Portugal’s El Dorado: A brief history of the quest for oil in this country

In January 2015, Portugal popped up all over the news and not because of another record break by Cristiano Ronaldo. An English company named IONIQ Resources confirmed that they had conducted a study using revolutionary technology that found six potential oil fields in Portugal, amounting to, at least, 1 billion barrels or something around 43 thousand million Euros (25% of Portugal’s GDP).

Yet, after 22 months since this news was released nothing significant has been done. In this article, I will try to find an explanation for this absence of action and introduce the reader to some of the key components of oil contracts.

Portugal is known as one of the most advanced countries in terms of renewable technology and green energy generation. Let me take this opportunity to recover an awesome recent news, dated from May 16, when Portugal generated energy without recurring to fossil fuels during 107 straight hours (more than 4 days). However, as any developed country, this European corner cannot store enough energy to use at it pleases which, along with the nonexistence of fossil fuels, forces Portugal into the group of countries which imports more than 50% of the raw materials required for energy purposes and other primary uses.

Since 2005, Portugal spent around 7500 M€ every year in crude and 2.2 M€ in natural gas (LNG included). Along with the remaining refined products, Portugal spent more than 13000 M€ per year, 8% of the Portuguese gross GDP.

The interest in drilling in Portugal goes back to 1938, date when the first inland exploring permits were emitted for Lusitanian and Algarvian Basins (see Illustration 1). These permits changed hands several times during the first 30 years. During that time, data on more than 3 thousand km of reflective seismic and gravimetric tests as well as several boreholes (up to 500m deep) was collected, all in the Lusitanian Basin. These tests showed strong signals of oil presence. Some of this oil rigs even achieved a sub-commercial output.

After that, the interest in Portugal for oil exploration was intermittent, roughly following this commodity’s market value.

Nevertheless, from the late 70’s until the turn of the century, investments were made and a lot of different consortiums were created to search and explore, specially, inland oil. After that, those investments grew, stimulated largely by the bullish trend in oil generated by the Chinese economic growth projections (see Illustration 2). From all of those, only Mohave Oil & Gas achieved production stage and survived until 2006.

The year 2007 (when WTS oil peaked over 147 $/bbl) marks the first real commercial interest in Portuguese oil, with 12 new contracts signed: 5 onshore/offshore and 7 deep-offshore. However, the following steep drops in oil prices, spooked the investors again. Nevertheless, 2011 (again during another oil bullish trend) ended with two more concessions contracted in the Algarve deep offshore Basin (see Illustration 1).

When Mohave Oil & Gas closed in 2014, 3 consortiums came to the table to replace it. So, what’s the situation with now?

Putting the numbers down

Currently there are five main contracts of concession to perform studies across Portugal that were signed in different periods, the oldest dating back to 2007 and the most recent to 2015.

In summary, these contracts refer to the following zones (see Illustration 3):

  • 2 inland areas assigned to Australis Oil & Gas Ltd in the Lusitanian Basin. The areas are named as “Batalha” and “Pombal” and the contract was signed on September 30th 2015;
  • Portfuel, petróleos e gás de Portugal Lda. signed a contract on September 25th2015 concerning two areas in the Algarve Basin, both inland;
  • A consortium between Repsol and Partex have four deep-offshore areas. Repsol first acquired the areas “Lagosta” and “Lagostim” in late 2011 (at the time with RWE) but in 2015 (now with Partex) acquired other two Algarve zones called “Sapateira” and “Carangueijo”;
  • GALP is the major player in terms of areas to explore after Partex. This Portuguese company established two consortiums back in 2007: one with Partex and Petrobras for the concession of the deep offshore areas “Camarão”, “Amêijoa”, “Mexilhão” and “Ostra” and other with Partex and Hardman regarding the areas of Alentejo Basin called “Lavagante”, “Santola” and “Gamba”. The first concession was situated in the Peniche Basin, above Lisbon and changed hands in May of 2013, when Petrobras gave place to Kosmos Energy LLC. The second contract was updated three times after the first signature data, prevailing always GALP as a partner, which, currently works along with ENI, the Italian energy giant.

Now that we know which areas are “active” in Portugal, let’s take a peek at the contracts signed and see what’s the real deal.

