Mercado

José Oliveira: “Angola só tem vantagens com o acordo de redução da produção petrolífera”

23/01/2017 - 09:56, featured, Finanças

O investigador e analista em energia considera que o mercado caminha para o equilíbrio entre a oferta e a procura, e defende que Angola precisa de investir mais na pesquisa e aumentar a eficiência da Sonangol.

Por César Silveira | Fotografia Njoi Fontes 

Depois do acordo histórico para o corte de mais de 1,7 milhões bpd, surgem dúvidas sobre o cumprimento. Há razões para estas dúvidas?

Em situações idênticas no passado, também houve dúvidas, e a experiência mostra que os acordos de corte de produção normalmente são cumpridos só a 80%-85% do acordado, mas mesmo assim atingem os fins previstos, como o demonstra a inversão dos preços em 2009, numa situação muito mais difícil que a actual, pois o consumo tinha diminuído, o que não é o caso no presente. Desta vez são em parte provocadas pelas dificuldades que o Iraque diz ter para implementar o corte de 210.000 b/d que lhe cabe no quadro da OPEP e pelo possível aumento, nos próximos tempos, das exportações da Líbia e da Nigéria, que ficaram isentas de diminuições, pelo facto de aqueles países já terem as suas produções reduzidas pela instabilidade política em que têm vivido nos últimos tempos. A estas dúvidas dos analistas juntam-se as especulações típicas dos mercados de futuros, já que a volatilidade das cotações é um dos factores essenciais do negócio das bolsas, pelo aumento do volume de transacções que gera, como dos investidores, que lucram com as variações constantes de preços. Os dados mais recentes indicam que até as reduções dos países associados à OPEP estão a ser implementadas a um ritmo razoável, pelo que há razões para estar optimista. O mais importante deste início de Janeiro – além da vaga de frio que aumentou os consumos de combustíveis na Europa – foi a redução de produção da Arábia Saudita, que ultrapassou os 500.000 b/d, embora o seu compromisso seja apenas de 486.000 b/d. Aliás o ministro dos Petróleos saudita já tinha dito no início de Dezembro que o seu país iria produzir abaixo dos 10 milhões de b/d, durante uns tempos, se necessário, e a prova já aí está, mostrando ao mercado que o país regressou de facto à sua política tradicional, abandonando a inversão que fez em 2014, pelo que há factores suficientes para não ter muitas dúvidas de que o mercado caminha para o equilíbrio, deixando de ter excesso de oferta sobre a procura.

O cumprimento do referido acordo será suficiente para que o preço do petróleo volte a atingir níveis que satisfaçam os produtores?

Isso depende do que se considere “níveis de preços que satisfaçam os produtores”, pois não são os mesmos para todos. Angola, Nigéria e Brasil, por exemplo, precisam do petróleo acima dos 80/85 USD para terem um bom rendimento das suas novas produções de águas profundas. Os países do Médio Oriente atingem os mesmos rendimentos com valores mais baixos, à volta dos 65/75 USD, porque ali é muito mais barato colocar as descobertas em produção, por estarem em terra ou em águas rasas. Os produtores americanos de petróleo de xisto atingem bons rendimentos entre 55/65 USD, dependendo da bacia em que produzem. Digamos que acima de 60 USD quase todo o tipo de produções passa a dar algum lucro, maior ou menor, dependendo dos casos.

Esta primeira fase do acordo até Junho poderá resolver a situação da maioria dos produtores, excepto dos de águas profundas. Para que o barril atinja níveis de 70/80 USD é preciso prolongar até ao fim do ano os cortes da OPEP, talvez a um nível ligeiramente inferior.

Porquê?

Basicamente por três motivos. Primeiro porque, com os valores acima de 50 USD, a produção americana vai aumentar a um ritmo que, mesmo mais lento que o dos anos 2010-14, pode atingir 300 a 500 mil b/d no final de 2017.

Segundo porque os stocks dos países industrializados estão com um excesso de cerca de 350 milhões de barris (Mbbls) que enquanto não forem consumidos constituem um travão à subida das cotações acima dos 60/65 USD. Terceiro porque após o equilíbrio do mercado petrolífero vai ser difícil que os países produtores que se associaram à OPEP mantenham os seus cortes e, portanto, isso provocará de imediato o acesso de mais petróleo ao mercado, fazendo baixar os preços e impedindo a redução do excesso de stocks que é fundamental para o equilíbrio da oferta/procura de petróleo a médio e longo prazo.

O Irão é um dos países que beneficiaram da isenção dos cortes. É legítimo o argumento iraniano de atingir primeiro os níveis de produção anteriores às sanções?

