A China consolidou-se como principal destino das exportações angolanas de crude, absorvendo 59,63% do total (aproximadamente 54,2 milhões de barris), mas registou recuo face ao primeiro trimestre do ano, quando representou 63,80%, e ainda mais acentuado face ao segundo trimestre de 2025 (dados não divulgados oficialmente mas estimados acima de 60%).
A diversificação de compradores é evidente:
– Índia: 8,59% (7,8 milhões de barris)
– Indonésia: 7,61% (6,9 milhões de barris)
– Espanha: 4,13% (3,8 milhões de barris)
José Barroso classificou a redução da dependência chinesa como “normal”, explicando que “conforme vão surgindo novos interessados em comprar o petróleo, é normal que a gente diversifique a carteira”, embora tenha reconhecido que a desaceleração económica chinesa “explica uma menor procura de crude, principalmente das ramas angolanas”.
A diversificação geográfica é estrategicamente positiva para Angola, reduzindo vulnerabilidade a choques de procura de um único comprador, mas a magnitude da presença chinesa (quase 60%) significa que qualquer contracção significativa na segunda maior economia global tem impacto directo material nas receitas petrolíferas angolanas.
Gás natural: A estrela escondida do trimestre
Enquanto o petróleo enfrentava ventos contrários, o gás natural emergiu como surpresa positiva, com exportações a totalizarem 1,63 milhões de toneladas métricas, valorizadas em USD 900,7 milhões.
Crescimentos robustos:
– +22,03% vs segundo trimestre 2025
– +18,46% vs terceiro trimestre 2024
O valor bruto das exportações de gás aumentou:
– +18,36% vs trimestre anterior
– +16,74% vs período homólogo
Composição: O Gás Natural Liquefeito (LNG) dominou com 88,62% do total exportado, confirmando a aposta estratégica de Angola na monetização de gás associado através da planta Angola LNG em Soyo.
Destinos: O continente asiático absorveu 66,55% das exportações de LNG, com a Índia isolada como principal comprador, adquirindo 57,03% do volume total — uma concentração ainda mais acentuada do que no petróleo, sugerindo que a estratégia de diversificação geográfica é mais avançada no crude do que no gás.
O desempenho do gás contrasta positivamente com o petróleo e reflecte:
1. Transição energética global: Procura crescente por gás como combustível de transição
2. Preços internacionais elevados: Mercado de GNL permanece apertado pós-crise energética europeia
3. Procura asiática: Índia e outros mercados asiáticos a substituírem carvão por gás
Produção: O desafio estrutural persistente
José Barroso reconheceu que o “declínio da produção é o principal problema da indústria petrolífera angolana”, com o país a perder produção “todos os dias devido à maturidade dos campos”.
Dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG) confirmam a tendência preocupante: em Julho de 2025, Angola produziu 998.757 barris por dia, caindo abaixo de um milhão de barris diários pela primeira vez desde 2023, ano em que o país abandonou a OPEP precisamente para escapar a limites de produção.
Ironia estratégica: Angola saiu da OPEP em Janeiro de 2024 reclamando que a quota de 1,11 milhões de barris/dia imposta pelo cartel era “injusta” e limitava crescimento. Um ano e meio depois, o país não consegue produzir nem a quota que rejeitou, confirmando que o problema não era político mas estrutural: campos maduros em declínio natural.
O Governo lançou novos projectos para “substituir as perdas”, mas Barroso admitiu que “infelizmente, às vezes não é possível trazer o mesmo volume de petróleo novo do que se perde”. O objectivo oficial é “mantermos acima de um milhão de barris de petróleo por dia” — uma meta que se revela cada vez mais desafiante.
Projectos em pipeline:
– Quiluma e Maboqueiro (New Gas Consortium): Primeiro projecto de gás não-associado, conclusão prevista 6 meses antes do prazo
– Agogo FPSO (Bloco 15/06): Start-up previsto para final de 2025
– Kaminho (Bloco 20/11): FID tomada em 2024, arranque em 2028, produção esperada de 70.000 bpd
Contudo, a indústria angolana enfrenta perda de 90.000 barris diários devido à idade dos poços, segundo admitiu o presidente da ANPG, Paulino Jerónimo, em declarações anteriores. Nos últimos cinco anos, Angola perdeu 170 milhões de barris de produção não planeada devido ao envelhecimento de concessões desenhadas para operar 15-20 anos, algumas com mais de 60 anos.
