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O regime cambial aplicável ao conteúdo local dominou o debate esta segunda-feira, 14 de Setembro, no MIREMPET, durante uma reunião orientada pelo Secretário de Estado para o Petróleo e Gás, José Barroso, em representação do Ministro dos Recursos Minerais, Petróleo e Gás, Diamantino Azevedo.

O encontro, que juntou membros do Executivo, associações empresariais e operadores do sector, serviu para analisar os constrangimentos de acesso a divisas, enfrentados pelas empresas nacionais.

De acordo com José Barroso, foram apresentadas duas propostas com o objectivo de mitigar as dificuldades cambiais e criar bases para o desenvolvimento de uma indústria de suporte ao conteúdo local, reduzindo assim a dependência de recursos cambiais.

O Secretário de Estado esclareceu que, apesar da pressão para a alteração da Lei n.º 2/12, o Executivo entende que uma revisão profunda da lei implicaria ajustamentos noutros diplomas legais. Por isso, estão a ser avaliados mecanismos céleres para resolver os problemas de acesso a divisas.

A Presidente da Associação de Empresas Autóctones para a Indústria Petrolífera de Angola (ASSEA), Berta Issa, considerou a iniciativa positiva e defendeu a adopção de soluções urgentes para garantir a execução dos contratos. A responsável alertou que a falta de divisas pode atrasar pagamentos no exterior, entre quatro e seis meses, afectando a competitividade e a credibilidade das empresas angolanas.

Por sua vez, o Presidente da Câmara de Comércio EUA-Angola, Pedro Godinho, alertou que as actuais dificuldades cambiais e de financiamento podem beneficiar empresas estrangeiras em detrimento das nacionais. O responsável defendeu a necessidade de se rever a Lei n.º 2/12, por considerar fundamental fortalecer as empresas locais, preservar empregos, aumentar a participação nacional e contribuir para a industrialização da economia.

A Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis de Angola (ANPG) tenciona acelerar a exploração geológica, a actividade sísmica e a perfuração antes do final de 2026, com o objectivo de perfurar pelo menos 10 poços por ano, na procura de novas descobertas para compensar o declínio dos campos maduros e expandir a produção de gás.

O Administrador Executivo da ANPG, Alcides Andrade, apresentou a estratégia na Angola Oil & Gas (AOG) 2026, em Luanda, a 9 de setembro, descrevendo um programa de exploração mais intensivo que abrange a aquisição de dados sísmicos, estudos geológicos e um aumento da atividade de perfuração.

«Queremos levar a cabo a exploração geológica, actividades sísmicas e mais perfurações de poços até ao final do ano», afirmou Alcides Andrade, acrescentando que a ANPG precisa de cumprir a meta de 10 poços por ano para sustentar as suas ambições e desenvolver o potencial de recursos de Angola.

O alvo de perfuração insere-se num esforço mais amplo para reconstruir o pipeline de exploração de Angola, uma vez que o declínio da produção proveniente de activos maduros exerce pressão sobre a produção. A ANPG está a procurar novas áreas, programas sísmicos e projectos a montante destinados a gerar descobertas que possam alimentar futuros desenvolvimentos de petróleo e gás.

A agência está a alargar a cobertura sísmica em bacias de fronteira, incluindo as áreas do Kwanza, Namibe e Benguela, enquanto mais de 45 000 km² de dados sísmicos históricos estão a ser reprocessados para melhorar a obtenção de imagens do subsolo. Os trabalhos em águas ultraprofundas incluem o levantamento 2D «Ultra Profundo» da TGS, com aproximadamente 17 150 km de linhas, que está a gerar novos dados desde a bacia do Baixo Congo até às bacias do Namibe.

As novas perfurações estão também a ser apoiadas por acordos formalizados na AOG 2026, incluindo Contratos de Serviços de Risco que envolvem a ANPG, a Shell, a Equinor e a Sonangol para os Blocos 19, 34 e 35, bem como acordos que envolvem a ANPG, a Chevron, a Shell e a Sonangol para o Bloco 33/24. Os contratos incluem períodos de exploração, reprocessamento sísmico e compromissos relativos a poços de exploração.

