O setor upstream de Angola está mais uma vez a atrair grandes empresas petrolíferas internacionais (IOC), mas a atual onda de investimento é melhor compreendida como uma história de recuperação moldada por ciclos de boom, colapso e reforma. O mais recente livro de NJ Ayuk, “Crude Oil: Power, Turnaround and Transformation in Angola”, capta este arco de forma nítida, traçando como o país passou da exuberância do pós-guerra à crise – e agora rumo a uma era mais disciplinada e favorável aos investidores.
No início dos anos 2000, a indústria petrolífera de Angola entrou naquilo que Ayuk descreve como uma “mini era dourada”. O investimento estrangeiro disparou após o fim da guerra civil, com o PIB a subir de 17,8 mil milhões de dólares em 2003 para 88,5 mil milhões de dólares em 2008. Grandes empresas de águas profundas, incluindo a ExxonMobil, a Chevron, a bp e a Eni, investiram milhares de milhões na exploração offshore, apostando naquela que era então uma das bacias fronteiriças mais promissoras do mundo. Como o livro refere, a África Ocidental representava apenas 5% dos poços perfurados a nível mundial na altura, mas foi responsável por 21% das descobertas – metade delas em Angola. A direção da Eni chegou mesmo a descrever as primeiras apostas como «loucas», mas estrategicamente essenciais para o crescimento a longo prazo.
Esse boom, no entanto, revelou-se frágil. A crise financeira de 2008 desencadeou uma queda acentuada nas receitas do petróleo, forçando Angola a adotar medidas de austeridade, cortes nos subsídios e atrasos nos pagamentos aos empreiteiros. Pouco depois, as restrições de produção da OPEP limitaram as ambições de crescimento da produção de Angola, agravando a incerteza dos investidores. Seguiu-se um segundo choque em 2014–2016, quando os preços do petróleo desceram 70% num contexto de abrandamento da procura chinesa e de renovada concorrência global na oferta. Como relata Ayuk, o resultado foi grave: investidores preocupados reduziram as despesas e os trabalhadores estrangeiros abandonaram Luanda em grande número, esvaziando aquela que outrora fora uma das capitais petrolíferas mais dinâmicas de África.
Quando o Presidente João Lourenço assumiu o cargo em 2017, Angola encontrava-se numa recessão prolongada, com uma produção em declínio e uma dívida crescente. A pandemia da COVID-19 desferiu então mais um golpe, reduzindo drasticamente as receitas do governo e adiando decisões de investimento a montante num valor estimado de 140 mil milhões de dólares em todo o setor petrolífero africano.
O ponto de viragem foi a reforma regulatória. A Estratégia Nacional de Concessões de Angola (2019–2025), implementada através da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), introduziu um sistema de Oferta Permanente que permite o licenciamento contínuo – reduzindo a incerteza temporal que historicamente desencorajava a alocação de capital pelas IOC. O país também expandiu o licenciamento de campos marginais, reforçou os quadros de monetização do gás e melhorou a transparência através de salas de dados digitais e rodadas de licitação estruturadas.
Estas mudanças já estão a remodelar o comportamento dos investidores. As rondas de licenciamento de 2019–2020 atraíram grandes empresas, incluindo a TotalEnergies, a Eni, a bp e a Equinor, mesmo num ambiente de preços baixos, sinalizando uma confiança renovada no potencial upstream de Angola.
Até 2025–2026, o impulso acelerou. A TotalEnergies comprometeu-se a investir 3 mil milhões de dólares em novos investimentos a montante, ancorados no seu Projeto de Extensão da Vida Útil de Dalia no Bloco 17 em águas profundas, concebido para prolongar a vida útil de um dos ativos offshore mais prolíficos de Angola e desbloquear reservas adicionais a partir de infraestruturas maduras. A empresa também avançou com os desenvolvimentos de Begonia e da Fase 3 de CLOV, adicionando 60 000 bpd de nova produção, ao mesmo tempo que prossegue a construção do projeto Kaminho, no valor de 6 mil milhões de dólares, na Bacia do Cuanza – o primeiro grande desenvolvimento em águas profundas de Angola na bacia. Entretanto, a Azule Energy comprometeu-se a investir cerca de 5 mil milhões de dólares nos próximos cinco anos para expandir a sua carteira de ativos operados, reforçando a sua posição como um dos principais intervenientes no setor upstream do país.
Os novos operadores estão também a remodelar o panorama competitivo de Angola. Após duas décadas de ausência, a Shell regressou ao mercado, assinando acordos com a ANPG, a Chevron e a Sonangol para avaliar e desenvolver áreas offshore, incluindo o Bloco 33 na Bacia do Congo, ao mesmo tempo que prossegue com oportunidades adicionais de exploração e em águas ultraprofundas, como parte de uma estratégia mais ampla de reentrada. Este novo impulso estende-se pelo Atlântico Sul, com a Petrobras a reforçar o seu envolvimento em Angola através de novas parcerias no setor de upstream e oportunidades em águas profundas, sinalizando uma crescente cooperação entre Angola e o Brasil.
Estes desenvolvimentos refletem uma mudança estrutural mais ampla: Angola já não compete apenas com base na geologia, mas na previsibilidade. Conforme descrito no livro de Ayuk, o investimento estrangeiro sustentado continua a ser essencial para desbloquear os recursos do país, trazendo tanto conhecimentos técnicos como capacidade de financiamento para o setor. Essa previsibilidade — combinada com a independência da OPEP e uma diplomacia pragmática — reposicionou Angola como uma das jurisdições de upstream mais atraentes para o investimento em África.
«Crude Oil: Power, Turnaround and Transformation in Angola» enquadra, em última análise, esta evolução como algo mais do que uma recuperação cíclica. Trata-se de uma reestruturação da forma como Angola atrai o capital global, passando da volatilidade e das restrições para a continuidade política e o crescimento impulsionado por parcerias.
Para as IOCs que estão a recalibrar as suas carteiras numa transição energética global incerta, Angola está mais uma vez a tornar-se o que era nos seus primeiros anos de expansão: um ponto nevrálgico com potencial de valorização a longo prazo – e um governo cada vez mais alinhado com o investimento sustentado no setor upstream.
