RESULTADOS NOVE MESES DE 2015

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1 1 26 outubro, 2015 RESULTADOS NOVE MESES DE 2015 Operador integrado de energia focado na exploração e produção

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 GASOLINA SUPORTA MARGENS DE REFINAÇÃO NO TRIMESTRE 4 Margens de Refinação vs preço do Brent ($/bbl) Crescimento do mercado Ibérico (mton, Mmcm) Excesso de oferta de crude levou a nova descida do preço do petróleo durante o 3T15 Descida do preço do petróleo e aumento da procura de gasolina nos EUA impulsionam margens de refinação Mercado Ibérico de produtos petrolíferos mantém-se em crescimento pelo segundo ano consecutivo Mercado Ibérico de gás natural cresceu 6,4% YoY Fonte: Platts, APETRO, CORES, REN, Enagas

5 SINAIS DE RECUPERAÇÃO DO MERCADO IBÉRICO MANTÊM-SE 5 Mercado energético da Península Ibérica Portugal Espanha 9M2014 9M2015 Variação 9M2014 9M2015 Variação % Produtos petroliferos (1) (mton) % (2%) GPL (mton) % (1%) Gasolina (mm 3 ) ,4% % Jets (mm 3 ) % % Gasóleo (mm 3 ) % Mercado oil português com maiores consumos de jet, gasóleo, fuelóleo marítimo e industrial Consumo de gás natural aumentou mais em Portugal do que em Espanha, com o contributo decisivo do segmento elétrico (1%) Lubrificantes (mton) % % Fuelóleo industrial (mton) % % Fuelóleo marítimo (mton) (4%) % Betumes (mton) (20%) % Gás natural (2) (Mm 3 ) % s.s. Elétrico (Mm 3 ) % (0,5%) Convencional (Mm 3 ) % % Eletricidade (3) (GWh) % (1) Fonte: DGEG com base no mercado Apetro e Cores (2 ) Fonte: Galp Energia; Enagas (3) Fonte: REN; REE

6 AGENDA 6 MERCADO INFORMAÇÃO OPERACIONAL RESULTADOS

7 PRODUÇÃO E REFINAÇÃO AOS NÍVEIS MAIS ELEVADOS DE SEMPRE 7 Informação operacional 3T14 2T15 3T15 9M14 9M15 Produção média working interest mboepd 31,8 43,8 45,7 28,5 43,7 Angola mboepd 10,5 10,3 7,9 10,5 9,6 Brasil mboepd 21,3 33,5 37,8 18,0 34,1 Produção média net entitlement mboepd 28,2 40,9 43,9 24,9 41,2 Angola mboepd 6,9 7,4 6,1 6,9 7,1 Brasil mboepd 21,3 33,5 37,8 18,0 34,1 Margem de refinação Galp Energia $/bbl 4,7 7,3 6,7 2,0 6,6 Vendas oil clientes diretos Mton 2,4 2,3 2,4 6,8 6,9 Vendas de gás natural Mm Vendas clientes diretos Mm Aumento da produção no Brasil com novas unidades instaladas e novos poços produtores conectados Elevada taxa de utilização das refinarias suportadas nas margens de refinação Vendas de produtos petrolíferos aumentam, beneficiando da recuperação do mercado ibérico Vendas de gás no mercado internacional sustentam aumento das vendas Trading / Outros Mm Vendas de eletricidade GWh

8 PRODUÇÃO ULTRAPASSA MARCO HISTÓRICO DOS 50 MIL BARRIS DIÁRIOS 8 Produção Working Interest (mboepd) Drivers de produção para o 4T15 Início da produção no campo Lianzi através de tie-back à plataforma CPT do campo BBLT Poços produtores adicionais nas FPSO #3 e #4 31,8 FPSO #3 (CID. MANGARATIBA) 36,3 41,5 43,8 FPSO #4 (CID. ITAGUAÍ) 45,7 >50 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 Hoje Angola FPSO # 1 Lula Piloto FPSO #2 Lula NE FPSO #3 Iracema Sul FPSO #4 Iracema Norte Outros

9 LULA/IRACEMA: FPSO#3 COM ELEVADA PRODUTIVIDADE 9 FPSO CIDADE DE MANGARATIBA (#3) (150 mbopd) Produção de c.130 mbopd através de quatro poços produtores 5º poço produtor até ao fim do ano permitirá que esta unidade atinja a produção máxima antes do prazo previsto (durante o 4T15)

10 LULA/IRACEMA: FPSO #4 COM DOIS POÇOS PRODUTORES LIGADOS 10 FPSO CIDADE DE ITAGUAÍ (#4) (150 mbopd) Início de produção em julho - um trimestre antes do esperado - através de um poço produtor Segundo poço produtor conectado em outubro Produção de c.60 mbopd

