- La producción total (working interest) de petróleo y gas natural aumentó un 50% en 2015 hasta alcanzar los 45,8 mil barriles de petróleo equivalente por día (mboepd), gracias a la producción en Brasil que aumentó un 82%. La producción neta (net entitlement) contribuyó de forma directa a la consecución de los resultados, aumentando un 60%.
- El margen de refino de Galp Energia fue de 6,0$/bbl, lo que comparado con los 2,8$/bbl de 2014, constata el aumento derivado de la evolución positiva de los márgenes en los mercados internacionales.
- Las ventas de gas natural alcanzaron los 7.665 millones de metros cúbicos (Mm3), en consonancia con las ventas de 2014.
- El EBITDA consolidado del grupo alcanzó los 1.564 millones de euros en una base replacement cost ajustada (RCA).
- Se realizó una inversión de 1.283 millones de euros, de los cuales el 86% se destinaron a actividades de explotación y producción, concretamente, a la construcción de unidades FPSO y al desarrollo de los campos Lula/Iracema, en Brasil, y al bloque 32 en Angola.
- A finales de año, la deuda neta se situó en 1.699 millones de euros[1].
- El resultado neto replacement cost ajustado de Galp Energia fue de 639 millones de euros, lo que refleja la mejora de los márgenes de refino en Europa, el incremento de la producción de petróleo y gas y el crecimiento de la comercialización de gas natural en los mercados europeos.
[1] Considerando el préstamos a Sinopec como caja y equivalentes.
En 2015, la producción total (working interest) de petróleo y gas natural aumentó un 50%, alcanzando los 45,8 mboepd, debido a la mayor contribución de la producción de Brasil, que aumentó un 82% respecto a 2014 hasta alcanzar los 36,0 mboepd. Esta evolución se debe básicamente a la contribución de la FPSO Cidade de Paraty (#2) y Cidade de Mangaratiba (#3).
La producción net entitlement aumentó un 60% alcanzando los 43,2 mboepd como resultado del incremento de la producción en Brasil, que se disparó hasta el 82%. En Angola, donde se inició la producción en el campo Lianzi, en el bloque 14k, a través de un tieback a la plataforma compliant piled tower (CPT) del campo Benguela-Belice-Lobito-Tomboco (BBLT), en el bloque 14, la producción net entitlement se mantuvo estable en 7,2 mbopd.
Este incremento de producción permitió atenuar el efecto de merma del 47% del precio medio del dated Brent en el resultado operacional a coste de sustitución ajustado que se situó en los 145 millones de euros, próximo a la mitad del valor experimentado en 2014.
En 2015 el margen de refino de Galp Energia alcanzó un valor medio de 6,0$/bbl, 3,2$/bbl más que 2014, lo que refleja la recuperación de los márgenes de refino en los mercados internacionales y particularmente en Europa.
Se procesaron cerca de 114,6 millones de barriles de materias primas, un 23% más que en 2014, con el complejo de hydrocracking operando a su máxima capacidad durante todo el año. Hay que destacar que, durante el primer semestre de 2014, el volumen de materias primas procesadas se vio afectado por el parón general necesario para el mantenimiento de la refinería de Sines. El crudo representó un 89% de las materias primas procesadas, correspondiendo el 82% a crudos medios y pesados.
La producción de destilados medios representó un 47% de la producción total, mientras que la gasolina y gasoil el 22% y el 17%, respectivamente. Los consumos y carencias en el periodo fueron del 8% en todo el año.
El volumen de ventas a clientes directos se mantuvo en consonancia con el de 2014. Las ventas de productos petrolíferos en África representaron el 8% del total de ventas a clientes directos registrados en el periodo.
A finales de diciembre, Galp Energia contaba con 1.434 estaciones de servicio activas y 826 tiendas de conveniencia.
El resultado operacional a coste de sustitución ajustado del segmento de negocio de Refino & Distribución fue de 516 millones de euros.
Las ventas de gas natural alcanzaron los 7.665 millones de metros cúbicos (Mm3) durante 2015, un incremento del 3% respecto a 2014, lo que refleja el incremento de las ventas en el segmento eléctrico y en el segmento de trading.
