Durante anos, a indústria petrolífera angolana foi acompanhada por uma narrativa de declínio. Os grandes campos que sustentaram a produção durante décadas envelheceram, novos projectos demoraram a avançar e a produção nacional perdeu força.
Mas os acontecimentos de 2026 começam a desenhar outra realidade.
Nos últimos meses, Angola registou uma sucessão de descobertas, novos projectos, decisões finais de investimento, entrada em novos blocos e avanços no gás que estão a colocar novamente o offshore angolano no radar das grandes petrolíferas.
Não significa que o problema do declínio dos campos maduros tenha desaparecido. Significa que as empresas estão a procurar uma nova geração de recursos e, sobretudo, novas formas de transformar esses recursos em produção.
A sequência começa a ser difícil de ignorar.
Em Fevereiro, a Azule Energy anunciou a descoberta de petróleo no poço Algaita-01, no Bloco 15/06. As estimativas preliminares apontaram para cerca de 500 milhões de barris de petróleo no local, numa área próxima do FPSO Olombendo, factor que pode favorecer uma futura ligação às infra-estruturas existentes.
No mesmo bloco, a empresa avançou com o desenvolvimento do Agogo Integrated West Hub. Em Fevereiro, o campo Ndungu entrou em produção, com um potencial de pico de 60 mil barris por dia, enquanto Agogo e Ndungu, em conjunto, foram projectados para atingir cerca de 175 mil barris por dia.
Em Junho veio uma decisão ainda maior.
A Azule e os parceiros aprovaram o Greater PAJ, um projecto de US$ 5,1 mil milhões que junta cinco campos dos blocos 31 e 31/21 num único desenvolvimento. Serão 17 poços ligados a uma nova FPSO de 95 mil barris por dia, com o primeiro petróleo previsto para o primeiro semestre de 2029. O projecto representa ainda o primeiro desenvolvimento integrado entre dois blocos em Angola.
O modelo mostra para onde a indústria está a caminhar: combinar recursos, partilhar infra-estruturas e reduzir o tempo e o capital necessários para transformar descobertas em produção.
No gás, a mudança também já começou.
Em Março, o Novo Consórcio de Gás iniciou o fornecimento do primeiro gás do campo Quiluma. A produção arrancou em 150 milhões de pés cúbicos por dia, com previsão de chegar a 330 milhões de pés cúbicos por dia durante 2026. O gás é tratado em Soyo e encaminhado para a Angola LNG para exportação e consumo doméstico.
Mas foi no terceiro trimestre que a sucessão de descobertas ganhou uma dimensão particularmente relevante.
Em Agosto, a Chevron confirmou uma descoberta de petróleo e gás condensado no poço 105-4X, no Bloco 0. O poço encontrou uma coluna de hidrocarbonetos superior a 600 metros e mais de 90 metros de espessura líquida produtiva no reservatório Pinda. O recurso está a ser avaliado para um possível desenvolvimento ligado às infra-estruturas existentes.
A descoberta é particularmente importante porque ocorre num dos activos mais antigos do offshore angolano e reforça uma estratégia que está a ganhar espaço no país: procurar novos recursos junto de infra-estruturas já instaladas.
Poucas semanas depois, a TotalEnergies anunciou outra descoberta.
A Acacia-5, no Bloco 17, deverá acrescentar cerca de 6 mil barris por dia e será desenvolvida através da capacidade disponível no FPSO Pazflor. A empresa prevê chegar ao primeiro petróleo apenas três meses depois da descoberta, transformando a rapidez de desenvolvimento numa das principais vantagens económicas do projecto.
A TotalEnergies não ficou apenas pela descoberta.
A petrolífera francesa assinou acordos para entrar como operadora, com 40%, nos blocos de exploração 17/25 e 32/21, próximos dos seus actuais activos nos blocos 17 e 32, onde existem seis FPSOs em produção. A proximidade permite perspectivar futuros tie-backs para infra-estruturas existentes.
A empresa também tem um acordo para adquirir 35% nos blocos 40, 41, 42 e 58, na Bacia de Benguela, reforçando a sua exposição à exploração offshore angolana.
E então surgiu a ExxonMobil.
Em Setembro, a ExxonMobil e os parceiros do Bloco 15 anunciaram uma nova descoberta no poço Vicango Este-01. O resultado reforça a ideia de que até activos considerados maduros continuam a apresentar potencial exploratório. A descoberta foi destacada pelo sector durante a Angola Oil & Gas 2026.
Ao mesmo tempo, Angola está a abrir novas áreas de exploração.
Durante a AOG 2026, a ANPG formalizou novos acordos com grandes operadores para blocos offshore. Entre eles estão contratos de risco para os blocos 19, 34 e 35 com Shell, Equinor e Sonangol, acordos envolvendo os blocos 8 e 22 e um contrato para o bloco 33/24 com Chevron, Shell e Sonangol. Também foram formalizados acordos envolvendo os blocos 17, 27, 32 e 21 com TotalEnergies, ExxonMobil e Sonangol.
A Sonangol também está a procurar aumentar a sua própria participação na próxima fase exploratória. No Bloco 24, a avaliação do poço Katambi-2 permitiu realizar o primeiro teste de formação completo num reservatório de gás não associado em Angola, acrescentando informação sobre o potencial daquele recurso.
É uma mudança importante na lógica da indústria.
Durante o ciclo anterior, Angola construiu enormes projectos offshore para desenvolver grandes acumulações. Agora, uma parte crescente da estratégia passa por descobrir recursos próximos de instalações existentes, ligar novos campos a FPSOs em operação, integrar blocos, recuperar campos maduros e acelerar o intervalo entre descoberta e produção.
O Greater PAJ é um exemplo dessa lógica. Acacia-5 é outro. A descoberta da Chevron no Bloco 0 segue a mesma possibilidade de tie-back. A TotalEnergies está a procurar novos blocos junto dos seus hubs existentes. A Azule está a utilizar o conhecimento e as infra-estruturas do Bloco 15/06 para continuar a adicionar produção.
E o gás está a ganhar uma importância que Angola não tinha conseguido materializar na mesma escala durante o ciclo anterior.
Quiluma já começou a produzir. O Greater PAJ prevê encaminhar gás para a Angola LNG. O Bloco 24 está a ser avaliado para gás não associado. E o país continua a procurar novos recursos que possam alimentar tanto o mercado doméstico como a cadeia de GNL.
O resultado é uma indústria que, embora continue a enfrentar o declínio natural dos grandes campos maduros, está novamente a acumular sinais de expansão.
Azule Energy está a aumentar a produção e a desenvolver novos projectos. Chevron encontrou novos hidrocarbonetos no Bloco 0. TotalEnergies descobriu petróleo, entrou em novos blocos e está a acelerar desenvolvimentos. ExxonMobil voltou a encontrar hidrocarbonetos no Bloco 15. Shell, Equinor e Sonangol estão envolvidos em novas frentes exploratórias.
Não é uma garantia de que Angola vá recuperar automaticamente os níveis de produção do passado.
Mas é suficiente para colocar em causa a ideia de que a história do petróleo angolano está simplesmente a chegar ao fim.
A nova questão é outra.
Angola ainda tem petróleo e gás. O desafio é transformar esses recursos em produção antes que os custos, o declínio dos campos maduros ou a evolução do mercado reduzam a sua viabilidade económica.
A corrida já começou.
E desta vez, a vantagem poderá pertencer às empresas que conseguirem descobrir novos recursos, aproveitar melhor os activos existentes e chegar mais rapidamente ao primeiro barril ou à primeira molécula de gás.
O próximo capítulo do petróleo e gás angolano está a ser construído agora.