Pressão orçamental: Preço abaixo do previsto
Com Brent a USD 69,127 e o OGE 2025 calculado com USD 70/barril, Angola enfrenta défice de receitas petrolíferas estimado em aproximadamente USD 1 por barril, ou cerca de USD 90 milhões no terceiro trimestre (assumindo produção de 1 milhão bpd x 92 dias).
Esta pressão acumula-se aos défices do primeiro semestre, quando preços também ficaram abaixo do orçamentado em vários momentos, forçando o Ministério das Finanças a contingenciar despesas e o Banco Nacional de Angola a manter política monetária restritiva (Taxa BNA em 19,5% até Setembro, reduzida para 19% em Outubro).
O FMI reviu em baixa previsões para Angola em múltiplas ocasiões durante 2025, apontando precisamente para o duplo choque de preços baixos + produção declinante como principal risco fiscal.
Outlook 4º trimestre: Incerteza geopolítica domina
Questionado sobre perspectivas para o quarto trimestre, José Barroso foi cauteloso: “Primeiro, é preciso perceber o que vai realmente acontecer em Gaza, na Ucrânia e as decisões que a OPEP+ poderá tomar.”
Factores de incerteza:
1. Conflito Israel-Hamas/Hezbollah
Escalada ou des-escalada no Médio Oriente terá impacto directo em prémio de risco
2. Guerra Ucrânia-Rússia
Ataques a infraestrutura energética russa podem disruptar mercados
3. Decisões OPEP+
Organização já sinalizou intenção de aumentar produção, mas pode reverter se preços caírem demasiado
4. Procura chinesa
Recuperação ou estagnação da China determinará trajectória de preços
5. Eleições EUA (Novembro 2025)
Resultado eleitoral pode alterar políticas energéticas e comerciais
Barroso reconheceu: “Acreditamos que hoje a oferta é maior do que a procura, mas as coisas poderão mudar, tudo vai depender realmente da estabilidade política que nós tivermos nos próximos tempos.”
Cenário base: Se tensões geopolíticas se mantiverem em níveis actuais, sem escalada dramática mas também sem resolução, preços devem oscilar na faixa USD 65-75, mantendo pressão sobre orçamento angolano.
Cenário otimista: Escalada no Médio Oriente ou cortes inesperados de produção (Rússia, OPEP+) podem empurrar preços para USD 80-85, aliviando contas públicas.
Cenário pessimista: Recessão global ou acordo de paz abrangente no Médio Oriente podem derrubar preços para USD 60-65, forçando revisão orçamental profunda.
Implicações estratégicas
Para o Orçamento do Estado:
Receitas petrolíferas representam ~30% do PIB e ~50% das receitas fiscais. Cada USD 1 abaixo dos 70 orçamentados custa aproximadamente USD 365 milhões anuais (assumindo produção de 1 milhão bpd). Governo terá que apertar ainda mais despesas ou recorrer a financiamento adicional.
Para a transição energética:
Desempenho positivo do gás natural valida estratégia de monetização de recursos gasíferos. Angola deve acelerar projectos de gás para compensar declínio do petróleo e capturar janela de oportunidade antes de descarbonização global reduzir procura.
Para a diversificação económica:
Dependência de 60% das exportações num único país (China) e ~90% das receitas fiscais em hidrocarbonetos expõe vulnerabilidade extrema. Esforços de diversificação (agricultura, mineração, turismo) continuam insuficientes face à magnitude do desafio.
Para investidores:
Sector petrolífero angolano oferece oportunidades em gás natural (crescimento) e em revitalização de campos maduros (tecnologia EOR – Enhanced Oil Recovery), mas declínio estrutural exige realismo sobre trajectória de longo prazo.
