S.A. (a)
2004
7.602
4.565
4.135
3.357
3.030
1.611
966
914
405
289
165
112
45
44
(8)
(48)
(160)
(207)
(2.172)
5.612
4.434
3.660
3.387
3.080
2.168
698
877
383
(150)
(47)
38
(1)
45
80
(52)
24.645
24.082
(130)
(a) Em 31 de Dezembro de 2005 esta subsidiária apresenta capitais próprios negativos. O Conselho de Administração
desta subsidiária efectuou uma proposta de realização de prestações suplementares, acompanhada do reembolso de
suprimentos no montante de mEuros 6.800 a ser efectuado pela totalidade dos accionistas na proporção do capital
detido. Deste modo, o Grupo apenas reconheceu as perdas acumuladas na proporção do capital detido naquela
subsidiária, motivo pelo qual os interesses minoritários apresentam um saldo devedor.
23.
EMPRÉSTIMOS
Detalhe dos empréstimos
Em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 os empréstimos obtidos detalham-se, como se segue:
2005
Corrente
Empréstimos bancários:
Empréstimos internos
Empréstimos externos
Descobertos bancários (Nota 19)
Linhas de crédito renováveis
Outros empréstimos obtidos:
IAPMEI
2004
Não Corrente
Corrente
Não Corrente
99.045
84.776
72.015
250
256.086
118.192
644.988
16.000
779.180
192.447
254.362
175.297
8.600
630.706
65.646
718.450
784.096
1.304
1.304
257.390
2.816
2.816
781.996
1.304
1.304
632.010
4.078
4.078
788.174
257.390
49.880
49.880
210.000
309.760
1.091.756
632.010
49.880
49.880
210.000
309.760
1.097.934
Empréstimos por obrigações:
Emissão de 1997 - GDP, SGPS, S.A.
Emissão de 1998 - Lisboagás, S.A.
Emissão de 2003 - Galp Investment Fund
Os empréstimos não correntes, em 31 de Dezembro de 2005 apresentavam o seguinte plano
de reembolso previsto:
354
2007
2008
2009
2010
2011 e seguintes
162.120
285.324
78.242
79.599
487.457
1.092.742
Em 31 de Dezembro de 2005 e 2004 a totalidade dos empréstimos obtidos encontram-se
titulados em Euros, em Dólares dos Estados Unidos da América e em Meticais.
As taxas de juro médias dos empréstimos e descobertos bancários suportadas pela empresa
no ano de 2005 e 2004 foram 2,66% e 2,5% respectivamente.
Caracterização dos principais empréstimos
Seguidamente apresenta-se uma descrição sucinta dos principais empréstimos considerados
nas rubricas apresentadas nos quadros anteriores:
Empréstimos bancários
Os principais empréstimos bancários a 31 de Dezembro de 2005, podem ser caracterizados
como segue:
BANCO
Empresa
Montante Global
Divisa
Início
Termo
Montante em dívida
230.000
USD
20-Dez-92
15-Dez-07
11.349
85.000
USD
13-Dez-02
06-Dez-07
5.834
6.310
Euros
31-Dez-02
30-Dez-08
3.786
Galp Energia
21.861
USD
14-Jun-04
06-Dez-07
12.354
B. EUROPEU INVESTIM.
Petrogal
SANTANDER/CPP
Petrogal /Galp Energia
IAPMEI
Petrogal
SANTANDER
Sindicato Bancário
CLC
64.101
Euros
15-Mar-07
6.051
BEI
CLC
86.911
Euros
15-Set-08
20.827
Sindicato Bancário
CLCM
58.000
Euros
20-Jul-05
15-Dez-23
58.000
B. EUROPEU INVESTIM.
Lisboagás
80.000
Euros
20-Jun-00
15-Jun-20
80.000
B. EUROPEU INVESTIM.
Lusitaniagás
54.868
Euros
28-Out-95
15-Mar-00
47.074
BES
Beiragás
27.000
Euros
27-Dez-05
15-Dez-20
16.000
BES/INV
Transgás Atlântico
29.475
Euros
13-Nov-00
15-Dez-25
29.475
B. EUROPEU INVESTIM.
Transgás Atlântico
122.000
Euros
13-Nov-00
15-Dez-25
122.000
B. EUROPEU INVESTIM.
Transgás S.A.