According to the law for oil activities, such as research, prospection or production, created in 1994:

  • Contracts have a duration of 8 years for research and prospection, with an extension possibility up to two more years maximum. If the contract operator finds oil and wants to pass into production stage, 25 more years are added, counting from the date of the signing of the new contract (which can be prolonged for 15 years more).
  • After the first five years of contract, the consortium must cut the concession area by 50%. If the contract comprehends various concessions, the 50% can be divided unequally, if each zone is cut at least by 25%.
  • The Government may require, if needed for war or emergency, all or part of the oil produced by the consortiums with the purpose of assuring the strategic needs of the country. In this case, the Government will compensate the consortium by paying them at current market price.
  • An environmental impact assessment is only required if the production stage is activated. Nevertheless, the consortium is responsible for assuring, through previous reports, operative measures to mitigate all environmental impacts during the studies.
  • All the gas extracted during the production stage is totally owned by the consortium, which reserves the rights of sale, consumption, storage or even donation to the Government. The Government also allows the excess of gas to be burned in the platform torch.
  • A tax is created to be applied over the production, calculated based on a progressive evolution. This tax is not applicable to Natural gas production.

Going through all the contracts and addends, it is possible to conclude that there are contracts extended over the 8+2 years that the law initially allows. For example, the contract signed in 2007 by the consortium HARDMAN-GALP-PARTEX (currently ENI-GALP) was extended 6 more years. Other curious aspect is the contract signed by the Portuguese Government and REPSOL-PARTEX, where the contract has a duration of 11 years. A situation defined in the law for oil activities (see link above) where contracts regarding deep-offshore concessions have a “special status”, allowing the consortiums to not fulfil certain rules, such as contract periods, concession reduction periods or research studies that are stated in the original contract.

Based on the information collected in the contracts published by ENMC (National Authority for Fuel Market), by the end of 2016, Portugal expects to collect more than 6 M€ (sum since 2007) from all the valid concessions, and 11 M€ more by the end of all contracts (with all the extensions approved until today). This amount includes concession rents (€/km2) and contract fees, one per contract and other per year of contract. Back to C. Ronaldo, our Captain earns almost 10 times more PER YEAR what Portugal earned already with oil prospection since 2007.

But hey!! The real deal must be when the black gold starts to pop out!

In this case, the rent per km2 rises in most of the locations until the 240€/km2. Moreover, Portugal receives a percentage of every barrel extracted and sold (after the consortiums recovers their investments, and after deducing operation costs). It’s almost impossible to estimate, without inside knowledge, how much would the production phase could cost (EIAs, platform constructions, storages, transport, manpower, etc.) but, for the sake of argument, let’s suppose that the consortium has already recovered all the investment and it’s now in a stage of production where it should share some profits with the State. The contracts define the following percentages from certain amount of crude:

Of course this table is far from a near reality but the goal here is to have some numbers, just to have a roughly idea of how these contracts work. So, in this utopic scenario, where all the concessions ended up finding oil, the first 15 million barrels produced and sold would inject in the public entity DGEG as much as 319 M€. This number of barrels can be translated to a daily production of around 13000 bbl/day, which is a really modest production level. So, let’s put some positivism and rise this daily output to another slightly higher, but still modest, number of 50 000 bbl/day (18.5 Mbbl/year). This number would add another 95 M€. So we are talking about almost a 400 M€ with a barrel at current prices and assuming a breakeven cost of 45€/bbl (Brent index).

So, back to the initial statement, Portugal spends around 7.5 B€ per year in crude which represents around 129 million barrels a year. If Portugal wanted to consume only national oil, the daily output of each consortium would have to be around the 60 000 barrels, this strategy would reduce the oil expense around 523 M€/year (something like 7%) from the annual budget for this commodity.

Is it worth it?

It is understandable that any income is important, especially in this case where a few studies are conducted and some seismic tests are performed having minimal impact in the environment. Furthermore, the production phase can bring a lot of extra income and advantages to the country as more employment, investments and, of course, business flow.

However, production without the necessary and duly (extensive and careful) research, with a more holistic approach, can become catastrophically costly – economically, socially and environmentally – for instance:

  • Earthquakes – The recent EU-funded SHARE project, among several other national studies, clearly show that Portugal is an active, and possibly very strong, seismic hotspot;
  • Leaks – Despite the advanced technology used in offshore drilling, strong Atlantic swells and the seismic risk mentioned before, increase the risk exposure to possible leaks (we all remember the BP Deep Horizon oil spill back in 2010).
  • Protected zones – Portugal has many protected natural coastal and inland ecosystems, which are not only rich in biodiversity but are also a major source of income to the nation’s economy which can be affected in adverse ways.

Finally, focusing on the energy sector, Portugal’s efforts to achieve the 2020 targets as well as to keep the status of lead example in sustainability and renewable energy have to weight against the need to change for an oil economy. It’s late to follow the example of Norway but Portugal can actually achieve the same goals in a greener way. Other interest indicator would be the period of amortization from each consortium, since it’s totally different to talk about 5 years waits to see recurrent profit or 10 years. In the 21st century, 10 years is a lifetime technologically speaking, so who can assure how much the world’s economy will shift during that period?

