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Gigantes internacionais do petróleo se unem em um acordo de US$ 40 bilhões!
Nos últimos anos, a indústria global de petróleo enfrentou múltiplos desafios: a pressão da transição energética, riscos geopolíticos, requisitos de disciplina de capital e volatilidade dos preços do petróleo. No entanto, no início de 2026, dois grandes projetos surgiram simultaneamente — o projeto da Shell na Nigéria e o projeto da TotalEnergies e ConocoPhillips na Líbia — cada um com uma escala de investimento potencial de até US$ 20 bilhões.
Por trás desses dois grandes projetos está não apenas o reposicionamento estratégico de gigantes internacionais do petróleo como Shell, ExxonMobil, TotalEnergies e ConocoPhillips no continente africano, mas também um reflexo do valor estratégico da África como uma nova fronteira para o fornecimento global de petróleo e gás.
01. Dois Mega-Acordos de US$ 20 Bilhões
Na Nigéria, o anúncio do CEO da Shell, Wael Sawan, de um potencial investimento de US$ 20 bilhões no desenvolvimento do campo de petróleo Bonga South West causou repercussão no mercado global de energia.
Enquanto isso, na Líbia, um acordo assinado pela TotalEnergies e ConocoPhillips deve mais do que dobrar a produção diária da Joint Venture Waha Oil, de aproximadamente 350.000 barris por dia para 850.000 barris por dia. Sob este acordo, o investimento ao longo de 25 anos pode chegar a US$ 20 bilhões.
Projeto Bonga South West da Shell na Nigéria
Após uma reunião com o Presidente nigeriano Bola Tinubu, o CEO da Shell, Wael Sawan, declarou publicamente que a empresa, juntamente com seus parceiros, está avançando no projeto Bonga South West (BSW). Caso atinja a fase de Decisão Final de Investimento (FID), o investimento total poderá chegar a US$ 20 bilhões. Localizado em águas profundas do Delta do Níger, na Nigéria, estima-se que o projeto detenha reservas de 820 milhões de barris de petróleo bruto, com uma capacidade de produção máxima de 220.000 barris por dia. Aproximadamente US$ 10 bilhões do investimento são alocados para despesas de capital, enquanto o restante cobre custos operacionais e outros, todos os quais serão diretamente injetados na economia nigeriana.
Bonga South West é o projeto de águas profundas emblemático da Shell na Nigéria, com parceiros que incluem ExxonMobil, TotalEnergies, Eni e a Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC). A Shell detém a maior participação. O projeto esteve longamente paralisado devido a riscos regulatórios, de custo e geopolíticos. No entanto, nos últimos anos, o governo nigeriano introduziu incentivos de investimento, como benefícios fiscais e processos de aprovação simplificados, proporcionando à Shell um "caminho de investimento claro". Sawan afirmou que a empresa iniciará trabalhos pré-FID nos próximos meses e pretende chegar a uma decisão final de investimento até 2027.
Este projeto tem uma importância significativa para a Shell. Nos últimos anos, a empresa acelerou sua retirada das operações onshore na Nigéria, que são intensivas em emissões e frequentemente envolvidas em disputas ambientais, mudando seu foco para ativos de águas profundas para se alinhar com sua meta de "emissões líquidas zero até 2050". Somente em 2024, a Shell pagou US$ 5,34 bilhões em impostos e outras taxas à Nigéria – mais do que a qualquer outro país – ressaltando seu compromisso de longo prazo com este mercado.
Projeto Waha Oil da TotalEnergies e ConocoPhillips na Líbia
O governo líbio assinou um acordo de 25 anos com a TotalEnergies e a ConocoPhillips para desenvolver campos de petróleo através da joint venture Waha Oil Company, com um investimento total previsto para exceder os 20 mil milhões de dólares. O acordo visa aumentar a capacidade de produção do bloco Waha de aproximadamente 350.000 barris por dia para 850.000 barris por dia, envolvendo o desenvolvimento de quatro novos campos de petróleo e um plano de exploração abrangente em 19 áreas de concessão. Autoridades líbias estimam que o projeto gerará mais de 376 mil milhões de dólares em receitas para o país ao longo da sua vida útil.
