RESULTADOS PRIMEIRO TRIMESTRE 2015

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Thalita do Amaral Mota
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1 1 27 Abril, 2015 RESULTADOS PRIMEIRO TRIMESTRE 2015 Operador integrado de energia focado na exploração e produção

DISCLAIMER 2 Esta apresentação contém declarações prospetivas ( forward looking statements ), no que diz respeito aos resultados das operações e às atividades da Galp Energia, bem como alguns planos

2 DISCLAIMER 2 Esta apresentação contém declarações prospetivas ( forward looking statements ), no que diz respeito aos resultados das operações e às atividades da Galp Energia, bem como alguns planos e objetivos da empresa face a estas questões. Os termos antecipa, acredita, estima, espera, prevê, pretende, planeia, e outros termos similares, visam identificar tais forward looking statements. Os forward looking statements envolvem, por natureza, riscos e incertezas, em virtude de estarem associados a eventos e a circunstâncias suscetíveis de ocorrerem no futuro. Os resultados e desenvolvimentos reais poderão diferir significativamente dos resultados expressos ou implícitos nas declarações em virtude de diferentes fatores. Estes incluem, mas não se limitam, a mudanças ao nível dos custos, alterações ao nível de condições económicas e alterações a nível regulamentar. Os forward looking statements reportam-se apenas à data em que são feitos, não assumindo a Galp Energia qualquer obrigação de os atualizar à luz de novas informações ou desenvolvimentos futuros, nem de explicar as razões porque os resultados efetivamente verificados são eventualmente diferentes.

3 AGENDA 3 MERCADO INFORMAÇÃO OPERACIONAL RESULTADOS

4 1T2015: DESCIDA DO PREÇO DO PETRÓLEO DINAMIZA CONSUMO 4 Margens de refinação vs preço do Brent Crescimento do mercado ibérico ($/bbl) 8,0 120 (mton, Mmcm) 6,0 4, , ,0-2,0 1T14 2T14 3T14 4T14 1T T11 1T12 1T13 1T14 1T15 Mercado de petróleo Mercado de gás natural Margem de refinação benchmark (LHS) Brent (RHS) Preço do petróleo estabilizado entre $50-60/bbl Margens de refinação beneficiaram da descida do preço do petróleo atingido o valor mais elevado desde 3T12 Fontes: Platts, APETRO, CORES, REN, Enagas Mercado ibérico de petróleo em crescimento pelo 6º trimestre consecutivo, com crescimento relevante face ao homólogo Mercado Ibérico de gás natural aumentou relativamente ao homólogo, pela primeira vez desde 2011

5 MERCADO IBÉRICO: PRIMEIROS SINAIS VISÍVEIS DE RECUPERAÇÃO 5 Mercado energético da Península Ibérica Portugal Espanha 1T2014 1T2015 Variação 1T2014 1T2015 Variação % Produtos petroliferos (1) (mton) % (7%) GPL (mton) % (3%) Gasolina (mm 3 ) % % Jets (mm 3 ) % % Gasóleo (mm 3 ) % (4%) Lubrificantes (mton) % % Fuelóleo industrial (mton) % % Fuelóleo marítimo (mton) % % Betumes (mton) (1%) % Gás natural (2) (Mm 3 ) % s.s. Elétrico % % Convencional % % Eletricidade (3) (GWh) % s.s. Gás Natural % % Carvão % (12%) Eólico (9%) (47%) Centrais Hidroelétricas (34%) s.s. Outros % Mercado oil português aumentou mais do que o espanhol, com maiores consumos de jet e gasóleo Primeiros sinais consistentes de alguma recuperação após dez anos de contração Consumo de gás natural aumentou de forma idêntica nos dois países, tendo o carvão duplicado o seu peso no cabaz de energia primária para a geração elétrica (passou de 12% para 24% em Portugal)

6 AGENDA 6 MERCADO INFORMAÇÃO OPERACIONAL RESULTADOS

7 MELHOR PERFORMANCE OPERACIONAL EM TODAS AS ÁREAS 7 Informação operacional 1T2014 4T2014 1T2015 Produção média working interest mboepd 28,1 36,3 41,5 Angola mboepd 10,8 11,0 10,5 Brasil mboepd 17,3 25,3 31,0 Produção média net entitlement mboepd 24,6 33,4 38,7 Angola mboepd 7,3 8,1 7,8 Brasil mboepd 17,3 25,3 31,0 Margem de refinação Galp Energia $/bbl 0,9 5,4 5,9 Vendas produtos refinados Mton 3,7 4,6 4,4 Vendas oil clientes diretos Mton 2,2 2,4 2,3 Vendas de gás natural Milhões m Vendas clientes diretos Milhões m Trading / Outros Milhões m Vendas de eletricidade GWh Brasil responsável pelo aumento da produção Evolução positiva das margens de refinação nos mercados internacionais Recuperação do mercado ibérico sustenta aumento das vendas oil Vendas de gás natural no mercado internacional determinam evolução positiva do trimestre

