ENERGIA - Grupo Américo Amorim - Cortiça, Floresta ... · Venezuela > Exploração e produção...
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2014ENERGIA
1E n e r g i a
O Grupo Américo Amorim, através da Amorim Energia, controla 38,4% do capital accionista da Galp Energia. Américo Amorim assume a Presidência do Conselho de Administração e protagoniza assim a condução dos destinos desta grande companhia portuguesa.A Galp Energia é um operador integrado de Energia de grande relevância na Península Ibérica, com um enfoque nas actividades de Exploração e Produção, através de um equilibrado portefólio de projectos. A Galp apresenta um forte crescimento no sector das operações de upstream, a par de uma estabilidade nas operações de downstream e uma perspectiva financeira de grande solidez.
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
REFINAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO
GÁS & POWER
AMORIM ENERGIA NA CONDUÇÃO DOS DESTINOS DA GALP
ENERGIA
2 E n e r g i a
> Preparar o caminho para o crescimento acelerado> Traduzindo crescimento em valor> Prosseguindo sustentabilidade> Antecipando o futuro
UMA ESTRATÉGIA FOCADA NO VALOR E NÃO NA DIMENSÃO
GALP ENERGIA,
Capitalização bolsista
€6.991 milhões
Recursos Contingentes 2C
1.672 mmboe
€17.904 milhões
Volume de negócios
Crude processado em
Refinarias
79.345 kbbl
€373 milhões
Resultado líquido RCA
Estações de serviço
1.449
3E n e r g i a
6.855
Nº de colaboradores
Vendas de gás natural
7,5 bcm
638 mmboe
Reservas 2P
Vendas de eletricidade à
rede
1.590 Gwh
4 E n e r g i a
Exploração e Produção 2012 2013 2014
Reservas 2P (mmboe) 640 579 638
Recursos contingentes 2C (mmboe) 1.583 1.853 1.672
Produção média working interest (kboepd) 24,4 24,5 30,5
Produção média net entitlement (kboepd) 18,1 20,8 27,1
Preço médio de venda ($/boe) 101,3 100,8 88,7
Refinação e Distribuição
Crude processado (kbbl) 81.792 87.528 79.345
Margem de refinação ($/bbl) 2,2 2,2 3,3
Vendas a Clientes diretos (mt) 9,8 9,5 9,3
Número de Estações de Serviço 1.486 1.435 1.449
Gás & Power
Vendas de Gás natural a clientes diretos (mm3) 4.011 4.056 3.759
Vendas de GN / GNL em trading (mm3) 2.242 3.034 3.713
Rede de distribuição de Gás Natural (km) 11.948 12.159 12.348
Vendas de Eletricidade à rede (GWh) 1.298 1.904 1.590
> Forte Crescimento das operações de Upstream > Crescimento da Produção rentável > Amadurecimento do Portfólio de Exploração > Estabilidade nas operações de Downstream > Perspectiva financeira robusta
GALP ENERGIA EM 2014
PRINCIPAIS INDICADORES
INVESTIMENTO(1.143 €m)
Exploração & Produção (E&P)Refinação & Distribuição (R&M)Gás & Power (G&P)
EBITDA (1.314 €m)
Exploração & Produção (E&P) Refinação & Distribuição (R&M) Gás & Power (G&P)
* RCA= Custo de substituição ajustado** WI= working interest
GALP ENERGIA INTEGRA O CDP - CLIMATE DISCLOSURE LEADERSHIP INDEX (CDLI)
A Galp Energia integra o Climate Disclosure Leadership Index (CDLI) pelo terceiro ano consecutivo, sendo a melhor empresa do sector da energia a nível ibérico, com a pontuação máxima de 100 pontos.Em 2014, a Galp Energia integra o restrito grupo das 10 empresas ibéri-cas que melhor pontuação obtiveram no questionário do CDP - Driving Sustainable Economies sobre emissão de gases com efeito de estufa, objetivos de redução de emissões e riscos e oportunidades associados às alterações.
* RCA= Custo de substituição ajustado** WI= working interest
6 E n e r g i a
A GALP ENERGIA NO MUNDO
Guiné Equatorial> Exploração e
Produção de Petróleo
Brasil> Exploração e Produção de Petróleo> Projetos de gás natural> Projetos de biocombustíveis
Venezuela > Exploração e produção de petróleo> Projetos de gás Natural
Angola> Exploração e Produção
de Petróleo> Projetos de gás natural > Estações de serviço
Nigéria e Argélia> Aquisição de gás natural
EUA> Exportação
de produtos refinados
Uruguai> Exploração e produção de petróleo> Exportação de lubrificantes
Namíbia> Exploração e Produção
de Petróleo
Marrocos> Exploração e Produção de Petróleo
Península Ibérica> Atividade de Refinação> Distribuição de produtos
refinados> Distribuição de gás natural > Projetos de Exploração e
Produção de Petróleo> Parques eólicos
7E n e r g i a
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
DISTRIBUIÇÃO REFINARIAS GÁS E POWER
Extremo Oriente> Principal destino de 2bcm de vendas
anuais de GNL
Europa > Exportação de produtos refinados
Timor Leste > Exploração e Produção de Petróleo
Moçambique > Exploração e Produção de petróleo> Projecto Biocombustíveis > Estações de Serviço
Países Africanos (Cabo Verde, Guiné Bissau, Gambia; Malawi, Suazilândia)> Estações de serviços
África ocidental; Norte África; Médio Oriente; América do
Sul; ex-URSS:Importação de crude.