11 LULA/IRACEMA: CONSTRUÇÃO DAS FPSO #5 E #6 PROSSEGUEM COMO PLANEADO 11 FPSO CIDADE DE MARICÁ (#5) FPSO CIDADE DE SAQUAREMA (#6) (150 mbopd) (150 mbopd) Integração dos topsides realizados pela BRASA/SBM no estaleiro de Mauá, no Brasil FPSO deverá entrar em produção no 1S16, na área de Lula Alto Construção e trabalhos de integração realizados no estaleiro da Chengxi (CGX), sendo esperada a sua chegada ao estaleiro de Mauá durante o 4T15 FPSO deverá entrar em produção no 1S16, na área de Lula Central

12 ATIVIDADES DE AVALIAÇÃO NO BRASIL BEM SUCEDIDAS 12 CARCARÁ BM-S-8 BACIA POTIGUAR Poço de avaliação Carcará NW confirmou a anterior descoberta de petróleo leve e a sua extensão Início das atividades preliminares do DST no poço Carcará Norte em setembro Perfuração do poço de avaliação Pitú Norte com o objetivo de confirmar a extensão da descoberta de Pitú Atividades em curso deverão estar concluídas até ao final do ano DST: Drill Stem Test

13 PORTEFÓLIO DE UPSTREAM EM ÁFRICA EM DESENVOLVIMENTO 13 BBLT CPT PROJETO ROVUMA Paragem da plataforma e tie-back do campo Lianzi à CPT do campo BBLT Campo Lianzi deverá entrar em produção no 4T15 Foco nas propostas de EPCIC e nas negociações offtake de longo-prazo de GNL para o projeto Coral de FLNG Progressos numa solução para o desenvolvimento do onshore Mamba EPCIC: Engineering, procurement and construction instalation and commissioning

14 MELHORIA NA PERFORMANCE DO DOWNSTREAM & GAS 14 R&M G&P Elevada disponibilidade e fiabilidade do aparelho refinador permitiu beneficiar das margens de refinação internacionais Performance sólida da atividade de comercialização de produtos petrolíferos Atividade de trading suportada pelos contratos estruturados e operações de rede Negócios de infraestruturas e power com contribuição estável para os resultados

15 AGENDA 15 MERCADO INFORMAÇÃO OPERACIONAL RESULTADOS

16 REFINAÇÃO SUPORTA EBITDA DE MILHÕES 16 Demonstração de Resultados ( Milhões ) 3T14 2T15 3T15 9M14 9M15 Volume de Negócios Ebitda E&P R&D G&P Ebit E&P Resultados operacionais beneficiaram da melhoria das margens de refinação europeias e da atividade de distribuição Aumento da produção de petróleo de gás limitou impacto da queda da cotação do Brent no Ebitda Resultado líquido de 490 milhões, o que compara com um valor homólogo afetado por margens de refinação próximas do zero R&D (6) 422 G&P Resultado Líquido Resultados RCA

17 ATIVIDADE INTERNACIONAL REPRESENTA c. 60% DOS RESULTADOS 17 Ebitda gerado no exterior 31% 24% Mais de metade do Ebitda gerado fora da Ibéria Produção de petróleo é a principal fonte de crescimento internacional 45% 9M2015 Portugal e Espanha Angola e Brasil Outros países

18 EXPORTAÇÕES A RECUPERAR 18 Evolução das exportações ( Milhões ) % 6% 5% 4% % 7% % 5% % 8% 6% 4% 2% Exportações de produtos petrolíferos representaram 7% do total nacional Gasóleo, gasolina e fuel foram os produtos mais exportados Espanha, EUA, Itália e Países Baixos: principais destinos das exportações M20149M2015 0% Exportações Galp Energia % exportações Galp Energia no total nacional * Calculado com base no valor das exportações nacionais de fevereiro de 2015

19 E&P ABSORVE 92% DO INVESTIMENTO TOTAL 19 Perfil de alocação do investimento ( Milhões ) Cerca de 88% do investimento aplicado em atividades de desenvolvimento, sobretudo no campo Lula/Iracema e no bloco 32, em Angola Atividades de exploração e avaliação absorvem 95 milhões Investimentos nas atividades de downstream e gás totalizam 67 milhões 9M2014 9M2015 E&P R&D G& P Outros +10%

20 CAPACIDADE FINANCEIRA PARA PROGRAMA DE CRESCIMENTO 20 Balanço ( Milhões ) Dez 2014 Jun 2015 Set 2015 Set-Dez Set-Jun Ativo fixo (140) Imobilizado em curso (77) Outros ativos (passivos) (512) (591) (536) (24) 55 Empréstimo à Sinopec (109) (55) Investimentos em curso responsáveis por mais de 20% do ativo fixo O rácio de net debt to Ebitda situou-se em cerca de 1,1x Fundo de maneio (392) (275) Dívida líquida (133) 57 Total do capital próprio (352) (473) Capital empregue (486) (415) Rácio dívida líquida para Ebitda (1) 1,2x 1,0x 1,1x (0,3x) 0,1x 1) Considerando o empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes e os suprimentos desta na Petrogal Brasil Valores em IFRS

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