O impulso à exploração estende-se às áreas terrestres, onde as operadoras estão a aplicar levantamentos de gravimetria de tensor completo melhorados para aperfeiçoar os alvos de perfuração nos blocos do Kwanza, antes da perfuração dos poços previstos. A ANPG procura também converter as descobertas em projectos capazes de sustentar a produção a longo prazo e o abastecimento interno de gás.

O gás assume um papel cada vez mais central nessa estratégia, tendo Alcides Andrade destacado mais de 50 biliões de pés cúbicos de recursos potenciais e a necessidade de os colocar em exploração. O Plano Director do Gás da ANPG prevê cerca de 70 mil milhões de dólares em investimentos no sector de transporte e distribuição até 2050, à medida que a procura interna de gás aumenta de cerca de 30 milhões de pés cúbicos por dia para 500 milhões de pés cúbicos por dia.

O presidente da ANPG, Paulino Jerónimo, afirmou que esta iniciativa de exploração visa dar resposta às perdas de produção que se seguiram ao pico de 2 milhões de barris por dia atingido por Angola em 2008. Posteriormente, o país registou uma queda de quase 400 000 barris por dia entre 2015 e 2017, o que reforça a necessidade de gerar novas descobertas e projectos.

«Estamos plenamente convictos de que as novas descobertas e os novos projectos que entrarão em produção permitirão a Angola manter a sua produção de 2 milhões de barris por dia», afirmou Jerónimo, associando a futura capacidade de produção ao sucesso do programa de exploração renovado do país.

A estratégia da ANPG combina novas oportunidades de concessão com reformas fiscais e regulatórias introduzidas através de medidas relativas a campos marginais, abandono e aceleração de contratos. Com mais de 70 blocos disponíveis em todo o território angolano, a agência espera que a actividade de exploração contínua contribua para a criação do fluxo de descobertas necessário para sustentar a produção e desenvolver o potencial mais alargado do país em matéria de petróleo e gás.

O orçamento russo para o petróleo e o gás sofreu um grande golpe em 2025. As receitas do sector caíram 24% para cerca de $108,826 biliões, o pior resultado desde 2020. Esta declínio nas receitas representa um impacto significativo, uma vez que o petróleo e o gás ainda financiam cerca 1/4 do orçamento federal russo, sendo que este orçamento está a ser largamente consumido pelas despesas de defesa e segurança a um ritmo difícil de ignorar.

A contração das receitas  não se deve a uma redução na produção de petróleo bruto, mas sim devido aos preços do crude que caíram cerca de 18% no ano passado. Esta é a maior queda anual desde o início da crise provocada pela pandemia da Covida-19. Além disso, o rublo valorizou-se, num cenário em que as exportações russas são cotadas em dólares e os seus gastos são em rublos, uma moeda mais forte praticamente paralisa as receitas locais. 

O défice superou largamente as expectativas oficiais. Mesmo depois de o governo ter revisto em baixa a sua previsão de receitas de petróleo e gás para 2025, de $140,404 biliões para $111,002 biliões, visto que a receita real ainda ficou aquém do esperado, representando uma exposição estrutural à volatilidade dos preços do petróleo.

O impacto tornou-se mais visível no final do ano. As receitas do petróleo e do gás em Dezembro caíram para $5,746 biliões, face aos quase $10,266 registados no período homólogo. 

A supermajor italiana Eni, anunciou a descoberta de mais de 1 TCF de gás natural em 02 novos Blocos offshore na Líbia, consolidando o papel do país como fornecedor estratégico de energia para os mercados interno e europeu.

Os avanços decorrem de uma recente campanha de exploração nas instalações Bahr Essalam South 2 (BESS 2) e Bahr Essalam South 3 (BESS 3), localizados a cerca de 85 km da costa líbia, em águas com profundidade média de 650 pés, através dos poços B2-16/4 e C1-16/4, que revelaram falhas contendo hidrocarbonetos na formação geológica de Metlaoui, principal reservatório produtivo da região.

