Embora as oscilações acentuadas dos preços do crude e o consequente aumento dos custos dos combustíveis constituam a manifestação mais visível do impacto económico do conflito, os acontecimentos recentes evidenciaram igualmente as vulnerabilidades das cadeias de abastecimento energético no Médio Oriente.

O que significam estes desenvolvimentos para o sector petrolífero angolano?

Antes de mais, os acontecimentos recentes vieram reforçar uma realidade incontornável: a estabilidade e a previsibilidade são hoje activos estratégicos fundamentais. A economia mundial depende de um fluxo contínuo, seguro e fiável de energia, incluindo petróleo. Neste contexto, as reformas recentemente implementadas pelo Governo de Angola não poderiam ter surgido em momento mais oportuno. Estas medidas contribuíram para reduzir os riscos enfrentados pelas empresas petrolíferas nacionais e internacionais, reforçando a capacidade do sector upstream para enfrentar as inevitáveis flutuações dos mercados globais de petróleo.

Todavia, o sector está longe de ter ultrapassado todos os desafios.

Ao avaliar os esforços do Governo, importa distinguir claramente dois tipos de risco: por um lado, o risco geológico (subsurface risk), que aumentou substancialmente à medida que as bacias petrolíferas angolanas atingem um estado mais avançado de maturidade; por outro, o risco acima da superfície (above-ground risk), que o Executivo tem procurado mitigar através de um conjunto de reformas regulatórias e institucionais destinadas a reduzir os custos de produção e melhorar a atractividade do investimento.

Embora estas reformas sectoriais estejam efectivamente a captar novos investimentos e a desacelerar o declínio da produção nacional, o processo de transformação ainda não está concluído.

Os campos de águas profundas mais produtivos de Angola encontram-se actualmente numa fase avançada de declínio natural, registando taxas de depleção que, em muitos casos, ultrapassam 10% ao ano. Entre 2015 e 2025, a produção nacional diminuiu mais de 40%, passando de cerca de 1,8 milhões para pouco mais de 1 milhão de barris por dia, o que representa uma redução média próxima dos 5% anuais.

Paralelamente, as novas descobertas tendem a ser de menor dimensão, tecnologicamente mais exigentes e significativamente mais dispendiosas de desenvolver. Consequentemente, o custo ajustado ao risco para produzir cada barril adicional aumentou, ao mesmo tempo que a vida económica dos novos projectos diminuiu. Esta alteração estrutural no perfil do risco geológico reduziu a competitividade dos activos angolanos nos portfólios globais das grandes companhias petrolíferas internacionais.

Foi precisamente para responder a esta realidade que o Governo implementou um conjunto de reformas destinadas a compensar o aumento dos riscos geológicos, comerciais e fiscais.

A criação da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), a introdução de modelos contratuais mais flexíveis — incluindo novos Contratos de Partilha de Produção (Production Sharing Agreements) e Contratos de Serviços com Risco (Risk Service Contracts) —, os incentivos fiscais dirigidos aos campos marginais e às descobertas próximas de infra-estruturas existentes (near-field accumulations), bem como a decisão estratégica de Angola de abandonar a OPEP, constituem medidas destinadas a reduzir a incerteza regulatória, melhorar a viabilidade económica dos projectos e devolver ao país maior autonomia na gestão dos seus níveis de produção.

Em termos práticos, o Governo está a precificar o risco acima da superfície, procurando manter o fluxo de investimento para uma província petrolífera onde o risco geológico aumentou significativamente.

Estas reformas, por si só, não eliminarão o declínio natural da produção. Contudo, têm potencial para transformar aquilo que poderia ser uma contracção desordenada da actividade petrolífera numa trajectória de ajustamento mais sustentável, previsível e atractiva para os investidores.

Neste sentido, existe uma relação directa entre as reformas implementadas e o actual nível de risco do investimento: as primeiras representam uma resposta deliberada para compensar o agravamento do segundo. Ao reduzir os custos regulatórios e institucionais, Angola melhora a sua capacidade de competir com outras regiões produtoras de petróleo.

O Governo merece reconhecimento pelos progressos alcançados. A maior previsibilidade regulatória e a disponibilização de um portefólio claro de oportunidades de exploração revitalizaram significativamente o investimento no sector upstream.

Contudo, permanece um desafio estrutural: Angola continua a apresentar um prémio de risco elevado na percepção dos investidores internacionais.

Segundo estimativas de fontes especializadas, o retorno adicional exigido pelos investidores para aplicarem capital em Angola ronda actualmente 8%.

A título ilustrativo, admitindo que um projecto petrolífero offshore no Mar do Norte exige um retorno esperado de aproximadamente 10%, considerando capital próprio e financiamento por dívida, um projecto equivalente em Angola necessitaria de gerar um retorno próximo dos 18% para compensar o risco adicional.

De igual modo, a Agência Internacional de Energia (International Energy Agency) estima que os custos de financiamento dos investimentos em petróleo e gás nos mercados emergentes sejam, em média, pelo menos o dobro dos observados nas economias desenvolvidas.

Este diferencial representa um custo económico muito concreto para Angola e, em última instância, para os seus cidadãos.

De onde provém este prémio de risco?

Resulta essencialmente da percepção dos investidores relativamente à capacidade de governação de cada país, influenciando directamente as expectativas de retorno exigidas para compensar os riscos assumidos. Entre os factores normalmente considerados destacam-se: estabilidade e previsibilidade das políticas públicas; eficácia das instituições; volatilidade cambial; inflação; risco de expropriação; robustez do sistema judicial; controlos cambiais; risco soberano e capacidade de cumprimento das obrigações financeiras do Estado.

Naturalmente, estes factores variam significativamente entre países, reflectindo-se nos respectivos prémios de risco.

Enquanto o Botswana apresenta um prémio de risco estimado em cerca de 2%, a Costa do Marfim ronda os 4%, ao passo que Moçambique se situa próximo dos 13%. Mesmo os Estados Unidos apresentam um pequeno, embora mensurável, prémio de risco. Entre os países tradicionalmente considerados de menor risco encontram-se o Canadá, a Suécia, Singapura e a Austrália.

A conclusão permanece evidente: Investir em Angola continua a implicar um nível de risco relativamente elevado e, consequentemente, exige retornos superiores para compensar esse risco.

Ultrapassar este desafio não será simples. Contudo, uma via lógica consiste em aplicar ao conjunto da economia as lições já aprendidas com as reformas implementadas no sector petrolífero. À luz desta realidade, o caminho mais promissor para os decisores políticos angolanos passa por continuar a reforçar a capacidade institucional do sector energético através de maior transparência, maior competência técnica, melhor governação e reforçada responsabilização institucional.

Num mundo cada vez mais marcado pela incerteza geopolítica e económica, a previsibilidade constitui, por si só, uma das mais importantes vantagens competitivas que um país pode oferecer aos investidores.