Durante décadas, o offshore angolano funcionou segundo uma lógica simples: cada bloco é uma ilha. Concessões separadas, operadoras distintas, infraestruturas paralelas, e raramente qualquer coordenação entre activos adjacentes que, do ponto de vista geológico, partilham a mesma bacia e, muitas vezes, as mesmas estruturas de subsolo. Foi precisamente esta lógica que o Greater PAJ veio quebrar.
A 22 de Junho de 2026, a Azule Energy — joint venture a partes iguais entre a Eni e a bp — anunciou em Luanda a Decisão Final de Investimento para o projecto Greater PAJ: um desenvolvimento de 5,1 mil milhões de dólares que integra, pela primeira vez na história do offshore angolano, cinco campos petrolíferos distribuídos por dois blocos distintos — o 31 e o 31/21 — sob uma única FPSO e uma infraestrutura partilhada de exportação de gás. As reservas totais associadas ao desenvolvimento são estimadas em 252 milhões de barris, com cerca de 143 milhões no Bloco 31 e 108 milhões no Bloco 31/21. Azule-energy
O número é expressivo. Mas a verdadeira dimensão do que foi aprovado em Luanda não se mede em barris nem em dólares. Mede-se no precedente que foi criado.
A anatomia de uma primeira vez
O Greater PAJ é o primeiro desenvolvimento integrado entre blocos no offshore angolano, consolidando recursos de duas áreas de concessão separadas sob uma única FPSO e infraestrutura partilhada de exportação de gás — uma primeira estrutural na história do upstream angolano. Discovery Alert
Para compreender o que isso significa, é necessário recuar ao problema que este modelo resolve. Angola tem, no seu offshore, uma série de campos de dimensão média a pequena que, individualmente, não justificam o custo de um desenvolvimento autónomo — uma FPSO própria, pipelines dedicados, sistemas submarinos exclusivos. O resultado tem sido, historicamente, o adiamento indefinido desses activos, classificados como “recursos contingentes” nos balanços das operadoras mas sem calendário de desenvolvimento viável.
O Greater PAJ demonstra que há uma alternativa: agregar campos adjacentes de blocos diferentes numa solução integrada, partilhar a infraestrutura e tornar económico aquilo que, separado, seria inviável. A abordagem integrada reduz a duplicação de infraestruturas e melhora a economia global do projecto, estabelecendo um modelo para futuros desenvolvimentos offshore em Angola. Pilosio SpA
A questão que agora se coloca à ANPG, à Sonangol e às operadoras presentes no país é directa: quais são os próximos blocos onde este modelo pode ser aplicado?
A infraestrutura que ancora o modelo
A espinha dorsal do Greater PAJ é uma nova FPSO encomendada à CIMC Raffles, com capacidade nominal para processar 95 mil barris de petróleo por dia. A unidade estará posicionada a cerca de 200 quilómetros da costa angolana, em lâminas de água que atingem os 2.000 metros, recebendo produção de 17 poços — dez produtores e sete injectores de água — distribuídos pelos dois blocos. Yahoo Finance
A componente gasífera é igualmente relevante. O projecto exportará 70 milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia para a fábrica Angola LNG, através de uma nova ligação à rede já existente do Bloco 31 — evitando a construção de infraestrutura de raiz e reduzindo o custo marginal da monetização do gás associado. Num país que tem historicamente queimado ou reinjectado volumes significativos de gás, esta solução tem implicações tanto económicas como reputacionais.