8 E n e r g i a
9E n e r g i a
Principais indicadores 2014:> Produção média working interest (kboepd): 30,5> Produção média net entitlement (kboepd): 27,1> Preço médio de venda ($/boe): 88,7> Custos de produção ($/boe): 13,4> Amortizações ($/boe): 17,6> Ebitda RCA (€m): 444> Ebit RCA (€m): 295> Investimento (€m): 998
EXPLORAÇÃO& PRODUÇÃO
1 0 E n e r g i a
PARTICIPAÇÃO EM BLOCOS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
VENEZUELA(2 projetos)> Exploração de petróleo
na faixa petrolífera de Orinoco
> Projetos de Liquefacção de Gás Natural
URUGUAI(2 projetos)> Exploração de petróleo na
Bacia de Punta del Este> 2 blocos offshore
BRASIL(28 projetos)> Exploração de
petróleo; zonas offshore e onshore
> Exploração de Gás Natural
> Biocombustíveis
PORTEFÓLIO E&P
Um Portefólio de Projectos de Exploração e Produção distribuídos por vários continentes, com especial concentração no Brasil, Angola e Moçambique.
PRODUÇÃO MÉDIA WORKING INTEREST (KBOEPD)
24,4 24,5
RESERVAS 2P
638579
640
20142012 2013
RECURSOS CONTINGENTES 2C
1.6721.8531.583
20142012 2013
RESERVAS E RECURSOS (MBOE) > Valores de 2013 e 2014
20142012 2013
30,5
2012 2013 2014 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E
375
300
225
150
75
0
1 1E n e r g i a
GUINÉ EQUATORIAL (1 projeto)> Liquefaçao Gás
Natural
MOÇAMBIQUE (1 projeto)> Exploração de petróleo > Biocombustíveis
ANGOLA (5 projetos)> Produção e exploração de Petróleo > Exploração de Gás Natural
TIMOR(1 projeto)> Exploração de petróleo
PENÍNSULA IBÉRICA(8 projetos)> Exploração de petróleo> Bacia de Peniche> Bacia alentejana> Concessão Aljubarrota-3
MARROCOS(8 projetos)> Exploração de petróleo
NAMÍBIA(7 projetos)> Exploração de petróleo
Áreas core
Áreas potenciais
CAPACIDADE LÍQUIDA INSTALADA VS. PRODUÇÃO WI (kboepd)
+ Pré-sancionada
Em operação + sancionada
Capacidade líquida instalada
Em operação
Sancionada
Pré-sancionada
Produção WI
Total de projetos
ProduçãoCAGR 2013-20: =40%
Projetos em operação + sancionados
Produção CAGR 2013-20: =30%
1 2 E n e r g i a
> FPSO Cidade Paraty atingiu capacidade máxima antes do prazo previsto
> Entrada em operação de 2 novos poços produtores na área de Lula NE
> Início da produção comercial na área de Iracema Sul, com entrada em operação da FPSO Cidade de Mangaratiba
> Novo Poço Apollonia confirma extensão da descoberta de Júpiter
> Perfuração do poço de avaliação Carcará Extensão
ACTIVIDADES E&P NO BRASIL
1 3E n e r g i a
1
2
5
2
3
4
4
5
1
3
2
É NA EXPLORAÇÃO OFFSHORE QUE SE CENTRAM AS ATIVIDADES DA GALP ENERGIA NO BRASIL.
Brasil
POT-M-853
POT-M-855POT-M-760
POT-M-665POT-M-663
Participação Galp: 50%
BACIA POTIGUAR
ES-T-174
BACIA ESPÍRITO SANTO
Participação Galp: 50%
ES-T-188ES-T-202ES-T-215ES-T-227
S-M-1163
S-M-1162
Participação Galp: 10%
BACIA SANTOS
C-M-593
CM-593 Participação Galp: 15%
BACIA CAMPOS
BM-S-11
BM-S-24
BM-S-8BM-S-21
> BM-S-8 (Participação Galp: 14%)> BM-S-11 (Participação Galp: 10%)> BM-S-21 (Participação Galp: 20%)> BM-S-24 (Participação Galp: 20%)
BACIA SANTOS
PEPB-M-783
PEPB-M-839
PEPB-M-837
Participação Galp: 20%
BACIA PERNAMBUCO-PARAÍBA
ES-M-592
1 5E n e r g i a
EXPLORAÇÃO OFFSHORE
1 - BACIA DE POTIGUARNesta Bacia, a mais prolífica na margem equatorial, a Galp participa com 20% em 2 consórcios (BM-POT-16 e BM-POT-17) , explorando 5 blocos de águas profundas, cobrindo uma área de 3.736 km2. A perfuração do poço de exploração 1-BRS-A-1205-RNS (1-RNS-158), informalmente conhecido como Pitu, revelou a primeira descoberta de uma acumulação de petróleo em águas profundas daquela bacia.
2 - BACIA DE SANTOSDe entre todas as participações, destacam-se as concentradas na área de pré-sal da Bacia de Santos. Nesta região a Galp Energia está presente, com participação entre 14 e 20%, em quatro blocos de águas ultra-profundas (BM-S-8; BM-S-11; BM-S-21; BM-S-24) com áreas que variam entre os 2.075 e os 5.229 Km2, em lâminas de água entre os 1.600 e os 2.500 metros.
3 - BACIA DE CAMPOSNesta bacia, a Galp detém uma participação de 15% num campo de 85 km2.
4 - BACIA DE ESPÍRITO SANTONesta bacia a Galp Energia tem uma participação de 20% num bloco de 722 Km2.
5 - BACIA DE PERNAMBUCONesta bacia, a Galp Energia detém uma participação de 20% em 3 blocos de águas profundas, cobrindo uma área de 1.713 Km2.