Risks can be estimated. Risks can be minimized. But History tells us that sometimes the problem doesn’t reside in that which we can predict, but in that which we can’t. Is the expected return enough to cover that risk? That is a qualitative deliberation, one which the reader must decide for himself.

Author: Jorge Seabra | Energy Procurement Consultant


[Portuguese version]

Em Janeiro de 2015, Portugal surgiu por toda a parte, mas desta vez não estava relacionado com mais um record do Cristiano Ronaldo. A empresa inglesa IONIQ Resources confirmava que tinham conduzido um estudo recorrendo a uma tecnologia revolucionária e tinham encontrado seis potenciais campos de petróleo em território Português, que equivaliam a, no mínimo, 1 bilião de barris, ou o equivalente a 43 mil milhões de Euros (25% do PIB nacional).

No entanto, 22 meses depois da publicação desta notícia nada de significativo foi feito. Neste artigo tentarei encontrar motivos para esta inércia e apresentar ao leitor alguns fatores chave sobre os contratos ativos relacionados com o petróleo.

Portugal é conhecido como um dos países mais avançados em termos de tecnologia renovável e geração de energia verde. Aproveito este ponto para destacar uma recente e incrível notícia, de Maio deste ano: Portugal foi abastecido durante 107 horas consecutivas (mais de 4 dias) só com energia livre de emissões. Ainda assim, como qualquer país desenvolvido, este canto Europeu não consegue armazenar energia suficiente para utilizar quando mais lhe convier, o que, com a falta de combustíveis fósseis, força-o a pertencer ao grupo de países que importa mais de 50% do matérias-primas necessárias para produção de energia e outras atividades primárias.

Desde 2005, Portugal gastou anualmente perto de 7.500 M€ em crude e 2,2 M€ em Gás Natural (GNL incluído). Juntamente com os restantes produtos refinados, Portugal gasta 13 000 M€ por ano, aproximadamente 8% do PIB Português.

O interesse em perfurar Portugal remonta ao ano de 1938, altura em que foram emitidas as primeiras autorizações para explorar petróleo em terra. Estas autorizações foram emitidas para a Bacia Lusitana (ver Ilustração 1) e foram trespassadas inúmeras vezes durante os 30 anos seguintes. Durante esse período foi recolhida informação de mais de 3 mil km de sísmica de reflexão, levantamentos de gravimetria e ainda sondagens que ultrapassaram os 500 metros de profundidade. Os testes e estudos efetuados nesta Bacia demonstraram fortes sinais de presença de petróleo. Alguns dos furos efetuados atingiram até uma fase avançada de produção quase comercial.

Após este período, o interesse pela exploração de petróleo Português passou a ser intermitente, seguindo um pouco o comportamento do mercado desta Commodity.

Não obstante, dos anos 70 até ao virar do século, foram efetuados vários investimentos e diversos consórcios foram criados em prol da pesquisa e exploração de petróleo, especialmente em terra. No princípio dos anos 2000, os investimentos aumentaram, estimulados pela tendência bullish do petróleo alimentada pelas projeções ambiciosas do crescimento económico da China (Ver Ilustração 2). Até 2006, somente Mohave OIl& Gas conseguiu atingir a fase de produção.

O ano de 2007 (altura em que o valor do petróleo WTS ultrapassa os 147 $/bbl) marca o primeiro interesse real a nível comercial pelo petróleo português, altura em que 12 contratos são assinados: 5 onshore/offshore e 7 em offshore profundo (deep-offshore a partir de agora). No entanto, a repentina queda dos preços do petróleo, assustou novamente os investidores até que, em 2011 (aproveitando uma nova tendência altista) duas novas concessões foram contratadas na Bacia deep-offshore Algarvia (ver Ilustração 1).

Quando Mohave Oil & Gas encerrou em 2014, 3 consórcios surgiram revitalizando o interesse em Portugal. Portanto, em que ponto estamos agora?


Os valores dos contratos

Atualmente existem cinco contratos que englobam 15 concessões para efetuar estudos de pesquisa e prospeção ao largo de Portugal que foram assinados em alturas distintas, sendo o mais antigo assinado em 2007 e o mais recente em 2015.