8 FPSO #1 E #2 A PRODUZIR À CAPACIDADE MÁXIMA 8 FPSO CIDADE DE ANGRA DOS REIS (#1) FPSO CIDADE DE PARATY (#2) (100 mbopd) (120 mbopd) Produção em plateau desde junho de 2012 Disponibilidade média de c.95% Cinco poços produtores e quatro poços injetores conectados, incluindo um poço horizontal Produção em plateau desde setembro de 2014 Disponibilidade média de c.95% Cinco poços produtores, um TLD e três poços injetores conectados

9 FPSO #3 E #4 EXECUÇÃO DE ACORDO COM O PLANO 9 FPSO CIDADE DE MANGARATIBA (#3) FPSO CIDADE DE ITAGUAÍ (#4) (100 mbopd) (120 mbopd) Produção de c.100 mbopd atingida durante 1T2015 4º poço produtor deverá ser ligado no 3T2015 Plateau de produção esperado no 1S2016 Integração dos topsides no estaleiro da Brasfels em curso Início de produção prevista durante 4T2015 Perfuração de poços antes da chegada da FPSO

10 DESENVOLVIMENTO DOS PROJETOS DE ANGOLA E MOÇAMBIQUE 10 PROJETO ROVUMA (2.5 3 mtpa and 2x5 mtpa LNG trains 1 st phase) Projeto de gás de classe mundial a ser materializado FEED e EPCIC em curso Contribuição estável para a produção da empresa no 1T2015 Início da produção em Lianzi no 2S2015 através do tie-back do campo à plataforma CPT do BBLT BLOCO 14/14K

11 DOWNSTREAM & GAS: APROVEITAR OS VENTOS FAVORÁVEIS 11 Margens de Refinação 1 Volumes de GN 8 6 ($/boe and $/bbl) 4,7 4,7 5,9 (bcm) 1,0 1,1 1,0 1,0 0,9 1, (0.2) 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 Margem de refinação benchmark Margem de refinação da Galp Energia 1T14 4T14 1T15 Vendas a clientes diretos Trading estruturado Negócio de R&D beneficiou do contexto de aumento das margens de refinação europeias e da recuperação do mercado ibérico Atividade de trading de GNL suportada por contratos estruturados, nomeadamente na América Latina, mas também na Ásia e Europa 1 Considerando todas as matérias-primas processadas

12 AGENDA 12 MERCADO INFORMAÇÃO OPERACIONAL RESULTADOS

13 EBITDA DE 398 MILHÕES APESAR DA QUEDA DO PREÇO DO PETRÓLEO 13 Demonstração de Resultados ( Milhões ) 1T2014 4T2014 1T2015 Volume de Negócios Ebitda E&P R&D G&P Ebit E&P R&D (45) Resultados operacionais beneficiaram da melhoria das margens de refinação europeias e dos maiores volumes de GNL vendidos Ebitda do upstream impactado pela queda do preço do petróleo Resultado líquido de 121 milhões, o que compara com um valor homólogo afetado por margens de refinação próximas do zero G&P Resultado Líquido

14 ATIVIDADE INTERNACIONAL DETERMINANTE PARA OS RESULTADOS 14 Ebitda gerado no exterior Mais de metade do Ebitda gerado fora da Ibéria Produção de petróleo é a principal fonte de crescimento internacional 1T2015 Portugal e Espanha Angola e Brasil Outros países

15 EXPORTAÇÕES RECUPERAM NO 1º TRIMESTRE 15 Evolução das exportações ( Milhões ) % 10% 7% 7% 7% 8% 5% 6% 5% 6%* 6% 4% % % % T2014 4T2014 1T2015 Exportações de produtos petrolíferos representam 6% do total nacional Gasóleo, gasolina e fuel foram os produtos mais exportados Espanha, EUA, Países- Baixos e França: principais destinos das exportações Exportações Galp Energia % exportações Galp Energia no total nacional * Calculado com base no valor das exportações nacionais de fevereiro de 2015

16 E&P ABSORVE 96% DO INVESTIMENTO TOTAL 16 Perfil de alocação do investimento ( Milhões ) Cerca de 87% do investimento aplicado em atividades de desenvolvimento, sobretudo no campo Lula/Iracema Atividades de exploração absorvem 37 milhões no trimestre 178 Investimentos em manutenção e segurança nos negócios R&D e E&P totalizam 8 milhões 1T2014 4T2014 1T2015 E&P R&D G&P Outros

17 CAPACIDADE FINANCEIRA PARA PROGRAMA DE CRESCIMENTO 17 Balanço ( Milhões ) 31 dez mar 2015 Variação Ativo fixo Imobilizado em curso Outros ativos (passivos) (512) (518) (6) Empréstimo à Sinopec Fundo de maneio (105) Dívida líquida (167) Total do capital próprio Investimentos em curso responsáveis por 25% do ativo fixo Fundo de maneio positivamente impactado pelos baixos preços do petróleo Considerando empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes, a dívida líquida seria milhões e o net debt to Ebitda implícito seria de 1,0x Capital empregue Rácio dívida líquida para Ebitda (1) 1,2x 1,0x (0,3x) 1) Considerando o empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes Valores em IFRS

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