RS
SP
São Paulo
Florianópolis
Porto Alegre
1 6 E n e r g i a
Rocha reservatório de petróleo e
gás natural do pré-sal
BACIA DE SANTOS
Oceano
Camadapós-sal
Camadasal
Camadapré-sal
2140 metros
0 (nível da superfície do mar)
5500 metros
3500 metros
Entre 5 e 7 km de profundidade, encontra-se o petróleo armazenado nos poros das rochas reservatório
CLUSTER DO PRÉ-SAL
200 km290 km
MG
RJ
ES
BM-S-8Galp Energia14%
BM-S-21Galp Energia20% Caramba
Bem-te-vi
Lula
Cernambi
Iara
Júpiter
BM-S-24Galp Energia20%
BM-S-11Galp Energia10%
Rio de Janeiro
1 7E n e r g i a
> Área com mais de 110.000 Km2
> A maior acumulação conhecida de petróleo e gás em águas ultraprofundas
> Galp está presente em 4 blocos, sendo a segunda empresa com maior número de activos nesta bacia
> 50 Bln boe de reservas segundo a ANP (Agência Nacional de Petróleo)
IRACEMA NORTE 2015
IRACEMA SUL 2014
LULA OESTE 2017
LULA PILOT 2010
LULA EXT. SUL 2017
LULA SUL 2016
LULA CENTRAL 2016
LULA ALTO 2016
LULA NE 2013
LULA NORTE 2016
IRACEMA
LULA
1 8 E n e r g i a
O Campo Lula/Iracema, no Bloco BM-S-11, onde a Galp detém uma participação de 10%, é um dos projectos em fase de maior desenvolvimento, estando a ser realizado de acordo com o planeado.
PROJETO LULA/IRACEMA
EXECUÇÃO DE FPSOS NO CAMINHO CERTO PARA GARANTIR O DESENVOLVIMENTO COMO PLANEADO:
CAMPO LULA PRODUZIU C.12 KBOEPD PARA A GALP EM 2013
> FPSO Cidade de Angra dos Reis já em plena capacidade, produzindo em torno de 10 mboepd net para a Galp
> FPSO Cidade de Paraty, operando em Lula NE desde Jun-13 e contribuindo com c.6 mbopd para a produção da Galp
> FPSO de Iracema Sul 80% concluída. Início de Produção em 2014
> Demais Unidades FPSO em construção de acordo com plano
DESENVOLVIMENTO DE ACORDO COM O PLANEADO
2010 2013 2014 2015-2017
> Apresentado plano de desenvolvimento para o campo Lula/Iracema
> Início da produção comercial para o campo Lula com a FPSO #1
> Início da produção da FPSO #2 em junho, com um poço de produção de 30kbopd
> Produção a 90% da capacidade, com custos técnicos inferiores a $15/boe
> Aceleração da FPSO #2 para atingir plena capacidade no 4º T
> FPSO #3 para iniciar produção no 4º T
> Sete FPSO adicionais para iniciar produção
> Trabalhos de construção a prosseguir de acordo com o planeado
4Q14 4Q15 1H16 1H16 2H16 2H16 1H17 1H17First oil
85%
53%44%
37%45%
30%23%
56%
Cidade MargaratibaIracema Sul
Cidade ItagualIracema Norte
Cidade MaricáLula Alto
Cidade SaquaremaLula Central
P-66Lula Sul
P-67Lula Norte
P-68Lula Extremo Sul
P-69Lula Oeste
FPSO FRETADO1 FPSO REPLICANTE1
Instalação das estruturas superiores em curso no
BrasilEm conversão na
ChinaEm conversão no estaleiro
Chengxi, na China
Os cascos estão a ser construídos no estaleiro do Rio Grande do Sul, enquanto uma parte do casco P-67 foi transferida para a China para cumprir o
calendário de entrega
1 9E n e r g i a
> Aposta na melhoria de recuperação de petróleo, aumentando a produção ao longo do período de vida do projecto;
> Eficácia comprovada de mecanismo de injectores WAG , como chave para incrementar a flexibilidade da gestão de produção
POÇOS DE INJECÇÃO WAG
Água Gás/
CO2
Água Gás/
CO2
Zona demistura
Banco depetróleo
A FPSO, Cidade Mangaratiba, com capacidade para processar diariamente até 150 mil barris de petróleo e 8 milhões de gás natural e uma capacidade de armazenamento de 1,6 milhões de barris de petróleo, está ancorada a uma profundidade de 2.200 m e está interligada a 8 poços produtores e 8 injectores.
Em Outubro de 2014 iniciou a produção comercial em Iracema Sul.
FPSO CIDADE MANGARATIBA INICIA PRODUÇÃO COMERCIAL EM IRACEMA SUL
2 0 E n e r g i a
BM-S-11PROJETO IARADECLARAÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO
No seguimento da fase final do programa de exploração e avaliação das áreas de Iara e Entorno de Iara no Bloco BM-S-11, foi realizada a Declaração de Comercialidade de oito campos, localizados em três acumulações distintas, que serão objeto de acordos de unitização. Os novos campos serão designados por Berbigão, Sururu e Atapú Oeste. O consórcio do qual a Galp faz parte com 10%, espera que a fase inicial de desenvolvimento das áreas unitizadas da Cessão Onerosa e BM-S-11 seja realizada através de três FPSO Os campos estão localizados a uma distância entre 214 e 250 km da costa do Rio de Janeiro, com uma profundidade de 2.215 e 2.270 metros e contêm petróleo leve de elevada qualidade, com uma densidade API de 24 a 30 graus.