A Líbia já foi o maior produtor de petróleo da África, com produção próxima aos níveis da Arábia Saudita antes da guerra civil de 2011. A produção pós-guerra permaneceu persistentemente baixa, mas em 2025, sua produção média atingiu 1,37 milhão de barris por dia — o nível mais alto em 12 anos. Este acordo marca o retorno de gigantes internacionais do petróleo à Líbia, aproveitando suas reservas de petróleo bruto de baixo custo e alta qualidade para complementar o suprimento global.
Além disso, segundo Walid Ellafi, Ministro de Estado para Comunicação e Assuntos Políticos da Líbia, além do acordo de cooperação assinado com a TotalEnergies e a ConocoPhillips, vários outros acordos também foram concluídos. Estes incluem um acordo com a Chevron sobre oportunidades de investimento, particularmente no que diz respeito às perspetivas de exploração na Bacia de Sirte e à requalificação de campos petrolíferos maduros, bem como um acordo de logística e exploração energética com o Egito. Apesar das incertezas políticas persistentes, as reformas favoráveis ao investimento e o imenso potencial da Líbia têm atraído a atenção global.
Ambos os projetos envolvem investimentos de aproximadamente US$ 20 bilhões, ressaltando que a África se tornou uma das regiões-chave onde as gigantes do petróleo ainda estão dispostas a comprometer capital substancial, mesmo em uma era de disciplina fiscal.
02. Por que a África
Em um momento em que as gigantes do petróleo estão cada vez mais enfatizando a disciplina de gastos de capital, por que dois mega-acordos de US$ 20 bilhões pousaram na África um após o outro? As razões estão intimamente ligadas às substanciais reservas de petróleo e gás da África, às vantagens de custo e às melhorias contínuas em seu ambiente de mercado e político.
Reservas de Petróleo e Gás e Vantagens de Baixo Custo
A África possui alguns dos recursos de petróleo e gás inexplorados mais ricos do mundo. De acordo com dados de 2025, a Líbia detém reservas comprovadas de aproximadamente 48,3 a 50 bilhões de barris, classificando-se em primeiro lugar na África; a Nigéria segue com cerca de 37 bilhões de barris, ocupando o segundo lugar. Países como Argélia, Egito e Angola também estão entre os primeiros. A África como um todo representa cerca de 7-8% das reservas comprovadas globais, no entanto, seus níveis de exploração permanecem relativamente baixos, com muitas bacias ainda em estágio "de fronteira".
Os custos de produção de petróleo bruto líbio são excepcionalmente baixos, com muitos campos de petróleo operando a menos de US$ 20 por barril, bem abaixo da média global. Isso confere aos projetos líbios uma alta taxa de retorno em meio a preços voláteis do petróleo. Embora o desenvolvimento em águas profundas na Nigéria seja mais caro, ele oferece petróleo bruto de alta qualidade, infraestrutura relativamente madura e evita os riscos de roubo de petróleo em terra e conflitos comunitários.
O fornecimento global de petróleo enfrenta incertezas. Cortes na produção da OPEP+, restrições nas exportações russas, riscos geopolíticos no Oriente Médio e a substituição incompleta de combustíveis fósseis pela transição energética significam que nova capacidade de produção será necessária nos próximos 10 a 15 anos. Instituições como a Agência Internacional de Energia (AIE) preveem que o pico da demanda de petróleo pode ser adiado até meados da década de 2030, posicionando a capacidade de produção de baixo custo da África como um complemento crítico.
Ambiente de Mercado e Políticas Melhorado
Durante 2025–2026, os preços do petróleo permaneceram dentro de uma faixa relativamente razoável (USD 60–80 por barril), no entanto, os estoques globais aumentaram e o mercado tendia ao excesso de oferta. As grandes empresas de petróleo enfatizaram "disciplina de capital", priorizando projetos com altos retornos e riscos gerenciáveis. Os países africanos responderam com incentivos: os benefícios fiscais "vinculados a investimentos" da Nigéria e os acordos de concessão de longo prazo e compromissos de exploração da Líbia reduziram as barreiras de entrada.