De acordo com estimativas preliminares, os 02 blocos concentram, em conjunto, mais de 1 TCF in-place. Testes realizados no primeiro poço confirmaram a elevada qualidade do reservatório e a sua capacidade produtiva, reforçando as perspetivas de desenvolvimento comercial.

As reservas estão situadas em torno de 16 km a sul do campo Bahr Essalam, o maior campo offshore da Líbia, que está em operação desde 2005. A proximidade com infraestruturas já existentes poderá acelerar o progresso dos recursos, através da ligação às instalações que se encontram actualmente a produzir.

Uma vez em produção, estas reservas de gás servirão para abastecer o mercado doméstico líbio e sustentar as exportações para a Itália, fortalecendo os fluxos energéticos no Mediterrâneo numa altura em que a Europa procura diversificar as suas fontes de fornecimento de gás natural.

Presente na Líbia desde 1959, a Eni mantém-se como a principal operadora internacional no país. Em 2025, a empresa registou uma produção de cerca de 162 kboepd e continua a avançar com 03 projectos de desenvolvimento, dos quais dois com arranque previsto para 2026. Os resultados mais recentes evidenciam o papel crescente da Líbia no fornecimento de gás à região mediterrânea e o seu potencial para responder à procura energética global.

A multinacional francesa TotalEnergies, venceu a Categoria de Companhia Operadora do Ano da edição 2025 do Angola Oil & Gas Awards, gala de premiação das empresas que actuam no sector petrolífero angolano, organizada pela PetroAngola. Esta conquista marca o quarto prémio da empresa, após vitórias nas edições de 2021, 2022 e 2024.

Em 2025, a TotalEnergies foi responsável por cerca de 46% da produção total de petróleo do país, resultado das operações nos Blocos 17, 17/06 e 32, que registaram um volume médio diário combinado de aproximadamente de 473 KBPD. Estes activos continuam a posicionar-se entre os mais competitivos em termos de custos operacionais, com valores estimados entre $4 e $6/bbl, evidenciando a forte aposta da empresa na eficiência e optimização das suas operações.

No domínio dos novos desenvolvimentos, a empresa deu início, na China, aos trabalhos de conversão da futura FPSO Kaminho, no âmbito do Projecto Kaminho. Este projecto visa o desenvolvimento dos campos Cameia e Golfinho, localizado na bacia do Kwanza, representando o primeiro grande desenvolvimento em águas profundas nesta região. A entrada em produção está prevista para 2028, com uma capacidade estimada de cerca de 70 KBPD.

Durante o período em análise, registou-se também a entrada em produção dos projectos Begónia e CLOV Fase 3, situados nos Blocos 17/06 e 17, respectivamente. Estes desenvolvimentos acrescentaram aproximadamente 60 KBPD à produção nacional, reforçando a capacidade produtiva do país. O projecto Begónia destaca-se por ser o primeiro desenvolvimento interblocos em Angola, permitindo a produção de recursos do Bloco 17/06 através de infraestruturas já existentes no Bloco 17, o que promove ganhos em eficiência e redução de custos.

Presente em Angola desde 1953, a TotalEnergies emprega actualmente cerca de 1.500 pesssoas em diferentes segmentos de negócio. Com um portfólio diversificado que inclui activos em águas profundas, investimentos no downstream e projectos de energias renováveis, a empresa desempenha um papel estratégico no apoio à transição energética e no desenvolvimento sustentável do sector de petróleo e gás em Angola.

Publicado: Janeiro 31, 2026 @ 8:30 AM

De acordo com a Administração de Informação Energética dos EUA (EIA), Brasil, Guiana e Argentina deverão ser os principais impulsionadores do crescimento da oferta de petróleo fora da OPEP em 2026, respondendo por metade do aumento previsto de 0,8 MBPD para este ano. 

A agência reguladora de energia, aponta que o crescimento da produção brasileira será sustentado principalmente por novos projectos offshore no pré-sal, com destaque para o início das operações do campo de Bacalhau da Equinor em Outubro de 2025, bem como a entrada em funcionamento de duas novas FPSOs da Petrobras, em Dezembro de 2025.