BM-S-8CARCARÁ
> Descoberta comercial, com uma unidade FPSO já alocada para o campo em 2018
> Um poço de avaliação e DST programado para 2014, com alta produtividade esperada.
BM-S-24POÇO APOLLONIA CONFIRMA EXTENSÃO DA DESCOBERTA DE JÚPITER
Apollonia é o quarto poço a ser perfurado na área de Júpiter, localizado a uma profundidade de 2.183 metros, a 296 km do litoral do Rio de Janeiro e a 8 km a sudoeste do poço pioneiro da área de jupiter.A perfuração comprovou a existência de uma coluna de hidrocarbonetos com cerca de 313 metros gross, a partir de 5.166 metros de profundidade, em rochas com boas condições de porosidade e permeabilidade. Além do cap de gás e condensado, o poço constatou uma coluna de óleo de cerca de 87m gross de espessura.As amostras de fluídos recolhidas apresentam características semelhantes às encontrados no poço pioneiro (Júpiter) e nos dois poços de extensão já perfurados, (Júpiter NE) e (Bracuhy), constatando-se assim a presença de uma grande jazida de gás (gás natural e CO2), condensado e óleo.
Norte de Berbigão
Norte de Sururu
Sul de Berbigão
Berbigão
Oeste de Atapú
Atapú
Sururu
Sul de Sururu
Entorno de Iara Iara, BM-S-11
Júpiter
Júpiter NE
Bracuhy
Bracuhy NE
Júpiter SW
G
Carcará Ext.
Carcará
Biguá
AbareOeste
Caramba
Cernambi
Lula
Iara
JúpiterBem-te-vi
2 1E n e r g i a
TRANSPORTE DE PETRÓLEO NA BACIA DE SANTOS
TRANSPORTE DE GÁS NA BACIA DE SANTOS
> As infraestruturas de transporte de petróleo na bacia de Santos são implementadas em paralelo com o desenvolvimento da capacidade de produção.
> Até 2013: transporte do petróleo via DP shuttle tankers.
> Após 2013: transporte do petróleo, via Unidades de transbordo de águas rasas (UOTE).
> Alternativas às UOTE estão igualmente a ser estudadas.
> Pipeline Lula-Mexilhão com capacidade suficiente para 3 FPSO (10M3/D)
> A partir de 2015, transporte via Cabiúnas (capacidade 13M3/D)
BRASIL
Exportação de petróleo por
petroleiro
Exportação de petróleo por dp shuttle
Exportação de petróleo por dp shuttle
Rio de JaneiroUOTE
BRASIL
Caraguatatuba
Mexilhão
IaraCernambi
Lula
146 Km
200 Km
Rio de Janeiro
FloatingLNG
Cabiúnas
Gasoduto existente
Planeado 100% Petrobras
Comperj
Gasoduto a ser construído
POT-T-225
POT-T-241
POT-T-240
POT-T-256POT-T-239POT-T-255
POT-T-556
POT-T-601POT-T-602
POT-T-606
POT-T-697POT-T-651
POT-T-696
POT-T-605
POT-T-650
POT-T-355POT-T-395
POT-T-354POT-T-394
POT-T-440POT-T-484 POT-T-447
POT-T-436POT-T-480
POT-T-479
POT-T-435
POT-T-478
POT-T-521
13
2
1
2 2 E n e r g i a
A Galp Energia está presente em projetos onshore em três bacias, sendo a operadora dos dois blocos que detém, na bacia de Sergipe/Alagoas, e de nove dos catorze blocos onde participa na bacia Potiguar. Estas participações nos projetos onshore, não tendo as dimensões e o potencial das operações offshore, são contudo oportunidades excelentes para adquirir experiência como operadora, contribuindo para aumentar os níveis de produção no Brasil.
Brasil
BACIA POTIGUAR
Participação galp: 50%
BACIA DE POTIGUAR, A PRIMEIRA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ONSHORE OPERADA PELA GALP ENERGIA
> 4 poços de avaliação confirmaram descobertas de petróleo leve, de gás e condensados.
> o campo Andorinha é o primeiro com produção de petróleo operado pela Galp Energia.
> produção de mais de 500 barris de petróleo por dia.
EXPLORAÇÃO ONSHORE
32
AM-T-84 AM-T-85
AM-T-62
SEAL-T-412
SEAL-T-429
SEAL-T-456
SEAL-T-419
2 3E n e r g i a
BACIA SERGIPE ALAGOAS, A MAIOR DESCOBERTA DA GALP ENERGIA EM PROJETOS ONSHORE
> Participação em 4 blocos.> A maior descoberta da Galp Energia em projetos
onshore.> Estrutura Brahma, descoberta em 2010.> Mais de 10 Mln boe de petróleo leve.
BACIA DO AMAZONAS, UMA REGIÃO DE NOVA FRONTEIRA COM ELEVADO POTENCIAL
> Participações em três blocos. > Sísmica 2D e 3D (a concluir em 2012).> Potencial de gás natural (assente em
descobertas próximas dos blocos da Galp).> 6 poços a serem perfurados até 2014.
