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A Petrosen, empresa petrolífera nacional do Senegal, anunciou recentemente uma campanha de exploração onshore de 100 milhões de dólares para 2026, após revogar licenças de operadores inativos, marcando um dos sinais mais claros de que as bacias interiores de África estão novamente em destaque. Esta medida surge num momento em que as empresas petrolíferas internacionais continuam a realocar capital para o offshore, levando governos e intervenientes locais a reposicionar áreas onshore maduras e de fronteira como oportunidades de investimento competitivas e apoiadas por reformas.

Em todo o continente, a recalibração regulatória, as transferências de ativos para operadores locais e a implantação digital acelerada estão a remodelar a economia da reabilitação de campos já explorados. Com as despesas em terra em África projetadas para atingir 22 mil milhões de dólares até 2026 e a previsão de que o Brent atinja uma média de 58 dólares por barril, a competitividade é cada vez mais definida pela eficiência fiscal, incentivos à recuperação incremental e controlo de custos impulsionado pela tecnologia, em vez de apenas pela escala.

Reforma Regulatória e Reajuste Fiscal

Os governos estão a aperfeiçoar os quadros fiscais para libertar barris incrementais de campos maduros. O Decreto 8/24 de Angola reduz o Imposto sobre a Produção de Petróleo para 15% para a produção incremental e diminui o imposto sobre o rendimento dos PSA para 25%, incentivando diretamente a reabilitação de blocos envelhecidos. O pacote de estímulos de 2026 do Egito, apoiado por um plano de investimento de 5,7 mil milhões de dólares para perfurar 480 poços, acelera a recuperação de custos e surge na sequência de pagamentos de atrasados no valor aproximado de 5 mil milhões de dólares para restaurar a confiança dos investidores.

O Código dos Hidrocarbonetos do Gabão continua a ser central para a sua estratégia de revitalização, reduzindo a participação do Estado de 20% para 10% e elevando os limites de recuperação de custos para 75% no caso do petróleo e até 90% no caso do gás. Na Nigéria, a Lei da Indústria Petrolífera continua a apoiar os operadores marginais e onshore através de uma redução da carga fiscal e de mecanismos de royalties por volume, enquanto as disposições relativas à comercialização do gás de queima alinham a economia dos campos já explorados com as metas de redução de emissões.

Operadores locais e otimização de campos já em exploração

As alienações de ativos por parte das grandes empresas internacionais estão a traduzir-se em ganhos de produção mensuráveis sob propriedade local. A aquisição da SPDC da Shell pela Renaissance Africa Energy, no valor de 2,4 mil milhões de dólares, em março de 2025, elevou a produção de 140 000 barris por dia (bpd) para 240 000 bpd no espaço de 100 dias, com uma meta a curto prazo de 300 000 bpd e uma meta a longo prazo de 500 000 bpd e 1 Bcf/d de gás até 2030, no âmbito de um programa de investimento de 15 mil milhões de dólares.

A Aradel Holdings registou um aumento de 55% no lucro após impostos para 401,2 mil milhões de ₦ em 2025, com receitas de 697,3 mil milhões de ₦ e ativos totais a expandirem-se 495% para 10,4 biliões de ₦ após a consolidação da ND Western. A aquisição pela Oando dos ativos da Nigerian Agip Oil Company impulsionou um aumento de 132% na produção de crude e um lucro de 241,3 mil milhões de nairas, enquanto a Seplat Energy registou receitas de 1,116 mil milhões de dólares e 886 milhões de barris de petróleo equivalente em reservas, na sequência do seu acordo com a Mobil Producing Nigeria.

A monitorização digital e a recuperação avançada de petróleo (EOR) sustentam estes ganhos, com a manutenção preditiva impulsionada pela IA a reduzir o tempo de inatividade em cerca de 20%, enquanto a digitalização reduz os custos de exploração em 12-20%. A EOR com CO2 no Deserto Ocidental do Egito tem o potencial de aumentar os fatores de recuperação em 5–15%, a injeção de água mantém a recuperação perto dos 40% e a EOR térmica em campos de petróleo pesado pode atingir 49% do petróleo original in situ. Sensores IoT, drones e sistemas de cibersegurança estão agora a padronizar a gestão de campos baseada em dados.

Os ativos terrestres maduros conseguem competir?

Os ativos terrestres maduros estão a demonstrar viabilidade onde os incentivos fiscais recompensam a produção incremental e os operadores mantêm estruturas de custos enxutas. Os projetos da Argélia, como Tin Fouyé Tabankort Sud e In Amenas II, visam estabilizar a produção nacional perto de 1 milhão de bpd, enquanto a Nigéria tem como meta 2–2,5 milhões de bpd através da expansão de campos marginais e da reabilitação de poços encerrados. As infraestruturas regionais, incluindo o gasoduto Ajaokuta-Kaduna-Kano e os desenvolvimentos na África Oriental, como Tilenga no Uganda, sustentam a procura interna e reduzem a exposição à volatilidade dos preços globais.

Estes temas terão destaque no Fórum de E&P Upstream durante a African Energy Week 2026, na Cidade do Cabo, de 12 a 16 de outubro. Espera-se que as sessões técnicas abordem regimes de produção incremental, modelação digital de reservatórios, financiamento de campos marginais e soluções de seguros localizadas, alinhando os fornecedores de capital com operadores focados na otimização de campos já em exploração.

«Os campos maduros não são passivos; são ativos estratégicos quando geridos por operadores africanos competentes, com as condições fiscais e a tecnologia adequadas», afirma NJ Ayuk, Presidente Executivo da African Energy Chamber. «Se combinarmos clareza regulatória, capital local e inovação digital, as bacias terrestres de África continuarão a fornecer barris competitivos e segurança energética interna.»