Os resultados líquidos da Galp caíram para valores negativos nos primeiros nove meses do ano, atingindo um prejuízo de 45 milhões de euros, que contrastam com os 403 milhões de lucros em período homólogo, segundo dados oficiais.
De acordo com os resultados do 3.ºtrimestre do ano comunicados pela empresa à Comissão do Mercado de Valores Mobiliários (CMVM), entre julho e setembro a petrolífera viu cair 10% o cash flow das atividades operacionais, que ficou pelos 391 milhões de euros, “impactado pelas adversas condições de mercado durante o período, refletindo ainda a pandemia covid-19”, apesar de apontar já “sinais iniciais de recuperação”.
O resultado líquido ajustado (RCA) no 3.º trimestre do ano indica um valor negativo de 23 milhões, uma queda relativamente aos 101 milhões de lucro conseguidos em período homólogo.
Já os resultados ajustados antes de juros, impostos, depreciações e amortizações (Ebitda RCA) fixaram-se em 1.161 milhões nos primeiros nove meses do ano, depois de no 3.º trimestre do ano terem atingido os 401 milhões (uma queda de 35% relativamente ao período homólogo, mas uma subida em relação ao trimestre anterior, quando se tinham fixado em 291 milhões).
Em comunicado, a petrolífera liderada por Carlos Gomes da Silva refere que “a resiliência operacional da Galp e a competitividade do seu portfólio foram fundamentais” para o “desempenho robusto no trimestre”.
“Continuámos a desenvolver os nossos projetos de acordo com as orientações estratégicas, apesar das condições de mercado sem precedentes, posicionando a Galp como um player solar líder na Península Ibérica e promovendo o nosso crescimento sustentável”, afirma Carlos Gomes da Silva, citado no comunicado.
A empresa refere que o investimento totalizou 724 milhões de euros, com a área de Renováveis e Novos Negócios a corresponder a 46%, após o pagamento de 325 milhões de euros referente à transação de 2,9 GW de projetos de energia solar fotovoltaica em Espanha, já no terceiro trimestre.
A produção média (WI) – produção bruta de matéria-prima, sobretudo petróleo, que inclui todos os custos decorrentes das operações – aumentou 7% em relação ao período homólogo para 133,8 mil barris/dia, “suportada pela maior contribuição dos projetos nos blocos BM-S-11/11A no Brasil, embora parcialmente impactado por algumas restrições operacionais que ocorreram durante o período”, escreve a empresa, lembrando que a produção de gás natural representou 10% da produção total.
No Brasil, a produção aumentou 8% relativamente a período homólogo para 120,2 mil barris/dia, “suportada pelo ramp – up da FPSO alocada no Tupi Norte, que se encontra a produzir a nível de plateau após a conexão do 6º poço produtor, beneficiando também da contribuição do FPSO na área de Atapu, recentemente comissionado. Já no início de outubro, foi conectado o 4.º poço produtor da FPSO alocada a Berbigão/Sururu”, refere a empresa.
Em Angola, a produção média (WI) caiu relativamente ao período homólogo 14,2 para 13,7 mil barris/dia, com a performance “a refletir também o declínio gradual do Bloco 14”.
Em termos comerciais, as vendas de produtos petrolíferos no 3.º trimestre do ano diminuíram 30% relativamente ao período homólogo, refletindo a menor procura, sobretudo nos segmentos da aviação e marinha, “como resultado do ambiente económico menos favorável”.
Os volumes de gás natural vendidos diminuíram 24%, “impactados pelas condições de mercado e aos menores níveis de consumo, maioritariamente por parte de clientes do segmento B2B na Península Ibérica” e as vendas de eletricidade aumentaram 14% relativamente ao período homólogo, “devido a uma maior base de clientes na Península Ibérica”, justifica.
A dívida líquida aumentou para 2,1 mil milhões, “considerando os dividendos pagos a acionistas e a interesses minoritários, bem como o pagamento da transação dos projetos de solar”.
A empresa refere ainda, em comunicado, que o plano estratégico “prevê a descarbonização gradual do seu portefólio” e lembra que “estabeleceu objetivos de longo prazo para a redução da intensidade carbónica, alinhando o portfólio com a visão de neutralidade carbónica na Europa até 2050 e comprometendo-se a reduzir a intensidade das suas atividades em pelo menos 15% até 2030 (2017 como ano de referência)”.