Participação galp: 50% Participação galp: 40%
BACIA DE SERGIPE-ALAGOAS AMAZONAS
ACTIVIDADES E&P EM ANGOLA
> Produção net entitlement em 2014: 27,1kboed
> Desenvolvimento de novos campos, com iníco de produção em 2018 e 2010, no Bloco 14
> Início da produção em 2015 no campo Lianzi no Bloco 14K
> Desenvolvimento do Projecto Kaombo no Bloco 32
32
33 17
1631
Kuito
Belize
LobitoLandana
Tômbua
Gabela
BenguelaTomboco
Negage
Pimenta-1
Colorau-1
Mangericão-1Cola-1
Caril-1Gengibre-2Gengibre-1
Mostarda-1
Louro-1
Alho-1
Cominhos-1
Gindungo-1
Canela-1
Salsa-1
CaluluGindungo
Gengibre
Canela
50
02011 2014 2017 2020
2 5E n e r g i a
BLOCO 14Galp Energia: 9%Área: 4.091 Km2
Tipo: Águas profundas
BLOCO 14K-A-IMIGalp Energia: 4,5%Área: 700Km2
Tipo: Águas profundas
BLOCO 32Galp Energia: 5,0%Área: 5.090 Km2
Tipo: Águas ultra-profundas
BLOCO 33Galp Energia: 5,0%Área: 746Km2
Tipo: Águas ultra-profundas
ÁREAS DE DESENVOLVIMENTO
OCEANO ATLÂNTICO
BLOCO 14K-A-IMI
CONGO
BACIA DO CONGO
ANGOLA
OCEANO ATLÂNTICO
LUANDA
Ág
uas
pro
fund
as
No
roes
te
Ág
uas
pro
fund
as
Kw
anza
ANGOLAEXPECTATIVA GALP 2020: PRODUÇÃO WI DE 35 KBOPD
Produção Work Interest (kbopd)
projetos atuais novos projetos
Produção WI CAGR 2010-2020 de 7%
Kuito
BBLT
Lucapa
LandanaTômbua
Gabela
Lianzi
NegageMalange
2 6 E n e r g i a
BLOCO 14 E 14K
Em Angola, a Galp Energia está focada no desenvolvimento de novos campos, que deverão compensar o declínio dos campos atualmente em produção no Bloco 14. Destaque para o início da produção em novos campos naquele bloco, nomeadamente nos campos Malange e Lucapa, em que é expectável que a produção seja iniciada em 2018 e 2020, respetivamente. No Bloco 14K, o campo Lianzi deverá iniciar a produção em 2015.
MALANGE LUCAPA LIANZIEstudos de Engenharia com o objectivo de aceleração do projecto visando o primeiro contrato de petróleo em 2016.
Estudos de engenharia em curso para selecionar a alternativa mais adequada ao seu desenvolvimento.Primeiro contrato de petróleo esperado para 2016.
Primeira zona de interesse comum, entre Angola e a República do Congo.Características técnicas:aquecimento elétrico direto, amostragem submarina; medição submarino multifase.
Poços de Produção Malange
600m
500m
400m
300m
200m
100m
0m
145 m
320 m
452 m
474 m508 m
2 7E n e r g i a
TÔMBUA-LÂNDANA
O campo com 425 Km2 está situado em águas profundas e suporta um dos projetos de engenharia mais arrojados da história da exploração petrolífera, utilizando uma torre de pilares flexíveis (CPT) com 474 m de altura e 79.000 toneladas de peso.
DADOS IMPORTANTES DO PROJETO:
Produção a ritmo de cruzeiro: > 100.000 barris por dia
Capacidade de processamento: > 130.000 barris de petróleo/dia;> 210.000.000 de m3 de gás/dia;> 310.000 barris/dia de capacidade
de injeção de água.
BBLT> O desenvolvimento deste premiado projeto
assenta em: 1 CPT (Compliant Piled Tower); 3 centros submarinhos; 30 poços produtores e 18 poços injetores de água.
> Sistema concebido para incorporar mais tie-backs.
KUITO> O desenvolvimento deste bem sucedido projeto,
o primeiro em águas profundas em Angola, assenta em: 1FPSO, 3 centros sub marinhos; 22 poços produtores; 6 poços de injeção de água e 1 poço de injeção de gás.
> A aceleração do projeto foi alcançada por meio de estágios.
> upgrades bem sucedidos com recurso a navio em-estação.
Amarração simples
Centro submarino “C” Centro
submarino “B” Centro submarino “A”
Poço de injeção de gás
Petroleiro de exportação
Centro de Perfuração “A”
Centro de Perfuração “C”Centro de
Perfuração “B”
TS-DC
Tômbua-LândanaFEED tie-back submarino
ExportaçãoTL DPP
Taipei 101TaipeiChina
Petronas Tower
Kuala LumpurMalásia
Torre EiffelParis
França
Torre Vascoda Gama
LisboaPortugal
CPT doTômbua- -Lândana
32
33
Pimenta-1
Colorau-1
Mangericão-1 Cola-1Caril-1
Gengibre-2Gengibre-1
Mostarda-1
Louro-1
Alho-1
Cominhos-1
Gindungo-1
Canela-1
Salsa-1
Calulu
Caril
Gengibre
Gindungo
Canela
Mostarda
Salsa
Louro
Alho
Colorau
Cominhos
Manjericão
Cola
CarilGindungo
GengibreCanela
Mostarda
Louro
Salsa20 km
KAOMBO
KAOMBO
2 8 E n e r g i a
> Galp Energia com uma participação de 5% no consórcio do Bloco 32 e de 5,33% no Bloco 33.
> 13 descobertas e 12 áreas de desenvolvimento.
> Superfície total de 1.113 km2.> Conceito de split hub para o
desenvolvimento da área de Kaombo. > 2 FPSO suportam 6 áreas de
desenvolvimento com uma capacidade agregada de 200 kbopd.
> Primeiro petróleo esperado para 2016/2017.Em avaliação o programa de procedimento no Bloco 33.
