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