Nestes planos, Angola trouxe à petrolífera uma má notícia, ao revelar-se seca a primeira perfuração no pré-sal nacional, mas nem isso travou a expectativa de investimento na indústria petrolífera angolana. Recentemente, uma nova notícia perturbadora a influenciar a cotação: o CEO está de saída, para dar a volta à crise no rival britânico BG Group.

Criada em 1972 como petrolífera estatal, foi ainda nessa condição que a Statoil entrou em Angola, em 1991. Dez anos depois foi lançada em bolsa, mantendo-se o Estado como accionista maioritário, e três anos mais tarde, Helge Lund foi eleito CEO, liderando a fusão com a também norueguesa Hydro em 2006.

Há cerca de duas semanas, a Statoil anunciou a renúncia de Lund ao cargo, após mais de uma década ao leme da companhia. O destino de Helge Lund foi a segunda surpresa: a rival, em apuros, BG Group. Enquanto procura CEO, a Statoil designou o vice-presidente executivo Eldar Saetre como novo homem do leme. Estamos à procura de um novo CEO, não de uma nova estratégia, afirmou o chairman Svein Rennemo, segundo o qual a estratégia está bem ancorada na administração.

Antes desta má notícia na óptica dos mercados (conclusão retirada do facto de as acções terem entrado em queda), em Setembro a petrolífera anunciara ao mercado que a primeira perfuração no pré-sal angolano não trouxe à tona qualquer crude - um golpe nas expectativas de ter no pré-sal de Angola uma das suas maiores esperanças de fonte de receitas. Das análises à companhia, destacam- se valores como as crescentes receitas líquidas, situação financeira sólida com bons níveis de dívida e bom cash flow proveniente das operações.

Nos planos da Statoil, o projecto do Árctico tem sido apontado como uma das âncoras de desenvolvimento, para si e para o seu país. Mas em Junho do ano passado, a companhia veio dizer que punha em pausa esse projecto Johan Castberg, orçamentado em 15.500 milhões USD, e no qual tem 50% da operação.

O ideal nacional era o de criar uma nova região petrolífera no Norte do globo, em território norueguês. A culpa pelo adiamento foi remetida para o plano fiscal do governo de Oslo, que, diz a Statoil, iria levar a um aumento do custo de cada barril em sete dólares. Este aumento de custos contrariava as exigências dos investidores de redução das despesas, sobretudo quando o preço do trabalho e dos materiais está em crescendo, contra a cotação do petróleo em queda.

Note-se que a petrolífera encetou uma estratégia que a colocou, ao longo dos últimos cinco anos, como a segunda mais gastadora em projectos offshore, logo após a Petrobrás. Já em Junho último, após 500 milhões USD gastos na Noruega, nos últimos 12 meses, para aumentar volumes e tornar projectos mais rentáveis, a Statoil reconheceu que a prospecção não está a correr como esperado, com apenas dois dos cinco poços perfurados a revelar presença de crude, tendo reduzido a perspectiva de reservas de 400 a 600 milhões para 62 a 104 milhões de barris. Uma das alterações ao plano inicial é a transformação do planeado novo terminal petrolífero onshore - um item preponderante no projecto de 15.500 milhões USD - numa operação de armazenagem e descarga menos pesada.

Reduzir custos e esperar por 2015 para tomar uma decisão mais ponderada é o que a Statoil decidiu em relação a Johan Castberg.

A perfurar em cinco continentes

Com operações no petróleo e gás natural bem para lá da Noruega, abrangendo EUA, Venezuela, China e Austrália, por exemplo, é no Brasil, em Angola e na Rússia que estão as maiores esperanças. Mas se da relação com a Petrobrás na perfuração do pré-sal já surgiram frutos, na que mantém com a petrolífera nacional, Sonangol, o sucesso no pré-sal está por alcançar.

Ainda que, na exploração convencional, Angola seja o seu maior contribuidor mundial fora da Noruega. Há meia dúzia de anos, o presidente da StatoilHydro no nosso País, Bjorn Rasmussen, reconhecia que ainda não se conhecia o potencial do pré-sal nacional. Havia grande risco e era necessário estar ciente disso, afirmou, até porque, como no Brasil, será muito dispendioso perfurar esses poços.

Um poço no pré-sal numa localização favorável pode facilmente exceder os 150 milhões USD. Entretanto, o petróleo, que em 2008 chegou a andar em valores próximos dos 150 USD, baixou, voltou a subir e está de novo em queda, abaixo dos 90 USD.

Já há um ano, Tim Dodson reconhecia que a grande interrogação e grande esperança é Angola. Mas é de elevado risco, não é dado adquirido que o pré-sal na bacia do Kwanza vá funcionar. Eu acho que sim. Na cabeça do responsável da Statoil, tal como de vários especialistas e geólogos, está a origem desta bacia, que em tempos muito distantes (há uns 125 milhões de anos, antes da separação do supercontinente Pangeia), estaria geologicamente unida à actual bacia brasileira onde o pré-sal gera elevados rendimentos.