O argumento é legítimo, e a prova foi que a Arábia Saudita o aceitou, apesar da inimizade política entre as duas respectivas nações. Aliás, a OPEP tem um historial de evitar que os problemas políticos entre os países-membros afectem as suas decisões, que ela entende serem sempre para benefício de todos os países-membros e do mercado mundial em geral. Já assim foi durante a guerra entre o Irão e o Iraque e depois após a invasão do Koweit por aquele país em que os delegados daqueles países sempre participaram nas reuniões/decisões do organismo, a todos os níveis.
Fala-se das dificuldades do Iraque em cumprir com o corte de 210 mil bpd, devido a terceirização de grande parte da sua produção ao Governo Regional do Curdistão…

Acredito que não seja uma tarefa fácil, mas isso não invalida que o Iraque não encontre a solução, até porque tem três quartos da sua produção fora do Curdistão e é dos países que mais precisam do aumento dos preços do petróleo, porque está com despesas enormes na guerra contra o Daesh e deve centenas de milhões de dólares às companhias petrolíferas que operam no país.

Que vantagens ou desvantagens o acordo trará para Angola?

Em meu entender, só tem vantagens. Com uma redução de produção de cerca de 4,5% – 78.000 b/d – aumenta as suas receitas em cerca de 20%, vendendo a melhor preço as suas exportações. Um simples cálculo aritmético prova que em vez de vender diariamente 1.750.000 b/d a 45 USD cada – e se não houvesse acordo se calhar nem a este preço ia vender – passa a vender 1.670.000 b/d a 50 ou 55 USD. No primeiro caso, as receitas brutas aumentam 5 milhões USD/dia, e na média mais alta, 13 milhões USD/dia. Outra vantagem é que pode fazer agora a maioria das intervenções/manutenções nos equipamentos de produção sem redução das suas exportações, porque tem uma folga de 78.000 b/d. Quando tiver de reduzir num FPSO por razões técnicas, avarias etc., aumenta noutro que tenha capacidade disponível. Este facto aumenta a estabilidade das receitas do País tanto em impostos como em rendimento da concessionária. Está a completar onze anos desde a adesão de Angola à OPEP e 10 desde a primeira vez que se fixou quota à produção do País.

Que avaliação faz deste período?

Angola aderiu à OPEP numa altura em que a sua produção estava há uns anos a subir em força, e pouco tempo depois houve um corte de produção grande, de cerca de 2 Mb/d. O País teve naturalmente de assumir um corte da sua produção, que infelizmente foi mal cumprido, pelo que “ficámos mal na fotografia”, ainda por cima com o nossoministro dos Petróleos a assumir a Presidência do Conselho de Ministros da Organização em 2009.

Recorde-se que os cortes da OPEP na altura colocaram de novo as cotações do barril em rota ascendente, acabando com a influência da crise económico-financeira de 2007/8 iniciada nos Estados Unidos, no mercado petrolífero.

Enfim, depois vieram tempos calmos em que a quota de produção da OPEP esteve em roda livre devido às elevadas cotações de 2010 a 2014.

A lição a tirar deste período é de que desta vez Angola deve cumprir com a sua parte na recuperação dos preços, até porque é uma das principais interessadas e, como já vimos, nada perde, pelo contrário. É muito mais rentável para o País produzir mais amanhã a melhor preço do que hoje a baixo preço.
E, como membro da OPEP, não pode fazer de “passageiro clandestino da organização”, como afirmava o antigo ministro saudita sobre os países que não colaboravam nos cortes mas beneficiavam dos melhores preços sobre as costas dos outros exportadores cumpridores das decisões.

Em 2007 fixou-se a quota de produção de Angola em cerca de 1,9 milhões bpd. Nos últimos anos, oscilou entre 1,7 e 1,8 milhões bpd. Como resultado do acordo, vamos para cerca de 1,65 milhões bpd. Números que mostram uma tendência decrescente.

Que análise faz desta tendência?

Angola tem estado a produzir no máximo das suas capacidades. Pode até dizer-se que um pouco acima do que devia, se tivermos em atenção que parte das nossas reservas – cerca de 3000 milhões de barris – está em campos marginais cuja produção só vai ser rentável com o barril a preços mais elevados que os actuais. O resultado da pesquisa no pré-sal não originou as descobertas esperadas, nesta primeira fase, pelo que o País, mesmo para manter o nível actual daqui a cinco anos, tem de incentivar, quanto antes, a pesquisa nas áreas com potencial já identificado e noutras bacias ainda não trabalhadas.
Em 2014, a Sonangol abriu um concurso para novas licitações para blocos em onshore nas bacias do Congo e do Kwanza.

Não acha que o processo está algo lento?

O processo dos blocos onshore não está apenas lento, foi mal lançado, com base em termos de referência que contêm exigências que considero ilegais, como o pagamento por cada empresa angolana de um bónus equivalente a 1 milhão USD, quando por decreto presidencial elas estão isentas, e com um novo modelo de contrato que contém cláusulasconflituosas na forma como pretende dividir o chamado “petróleo lucro” entre a concessionária e as empresas envolvidas nos blocos. Nada se sabe sobre este processo há meses, mas o que é certo é que, se for avante, terá de sofrer correcções naquelas e noutras questões, de forma a permitir a criação e consolidação de algumas empresas de petróleo angolanas privadas.