Los volúmenes vendidos en el mercado internacional durante el año aumentaron un 3% hasta alcanzar los 3.822 Mm3. Se realizaron 33 operaciones de trading de GNL, siete menos que en 2014, habiéndose compensado este descenso por la mayor actividad de trading de red, cuyos volúmenes se incrementaron hasta los 1.224 Mm3 respecto a los 570 Mm3 del mismo periodo de 2014.
Las ventas en el segmento eléctrico aumentaron un 49% hasta alcanzar los 1.082 Mm3, como consecuencia de la paralización de la producción en el sector hídrico y eólico en la Península Ibérica.
Los volúmenes vendidos a clientes de los segmentos comercial e industrial en la Península Ibérica descendieron un 6% y un 24% hasta los 2.397 Mm3 y los 365 Mm3, respectivamente.
Las ventas de electricidad ascendieron a un total de 4.636 GWh en 2015, 844 GWh más respecto a 2014. Esta subida se debió especialmente al incremento de la actividad de comercialización de electricidad, lo que además compensó la reducción de ventas de electricidad a la red que se situaron en los 1.299 GWh.
El resultado operativo a coste de sustitución del sector de Gas & Power se situó en 2015 en los 313 millones de euros.
La inversión realizada en 2015 fue de 1.283 millones de euros, representando el capex en el negocio de E&P un 86% del total.
La actividad de E&P absorbió 1.103 millones de euros, de los cuales cerca del 91% se destinó a las actividades de desarrollo, concretamente a la construcción de unidades FPSO y desarrollo de los campos de Lula/Iracema, de Brasil, y al bloque 32, de Angola.
El capital invertido en las actividades de downstream & gas alcanzó los 176 millones de euros, un 28% más que el de 2014 debido a la inversión financiera relacionada con el incremento de la participación en la empresa Setgás durante el cuarto trimestre de 2015.
ENTORNO DE MERCADO
CAMBIO
En 2015, el valor medio del cambio EUR/USD fue de 1,110, lo que se corresponde con una desvalorización del 16% respecto a 2014.
Dated Brent
En 2015, el valor medio del dated Brent fue de 52,4$/bbl, lo que se corresponde con una disminución de 46,6$/bbl respecto a 2014. El diferencial medio entre el precio de Urals y el dated Brent fue de -1,4$/bbl, en comparación con los -1,7$/bbl de 2014.
GAs natural
El diferencial entre el precio del GNL asiático (JKM) y el precio de gas natural en Europa (NBP) en 2015 disminuyó hasta 4,5$/mmbtu, respecto a 2014, situándose en 1,0$/mmbtu.
MÁRGENES DE REFINO
En 2015 el margen de refino benchmark fue de 5,2$/bbl respecto a los 1,1$/bbl de 2014.
Mercado Ibérico
En 2015 el mercado ibérico de productos petrolíferos aumentó un 2,4% hasta alcanzar los 60,1 millones de toneladas.
A lo largo de 2015, el mercado ibérico de gas natural alcanzó los 31.497 mm³, un 6% por encima de la cifra alcanzada en 2014. El segmento eléctrico registró un aumento del 32%, presentando el sector convencional un crecimiento del 1%.
CAPITALIZACIÓN BURSÁTIL
Durante 2015, la acción de Galp Energia se revalorizó un 27%, habiendo alcanzado el volumen de transacciones los 712 millones de acciones en mercados regulados, de los cuales 421 millones se corresponden a la Euronext Lisbon. El volumen medio diario de acciones transaccionadas en los mercados regulados fue de 2,8 millones de acciones, incluidos los 1,6 millones de acciones transaccionadas a través de la Euronext Lisbon.
Volumen
Cotización
Fuente: Euroinvestor
BASES DE PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN
Los estados financieros consolidados de Galp Energia relativos a los años finalizados a 31 de diciembre de 2015 y 2014 se elaboraron conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (IFRS). La información financiera relativa a la cuenta de resultados consolidados se presenta para los trimestres finalizados a 31 de diciembre de 2015 y de 2014 y a 30 de septiembre de 2015. La información relativa a la situación financiera consolidada se presenta en las fechas de 31 de diciembre de 2015, 30 de septiembre de 2015 y 31 de diciembre de 2014.
Los estados financieros de Galp Energia se elaboran de acuerdo con las IFRS y el coste de las mercancías vendidas y materias primas consumidas se valora a coste medio ponderado (CMP). El uso de este criterio de valoración 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 stocks, 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 (RC).
Si (
No(