PROJETO KAOMBO NO BLOCO 32
O projeto Kaombo está localizado a 260 km no offshore de Luanda em águas com uma profundidade entre os 1.400 e os 1.900 metros e irá desenvolver seis das 12 descobertas já realizadas no Bloco 32. Os seis campos (Gengibre, Gindungo, Caril, Canela, Mostarda e Louro) cobrem uma área de 800 km² nas zonas central e sudeste do bloco.Prevê-se que o investimento no desenvolvimento do projeto Kaombo, até ao pico de produção seja de US$16 mil milhões, sendo que o início de produção está previsto para 2017. O desenvolvimento irá contemplar 59 poços subaquáticos interligados a duas unidades de produção, armazenagem e expedição (FPSO) através de linhas subaquáticas com cerca de 300 km de comprimento. Cada FPSO terá uma capacidade de produção de 115.000 barris por dia e serão convertidas em unidades de produção a partir de petroleiros de grandes dimensões. O gás associado será exportado para a unidade de GNL no onshore de Angola.
BLOCO 32
NORDESTECENTRAL
LuaEtele Tampa
CongoSul
Espadarte Norte
Maleva NorteAlabote
Cação
Mutamba
PercebesOeste
Prata Sul
Corvina
Garoupa
ANGOLA
2 9E n e r g i a
PROJECTO GNLII
O Angola LNG II é o primeiro projeto integrado de gás natural a ser desenvolvido em Angola pelo consórcio formado pela Galp Energia (10,0%), pela Sonagás (Operador, 40,0%), pela Eni (20,0%), pela Gas Natural (20%) e pela Exem (10,0%). Este projeto prevê, numa primeira fase, a exploração e a pesquisa de reservatórios de gás natural situados no offshore a norte de Angola. Após esta fase e concluídas as avaliações dos resultados obtidos, será considerada a construção de um terminal de liquefação de gás natural, se os volumes encontrados na fase de pesquisa e exploração o justificarem.
Outra área 3
Bloco 3
Bloco1Bloco 15
Outra área 2
Outra área 1Áreas abertas
Áreas excluídas
Pipeline de gás potencial
Linha de blocos de área
Fronteira
Bloco 2
Estaleiro LNG
O Projecto de águas profundas da bacia de Rovuma, a 2.000 Km a norte de Maputo, tem sido uma das prioridades da Galp Energia.As importantes descobertas de gás natural no complexo Mamba, nos poços de avaliação de Mamba South 2 e Coral 2, aumentaram os recursos da Area 4, confirmando um Volume de 80 tcf de gás no jazigo já descoberto. Os recursos exclusivamente localizados na Área 4 estão estimados em pelo menos 30 tcf de gás. Prevê-se que o início da produção de GNL ocorra no ano de 2019.
TANZÂNIA
MOÇAMBIQUE
ROVUMAÁREA 4Moçambique
Maputo
A excelente localização do projecto de exploração na Bacia do Rovuma potencia a dinâmica de comercialização de GNL nos mercados da Ásia e da Europa. Gás suficiente para várias opções de comercialização, tais como onshore LNG, FLNG e GTL.
MOÇAMBIQUE: POSSÍVEL ROTA DE GNL
ROVUMA: PROJECTO DE EXPLORAÇÃO DE GÁS NATURAL DE CLASSE MUNDIAL
ACTIVIDADES E&P EM MOÇAMBIQUE
Tarfaya Offshore
TMA
Assaka
Trident
La Dam
PEL23
PEL24
PEL28
3 1E n e r g i a
A Galp Energia assinou um acordo de farm-in com a empresa australiana Tangiers Petroleum Limited (Tangiers) para a aquisição de uma participação de 50% na área Tarfaya Offshore, que abrange oito licenças de exploração conhecidas como Tarfaya Offshore I a VIII e se localiza na margem atlântica no offshore de Marrocos. A Galp Energia substituiu a Tangiers como operadora desta área, que se encontra em profundidades de água predominantemente inferiores a 200 metros e cobre uma área de 11.281 Km2.
PRIMEIRO POÇO DE EXPLORAÇÃO EM 2014
PROVADO POTENCIAL DE PETRÓLEO
A Galp Energia adquiriu uma participação de 14% em três licenças de exploração petrolífera (PEL), localizadas no offshore da Namíbia: a PEL 23, na bacia de Walvis, e a PEL 24 e PEL 28 na bacia de Orange.Estas bacias estão localizadas em áreas consideradas de “nova fronteira”, numa província emergente de hidrocarbonetos com potencial para descobertas relevantes de petróleo e gás natural. As três PEL cobrem uma área de 37.744 quilómetros quadrados, em profundidades de água entre 180 e 2500 metros.
GALP ENERGIA EM
MARROCOS NAMÍBIAGALP ENERGIA NA
Blocos Galp Energia Campo Kudu
6
5
1
2
3 4
BOYACÁJUNIN
Parque Nacional Aguaro-
-Guariquito
FAIXA DO ORINOCO
AYACUCHEBoyacá Norte
A Galp Energia possui uma participação de 10% num consórcio para a exploração de 1 bloco com uma área total de 8.595 Km2, situado a 2.000 metros de profundidade.
A Galp Energia participa com 20% no consórcio das áreas, a 3 e 4, da bacia de Punta del Este.
Bloco 3: área de 5.500 Km2, localizado a cerca de 200 quilómetros a sul de Punta del Este, com lâminas de água entre os 1.000 e os 2.000 metros. Bloco 4: área de 3.000 Km2, localizado a cerca de 150 quilómetros a sul de Punta del Este, com lâminas de água entre os 50 e os 200 metros.
