A Estratégia de Exploração de Petróleo e Gás 2020-2025 (EEPG), recentemente aprovada pelo Governo, prevê a identificação de reservas de 40-57 biliões de barris de petróleo, mais de 5 vezes as reservas actualmente identificadas, e de 17,5-27 triliões de pés cúbicos de gás. A previsão aponta para que o nível de produção média diária se mantenha acima de um milhão de barris até 2040.
Francisco Manuel*
O Orçamento Geral do Estado (OGE) para 2021 apresenta uma projecção para a produção petrolífera avaliada em 1,22 milhões de barris de petróleo/dia, acima das previsões de referência da indústria, que a situavam em cerca de 1,2 milhões de barris.
Dados independentes assinalam um recuo da produção para aproximadamente 1,1 milhões de barris em 2022-2023, não contabilizando ainda o efeito da suspensão da quase totalidade das actividades de pesquisa registada entre Maio e Junho do corrente ano, em parte levantada a partir do segundo semestre, graças à recente recuperação dos preços Brent para cerca de 40 dólares americanos.
Nesse sentido, a identificação de reservas implicará investimentos avultados na aquisição de dados geológicos pelas petrolíferas e pelo Estado, que deverá investir perto de 188 milhões de dólares para o efeito, num total de 867 milhões de dólares, incluindo multinacionais petrolíferas.
O rápido declínio da produção dos actuais poços, segundo os dados independentes citados, admitem que as novas projecções da Agência Nacional de Petróleo e Gás (ANPG) colocam em evidência a urgência dos esforços de desenvolvimento de áreas marginais e novos blocos.
A legislação de 2018 sobre Descobertas Marginais, que foram anteriormente propriedade da concessionária Sonangol EP, sendo agora das petrolíferas, é assinalada por fontes do sector como a que apresenta potencial para estancar de forma mais rápida a quebra de produção petrolífera, actualmente numa taxa anual de 7-8%, devido à elevada maturidade dos principais blocos.
Para tal, os incentivos atribuídos à exploração de descobertas marginais incluem a amortização das despesas de desenvolvimento por prazos maiores, incluíndo melhores condições no limite de petróleo bruto para recuperação dos custos, imposto sobre o rendimento de petróleo mais baixo e prémios de investimento mais atractivos.
Recentemente, beneficiou destas condições a Maersk Oil, no Bloco 16, assim como, no mês de Julho, o Ministério dos Petróleos transferiu da Sonangol – EP para a ENI, o estatuto de operador do Bloco 1/14, na bacia do Baixo Congo. Depois da Total, a ENI é apontada por fontes do sector como a petrolífera actualmente mais activa em Angola.
Foi formalmente autorizada em Agosto, igualmente como forma de incentivo à exploração, a revisão das condições do grupo empreiteiro do Bloco 14, constituído pela Cabinda Gulf Oil (Chevron), Sonangol Pesquisa e Produção, Angola Block 14 B.V., Eni Angola Exploration e Galp Energia Overseas.
Atendendo o carácter premente que a identificação de reservas com potencial de extracção, a curto prazo, representa para o Governo, que enfrenta o risco de uma queda de receitas nos próximos anos, agravando a situação financeira do Estado, é expectável que venham a ser concedidos ainda mais benefícios a potenciais investidores.
A nova estratégia de exploração reflecte uma perspectiva mais realista assumida pelo Governo, em relação à capacidade de inverter o rápido declínio de produção, ao mesmo tempo que representa também um esforço de estruturação e organização do processo de exploração petrolífera, nomeadamente na articulação com as multinacionais do sector, que conheceu falhas até 2017.
No actual contexto de cortes de custos por parte das multinacionais do sector, a aplicação da estratégia estará sujeita a diversos riscos, pela interrupção de diversos projectos de investimento, sobretudo aqueles que envolvem maiores custos de extracção, como os de águas profundas, ultra-profundas e de profundidade máxima, que são os casos de muitos dos blocos incluídos na nova estratégia.
Apesar de melhorias e dos referidos esforços para melhorar as condições de investimento das multinacionais, a indústria petrolífera angolana, e africana em geral, ainda se debate também com custos de contexto elevados. *(Com Agências)