434.905
Euros
15-Dez-94
15-Set-16
386.595
CAIXA B. INVEST. (IAPMEI)
Transgás S.A.
130
Euros
15-Mai-00
15-Mai-07
36
SANTANDER-NASSAU
Gasoduto Braga-Tuy
8.900
Euros
31-Mar-02
30-Abr-07
8.900
1.309.461
808.281
Empréstimos obrigacionistas
i) Emissão de 1997 – GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A.
Em 25 de Junho de 1997 a GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A. procedeu à emissão de
Obrigações no montante de mEuros 49.880, ao par, destinadas a subscrição privada, as quais
foram integralmente subscritas e realizadas.
355
O reembolso do empréstimo será efectuado ao valor nominal e de uma só vez, no final do
prazo de emissão que é de dez anos.
Poderá, no entanto, ser efectuado o reembolso antecipado do empréstimo por iniciativa do
emitente (Call Option), total ou parcialmente. No caso do reembolso parcial este será feito por
redução ao valor nominal, em qualquer data de pagamento de juros a partir do 6º cupão.
Neste caso, haverá lugar a um prémio de reembolso sobre o valor nominal reembolsado
antecipadamente.
Deixando o Estado Português de deter, directa ou indirectamente, a maioria do capital social
da GDP e/ou no caso da GDP deixar de deter, directa ou indirectamente, alguma participação
de domínio que, à data de emissão do empréstimo, detenha no capital social das empresas do
seu Grupo que tenham por objecto social a distribuição de gás canalizado, os obrigacionistas
poderão exigir o reembolso antecipado das obrigações.
Este empréstimo vence juros semestral e postecipadamente, a uma taxa indexada à taxa
“Euribor a 6 meses”, adicionada de 0,075%, arredondada para o 1/16 de ponto percentual
igual ou imediatamente superior.
Esta Emissão foi liderada pelo Banco Millenium BCP Investimentos (ex-CISF) e Banco
Português de Investimento, tendo a sua colocação sido garantida por um Sindicato Bancário
constituído pelas seguintes Instituições Bancárias:
Instituições Financeiras
Millennium BCP Investimentos (ex-CISF)
Banco Português de Investimento
Caixa Banco de Investimento (ex-Banco Chemical Finance)
Caixa Geral de Depósitos
Banco Finantia
Deutsche Bank de Investimento
Millennium BCP (ex-Mello)
Caixa Geral de Depósitos (ex-BNU)
Banco Santander de Negócios
Banco Bilbao Vizcaya y Argentaria
Montante
%
13.592
13.592
4.988
4.988
3.492
3.492
1.995
1.247
1.247
1.247
27,25
27,25
10,00
10,00
7,00
7,00
4,00
2,50
2,50
2,50
49.880
100,00
ii) Emissão de 1998 – Lisboagás GDL- Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A.
Em 12 de Agosto de 1998 a Lisboagás GDL- Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa,
S.A. procedeu à emissão de Obrigações no montante de mEuros 49.880, ao par, destinadas a
subscrição privada, as quais foram integralmente subscritas e realizadas.
O reembolso do empréstimo será efectuado ao par, em cinco prestações anuais de igual
montante, à data de vencimentos do 22º, 24º, 26º, 28º e 30º cupões.
Poderá, no entanto, ser efectuado o reembolso antecipado, ao par, de parte ou da totalidade
do capital em dívida, por opção do emitente (Call Option), a partir da data de vencimento do
10º cupão, inclusive, e nas respectivas datas de pagamento de juros.
Os obrigacionistas poderão também exigir o reembolso antecipado do empréstimo ou do valor
remanescente do capital em dívida, ao par, nas datas de vencimentos do 20º, 22º, 24º, 26º e
28º cupões.