Na Venezuela, a participação da Galp, em consórcio com a PSVA, concentra-se nobloco Boyacá 6. A Galp participa em 2 consórcios nos quais detém uma participação de 15% em dois projetos de liquefacção de gás natural. Estes projetos consistem na construção de gasodutos e na liquefação do gás proveniente dos campos de exploração da Plataforma Deltana (Trem-1) e Mariscal Sucre (Trem-2).
S06-02(Bloco B)
S06-03(Bloco C) Parte 2
S06-04(Bloco E) Parte 2
S06-03(Bloco C) Parte 1
S06-04(Bloco E) Parte 1
S06-05(Bloco H)
TIMOR LESTE
MONTEVIDEOPUNTA DEL ESTE
ÁREA 1
ÁREA 2
ÁREA 6
ÁREA 4
ÁREA 5
ÁREA 7
ÁREA 8
ÁREA 3
URUGUAIGALP ENERGIA NO
VENEZUELAGALP ENERGIA NA
TIMORGALP ENERGIA EM
Camarão
Amêijoa
Ostra
Mexilhão
Santola
Gamba
Lavagante
3 3E n e r g i a
A atividade de E&P da Galp Energia em Portugal concentra-se em dois contratos de concessão com o Estado português para explorar sete blocos, divididos em duas bacias: a bacia de Peniche e a bacia do Alentejo.
BACIA DE PENICHE> Consórcio: Galp Energia (30,0%), Repsol
(Operador, 50,0%) e Partex (20,0%).
> Área: 12.159 km2.
> Tipo: Águas ultra-profundas.
> Profundidade de água: 200 – 3.500 m.
> Nº de blocos: 4
BACIA DO ALENTEJO> Consórcio: Galp Energia (30,0%), Petrobras
(Operador, 50,0%).
> Área: 19.099 km2.
> Tipo: Águas ultra-profundas.
> Profundidade de água: 200 – 3.000 m.
> Nº de blocos: 3
CONCESSÃO ALJUBARROTA-3> Consórcio: Galp Energia (50,0%), Porto
Energy (Operador, 50,0%).
> Área: 300.000 acres.
> Tipo: Onshore.
> Nº de blocos: 1
A Galp Energia assinou um acordo de farm-down com a Eni relativo a três áreas de concessão no offshore de Portugal (bacia do Alentejo), segundo o qual a Eni passará a deter uma participação de 70%, tornando-se operadora e promotora, sendo que a Galp Energia mantém uma participação de 30%. As três concessões: Lavagante, Santola e Gamba, abrangem uma área total de 9.100 km2.O programa exploratório compreende a perfuração de um poço de exploração durante o próximo período exploratório.
GALP ENERGIA E ENI ASSINAM ACORDO DE FARM-DOWN NO OFFSHORE DE PORTUGAL
ACTIVIDADES E&P EM PORTUGAL
CaboS. Vicente
Sines
Peniche
PORTUGAL
Figueira da Foz
Aljubarrota- 3
Lisboa
Porto
Principais indicadores 2014:> Crude processado (kbbl): 79.345> Margem de refinação Galp Energia ($/bbl): 3,3> Custos operacionais líquidos das refinarias ($/bbl): 2,9> Vendas de produtos refinados (mt): 16,8> Vendas a clientes diretos (mt): 9,3> Ebitda RCA (€m): 412> Ebit (€m): 99> Investimento (€m): 108
REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO
2011
3 6 E n e r g i a
Ambas as refinarias são geridas de forma integrada e com o objetivo de maximizar a margem de refinação da Empresa. As caraterísticas de cada refinaria permitem um mix de produção equilibrado com predomínio dos destilados médios, como o gasóleo, e da gasolina.
A Galp Energia é a única empresa refinadora em Portugal. As suas duas refinarias, localizadas em Matosinhos, no norte de Portugal, e em Sines, a 150 km a sul de Lisboa, têm atualmente uma capacidade conjunta de refinação de 330 mil barris de crude por dia.Ambas as refinarias são geridas de forma integrada e com o objetivo de maximizar a margem de refinação da Empresa. As caraterísticas de cada refinaria permitem um mix de produção equilibrado com predomínio dos destilados médios, como o gasóleo, e da gasolina. A Recente actualização e modernização das refinarias, que conta já com a nova unidade da refinaria de Sines, tem contribuído positivamente para os lucros, num ambiente europeu difícil, aumentando fortemente a competitividade da Galp Energia.
Eficiência Produção de Energia
Situação até 2011
Projeto de reconversão
INCREMENTO DO EBITDA APÓS PROJETO DE RECONVERSÃO
Gases
Outros
Gasóleo
Gasolinas
C&Q
Aromáticos
Fueis
Jet
SINES E MATOSINHOSAPARELHO REFINADOR DA GALP ENERGIA
IncrementalEBITDA
3 7E n e r g i a
3 9E n e r g i a
Através da rede de cerca de 1.449 estações de serviço em Portugal, Espanha e África, a área de retalho é responsável por cerca de 30% das vendas a clientes diretos da Galp Energia. A quota de mercado no mercado a retalho é de cerca de 30% em Portugal e de cerca de 6% no mercado em Espanha. Em África a Galp Energia conta com mais de 130 postos de abastecimento. As vendas totais a clientes directos foi de 10 mton, incluindo as empresas de retalho, armazenistas e GLP na Península Ibérica e em alguns países africanos.