Na Guiana, o rápido desenvolvimento do Bloco Stabroek pela Exxon Mobil e seus parceiros está a elevar a produção a novos patamares, com potencial para ultrapassar 1 MBPD à medida que novas FPSOs (Yellowtail, Uaru, Whiptail) entram em operação. O projecto Yellowtail já atingiu a sua capacidade máxima de produção, aumentando a produção do país para mais de 900 KBPD. A Guiana tem vindo a intensificar as exportações de petróleo para os mercados asiáticos.

O início das operações do projecto Uaru, previsto para 2026, deverá acrescentar cerca de 250 KBPD à oferta, ajudando a impulsionar a produção de petróleo bruto da Guiana para mais de 1 MBPD até 2027.

A EIA também prevê um crescimento expressivo da produção de petróleo da Argentina em 2026, devido às suas vastas reservas de xisto do campo Vaca Muerta. A produção poderá atingir uma média de 810 KBPD neste ano, um aumento em relação aos 740 KBPD em 2025 e aos 670 KBPD em 2024.

No mês passado, a Rystad Energy previu que o petróleo proveniente das áreas offshore do Brasil, Guiana, Suriname e da formação de xisto de Vaca Muerta, na Argentina, será uma fonte fundamental de suprimento de petróleo não pertencente à OPEP, com custos competitivos, até 2030. A demanda global por líquidos atingirá o pico na década de 2030, em torno de 107 MBPD, manterá um patamar acima de 100 MBPD até a década de 2040, antes de cair para cerca de 75 MBPD em 2050.

A oferta de países não pertencentes à OPEP+ será fundamental para equilibrar o mercado global, com o petróleo barato da América do Sul ajudando a compensar o crescimento mais lento do xisto nos EUA. Espera-se que os produtores não pertencentes à OPEP+ sejam responsáveis por cerca de 5,9 MBPD, ou quase 60%, da nova produção de petróleo convencional actualmente em desenvolvimento até 2030. A América do Sul será a principal fonte desse crescimento da oferta, com 560 KBPD de petróleo bruto e condensado, enquanto a América do Norte fornecerá cerca de 480 KBPD. 

Publicado: Janeiro 29, 2026 @ 08:00 am

A pesquisa mais recente do Banco da Reserva Federal de Dallas revelou um pessimismo persistente nos mercados de petróleo, com executivos do sector petrolífero a anteciparem uma desaceleração da actividade e o aumento dos custos num contexto de preços baixos do petróleo, apesar de a inteligência artificial surgir como um factor de esperança para ganhos de eficiência no sector.

A actividade no sector de petróleo e gás recuou no último trimestre do ano passado, mantendo o índice de actividade empresarial em terreno negativo, nos -6,2 pontos, o mesmo nível registado no terceiro trimestre. Apesar de uma ligeira melhoria no índice de perspectivas, que subiu de -17,6 para -15,2 pontos, os dados continuam a reflectir um ambiente de pessimismo persistente entre as empresas do sector.

A produção de petróleo e gás manteve-se praticamente estável no quarto trimestre, segundo executivos de empresas de exploração e produção. Ainda assim, o índice de produção de petróleo continuou em terreno negativo, embora tenha registado uma melhoria ao subir de -8,6 no terceiro trimestre para -3,4, enquanto o índice de produção de gás natural avançou de -3,2 para 0, passando a um nível neutro.

A produção de petróleo e gás apresentou pouca variação no quarto trimestre, de acordo com executivos de empresas de exploração e produção. Ainda assim, o índice de produção de petróleo permaneceu negativo, embora tenha registado uma melhoria ao subir de -8,6 no terceiro trimestre para -3,4, enquanto o índice de produção de gás natural avançou de -3,2 para 0, passando a um nível neutro.

A principal conclusão do inquérito indica que os executivos do sector petrolífero projectam um cenário de mercado em baixa para 2026, após os preços do petróleo terem registado uma queda acentuada em 2025, encerrando o ano abaixo dos $70/bbl.

