No III trimestre deste ano, três pojectos petrolíferos entraram em funcionamento, nomeadamente o Begónia, o Clov 3 e o Agogo, para reforçar a produção de petróleo nacional, mas são insuficientes para travar o declínio que se tem registado desde 2016. Operador pela TotalEnergies, o Begónia representa o primeiro desenvolvimento submarino entre blocos em Angola, localizado a 150 quilómetros da costa angolana, concretamente nos Blocos 17 e 17/06, numa profundidade de água entre 800 e 1.200 metros, com a ligação submarina de cinco poços de petróleo conectados às instalações submarinas existentes do FPSO Pazflor.

O projecto custou 850 milhões USD, com uma previsão de adicionar 30 mil barris por dia à produção de petróleo do FPSO Pazflor. O CLOV fase 3, cujo operador também é a TotalEnergies, é um projecto satélite no offshore profundo do Bloco 17 e consiste no desenvolvimento de uma ligação submarina de cinco poços produtores de petróleo, conectados às instalações submarinas existentes do FPSO CLOV. Tem uma produção estimada de igualmente 30 mil barris/dia.

Já o FPSO Agogo, actualmente uma das plataformas de produção de petróleo mais modernas do mundo, foi criado para atender o projecto de desenvolvimento adicional do Bloco 15/06 através do Agogo Integrado Polo Oeste operado pela Azule Energy, que detém 36,84% de participação, em parceria com a Sonangol P&P (36,84%) e a Sinopec International (26,32%). O campo Agogo, em conjunto com o Ndungu, têm reservas estimadas de aproximadamente 450 milhões de barris e uma produção de pico projectada para atingir 175 mil barris/dia e produzido em dois FPSOs (Agogo e Ngoma).

"São projectos pequenos. É só olhar para a capacidade de produção de cada um deles. Eles vão ajudar a suavizar a queda e a estabilizar os níveis de produção em torno de 1 milhão de barris durante alguns anos, porque a perspectiva de produção até 2030 é negativa", afirma Vladimir Pereira.

Por outro lado, esses novos projectos encontram-se ainda em fase inicial (fase de ramp-up), período em que a produção aumenta de forma gradual até alcançar a fase de platô, onde o campo produz a uma taxa constante. Assim, segundo o analista, se até lá o País não colocar em produção grandes campos como os que foram encontrados nos blocos 17, 0, 15 e 32, vai estar a produzir abaixo de 1 milhão de barril.

Por sua vez, Flávio Inocêncio, especialista em petróleo e gás, entende que a produção petrolífera angolana está em declínio porque as reservas provadas andam à volta dos 8 mil milhões de barris e o rácio de reservas em produção é baixo, uma vez que as previsões eram mais catastróficas. "A Rystad energy previa um declínio maior da produção, podendo Angola chegar a 650 mil barris em 2032", sustentou. Já o Governo, no documento com a estratégia de longo prazo Angola 2050 aponta a 770 mil barris/dia em 2030 e apenas 340 mil dentro de 25 anos.

"A razão é simples: o declínio dos poços maduros e a insuficiente exploração nos anos passados, [ditam o desempenho] do sector hoje, mas isso foi parcialmente resolvido com as novas reformas, em especial a da produção incremental, novas licitações e o declínio não é tão grande. Por isso não nos devemos surpreender que a produção esteja a baixar. Não houve novas descobertas significativas para compensar o declínio natural", rematou.

Importa realçar que Angola saiu da OPEP em Dezembro de 2023 após um desacordo sobre a sua quota de produção de petróleo do País. Na altura, o País protestou contra uma quota imposta pela OPEP+ de um tecto de 1,2 milhões por dia, que ainda assim era bastante superior ao que Angola estava realmente a produzir. No entanto, de lá para cá o País nunca conseguiu atingir a meta do cartel, o que coloca dúvidas sobre as reais motivações da saída do País da organização.