356
Deixando o Estado Português de deter, directa ou indirectamente, a maioria do capital social
da GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A. ou deixando a GDP – Gás de Portugal, SGPS, S.A. de
deter uma posição maioritária directa no capital da Lisboagás GDL – Sociedade Distribuidora
de Gás Natural de Lisboa, S.A., os obrigacionistas poderão exigir o reembolso antecipado do
presente empréstimo.
O pagamento de juros será feito semestral e postecipadamente, com base numa taxa
correspondente à taxa “Euribor a 6 meses”, em vigor no penúltimo dia útil anterior ao início de
cada período de contagem, acrescida de 0,08%.
A tomada firme da emissão foi assegurada por um Sindicato Bancário composto pelas
seguintes Instituições Financeiras:
Instituições Financeiras
Banco Espirito Santo Investimento
Banco Português de Investimento
Millennium BCP (ex-CISF)
Caixa Geral de Depósitos (ex-BNU)
BMI
Banco Bilbao Vizcaya y Argentaria
Montante
%
13.517
13.567
13.567
7.482
1.247
500
27,10
27,20
27,20
15,00
2,50
1,00
49.880
100,00
iii) Emissão 2003 - Galp Investment Fund
No decurso de 2003 a Petrogal celebrou uma operação de titularização de contas a receber
com o Galp Investment Fund, PLC no montante de mEuros 210.000, a qual tem um prazo de
maturidade esperada de 5 anos e um prazo de maturidade legal de 7 anos. Para fazer face a
este montante o Fundo emitiu mEuros 199.500 de obrigações "Notes A" e mEuros 10.500 de
obrigações "Notes B", as quais são remuneradas à Euribor acrescida de 0,5% e 0,95%,
respectivamente. Com esta operação, e relativamente ao presente exercício, a Petrogal
incorreu em custos financeiros no montante de mEuros 6.097 (Nota 9).
24.
RESPONSABILIDADES COM BENEFÍCIOS DE REFORMA E OUTROS BENEFÍCIOS
Conforme referido na Nota 2.10 a Petrogal, Sacor Marítima e algumas empresas do Grupo GDP
(GDP Distribuição, SGPS, S.A.; Lisboagás – Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa,
S.A.; Driftal – Plastificantes de Portugal, S.A. e Gásfomento – Sistemas e Instalações de Gás,
S.A.), transferiram para fundos de pensões autónomos “Fundo de Pensões Petrogal”, “Fundo
de Pensões Sacor Marítima” e “Fundo de Pensões GDP”) as suas responsabilidades pelo
pagamento de complementos de pensões de reforma por velhice, invalidez e pensões de
sobrevivência. Adicionalmente, por decisão da Petrogal, a partir de 1997, inclusive, o Fundo de
Pensões Petrogal, passou a cobrir as responsabilidades pelo pagamento dos complementos de
reforma para os reformados antecipadamente.
O Fundo de Pensões Petrogal não cobre as responsabilidades da Petrogal com o pagamento de
pensões de reforma antecipada, pré-reforma, Segurança Social dos pré-reformados, com o
pagamento do seguro social voluntário aos reformados antecipadamente, do prémio de
reforma e outros benefícios de reforma tais como cuidados de saúde e seguros de vida. Estas
responsabilidades estão cobertas por provisões especificamente criadas para o efeito (Nota
26), incluídas no balanço na rubrica de responsabilidades com benefícios de reforma.
Adicionalmente, o Fundo de Pensões GDP não cobre as responsabilidades assumidas pela
357
Lisboagás GDL – Sociedade Distribuidora de Gás Natural de Lisboa, S.A. em reembolsar os
complementos de reforma a pagar pela EDP aos seus reformados e pensionistas afectos à
Empresa, bem como os complementos de reforma e sobrevivência aos reformados existentes à
data da constituição do Fundo. Estas responsabilidades são cobertas através de provisões
específicas, incluídas no balanço na rubrica de responsabilidades com benefícios de reforma
(Nota 26).
Durante o exercício de 2005 de forma a se adequar ao exigido pela norma
Internacional de