A esperança é que, tal como aconteceu em 2007 no campo Tupi, na bacia de Santos, haja no pré-sal angolano muito petróleo. Algo que, também por cá, transforme a indústria e origine vastos dividendos. E foi, precisamente, após as descobertas na costa do Brasil, uns 7.000 km a oeste da angolana, que ganhou impulso o estudo geológico e geofísico do pré-sal nacional. E, recorde-se, em 2012, os resultados anunciados pela Maersk Oil após a pesquisa no poço Azul-1, no Bloco 23, trouxeram novas perspectivas de sucesso aos investidores no pré-sal angolano.

Algo a que a Statoil - uma das companhias às quais foram entregue pela Sonangol os 11 blocos de pré-sal, em 2011 - respondeu com a elevação da esperança de ali garantir parte do seu rácio de transformação das reservas. Agora, soube-se que a perfuração no poço Dilolo 1, no Bloco 39 da bacia do Kwanza, ficou em branco.

Esta foi a primeira de oito tentativas planeadas pela Statoil, à procura da mesma geologia fértil que já encontrou no pré-sal no offshore brasileiro. Apesar de chamar o resultado de desapontante, a Statoil afirmou, em comunicado, que neste primeiro poço não foram encontrados hidrocarbonetos, mas a operação ofereceu uma calibração valiosa para outros desenvolvimentos na área. Serão necessários mais estudos, de modo a perceber na totalidade os resultados do poço.

Depois do Bloco 39, onde tem uma parcela de 37,5%, o foco vira-se para o Bloco 38, no qual tem 45%. Outro país africano em foco é a Tanzânia, onde, no Bloco 2, que opera desde 2007, atingiu, há dias, a sétima descoberta de gás natural no espaço de dois anos, sendo um dos intervenientes no cenário de grande potencial daquele país - no próximo ano, com ajuda de financiamento chinês, a Tanzânia deverá criar um pipeline que ajudará a exportar energia para países vizinhos, designadamente o Quénia.

Eleva-se assim a probabilidade de levar adiante uma fábrica de liquefacção em conjunto com o BG Group (os tais que roubaram o CEO à Statoil…), decisão que envolverá ainda o parceiro ExxonMobil, e deverá ser tomada no espaço de dois anos.

A avançar, esta estrutura de 10.000 milhões USD começará a produção em 2020. Bem piores foram as notícias provindas da Argélia, onde, no início do ano passado, um dos campos de gás explorados no deserto do Sara foi alvo de um sequestro - o governo argelino chamou-lhe acto de guerra e enviou o exército -, que levou à morte de 40 pessoas, cinco das quais funcionários da Statoil.

Após este episódio na exploração de gás de In Amenas, a Statoil criou uma equipa de análise de riscos políticos e de segurança para proteger as operações e os funcionários em locais difíceis. Esta irá agora avaliar investimentos em geografias conflituosas.

Esperanças de norte a sul

Na última década, a Statoil, muito centrada no mar do Norte, partiu em força daquela zona da Noruega para o resto do globo, procurando novas fontes de receitas com petróleo e gás.

Há um ano, a Statoil apontou o nosso País e a Rússia como os seus cenários de maior optimismo para as novas explorações. Ainda em África, uma nova fronteira para a produção de gás natural está a despontar. Entre outros analistas, a consultora Ernst&Young aponta o Leste africano - geograficamente perto da Ásia, ávida por energia - incluindo Quénia, Tanzânia e Moçambique, como zona de grande potencial em gás natural.

Ainda assim, os custos de produção em alta, a cotação do gás em baixa, o atraso no desenvolvimento técnico e de infra-estruturas desta região do globo e a falta de legislações nacionais desenvolvidas têm provocado travagens nas estratégias de desenvolvimento das grandes companhias mundiais, entre as quais a Statoil. Exemplo disso, em Março do ano passado, a norueguesa decidiu vender 25% da sua posição em dois blocos na bacia do Rovuma aos japoneses Inpex, ainda que os noruegueses continuem operadores e mantenham 40%.

Já no shale russo, são grandes as expectativas da parceria com a russa Rosneft para explorações na região de Samara, na Sibéria. Brasil, Tanzânia, Canadá e Mar de Barents, no Ártico, acolhem também as esperanças da companhia que se tem destacado nos últimos anos pela quantidade de perfurações bem-sucedidas. Foi a Tim Dodson, agora de saída, que a Statoil entregou a gestão da estratégia de exploração definida em 2011.

Reforçar investimento e permitir-se tomar maior risco foram decisões tomadas pela petrolífera (já este ano decidiram abrandar no investimento e centrar-se nas receitas). O rácio de transformação das reservas, indicador que aponta para a quantidade de petróleo encontrado face àquele já em exploração, cresceu.

Em 2011, para 117%, após os 73% de 2009 e os 87% de 2010. Aludindo ao crescimento geográfico e ao sucesso de exploração, o britânico ao serviço da Statoil apontou a ENI e a Anadarko como as únicas congéneres que têm conseguido acompanhar a norueguesa ao longo da presente década.

É na estratégia de investimento, que registou mais de 3.500 milhões USD no ano passado, que Angola, junto com a Rússia e o Leste do nosso continente, têm elevada relevância. Isto, porque dos sucessos dependerá a realização de capital para prosseguir com os gastos que desde 2010 já ultrapassaram os 20.000 milhões USD.