De forma resumida, os contratos referem-se às seguintes zonas (ver Ilustração 3):

  • 2 áreas atribuídas à Australis Oil & Gas Ltd. na Bacia Lusitana. As áreas são designadas por “Batalha” e “Pombal” e o contrato foi assinado a 30 de Setembro de 2015;
  • 2 áreas na Bacia Algarvia atribuídas à Portfuel, petróleos e gás de Portugal Lda. assinado a 25 de Setembro de 2015;
  • 4 áreas de deep-offshore na Bacia Algarvia adquiridas pelo consórcio entre a Repsol e a O primeiro contrato, assinado em 2011, abrangia as concessões da “Lagosta” e “Lagostim” e o segundo contrato, iniciado em 2015, diz respeito às áreas de “Sapateira” e “Carangueijo”;
  • A GALP é o segundo maior player em termos de áreas concessionadas, a seguir à Partex. Esta companhia portuguesa assinou dois contratos em 2007 – um juntamente com a Partex e a Petrobrás onde englobava 4 concessões denominadas de “Camarão”, “Amêijoa”, “Mexilhão” e “Ostra” (Situadas na Bacia de Peniche). O segundo com a Partex (novamente) e com a Este contrato abrangia três áreas deep-offshore situadas na Bacia Alentejana“Lavagante”, “Santola” e “Gamba”. O contrato da Bacia de Peniche encontra-se atualmente em poder da GALP e da ENI, a gigante energética italiana.

Agora que sabemos quais as áreas “ativas” em Portugal, vamos espreitar os contratos assinados e ver o que realmente está contratado.

De acordo com a lei para as atividades petrolíferas, tais como pesquisa, prospeção ou produção, criada em 1994:

  • Contratos têm uma duração de 8 anos para pesquisa e prospeção, com a possibilidade de se estender por dois anos mais. Se se confirmar a existência de petróleo e se o consórcio quiser passar à fase de exploração, o contrato é estendido 25 anos a partir da assinatura do contrato de exploração (com possibilidade de acrescentar 15 anos mais);
  • Após os primeiros 5 anos de contrato, o consórcio terá que restituir 50% da área da concessão. Caso o contrato englobe várias concessões, a restituição de 50% da área total concessionada poderá ser feita de forma heterogénea, desde que todas as concessões se reduzam em pelo menos 25% da sua área;
  • O Governo poderá requerer, em caso de guerra ou emergência, todo ou parte do petróleo produzido pelos consórcios com o propósito de assegurar as necessidades estratégicas do país. Neste caso, o Governo compensará as entidades em questão através de remuneração de acordo com o valor de mercado na altura;
  • O Estudo de Impacto Ambiental só é necessário caso seja ativada a fase de exploração/produção. Não obstante, o consórcio é responsável por assegurar, durante a fase de prospeção, medidas operativas para evitar e mitigar todos os impactos ambientais possíveis;
  • Todo o gás natural extraído durante a produção de petróleo poderá ser comercializado, utilizado para consumo próprio ou ainda poderá ser doado ao Governo, consoante a preferência do consórcio. O Governo permite ainda que o gás excedentário possa ser queimado na tocha da plataforma;
  • Foi estabelecido um Imposto sobre a produção de petróleo que é calculada consoante os escalões definidos na legislação em vigor. O Gás Natural não é abrangido por este imposto.


Analisando todos estes contratos, é possível verificar que existem contratos que se prolongam além dos 8+2 anos permitidos por lei. Por exemplo, o contrato assinado em 2007 pelo consórcio HARDMAN-GALP-PARTEX (atualmente, ENI-GALP) foi estendido por mais 6 anos. Outro aspeto curioso surge no contrato assinado entre o Governo Português e a parceria REPSOL-PARTEX, onde o contrato está definido com um período inicial de 11 anos. Resulta que, segundo um artigo presente na lei para as atividades petrolíferas (ver link acima), as condições acima descritas não são forçosamente aplicáveis a concessões em deep-offshore. Para estes casos, os contratos poderão ser estendidos, bem como a redução de concessões não terá que ser efetuada como se prevê no decreto-lei.

Com base na informação adquirida dos contratos publicados pela ENMC (Entidade Nacional para o Mercado de Combustíveis), até ao fim de 2016 Portugal espera juntar mais de 6 M€ (soma desde 2007) e 11 M€ até ao fim de todos os contratos ativos (já contemplando todas as extensões de contratos até ao momento). Este montante inclui as rendas das concessões (€/km2) e as comissões de contrato, uma por contrato assinado e outra por ano de contrato. Voltando ao C. Ronaldo, o nosso Capitão aufere POR ANO quase 10 vezes mais do que Portugal ganhou entre 2007 e 2016 com a prospeção de petróleo.

