A TotalEnergies comprometeu 3 mil milhões de dólares, a Azule Energy outros 5 mil milhões, e a Shell regressou depois de duas décadas de ausência. O sector upstream angolano vive um novo ciclo de investimento, mas com uma diferença em relação aos anteriores: desta vez, a aposta assenta em previsibilidade regulatória, não apenas em geologia.
Angola voltou ao radar das grandes companhias petrolíferas internacionais. O país que nos anos 2000 protagonizou uma das expansões offshore mais rápidas de África — e que depois viu esse dinamismo esfarelar-se com a crise de 2008, o colapso dos preços em 2014 e a pandemia — está a atrair novamente investimento de escala.
Os números falam por si. A TotalEnergies comprometeu 3 mil milhões de dólares em novos investimentos, incluindo a extensão do Bloco 17 em águas profundas e o projecto Kaminho, avaliado em 6 mil milhões, na Bacia do Cuanza — o primeiro grande desenvolvimento em águas ultra profundas nessa bacia. Os projectos Begonia e CLOV Fase 3 deverão adicionar 60 mil barris por dia de nova produção. A Azule Energy, joint venture da bp com a Eni, anunciou um envelope de investimento de 5 mil milhões de dólares para os próximos cinco anos. A Shell assinou acordos com a ANPG, a Chevron e a Sonangol para explorar o Bloco 33 na Bacia do Congo, marcando o seu regresso após vinte anos. A Petrobras reforça também o envolvimento, abrindo uma frente de cooperação Angola-Brasil em águas profundas.
O contexto histórico ajuda a calibrar o que este momento representa. O livro “Crude Oil: Power, Turnaround and Transformation in Angola”, do jurista e activista NJ Ayuk, recém-publicado, traça o arco completo desta indústria: da exuberância pós-guerra civil ao colapso, e agora à recuperação. Nos primeiros anos da década de 2000, Angola viveu aquilo que Ayuk descreve como uma “mini era dourada” — o PIB saltou de 17,8 mil milhões de dólares em 2003 para 88,5 mil milhões em 2008, e a África Ocidental era responsável por 21% das descobertas mundiais de petróleo com apenas 5% dos poços perfurados, metade delas em Angola.
Esse ciclo não resistiu. A crise financeira de 2008, as restrições da OPEP e depois o colapso de 70% nos preços entre 2014 e 2016 vaziaram Luanda de trabalhadores estrangeiros e fizeram recuar o investimento. Quando João Lourenço chegou à presidência em 2017, o país estava em recessão, com produção a cair e dívida a crescer.
A resposta foi regulatória. A Estratégia Nacional de Concessões (2019–2025), implementada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), criou um sistema de Oferta Permanente que permite licenciamento contínuo — eliminando a incerteza temporal que travava as decisões de capital das grandes petrolíferas. O país expandiu também o licenciamento de campos marginais, reforçou a monetização do gás e melhorou os processos de licenciamento com salas de dados digitais.
Angola saiu entretanto da OPEP, em 2024, recuperando flexibilidade de produção. A combinação de reforma interna, independência da organização e uma diplomacia pragmática reposicionou o país como uma das jurisdições de upstream mais atractivas do continente — não apenas pela geologia, mas pela previsibilidade. Para as companhias internacionais a recalibrar as suas carteiras num período de transição energética incerta, Angola voltou a ser o que foi na sua primeira expansão: um activo com potencial de longo prazo e um governo mais alinhado com o investimento sustentado.
