Por que o maior campo de petróleo inexplorado da África ainda não começou a produzir?

O projeto Venus da TotalEnergies, na Bacia de Orange, na Namíbia, é o tipo de descoberta que faz os executivos do setor petrolífero brilharem e os governos sonharem com retornos enormes. Foi anunciado em fevereiro de 2022 e rapidamente reconhecido como uma das maiores descobertas no continente em décadas, com estimativa de conter cerca de 1,5 bilhão de barris de petróleo bruto leve (45° API), além de 4,8 trilhões de pés cúbicos de gás natural.

As expectativas são imensas: estima-se que a produção atinja o pico de 150.000 barris por dia, com o campo potencialmente produzindo por 30 a 40 anos. A estrutura de propriedade reflete uma mistura de capital global e participação local: TotalEnergies (45,25%), QatarEnergy (35,25%), a petrolífera nacional da Namíbia, Namcor (10%) e a Impact Oil & Gas do Reino Unido (9,5%). Para a Namíbia, que nunca produziu petróleo em larga escala, Vênus representa um importante ponto de inflexão que pode elevar o PIB do país em até 20% até 2030.

Mas as promessas de Vênus são inseparáveis de seus desafios. O campo está localizado em águas muito profundas (3.000 metros abaixo da superfície e 300 quilômetros da costa), tornando-o um dos projetos offshore tecnicamente mais exigentes do mundo. Soma-se a isso a complexidade do gás associado, que se tornou o centro de uma disputa que atrasa as negociações: a Namíbia quer trazer o gás para terra para impulsionar a geração de energia doméstica, enquanto a TotalEnergies prefere reinjetá-lo no reservatório para manter a pressão, dada a baixa permeabilidade da rocha. Para o governo, a questão vai além da energia, garantindo receitas de longo prazo e construindo uma base para a geração doméstica de eletricidade, enquanto a empresa vê isso como um acréscimo de custos e riscos a um projeto à beira da viabilidade comercial.

A TotalEnergies já ajustou seu plano de produção para refletir a realidade da Namíbia. Após propor inicialmente uma estratégia mais ambiciosa, com uma capacidade de produção de 200.000 barris por dia, o número foi reduzido para 150.000. Esse ajuste parece estar vinculado à estratégia mais ampla da empresa de focar em valor em vez de volume, mantendo um patamar de produção estável por sete a oito anos, em vez de buscar ganhos iniciais rápidos. Isso também reflete a consciência do contexto estratégico: após a saída da Shell, a TotalEnergies se tornou quase a única grande empresa na Namíbia, e qualquer infraestrutura futura (uma potencial planta de GNL, oleodutos ou outras instalações) recairá em grande parte sobre seus ombros. A extensão da vida útil da produção, portanto, garante retornos por um período mais longo para cobrir esses investimentos dispendiosos.

Essa tensão define as negociações em andamento. A presidente Netumbo Nandi-Ndaitwah colocou o assunto sob sua supervisão direta e criou uma unidade presidencial de petróleo para acompanhar as negociações. A preocupação é clara: a Namíbia não quer repetir a experiência da Guiana, onde o governo, em um acordo de 1999 com a ExxonMobil, aceitou uma taxa de royalties de apenas 2%, um acordo agora visto como um modelo negativo para produtores de petróleo emergentes. Por esse motivo, a Namíbia está entrando em negociações com a TotalEnergies em uma posição mais firme. O CEO da TotalEnergies, Patrick Pouyanné, enfatizou que atingir a meta de primeira produção em 2029 exige uma decisão final de investimento antes do final deste ano, um cronograma que já parece difícil de ser alcançado devido aos desentendimentos em andamento.

A viabilidade econômica do projeto também é um ponto de disputa. A TotalEnergies citou um preço de equilíbrio de US$ 20 por barril, o que parece mais uma posição de negociação do que uma avaliação realista, visto que a maioria dos projetos semelhantes em águas profundas custa cerca de US$ 35 por barril. Por exemplo, os projetos da ExxonMobil na Guiana (a 1.700 metros de profundidade) e os campos do pré-sal da Petrobras no Brasil (a 2.000 metros) demonstram isso. Vênus, a mais de 3.000 metros de profundidade, com uma profundidade geológica total de 6.300 metros, juntamente com uma alta relação gás-óleo, enfrenta maiores dificuldades. A falta de dados precisos sobre o conteúdo de gás do reservatório dificulta a elaboração de planos de reinjeção e processamento, aumentando a incerteza de custos. Analistas alertam que, se o gás for mais abundante do que o esperado, a reinjeção pode reduzir significativamente os retornos.

A experiência recente da Shell oferece um alerta claro. No início de 2025, a empresa deu baixa contábil de US$ 400 milhões em sua licença PEL 39 na costa da Namíbia e abandonou os poços Jonker, Graff e Enigma após concluir que a baixa qualidade do reservatório e o alto teor de gás os tornavam comercialmente inviáveis. Essa saída demonstra que nem todas as descobertas na Bacia de Orange podem ser exploradas e que Vênus, apesar de seu enorme potencial, não está imune a essas restrições geológicas e econômicas.

No entanto, a Namíbia busca se posicionar como um novo polo energético. Além do petróleo, o governo está promovendo um projeto de hidrogênio verde de US$ 10 bilhões com investidores alemães, com início de produção previsto para 2027-2028. Essa investida paralela em energia não fóssil demonstra uma estratégia de diversificação, com Vênus como pedra angular, mas não o único pilar.

Para a TotalEnergies, Venus reflete tanto a escala de suas apostas africanas quanto seus riscos. O continente agora responde por metade de sua produção operacional e pela maior parte de seu orçamento de exploração. As metas de crescimento estão concentradas em GNL e petróleo offshore na Namíbia, Angola e Gabão. Mas o projeto namibiano incorpora os desafios da exploração de fronteira. A retirada da empresa da África do Sul em 2025, após abrir mão de sua licença offshore na Cidade do Cabo devido a desafios políticos e ambientais, destaca a fragilidade do ambiente operacional na região.

Um fator geopolítico acrescenta outra dimensão: a China já se consolidou como o maior investidor estrangeiro na mineração de urânio na Namíbia e atua em energias renováveis e infraestrutura. A Câmara Africana de Energia abriu um escritório em Xangai para facilitar a participação chinesa em projetos de energia, indicando uma mudança estratégica continental. Para a TotalEnergies, qualquer atraso ou disputa com governos pode permitir que concorrentes fortaleçam sua presença, potencialmente enfraquecendo a posição de longo prazo da empresa francesa.

Assim, o projeto Venus situa-se entre uma oportunidade extraordinária e um teste profundo. No papel, poderia gerar um grande crescimento nos fluxos de caixa da TotalEnergies até 2030 e remodelar a trajetória econômica da Namíbia. Mas, na realidade, enormes desafios técnicos, a necessidade de termos financeiros que equilibrem os retornos dos investidores com as ambições do Estado e um cenário geopolítico volátil precisam ser enfrentados. Se as questões sobre gás, receitas e infraestrutura forem resolvidas em breve, Venus poderá se tornar um dos projetos petrolíferos mais importantes desta década. Caso contrário, poderá se tornar mais um exemplo de como enormes oportunidades de energia de fronteira podem ser interrompidas sob o peso de custos, política e concorrência.