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EXPANSÃO - Página Inicial

Grande Entrevista

"Temos gás descoberto para fazer um novo terminal do Angola LNG a sul de Luanda"

ARMINDO COSTA, CEO DA GESPROV

O ex-director de operações geológicas da BP em Angola, e ex-presidente da Bakker Hughes e GE Oil & Gas para Angola aponta soluções para o declínio da produção. Alerta que há poços descobertos há mais de 18 anos e que até hoje não estão em produção. "É necessário ser mais célere na tomada de decisão", recomenda.

Quais os principais acontecimentos da indústria em 2022?

Tivemos, em termos de balanço pessoal e em termos de visão na indústria petrolífera, um ano menos mau. Não vou dizer um ano bom, mas também não posso dizer que foi um ano mau. Não foi um ano bom, obviamente, porque continua o declínio

Mas o declínio não foi menor do que nos anos anteriores?

Começámos o ano de 2022 com uma produção de 1.102.000 barris de petróleo por dia e acabámos o ano com uma produção de 1.080 mil barris de petróleo por dia, é um decréscimo. Vamos ver os resultados da Sonangol e constata-se que são altamente positivos. Mas é enganador, porque o resultado positivo foi porque tivemos um factor externo que causou um aumento enorme na receita. Isto favoreceu-nos, produzimos menos, mas facturámos mais, em termos de dólares. Se virmos a facturação da Sonangol em dólares vamos dizer que foi um ano bom. Mas se comparamos com 2021 veremos que é um ano mau.

Muita coisa positiva também aconteceu em 2022?

O ano de 2022 também foi positivo, porque sentimos o impacto de muita legislação do sector que trouxe benefícios, como é o caso da lei do gás não associado que vai permitir que Angola seja um dos grandes exportadores de gás.

Que impacto poderá ter o novo consórcio de gás?

Além das associadas, temos algumas no bloco 1 e bloco 2, como a ENI, a desenvolver projectos. Temos gás nos blocos 20 e 21 e pode- -se pensar num stand alone no desenvolvimento separado do Angola LNG. Já temos um comprador que é o Angola LNG, que vai processar o gás que venha a ser descoberto e produzido em Angola.

Mas o Angola LNG está a produzir abaixo da capacidade?

Sabe que o Angola LNG está preparado para processar cerca de 5.2 biliões de metros cúbicos de gás e está a processar abaixo da sua capacidade por falta de gás. Da produção do gás não associado uma grande parte é usada para injecção de gás nos poços. E nós temos de deixar de injectar gás nestes poços porque precisamos deste gás para vender. Temos de passar a injectar água ao invés de gás nos poços. Injecta-se gás, porque precisamos de manter a produção destes campos, mas podemos passar a injectar água.

Então, porque é que não se fez ainda um projecto para incentivar a injecção de água nos poços, ao invés de gás?

É aí que a nossa liderança tem de ver. Não podemos ficar cegos à sombra da bananeira. Nós temos de perguntar por que razão estamos a injectar gás nos campos? Se o consórcio LNG precisa deste gás, então, porque não passamos a injectar água nos poços para manter os níveis de produção. Esperamos sempre que alguém de fora nos traga as soluções e nós temos de começar a ver o País de dentro para fora e não de fora para dentro. Espero que nós, angolanos, possamos sentar-nos e cada um de nos contribuir para o desenvolvimento deste país.

Existem, neste momento, mais de 10 blocos em exploração há mais de 15 anos. Felizmente, o 1/14 poderá entrar em produção já este ano e o 15/06, igualmente da ENI, também está para entrar em produção em breve. Mas e os outros, qual é o problema?

Sabe, quando nós temos determinadas consequências uma delas vem do passado. Vou-lhe dar um exemplo, o bloco 16. No bloco 16, um dos primeiros operadores, se a memória não me falha, foi a Shell. A Shell perfurou dois prospectos e encontrou óleo, era o Bengo e o Lucala, se a memória não me atraiçoa. A Shell nunca teve intenção de ficar em Angola.

Porquê?

Porque as grandes companhias querem ser grandes em muitos sítios e acabou por se retirar de Angola quando percebeu que não teria oportunidade de ser grande cá. Por isso, vendeu a sua participação no bloco 18, onde tinha uma participação de 50%.

Nem todos os poços nas águas profundas foram secos. Então, porque não estão em produção? A descoberta não era comercialmente viável?

Quando fizemos a adjudicação dos blocos do deepwater, que eram o 16, 15 e 18, esquecemos como empreiteiro a nossa empresa nacional que não fazia parte destes blocos. Incrível. Tomadas de decisão erradas, na altura. Contudo, os blocos 15,16 e 18 não tinham participação da empresa nacional e as empresas estrangeiras é que estavam a decidir as operações nestes blocos.

O Bloco 16 foi ou não um fiasco?

No bloco 16, a Shell sai e entra a CNR, que era uma empresa canadiana que, por sua vez, depois, vende à Maersk Oil. A Maersk Oil faz uma campanha de explora[1]ção e encontra outros campos que não eram tão importantes ou grandes, na óptica deles. Como eu disse, as operadoras estrangeiras tendem a dizer que isso aqui não presta para ver se ganham mais incentivos e subsídios. Acabam por dizer que não são descobertas comerciais, mas muitas vezes os campos são comerciais.

Tem dúvidas que todas as descobertas declaradas não comerciais, de facto, o sejam?

Sim. Porque o ser comercial ou não comercial é muito relativo, também depende de vários factores, como a qualidade do óleo que está lá e o preço a que esse óleo será vendido. Existe esta relação, mas tudo isso bem conjugado com visão da nossa liderança podíamos aumentar a velocidade para estes campos entrarem em produção.

(Leia o artigo integral na edição 708 do Expansão, de sexta-feira, dia 20 de Janeiro de 2023, em papel ou versão digital com pagamento em kwanzas. Saiba mais aqui)