A ótica das reservas

A evolução das reservas de petróleo do golfo da Guiné nas duas últimas décadas reflete as circunstâncias históricas relacionadas com a tradicional subalternidade a que esta região tem estado submetida, a que acrescem os condicionalismos geológicos, fatores que explicam que os valores deste indicador, não obstante o surto de dinamismo registado no período mais recente, continuem a evidenciar a posição secundária que esta geografia produtiva ocupa no contexto da indústria petrolífera mundial.

Em termos preliminares, impõe-se precisar a aceção de reservas a que se aludiu acima; trata-se das reservas provadas, ou seja, as quantidades de petróleo que, através da

análise da geociência e dos dados da engenharia, se podem estimar, com certeza razoável, como sendo comercialmente recuperáveis num calendário pré-definido e tendo

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World Petroleum Council, 2007, p. 28). A análise desta matéria assentará nos elementos disponibilizados por fontes que, regra comum, não primam nem pela concordância de valores nem por um adequado nível de desagregação a nível dos distintos países produtores, em concreto, do continente africano, omitindo os casos de menor expressão, característica que se estende às restantes vertentes em análise.

Tabela 6 - Evolução das reservas provadas de crude no golfo da Guiné e seu significado global

Reservas, 2000

(1990=100) Reservas, 2010 (1990=100) Estrutura, 1990 (em %) Estrutura, 2010 (em %) Angola Gabão Guiné Equatorial* Nigéria R. Congo Brazzaville Golfo da Guiné 375.0 266.7 … 169.6 212.5 195.6 843,8 411.1 … 217.5 237.5 284.3 7.9 4.4 … 83.8 3.9 100.0 23.3 6.4 2.9 64.1 3.3 100.0 P. M. Total mundial** África G. Guiné/África (%) G. Guiné/Mundo (%) 126.4 159.1 - - 161.7 226.1 - - - - 34.8 2.0 - - 43.7 3.6

Fonte: Cálculos efetuados relativamente a 1990 e 2000, com base em BP, 2011, e quanto aos valores de 2010, BP 2012 Notas: * Reservas só apresentadas em ano posterior relativamente ao ano base; ** Incluindo petróleos não convencionais.

Ilustrando aquela asserção, as reservas provadas relativas aos 5 países mais dotados da região (Nigéria, Angola, Gabão, Congo Brazaville e Guiné Equatorial) ascendiam em 2008 a cerca de 58 ou a 54 mil milhões de barris de petróleo, se tomarmos as estimativas elaboradas respetivamente, pela BP ou pela WEC (vide BP, 2010 e WEC, 2010). A primeira daquelas fontes, que apresenta séries mais longas, não desagrega os valores correspondentes aos países tomados como de menor potencial limitando-se a considerar os que dispõem das 5 maiores reservas; assim, para estimar a parcela em falta, recorremos aos dados da WEC, tendo-se concluído que em 2008, esta ascendesse a 1886*106 _{debarris, relativos aos Camarões, à Costa do Marfim, à RDC, ao Gana e ao} Benim que, em termos de estrutura, equivale a omitir cerca de 1.5 e 0,2% face ao continente africano e ao total mundial. Passando a considerar a dinâmica da variável referida, a Tabela 6 apresenta uma panorâmica das duas últimas décadas, considerando observações interpoladas de grande amplitude temporal, o que se justifica pela natureza estrutural do indicador em causa. A informação apresentada compreende dois indicadores de natureza distinta mas complementar, com os números-índices a traduzirem dinâmica

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evolutiva, enquanto as estruturas reportam a relevância da variável, sendo de salientar a título de principais conclusões a extrair:

a) O primeiro indicador evidencia que as reservas correspondentes à região do golfo da Guiné apresentam dinâmica uma superior face a à global, tendência que também ocorre ainda que de forma mais amortecida, tomando como referencial o continente africano, sucesso que, como referiremos nas subsecções 2.3.1 e 2.3.2., é indissociável da afirmação do offshore;

b) Importa refletir a existência de disparidades registadas nos ritmos evolutivos por parte dos diversos países produtores, sendo de evidenciar, pela positiva, o caso de Angola e, num plano secundário, a Guiné Equatorial (não quantificado devido à ausência de histórico no ano de referência); já a evolução menos vincada corresponde a uma situação já consolidada, a da Nigéria;

c) No entanto a introdução de indicadores de estrutura vem relativizar o alcance das apreciações anteriores, enfatizando a posição subalterna que as reservas da região continuam a ocupar à escala global, ainda que representem cerca de metade do total do continente africano;

d) A análise desta vertente estrutural evidencia como aspeto mais significativo a afirmação de Angola, país que ascendeu ao clube dos detentores de reservas com significado global, acrescendo a emergência de um detentor subalterno (a Guiné Equatorial), enquanto a Nigéria consolidou a sua posição no escalão superior; e) Em conjunto, as reservas dos dois principais players nacionais (a Nigéria e

Angola), mantiveram-se ao longo dos 20 anos analisados tendo nos anos extremos passado de 91.7 para 87.4% do total da região;

f) Neste domínio é ainda de referir um fator adicional de enviesamento, relacionado com a inclusão nas reservas mundiais da parcela relativa aos não convencionais (areias e aos xistos betuminosos do Canadá e da Venezuela), que minimizam a parcela da região, que corresponde a uma alteração relativamente recente, ainda que incontornável na dinamização da oferta da commodity (vide EIA, 2011 e IEA, 2012).