O que muda em termos de interesse por estes blocos neste momento, tanto por parte dos investidores como do Estado, tendo em conta as alterações nos preços ?

Quem entra na actividade petrolífera tem de estar preparado para a oscilação de preços, e estes estão de novo em linha ascendente. O que acontece é que, se o processo tivesse andado normalmente, as empresas tinham conseguido fazer trabalhos de pesquisa mais baratos, pois com a crise iniciada em 2014 os custos dos serviços petrolíferos, nomeadamente da sísmica e da perfuração, baixaram e dentro de pouco tempo vão de novo voltar a subir. Outro prejuízo do atraso deste processo foi que as novas empresas angolanas que concorreram aos blocos onshore, como ainda não assinaram os contratos e estão paralisadas, não puderam absorver os técnicos angolanos de várias especialidades que perderam emprego nas multinacionais a operar em Angola.

Num país como o nosso, com tanta falta de técnicos da área petrolífera, eles de repente aparecerem no mercado, e não serem absorvidos, porque as empresas para onde naturalmente poderiam ir estão há dois anos à espera de arrancar, é lamentável!

A aposta nos campos marginais é um imperativo da indústria petrolífera nacional que se tem adiado. Concorda?

Antes de se lançar o desenvolvimento das descobertas marginais, a maioria localizada em águas profundas e, por isso necessitando de condições especiais, as quais diminuem consideravelmente as receitas do País, penso que se deve dar prioridade à autorização de pesquisa, já concedida, em áreas próximas de descobertas que ainda não foram colocadas em produção, para se melhorar a sua rentabilidade futura. Quando se tem campos descobertos com potencial de ter ao lado um ou mais novos campos por descobrir, é aqui que se deve iniciar o esforço de pesquisa para aumento das reservas, próximas umas das outras, as quais mais tarde podem ser colocadas em produção em conjunto, aumentando as receitas das companhias e do País.

O bloco 14, por exemplo, nas águas profundas de Cabinda, tem um grande potencial por descobrir próximo de campos já descobertos.

Ora, se esse potencial se transformar em descobertas, após perfuração, aquele bloco poderá colocar em produção de forma mais económica as suas reservas já existentes. Mas há mais casos noutros blocos. Os campos marginais dependem muito dos preços do petróleo e, por isso, agora que se entrou de novo numa fase de subida de cotações, é mais aconselhável esperar uns tempos antes de se tomar decisões concretas.

Como olha para o futuro do sector petrolífero, considerando as incertezas do preço do petróleo e o facto de grande parte das reservas do País estar em águas profundas ou ultraprofundas?

O sector petrolífero tem de pôr em marcha quanto antes um esforço de pesquisa, pois um país a produzir mais de um milhão e meio de b/d, com um rácio de reservas de produção inferior a 20 anos não pode parar a pesquisa. Em simultâneo, tem de criar uma estratégia para a produção das suas reservas de gás, condensados, butanos e propanos encontradas nos blocos do pré-sal da bacia do Kwanza, o que não é fácil. Sabe-se que a Sonangol encomendou a um consultor estrangeiro um Plano Geral de Aproveitamento do Gás, pelo que temos de aguardar a ver o que se propõe. O governo iraquiano convidou a Sonangol a retomar a operação naquele país.

Será economicamente viável a Sonangol voltara investir nesta altura?

A Sonangol nos próximos tempos não está em condições de voltar ao Iraque. Aliás, a antiga administração já tinha tomado a decisão de se retirar, e o que a empresa terá de fazer agora é negociar uma saída que lhe permita recuperar parte dos investimentos ali feitos, pois não acredito que possa recuperá-los integralmente. Por outro lado, a região ainda não está livre de instabilidade militar, pelo que o governo de Bagdad tem de ser paciente.
No ano passado, tornou-se oficial o modelo de reajustamento da organização do sector dos petróleos. A Sonangol passaria a desempenhar apenas o papel de concessionária.

Que opinião tem sobre o facto de até ao momento não se efectivar o anunciado “modelo de reajuste e organização do sector dos petróleos”?

O modelo de reestruturação do sector dos petróleos, ao afectar toda a sua organização institucional, tem estado nesta primeira fase concentrado no Grupo Sonangol dados o seu gigantismo e os enormes problemas com que a empresa se defronta, inclusive de índole financeira, como foi anunciado recentemente pela actual administração. O mais natural é que não seja possível implementar todas as alterações previstas no espaço de ano e meio, até finais de 2017, mas, se tal acontecer, não vejo nenhum problema. O que é importante é que a Sonangol aumente quanto antes a sua eficiência de actuação como concessionária que está afectada nestes últimos tempos, prejudicando a actividade petrolífera.
Por outro lado, enquanto não se fecharem as contas de 2016, também não é possível proceder a muitas das alterações da separação da actual Sonangol em três holdings distintas, aspecto fundamental do novo modelo.

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