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

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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.

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Editor: Amorim Holding II, SGPS, S.A. • Imobiliária 2013 • 1ª Edição: abril 2015, Porto • 475 exemplares • Impressão: Lidergraf • Depósito Legal: 391096/15