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Por Sergio Goncalves
LISBOA, 2 Mai (Reuters) - O lucro líquido ajustado da Galp Energia GALP.LS caiu 13 pct para 99 milhões de euros (ME) no primeiro trimestre de 2017, abaixo do previsto, apesar do aumento do forte aumento do EBITDA, pois foi penalizado pelo 'mark-to market' de derivados e pelo aumento de impostos, anunciou a empresa.
Adiantou que, entre Outubro e Dezembro de 2015, o EBITDA - lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização - também ajustado subiu 43 pct para 419 ME, "tendo o desempenho dos negócios de R&D e E&P compensado a menor contribuição do negócio de G&P".
A média de uma Poll de analistas apontava para um lucro ajustado de 131 ME e um EBITDA de 407 ME.
Os números são ajustados para corrigir os efeitos de 'stock' e eventos não-recorrentes (RCA).
"O resultado líquido RCA desceu 15 ME para 99 ME, impactado por uma variação no mark-to-market de derivados de cobertura e pelo aumento em impostos", afirmou a Galp em comunicado.
Explicou que "o aumento nos impostos deveu-se aos maiores resultados no negócio de E&P, a uma reversão em impostos diferidos e a uma provisão de imposto a pagar em Angola".
Acrescentou que "os eventos não recorrentes totalizaram 18 ME, tendo a Contribuição Extraordinária sobre o Sector Energético (CESE) em Portugal impactado os resultados IFRS em cerca de 25 ME".
Na sequência destes resultados, as acções da Galp estão a perder 0,77 pct para 14,16 euros.
E&P FORTE
A Galp adiantou que "o Ebitda RCA do negócio de Exploração & Produção (E&P) foi de 204 ME um aumento homólogo de 155 ME suportado pelo aumento de produção e pelo aumento dos preços de petróleo e gás natural".
O Ebitda RCA do negócio de Refinação & Distribuição (R&D) aumentou, em termos homólogos, 40 ME para os 187 ME, "com a margem de refinação da Galp a aumentar de 4,1 dólares o barril para 5,1 dólares no período, beneficiando de oportunidades no aprovisionamento".
"A atividade de comercialização de produtos petrolíferos foi suportada pela procura nos segmentos de retalho e dos subsegmentos de aviação e bancas marítimas no wholesale", disse a Galp em comunicado.
O Ebitda RCA do negócio de Gas & Power (G&P) desceu, numa comparação homóloga, 68 ME para os 22 ME, "afetado por restrições no aprovisionamento de gás natural e pela desconsolidação da atividade de infraestruturas reguladas".
Adiantou que "a produção 'working interest' aumentou 4 pct face ao trimestre anterior e 56 pct contra o trimestre homólogo para os 88 mil barris de petróleo equivalente por dia (kboepd), dos quais 87 pct corresponderam a petróleo".
Destacou, no trimestre, a realização de trabalhos de manutenção nas FPSO Cidade de Angra dos Reis (#1) e Cidade de Paraty (#2).
Explicou que "os campos Lula e Iracema contam atualmente com cinco unidades a produzir a níveis de plateau, estando a FPSO Cidade de Saquarema (#6) em fase de 'ramp-up' de produção".
"A primeira FPSO replicante (#7) encontra-se na área de Lula Sul e deverá iniciar produção durante o segundo trimestre de 2017", afirmou.
A Galp recordou que, no primeiro trimestre de 2017 a cotação média do dated Brent subiu 19,8 dólares o barril em relação ao período homólogo de 2016, para 53,7 dólares.
Este aumento reflectiu a confiança no balanceamento do mercado decorrente do cumprimento do acordo de redução da produção da OPEP, no qual participaram alguns países produtores que não pertencem à organização.
MANTÉM DÍVIDA
A dívida líquida manteve-se estável durante o primeiro trimestre de 2017, "apesar do investimento de 203 ME em fundo de maneio durante o período, que se deveu ao aumento temporário dos inventários".
A 31 de março, a dívida líquida situava-se em 1,3 mil ME, considerando o empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes, com o rácio dívida líquida para Ebitda a situar-se nos 1,0 vezes".
Adiantou que, "durante o trimestre, o 'capex' totalizou 227 ME, 84 pct dos quais alocados a atividades de desenvolvimento e produção no âmbito do negócio de E&P, nomeadamente no bloco BM-S-11 no Brasil e no bloco 32 em Angola".
Nas atividades de exploração e avaliação, destacou a aquisição de sísmica 3D em São Tomé e Príncipe.
O investimento nas atividades de downstream e gás atingiu 18 ME, tendo sido alocado, entre outros, a atividades de manutenção na refinaria de Sines.
(Por Sérgio Gonçalves)