Galp Energía obtiene un resultado neto de 162 millones de euros

Aunque la producción total (working interest) de petróleo y gas natural disminuye un 3% en el 1er semestre, la producción net entitlement – que se refleja directamente en los resultados de Galp Energia – fue de 19,8 mboepd, un aumento del 12% frente al 1er semestre de 2012. El margen de refino de Galp Energia fue contrario a la tendencia de disminución de los márgenes benchmark al subir 1,0 USD/bbl frente al 1er semestre de 2012, situándose así en 2,7 USD/bbl con la entrada en funcionamiento del nuevo complejo de hydrocracking de la Refinería de Sines. El negocio de distribución de productos petrolíferos continuó viéndose afectado por la caída de la demanda en la Península Ibérica como consecuencia de la coyuntura económica en la región. El volumen de gas natural vendido alcanzó los 3.178 millones de m3 (Mm3), un descenso de 48 Mm3 frente al 1er semestre de 2012; el aumento de las ventas en el segmento industrial y en el de trading compensó tan solo parcialmente la disminución del consumo en el segmento eléctrico. La inversión total fue de 474 millones de euros, de los cuales cerca del 70% fue canalizado hacia el negocio de Exploración y Producción, siguiendo la estrategia definida por la empresa. La deuda neta se situó en los 2.117 millones de euros, o 1.173 millones si se tiene en cuenta el préstamo concedido a la empresa china Sinopec como efectivo y equivalentes.




El resultado neto de replacement cost ajustado de Galp Energia fue de 162 millones de euros, un 9,3% menos que en el mismo período de 2012, debido al aumento de amortizaciones, depreciaciones y provisiones, así como a la disminución de los resultados financieros.

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

La producción total (working interest) cayó un 3%, hasta los 23,5 mboped, frente al mismo período de 2012, a causa de la quiebra en la producción en Angola, principalmente en los campos de Kuito y BBLT del bloque 14, que ya se encontraban en una fase de madurez avanzada. Los trabajos de mantenimiento realizados en el BBLT durante el primer trimestre del año también contribuyeron a que la producción proveniente de este país registrase una caída del 20% frente al período homólogo. La producción net entitlement, la más relevante, ya que es aquella a la que Galp Energia tiene derecho de hecho, fue de 19,8 mboepd, lo que supuso un aumento de 12% frente al primer semestre de 2012, debido al aumento de la producción de la FPSO Cidade Angra dos Reis, la cual ha llegado a alcanzar niveles próximos a su capacidad máxima.

De hecho, la producción en Brasil fue de 11,4 mboepd, un 25% más que los 9,1 mboepd registrados durante el mismo período de 2012. Este aumento, obtenido a pesar del parón por las obras de mantenimiento de la FPSO Cidade de Angra dos Reis, permitió compensar el descenso de la producción en Angola. El resultado operativo a coste de reposición fue de 89 millones de euros, 26 millones menos que en el período homólogo, lo cual se explica por el aumento de los costes operacionales, por las amortizaciones y las provisiones.

El margen de refino de Galp Energia se benefició, durante el primer semestre, de la entrada en funcionamiento de la unidad de hydrocraker de la refinería de Sines, que tuvo lugar en enero y que a finales del primer trimestre ya producía de manera estable. De esta manera, a pesar de la evolución negativa de los márgenes benchmark en los mercados internacionales, el margen de Galp Energia aumentó 1,0 USD/bbl frente al período homólogo en el que el aumento fue de 2,7 USD/bbl.

En el primer semestre de 2013 se procesaron cerca de 44 millones de barriles de crudo (mbbl), un aumento del 5% frente al mismo período de 2012, habiendo alcanzado un 73% de la tasa de utilización de las refinerías. Durante este período, el 80% del crudo procesado en las refinerías de Galp Energia correspondió a crudos medios y pesados, comparado con un 72% en el período homólogo y que refleja igualmente la mayor flexibilidad del refinador resultante de la inversión en el complejo de hydrocraking de Sines.

En el perfil de la producción, las gasolinas y los destilados medios representaron un 20% y un 46% del total, mientras que el fuel contribuyó con un 17%. Los consumos y pérdidas alcanzaron un 9% del crudo procesado durante este período. El volumen de las ventas a clientes directos disminuyó un 5% frente al período homólogo, esto fue debido al impacto del contexto económico adverso en la Península Ibérica, que afectó al consumo de productos petrolíferos. Las ventas de productos petrolíferos a clientes directos en África representaron un 8% del total.

Las exportaciones para fuera de la Península Ibérica aumentaron un 27% y se situaron en 2,1 millones de toneladas, representando el gasóleo, el fuel y la gasolina un 19%, un 29% y un 30% del total, respectivamente.

Al final del semestre, Galp Energia contaba con 1.465 estaciones de servicio en la Península Ibérica y en África, 27 menos que en 2012, como resultado del continuo esfuerzo para el aumento de eficiencia de la red. A pesar del aumento de los costes relativos a depreciaciones y amortizaciones, el resultado operativo a coste de reposición del segmento de negocio de Refino y Distribución fue de 39 millones de euros, lo que equivale a un aumento de 10 millones de euros frente al mismo período del año anterior.

GAS & POWER

Durante el primer semestre de 2013, el volumen de gas natural vendido fue de 3.178 millones de metros cúbicos (Mm3), 48 Mm3 menos que durante el mismo período del año anterior. Esta variación se debió al descenso en la demanda del segmento eléctrico, que se vio parcialmente compensada por el aumento de los volúmenes vendidos en los segmentos industrial y de trading.

