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.

 Jorge Seabra | Energy Procurement Consultant