UMA REDE DE ESTAÇÕES DE SERVIÇO QUE COBRE A TOTALIDADE DO TERRITÓRIO
DISTRIBUIÇÃO DE PRODUTOS PETROLÍFEROS NA PENÍNSULA IBÉRICA
Estações de Serviço
> Distribuição geográfica com exposição equilibrada no território da Península ibérica.
> Maior integração dos negócios é um escudo para a volatilidade das margens de refinação.
4 0 E n e r g i a
A Galp Energia atua no mercado de distribuição de produtos petrolíferos em África a partir de três polos de desenvolvimento: a África Ocidental, que inclui Cabo Verde, a Gâmbia e a Guiné-Bissau, a África Austral–Índico, que inclui Moçambique e a Suazilândia, e a África Austral-Atlântico, que abrange Angola.
DISTRIBUIÇÃO EM ÁFRICA
ANGOLA MOÇAMBIQUE
GUINÉ-BISSAU
CABO VERDE
SUAZILÂNDIA
GÂMBIA ÁFRICA
Estações de serviço em África
130
O NEGÓCIO DE WHOLESALEVisando contrariar o declínio do mercado de GPL e para criar novos consumos através de produtos com valor acrescentado para os seus clientes, a Galp Energia desenvolveu novos produtos a GPL nos domínios da iluminação, do aquecimento e da cozinha, nomeadamente o Cookspot barbecue a gás e o aquecimento Hotspot. Estes produtos visam aumentar o conforto e o lazer.A Galp Energia coloca por ano, no mercado português, cerca de 15.000.000 de garrafas de gás, com diferentes formatos, para múltiplas utilizações.
NEGÓCIO DE GPL
O negócio de GPL da Galp Energia consiste na venda de gás de petróleo liquefeito, propano e butano, a mais de um milhão de clientes finais, através de 20.000 pontos de venda.
4 2 E n e r g i a
A necessidade de proteger o ambiente, de cumprir com as especificações ambientais e de prolongar a cadeia de valor do setor da energia levou a Galp Energia a apostar na produção de biocombustíveis.Neste negócio a estratégia passa pela aposta no green diesel e na produção de óleos vegetais.
APOSTA NO “GREEN DIESEL” E NA PRODUÇÃO DE ÓLEOS VEGETAIS
BIOCOMBUSTÍVEIS
PORTUGAL
BRASIL
PRODUÇÃO DE ÓLEO DE PALMA
4 3E n e r g i a
4 4 E n e r g i a
4 5E n e r g i a
Principais indicadores 2014:> Vendas de gás natural a clientes diretos (mm³): 43.759> Vendas de GN/GNL em trading (mm³): 3.713> Vendas de eletricidade à rede (GWh): 1.590> Ebitda RCA (€m): 438> Ebit RCA (€m): 363> Investimento (€m): 29
GÁS & POWER
Madrid
4 6 E n e r g i a
A Galp Energia é uma das poucas empresas da Península Ibérica a deter capacidade de armazenagem de gás natural, o que lhe permite explorar oportunidades de trading. A capacidade de armazenagem da Galp energia é de 40 milhões de m3, estando a processar os trabalhos de engenharia em 2 novas cavernas que terão uma capacidade total de 118 Mm3.
> 900.000 clientes no mercado de Gas Natural em Portugal> 400.000 clientes no mercado de Gás Natural em Espanha> 2ª posição Ibérica no Gás Natural> Única empresa integrada de energia no mercado ibérico
1.300.000 CLIENTES DE GÁS NATURAL NA PENÍNSULA IBÉRICA
GÁS NATURAL
> GALP ON, marca para o mercado residencial de electricidade
> mais de 100.000 clientes> maior crescimento de quota de mercado
100.000 CLIENTES GALP ON
> aproveitar a sua base de reservas para criar valor na cadeia de produto.
> plataforma em Espanha para abastecer o negócio de gás natural.
> projetos próprios como suporte do crescimento dos volumes de gás natural.
COBERTURA DA GALP ENERGIA NA REGIÃO DE MADRID
Cobertura da Galp Energia
Foto
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COGERAÇÃO
Os ativos detidos neste negócio incluem quatro centrais ativas de cogeração com uma potência instalada superior a 160 MW. As novas cogeradoras de Sines e de Matosinhos são as maiores de Portugal, colocando a Galp Energia no lugar cimeiro desta tecnologia em Portugal.
Sines: 82 MW Matosinhos: 82 MW
ELECTRICIDADEINDICADORES DE 2014
Cogeração: Capacidade instalada de 254 MW
Comercialização de eletricidade: 1619 GWh.
4 8 E n e r g i a
A Galp Energia, através da empresa participada Ventinveste, S.A. estabeleceu um conjunto de acordos com fornecedores e entidades financeiras para a construção de quatro parques eólicos com uma capacidade instalada global de 171,6 MW, que resultam da fase B do concurso anteriormente realizado pelo Estado Português. O projeto, denominado “Âncora”, será desenvolvido no âmbito de uma parceria entre a Ventinveste e a Ferrostaal GmbH, e será financiado em regime de project finance. O montante de financiamento, de €175 m, foi assegurado junto de um sindicato bancário formado pelo BPI, o ING e o Santander. Prevê-se a conclusão da Obra em 2016.A Ventinveste, detida conjuntamente pela Galp Energia e pela Martifer, controla em 50% o projeto Âncora.
VENTINVESTE ASSEGURA FINANCIAMENTO PARA CONSTRUÇÃO DE PARQUES EÓLICOS
PARQUES EÓLICOS -- PROJETO ÂNCORA
Rua da Corticeira, nº 34 · Apartado 47 · 4536 - 902 Mozelos VFR · PortugalTel.: +351 227 475 800 · Fax: +351 227 475 801
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