Em entrevista à agência Lusa, em Luanda, o especialista e antigo director-geral adjunto da filial angolana do grupo francês Total, Jorge de Abreu, recordou que as primeiras descobertas de petróleo na camada pré-sal de Angola - mais de 4.500 metros de profundidade, além da água, solo e camada de sal - já foram feitas nos blocos 20, 21 e 23.
Ainda assim, o contexto actual do sector “não é o mais favorável”, nomeadamente tendo em conta a quebra na cotação internacional do barril de crude, a perspectiva de baixo preço durante pelo menos mais três anos e os custos para esta produção, em águas ultra profundas, “ainda muito elevados”.
“Apesar disso, penso que até 2020 teremos o primeiro óleo do pré-salífero da bacia do Kwanza em produção. Até lá, se a exploração continuar, outras descobertas virão quando se compreender melhor os sistemas geológicos, tectónicos e a génese do óleo nesses horizontes”, explica Jorge de Abreu, aludindo aos trabalhos de perfuração de exploração que várias operadoras estão a realizar para “compreender melhor” aquela bacia sedimentar.
Além disso, enfatiza, “não é de descurar” o gás natural que também já foi descoberto nessa região (que se pensa ter potencial de produção de hidrocarbonetos semelhante a pré-sal brasileiro) e que “é necessário valorizar”.
“Mas águas profundas não querem obrigatoriamente dizer pré-sal. Em águas profundas há potencial nos horizontes pré-salíferos, à imagem do que aconteceu na bacia da Santos, no Brasil, mas também se produz a partir pré-salífero há muitos anos inclusive em Cabinda a partir das formações Toca e Lucula”, refere o especialista, com 37 anos de experiência no sector.
Quando Angola produz diariamente mais de 1,7 milhões de barris de petróleo - quando se tornou independente produzia 10 por cento -, mas num ano em que o peso das receitas fiscais petrolíferas deverá cair para 36,5 por cento, praticamente metade face a 2015, devido à quebra da cotação internacional do crude, Jorge de Abreu reconhece que o país enfrenta essencialmente três desafios.
É o caso da necessidade de redução dos custos operacionais, para “tornar os desenvolvimentos atractivos aos investidores” e a reposição das reservas “para compensar a produção, mas para tal precisa de oferecer termos contratuais interessantes, estáveis e competitivos na arena internacional”.
“Por último, promover a exploração de gás natural através de contratos de risco ou de serviço nos quais o gás e os condensados são valorizados como o petróleo bruto nos contratos existentes”, defendeu o consultor e especialista do sector no país.