Outra fonte de informação relevante neste âmbito é a USGS, entidade que apresenta estimativas referentes a um conceito distinto do anterior, os recursos não descobertos, calculados através de processos complexos, que geram resultados reportados a três de níveis de probabilidade (90, 50 e 5%), a que acresce um outro resultante dos

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anteriores, designado por médio, de que existem dois apuramentos de carácter global (1994 e 2000), a que acresce a elaboração de estudos reportados a áreas restritas. Conquanto os apuramentos de caráter global se reportem à Árica Subsaariana (e, também, à Antártida), a verdade é que, no essencial, os valores estimados se circunscrevem à região do golfo da Guiné, com a estimativa média, do estudo de 2000, a apontar para cerca de 69 mil milhões de barris de petróleo (cf. USGS, 2000, Chapter R7, quadros R7-1 e R7-2, especificando, este último, as estimativas a nível de países). Numa sistematização posterior de 2006, a USGS veio detalhar esta informação, especificando, para a mesma estimativa média, os valores aproximados de 0.9, 40.0, 27.9 mil milhões de barris, respetivamente, para as províncias do golfo da Guiné, do delta do Níger e central da costa ocidental (west-central coastal province, no original), cujo valor agregado não difere do referido no parágrafo anterior (vide USGS, 2006, p. 30).

Passando a considerar os desenvolvimentos registados na última década, serão de referir, para além de alguns registos favoráveis localizados, sobretudo na Nigéria e em Angola, três novas áreas, cuja avaliação não está consolidada. Compreende a Joint

Development Zone, conhecida sob o acrónimo JDZ, e é estruturada num tratado, estabelecido no quadro da UNCLOS (ONU), tendo como contrapartes a Nigéria e São Tomé e Príncipe. Abarca uma que área de 34 548 Km2_{, tendo a primeira fase de leilões} para concessão, sido efetuadas em 2003/04. De referir que, até ao presente, as expectativas geradas, não tiveram tradução, tendo-se assistido à transferência de interesses, com a Chevron a alienar as suas posições, enquanto os chineses, via Addax, entraram em força (vide, O. Tiny, documento s/ data, EIA, 2011 e EHRC Energy, 2012, pp. 28 e seguintes);

Bem mais recente é a West Africa Transform Margin, uma área localizada entre duas placas tectónicas, que se desenvolve ao longo de 1500 km da costa africana, compreendendo desde a parte oriental do Gana, até à parte ocidental da Serra Leoa o que, de forma aproximada, corresponde a uma das províncias identificadas no estudo da USGS, de 2006. De referir que esta área tem sido prospetada com resultados positivos sendo, sobretudo, de registar a descoberta do Jubilee oil field que, em finais do ano de 2011, permitiu que as reduzidas reservas do Gana registassem um ganho superior a 600 milhões de barris (vide, (cf., respetivamente, M. Quinlin, 2009 e ENI 2012). Num plano mais abstrato, coloca-se uma pista relevante, que corresponde à hipótese dos habitats das ramas petrolíferas das margens das plataformas dos continentes africano e sul-americano

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poderem estar, frequentemente, correlacionados, uma resultante do facto das bacias do Brasil e da África Ocidental, que apresentam grandes similitudes tectónica- estratigráficas, terem estado muito próximas na fase de transição do Jurássico para o Cretácico.

Esta hipótese é levantada, nomeadamente, por de C. Schiefelbein et al,, que a equacionar na base das similitudes genéticas presentes nas ramas, tendo analisado esta questão relativamente ao pré-sal e ao pós-sal; assim, quanto à primeira tipologia, estes autores admitiram que a hipótese possa estar bem fundamentada no respeitante às bacias de Campos (Brasil)/ offshore Central de Angola e Recôncavo/Gabão Central e Norte de Angola (vide. C. Schiefelbein et al., 2000). De assinalar que, no plano empresarial, esta matéria tem tido desenvolvimentos de relevo quer no Gabão quer em Angola, podendo ser exemplificado, quanto a este último mercado de oferta, pela análise que E. Calio et

al., elaboram na ótica das iniciativas de investimento da Cobalt, uma novel independente norte-americana, tida como especializada em projetos desta natureza (vide E. Calio et al, 2012 e, também, P. H. Wertheim, 2011, que apresenta uma perspetiva mais abrangente e genérica). Apesar da relevância dos desenvolvimentos mais recentes a que acima se aludiu, a perspetiva que parece continuar a prevalecer, designadamente, nos círculos institucionais e empresariais prevalecentes ligados à indústria petrolífera, é a de que o golfo da Guiné continuará a apresentar potencialidades limitadas à escala global (vide, p. e., as projeções de longo prazo elaboradas pela EIA e pela IEA, a que aludiremos na próxima subsecção.