En lo que respecta al segmento industrial, los volúmenes de gas natural vendidos alcanzaron un total de 1.258 Mm3, un 17% más que durante el mismo período de 2012, como consecuencia del aumento de consumo de gas natural por parte de las unidades de Galp Energia, principalmente del hydrocraker de la refinería de Sines y de la cogeneración de la refinería de Matosinhos.

En relación a la actividad de trading de gas natural licuado (GNL), se vendieron 14 cargas, dos más que en el período homólogo de 2012. Los volúmenes de GNL vendidos en el mercado internacional alcanzaron los 1.211 Mm3 durante los primeros seis meses de 2013.

Como consecuencia de la entrada en funcionamiento de la cogeneración en Matosinhos, las ventas de electricidad a la red fueron de 917 GWh, 281 GWh más que durante el primer semestre de 2012. El resultado operativo a coste de reposición del negocio de Gas y Electricidad se situó en torno a los 163 millones de euros, un 23% por encima del registrado durante el período homólogo, beneficiándose del mejor rendimiento operativo de todas las actividades, destacando la de trading GNL.

INVERSIÓN

Durante el primer semestre de 2013 se invirtieron 474 millones de euros, de los cuales cerca del 70% corresponden a la inversión en el segmento de negocio de E&P. En efecto, la inversión en actividades de E&P alcanzó los 346 millones de euros durante los primeros seis meses de 2013, 92 millones más que en el mismo período de 2012. Las actividades de desarrollo, sobre todo aquellas relacionadas con el campo Lula/Iracema en el bloque BM-S-11 en Brasil, supusieron un 62% del total invertido en este segmento de negocio.

Las actividades de exploración y evaluación representaron un 38% de la inversión total, destinada a las campañas de exploración y evaluación en Brasil y en la cuenca marina de Rovuma, en Mozambique, así como a la campaña de exploración iniciada en 2013 en Namibia.

La inversión destinada a los negocios de R&D y G&P supuso un total de 129 millones de euros durante el primer semestre de 2013, y sobre todo fue destinada a trabajos de mantenimiento, a la finalización del proyecto de cogeneración de la refinería de Matosinhos y a la inversión en cushion gas relativa a una nueva planta de almacenamiento de gas natural.

Entorno DE MERCADO

Dated Brent

El valor medio del dated Brent en el primer semestre de 2013 se situó en los 107,05 USD/bbl, menos de un 5% que en el mismo período de 2012, período en el que la cotización se vio influenciada por la inestabilidad política en algunos países productores de petróleo y por el embargo de crudo iraní por parte de los Estados Unidos de América (EUA) y de la Unión Europea. Durante el primer semestre de 2013, el diferencial de precios disminuyó a 0,6 USD/bbl frente a los 1,3 USD/bbl del primer semestre del año anterior.

Márgenes de Refino

Durante el primer semestre de 2013, el margen de benchmark fue de 2,1 USD/bbl, tras registrarse un descenso de 0,2 USD/bbl en relación al mismo período del año anterior. Esta evolución reflejó, una vez más, la caída de los márgenes de hydrocracking y cracking en el primer semestre del año, los cuales descendieron 0,3 USD/bbl y 0,6 USD/bbl, respectivamente.

Mercado Ibérico

Durante el primer semestre del año, el mercado de productos petrolíferos de la Península Ibérica se contrajo un 11%, situándose en 28,5 millones de toneladas (Mt) y reflejó una situación económica adversa tanto en Portugal como en España.

A su vez, el mercado ibérico de gas natural se contrajo un 9% durante el primer semestre de 2013, situándose en 16.920 Mm3, presionado por el segmento eléctrico, cuyo consumo registró un descenso de cerca de un 47%.

CAPITALIZACIÓN BURSÁTIL

Durante el primer semestre de 2013, la cotización de la acción de Galp Energia descendió un 3% frente al cierre de final de año de 2012. Se alcanzó así un volumen de negocio que asciende a 751 millones de acciones, de los cuales 183 millones pertenecen al mercado regulado de la Euronext Lisbon, que se ve afectado positivamente por la colocación de acciones por parte de la Eni. El volumen medio diario fue de 6,0 millones de acciones, incluyendo 1,5 millones de acciones negociadas a través de la Euronext Lisbon.

BASES DE PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Los estados financieros consolidados y no auditados de Galp Energia relativos a los seis meses cerrados a 30 de junio de 2013 y 2012 se elaboraron conforme a las NIIF. La información financiera relativa a la cuenta de resultados consolidados se presenta para los trimestres cerrados en estas fechas. La información financiera relativa a la situación financiera consolidada se presenta en las fechas de 30 de junio de 2013 y 31 de diciembre de 2012.

Los estados financieros de Galp Energia se elaboran de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y el coste de las mercancías vendidas y materias primas consumidas se valora a coste medio ponderado (CMP). El uso de este criterio de valorización puede originar volatilidad en los resultados en momentos de oscilación de los precios de las mercancías y de las materias primas a través de ganancias o pérdidas en stock, sin que esto refleje la rentabilidad operativa de la empresa. A este efecto se le denomina efecto stock.

Otro factor que puede influir en los resultados de la empresa, sin ser un indicador de su rentabilidad real, es el conjunto de eventos de naturaleza no recurrente, tales como ganancias o pérdidas en la enajenación de activos, deterioros del valor o reposiciones de inmovilizado y reservas ambientales o de reestructuración.

Con el objetivo de evaluar la rentabilidad operativa del negocio de Galp Energia, los resultados de RCA excluyen los eventos no recurrentes y el efecto stock, este último por el hecho de que el coste de las mercancías vendidas y de las materias primas consumidas fue calculado por el método de valoración del coste de reposición denominado replacement cost.