A Nigéria passou de 4% das decisões finais de investimento (FID) no setor upstream africano para 40% em dois anos, de acordo com o relatório «Reformas do Setor Energético da Nigéria 2023-2026: Uma Análise Trienal», publicado pelo Gabinete do Conselheiro Especial do Presidente para a Energia e liderado pelo Conselheiro Especial Olu Verheijen. A carteira de projetos de 50 mil milhões de dólares atualmente em desenvolvimento para além de 2026 aponta para um compromisso de capital sustentado a uma escala nunca vista no setor upstream nigeriano há pelo menos uma década.
Entre 2014 e 2023, a Nigéria esteve entre os países com pior desempenho do continente em termos de decisões de investimento final (FID) no setor upstream, apesar de possuir 37,5 mil milhões de barris de reservas comprovadas de petróleo, a segunda maior reserva da África. A Argélia captou 44% das FID africanas no setor upstream durante esse período, Angola detinha 26%, enquanto a Nigéria ficava atrás de Moçambique, Gana, Senegal e Namíbia. No terceiro trimestre de 2022, a produção de crude caiu brevemente para menos de um milhão de barris por dia, à medida que anos de subinvestimento, vandalismo de oleodutos e ambiguidade regulamentar se agravavam mutuamente. No entanto, as reformas instituídas pelo Presidente da Nigéria, Bola Tinubu, inverteram drasticamente esta tendência. Através de medidas deliberadas e coordenadas, o governo reajustou a trajetória.
Abordando os Termos Fiscais, o Âmbito Regulamentar e a Rapidez na Contratação
A administração do presidente Bola Tinubu avançou simultaneamente em termos fiscais e na arquitetura regulatória. As diretrizes políticas de 2023 esclareceram os limites de jurisdição entre a Comissão Reguladora do Setor Upstream de Petróleo da Nigéria (NUPRC) e a Autoridade Reguladora do Setor Midstream e Downstream de Petróleo da Nigéria (NMDPRA), resolvendo uma ambiguidade que complicava a aprovação de projetos. A Diretiva Presidencial 40 introduziu incentivos fiscais específicos, e um Aviso de Incentivos Fiscais para a Produção em Águas Profundas, de 2024, foi concebido para atrair as empresas petrolíferas internacionais (IOCs) de volta a projetos em águas profundas, de ciclo longo e intensivos em capital. A Ordem de Alteração do IVA de 2024 e a Ordem de Eficiência de Custos a Montante de 2025 abordaram as estruturas de custos que tinham tornado os projetos marginais antieconómicos. Os prazos de contratação da NNPCL foram reduzidos de 36 meses para um máximo de seis meses.
Quatro alienações transferiram o controlo onshore para operadores locais
Paralelamente, a administração implementou diretivas de segurança específicas e acelerou as autorizações ministeriais para quatro transferências de ativos de IOCs. A Renaissance adquiriu a carteira onshore da Shell. A Seplat Energy concluiu a aquisição dos interesses a montante da ExxonMobil na Nigéria. A Oando assumiu o lugar da Agip e a Chappal adquiriu os ativos locais da Equinor. As quatro transações totalizaram aproximadamente 4 mil milhões de dólares. A transferência de blocos em terra e em águas pouco profundas para operadores locais contribuiu diretamente para a recuperação da produção. A produção aumentou em aproximadamente 400 000 barris por dia entre 2023 e 2025, atingindo 1,6 milhões de barris por dia, o nível de produção em terra mais elevado em 20 anos.
Projetos assinados totalizam 10 mil milhões de dólares, com um pipeline de 50 mil milhões de dólares a seguir
As reformas geraram uma resposta concreta em termos de decisão final de investimento (FID) por parte da Shell e da TotalEnergies. A Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo) aprovou o desenvolvimento em águas profundas de Bonga North, no valor de 5 mil milhões de dólares, em dezembro de 2024, e comprometeu-se a investir mais 2 mil milhões de dólares no projeto HI Non-Associated Gas (NAG). A TotalEnergies e a NNPCL tomaram uma decisão conjunta de investimento (FID) no desenvolvimento do campo de gás Ubeta, no valor de 550 milhões de dólares, em junho de 2024.
Juntos, esses três compromissos representam mais de 10 mil milhões de dólares em investimentos assinados após uma década de atividade de aprovação de projetos quase nula. A carteira de projetos para além de 2026 abrange mais 50 mil milhões de dólares em 11 projetos, incluindo Bonga South West, Owowo, Usan e Erha. A Nigéria aprovou 28 planos de desenvolvimento de campos no valor de 18,2 mil milhões de dólares só em 2025, visando reservas estimadas em 1,4 mil milhões de barris.
«Quando um governo reconstrói a competitividade fiscal e a previsibilidade regulatória ao mesmo tempo, o capital responde», afirmou NJ Ayuk, presidente executivo da Câmara Africana de Energia. «A Nigéria fez ambas as coisas, e os números da FID são prova concreta disso.»
O cenário contrafactual ilustra o que estava em jogo
A apresentação inclui uma projeção sem reformas que contextualiza os ganhos. Sem intervenção, a produção total de crude e condensado estava a caminho de cair de 1,371 milhões de barris de equivalente de petróleo por dia em 2022 para 579 000 em 2030. No âmbito da trajetória de reforma, a produção atingiu 1,77 milhões de barris de equivalente de petróleo por dia em 2026, com uma meta declarada pelo governo de 3 milhões de barris por dia. A utilização de gás para exportação aumentou 39% durante o mesmo período, enquanto a utilização interna cresceu 7%.
A durabilidade destes ganhos será posta à prova por dois fatores: se a arquitetura institucional implementada sob a administração de Tinubu se mantém a longo prazo e se os compromissos relativos às águas profundas assinados em 2024 e 2025 avançam para a execução dentro do prazo previsto. A carteira de projetos é suficientemente grande para que a sua concretização parcial represente, ainda assim, uma mudança geracional no perfil de produção a montante da Nigéria.