Adicionalmente, as gigantes internacionais de petróleo estão mudando de ativos onshore de alto risco para projetos em águas profundas e para o recondicionamento de campos de petróleo maduros. A Shell se afastou das operações onshore na Nigéria para focar em recursos de águas profundas, enquanto o projeto da Líbia visa aumentar a produção em campos maduros. Esses ajustes estão alinhados com a estratégia de "otimizar o portfólio" ao mesmo tempo em que atendem às demandas dos acionistas por retornos.
03. Vantagens Técnicas Impulsionando a Escolha da África pelas Grandes Petroleiras
Traduzir abundantes reservas de petróleo e gás em produção e receita tangíveis inevitavelmente requer suporte tecnológico. Por trás das apostas de bilhões de dólares das gigantes do petróleo na África, reside não apenas sua força de capital, mas também uma escolha profundamente alinhada com suas capacidades técnicas.
Vantagens da Tecnologia de Desenvolvimento em Águas Profundas na Nigéria
O Bonga South West da Nigéria está localizado em águas profundas, com profundidades superiores a 1.000 metros, o que exige tecnologias avançadas para águas profundas. A Shell introduziu tecnologias como navios de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO), sistemas de produção submarinos e capacidades de controle remoto já em 2005 com o projeto principal Bonga. Essas tecnologias serão ainda mais otimizadas para o Bonga South West.
O FPSO serve como uma "fábrica flutuante" para o desenvolvimento em águas profundas, capaz de lidar com a separação, armazenamento e exportação de petróleo bruto. A Shell planeja licitar um FPSO de próxima geração para o BSW, suportando maior capacidade de produção e vida operacional estendida. As tecnologias submarinas incluem bombas multifásicas, dutos submarinos de longa distância e sistemas de produção submarinos totalmente integrados, permitindo operações eficientes em condições extremas, ao mesmo tempo em que reduzem o número de plataformas e os custos gerais.
A Shell acumulou mais de duas décadas de experiência no setor de águas profundas da Nigéria, e parceiros como ExxonMobil e TotalEnergies possuem capacidades semelhantes. Essa barreira tecnológica permite que gigantes internacionais dominem as regiões de águas profundas da África, dificultando que novos players alcancem em curto prazo. Projetos de águas profundas, com seus longos ciclos de vida e perfis de produção estáveis, são bem adequados ao atual ambiente de disciplina de capital.
Vantagens da Tecnologia de Recuperação Avançada de Petróleo (EOR) na Líbia
O projeto Waha na Líbia foca em campos de petróleo maduros, empregando tecnologias de Recuperação Avançada de Petróleo (EOR) para aumentar as taxas de recuperação. Técnicas como injeção de água, injeção de gás (CO₂ ou nitrogênio) e injeção química podem aumentar as taxas de recuperação de 30% para mais de 50%. A Waha Oil Company utiliza métodos de EOR há muito tempo, e parceiros internacionais trazem tecnologias mais avançadas, incluindo perfuração horizontal, fraturamento multiestágio e monitoramento inteligente de injeção-produção.
Os campos de petróleo da Líbia beneficiam-se de condições geológicas favoráveis e alta permeabilidade do reservatório, tornando-os bem adequados para EOR. A TotalEnergies e a ConocoPhillips possuem vasta experiência em EOR no Norte da África, permitindo melhorias rápidas na produção. O projeto também inclui a exploração de novos blocos, integrando levantamentos sísmicos 3D, perfuração otimizada e tecnologias de gêmeos digitais para mitigar riscos.
No geral, as vantagens tecnológicas dos projetos africanos residem em: a aplicação de tecnologias maduras por gigantes internacionais em regiões de alto potencial e pouco exploradas, gerando altos retornos; as altas barreiras técnicas de águas profundas e EOR (Recuperação Avançada de Petróleo), criando vantagens competitivas; e as reduções de custo adicionais alcançadas através da digitalização e automação.
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