Mas atenção!! Isto vale a pena quando o ouro negro começa a jorrar!

Neste caso, a renda por km2 aumenta, na maioria das concessões, até valores de 240 €/ km2. Além disso, Portugal receberá uma percentagem por cada barril extraído e vendido (após recuperação de investimento por parte do consórcio e depois de serem cobrados os custos de produção). É quase impossível estimar, sem conhecimento interno, quanto poderia custar a fase de produção (EIAs, construção de plataformas, armazenamentos, transporte, mão-de-obra, etc.) mas, para bem deste artigo, vamos supor que o consórcio já recuperou todo o investimento efetuado e entrou agora na fase onde terá de partilhar parte do lucro com o Estado. Os contratos definem as seguintes percentagens aplicadas a uma certa quantidade de barris:

Claro que esta tabela está longe da realidade, mas o objetivo aqui é ter alguns números, para ter uma ideia geral de como funcionam estes contratos. Portanto, neste cenário utópico, onde todas as concessões acabariam por encontrar e produzir petróleo, os primeiros 15 milhões de barris produzidos e vendidos injetariam na entidade pública DGEG algo como 319 M€. Este número de barris pode ser traduzido a uma produção diária de 13 000 bbl/dia, o que é uma produção bastante modesta. Assim sendo, vamos ser mais positivos e aumentar esta produção diária um pouco mais, mantendo a modéstia, até aos 50 000 bbl/dia (18.5 Mbbl/ano). Este valor acrescentaria outos 95M€. Ou seja, estamos a falar de quase 400 M€ com preços atuais de mercado e supondo um custo de produção de 45€/bbl (índice Brent).

Portanto, de volta ao início deste artigo, Portugal gasta à volta de 7.5 B€ por ano em crude, o que representa 129 Mbbl/ano. Assim sendo, se Portugal quisesse consumir somente petróleo nacional, a produção diária de cada consórcio teria que atingir os 60 000 barris, reduzindo a despesa nacional de petróleo em 523 M€/ano (algo como 7%) do orçamento anual para esta commodity.

Vale a pena?

É compreensível que qualquer ingresso é importante, especialmente neste caso em concreto onde são conduzidos alguns estudos e alguns testes sísmicos são efetuados causando um impacto mínimo a nível ambiental. Também é importante frisar que a fase de produção poderia trazer muito dinheiro extra e vantagens para o país a nível de emprego, investimento externo e claro, volume de negócio.

No entanto, produzir sem a necessária e devida (extensa e cuidada) análise, com uma abordagem mais holística, poderia resultar numa catástrofe – a nível social, económico e ambiental, por exemplo:

  • Terramotos – Um recente projeto financiado pela UE, juntamente com inúmeros outros estudos, demonstra claramente que Portugal é um hotspot sísmico bastante ativo;
  • Derramamento – Apesar de todo o avanço tecnológico utilizado em perfurações deep-offshore, o forte Swell Atlântico e o risco sísmico referido acima, aumentam a exposição do risco de possíveis derramamentos (todos nos recordamos do Derramamento de petróleo da BP Deep Horizon em 2010).
  • Zonas Protegidas – Portugal possui muitas zonas naturais protegidas na costa e em terra, que não só são riquíssimas em termos de biodiversidade, mas também são um grande canal de ingressos para a economia nacional que podem ser gravemente afetadas com estas atividades.

Finalmente, e focando um pouco no setor energético, Portugal tem-se esforçado imenso para alcançar os Objetivos definidos para 2020 bem como para manter o status de exemplo de liderança ao nível da sustentabilidade e das energias renováveis, e esse esforço tem que pesar bastante contra a necessidade de mudar para uma economia apoiada no petróleo. É tarde para seguir o exemplo da Noruega, mas Portugal pode realmente atingir a mesma meta do país nórdico de uma forma mais verde. Outro indicador interessante de ser avaliado seria o tempo de amortização para cada consórcio, uma vez que é bastante diferente de falarmos de um período de 5 anos para ver algum lucro e ou falar de 10. Em pleno século XXI, 10 anos são uma vida em termos de tecnologia, portanto quem poderá assegurar como e o quanto mudará o Mundo e a economia mundial durante esse período?

É possível estimar riscos. É possível minimizar riscos. Mas a História ensinou-nos que, por vezes, o problema não reside no que conseguimos prever, mas sim no que não conseguimos. Será que o retorno esperado é suficiente para cobrir o risco? Esta é uma deliberação qualitativa, uma que só o leitor poderá decidir por si próprio.

Author: Jorge Seabra | Energy Procurement Consultant


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