A expectativa é de que os mercados de petróleo estejam com excesso de oferta em 2026 caso o governo Trump consiga pôr fim ao conflito na Ucrânia e as sanções contra a Rússia forem suspensas. Por outro lado, a manutenção das sanções russas, aliada à redução das exportações de petróleo do Irão e da Venezuela, poderá conduzir o mercado a uma situação mais próxima do equilíbrio.

Os líderes do sector energético mostram-se mais confiantes quanto às perspectivas de longo prazo, estimando que o preço do WTI deverá situar-se, em média, nos $69/bbl em 2027, subindo para cerca de $75/bbl no período de 2029/2030.

Num tom mais positivo, os executivos relataram que a inteligência artificial tem contribuído para a redução dos custos efectivos dos poços por meio de ganhos amplos de produtividade, maior rapidez na execução das tarefas e a diminuição de falhas operacionais.

A maioria das empresas de serviços de apoio ao sector de petróleo e gás, cerca de 60%, espera que a inteligência artificial poderá aumentar, de forma moderada ou significativa a vida útil dos equipamentos, enquanto 39% não prevê nenhum impacto. Ao mesmo tempo, quase 80% não esperam que a IA venha a substituir trabalhadores nas suas empresas nos próximos cinco anos, uma percepção partilhada tanto por pequenas como por grandes empresas de exploração e produção, bem como entre empresas de serviços de apoio.

O sector petrolífero angolano poderá crescer 1,1% em 2026 de acordo com as projecções do Banco Nacional de Angola, justificado principalmente pela entrada em operação de novos poços e projectos estratégicos.

O petróleo continua a ser a principal fonte de receita e de exportação de Angola. Em 2025, as exportações de crude geraram cerca de $27,3mil milhões, correspondendo a 92% do total das receitas arrecadadas com as exportações nacionais, o que reforça a forte dependência da economia angolana do sector petrolífero.

Em termos de perspectivas, as projecções para 2026 apontam para um crescimento real do PIB de 3,5% impulsionada, principalmente, pelo crescimento do PIB não petrolífero em 4,5%. Dentre as acções que concorrerão para o crescimento do sector não petrolífero, destacam-se os investimentos na agropecuária, expansão do sector das pescas, reforço do consumo e investimento público, dinamização dos operadores privados e modernização dos transportes e logística. Espera-se um incremento do Investimento Directo Estrangeiro em Angola no sector não petrolífero.

As receitas do petróleo têm servido de base para fortalecer as reservas internacionais e equilibrar a balança de pagamentos, assegurando maior estabilidade na taxa de câmbio e no controlo da inflação. A inflação em 2025 foi de 15,70%, inferior à do período homólogo, e para 2026, espera-se que a inflação diminua para até 13,50%.

Os principais riscos associados às projecções apresentadas foram, a redução da produção petrolífera no país, possível queda do preço médio do petróleo abaixo do preço considerado como pressuposto, a remoção de subsídios à combustíveis e ajustes dos preços administrados, crescimento abaixo do esperado no sector não petrolífero e por último, o choque externo adverso da oferta de bens alimentares.

O Governador do Banco Nacional de Angola, Manuel Tiago Dias, destacou a relevância do sector petrolífero na economia angolana, especialmente na contribuição para o PIB e no impacto sobre a política monetária do país.

Os biocombustíveis foram analis¹ados, esta terça-feira, como alternativa ao petróleo, em Luanda.

O facto foi abordado entre o ministro dos Recursos, Minerais, Petróleo e Gás, Diamantino de Azevedo, e o ministro da Agricultura e Florestas, Isaac dos Anjos. 

Na ocasião, as duas entidades destacaram o papel estratégico da agricultura na cadeia de produção dos biocombustíveis para a diversificação da economia. 

A reunião contou ainda com secretários de Estado de ambos ministérios e quadros de direcção e responsáveis associados a agências e institutos dos respectivos sectores.

1. quarta-feira, 07 de janeiro de 2026 ↩︎