Na cerimónia do FID, foram assinados seis contratos principais para a execução do projecto: a FPSO com a CIMC Raffles, sistemas de produção submarina com a Baker Hughes, umbilicais com a OneSubsea, tubagens rígidas com a Vallourec, e o maior contrato individual atribuído à Saipem — avaliado em mil milhões de dólares, cobrindo engenharia, fabrico, transporte e instalação de aproximadamente 180 quilómetros de pipelines rígidos e infraestruturas submarinas, num prazo de cerca de 40 meses. Yahoo Finance
O sinal que a Eni e a bp enviam ao mercado
Há um contexto mais amplo que não pode ser ignorado. O FID do Greater PAJ foi aprovado em Junho de 2026, num momento em que a pressão sobre as grandes petrolíferas para reduzirem a exposição a novos activos de hidrocarbonetos é mais intensa do que em qualquer outro período da história recente da indústria. A bp, em particular, tem estado sob escrutínio dos seus accionistas quanto ao ritmo e à consistência da sua estratégia de transição energética.
Comprometer 5,1 mil milhões de dólares num projecto de águas ultra-profundas com primeiro petróleo previsto para 2029 e produção que se estenderá bem pelos anos 2030 é, independentemente da retórica institucional, uma declaração de que estas empresas continuam a acreditar na rentabilidade do petróleo africano a longo prazo. A magnitude deste compromisso de capital num contexto de volatilidade de preços reflecte a convicção dos operadores de que a transição energética será gradual, mantendo procura de crude suficiente para justificar desenvolvimentos de longo ciclo. Discovery Alert
Para Angola, esta convicção tem um valor que vai além do projecto em si: é sinal de que o enquadramento regulatório e fiscal do país — reformado nos últimos anos com o objectivo explícito de atrair exactamente este tipo de investimento — está a produzir resultados.
O que Angola ganha — e o que ainda falta garantir
Do lado angolano, o Greater PAJ resolve um problema imediato: o país precisa de novos volumes para compensar o declínio natural dos campos maduros e manter a produção próxima de um milhão de barris por dia. Com primeiro petróleo previsto para o primeiro semestre de 2029, o projecto chega num momento crítico para as projecções orçamentais do Estado, dado que as receitas petrolíferas continuam a representar a maioria das receitas fiscais e a maior fonte de divisas do país.
O conteúdo local é outro vector com peso político. O projecto deverá gerar aproximadamente 1,8 milhões de horas de trabalho local, incluindo a fabricação de mais de 6.500 toneladas de estruturas, estacas e risers. São números que a ANPG e o MIREMPET vão usar para validar a política de conteúdo local junto da opinião pública e dos parceiros internacionais. Azule-energy
O que falta garantir é igualmente importante. A execução de um projecto desta complexidade — o primeiro do seu género em Angola, com uma arquitectura jurídica e operacional que nunca foi testada no país — comporta riscos que os comunicados de imprensa não mencionam. A coordenação entre dois regimes de concessão distintos, com estruturas accionistas diferentes, exige mecanismos de governação que ainda não têm historial provado no contexto angolano. O atraso face ao calendário inicial, que apontava para um FID no final de 2024 com primeiro petróleo possível em 2026, deveu-se precisamente à complexidade deste mecanismo de integração entre blocos e à extensão do processo de engenharia de base. Se a execução revelar fricções adicionais, o prazo de 2029 poderá ser testado. Discovery Alert
O modelo que os outros vão querer copiar — mas que ninguém vai copiar facilmente
O Greater PAJ abre uma porta. Mas abrir uma porta não é o mesmo que atravessá-la. O modelo de desenvolvimento integrado entre blocos exige alinhamento entre operadoras, parceiros, a concessionária nacional e as autoridades regulatórias — um processo que, como o próprio Greater PAJ demonstrou, pode levar anos a negociar.
O valor duradouro deste FID está precisamente aí: não apenas nos barris que vai produzir, mas no facto de ter provado que o modelo é possível. Angola tem agora um caso prático, um enquadramento jurídico testado e uma infraestrutura que pode servir de âncora para desenvolvimentos futuros em blocos adjacentes.
A pergunta que os decisores em Luanda, em Roma e em Londres deveriam estar a fazer não é quanto vai produzir o Greater PAJ. É quem vai ser o próximo.