Resumo executivo

O erro mais caro da due diligence upstream em Angola é comprar um modelo económico julgando que se comprou uma qualificação jurídica. Um vendedor apresenta «marginal field economics»; o comprador modela os incentivos; ninguém pergunta se a Declaração de Descoberta Marginal existe, a que área se aplica e em que condições caduca.

Uma descoberta marginal e um projecto deepwater não representam duas categorias opostas do upstream angolano.

A expressão deepwater descreve, em primeiro lugar, uma condição física da operação: exploração e desenvolvimento realizados em lâminas de água elevadas, normalmente associados a maior complexidade técnica, infra-estrutura submarina, perfuração especializada, unidades flutuantes de produção, contratos de grande dimensão e despesas de capital (capex) elevadas.

A marginalidade possui natureza diferente. O Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18, de 18 de Maio, qualifica como marginal a descoberta cuja reduzida lucratividade, perante o quadro contratual e fiscal aplicável, não justifica a declaração de descoberta comercial nos termos ordinários. Entre os indicadores previstos estão recursos recuperáveis inferiores a 300 milhões de barris e uma taxa interna de rentabilidade após imposto inferior a 15%. A profundidade de água superior a 800 metros surge igualmente entre os indicadores, o que demonstra que uma descoberta deepwater pode também preencher as condições de marginalidade.

A distinção relevante para a due diligence é, portanto, outra.

Num novo projecto deepwater, o investidor pergunta sobretudo se o activo pode ser descoberto, desenvolvido, financiado e operado dentro do orçamento e do calendário previstos.

Numa descoberta marginal, o investidor precisa de perguntar adicionalmente se a economicidade do activo depende de uma qualificação regulatória, de incentivos fiscais e contratuais específicos e da manutenção dos pressupostos que justificaram esses benefícios.

A due diligence deixa, assim, de analisar apenas o activo. Passa também a analisar a arquitectura de viabilidade que torna o activo economicamente desenvolvível.

1. A primeira distinção deve ser feita entre geologia e economicidade

Imagine-se duas descobertas offshore.

A primeira situa-se numa lâmina de água muito profunda, exige vários poços submarinos, uma unidade flutuante de produção, extensas instalações subsea e investimento de milhares de milhões de dólares. Os volumes esperados e a rentabilidade projectada, contudo, justificam o desenvolvimento segundo os termos contratuais e fiscais ordinários.

A segunda descoberta é menor. Parte da infra-estrutura necessária já existe numa concessão próxima, mas os volumes recuperáveis e o retorno esperado são insuficientes para justificar o investimento nas condições económicas existentes.

As duas operações podem estar offshore. As duas podem exigir tecnologia sofisticada. As duas podem envolver a mesma Lei das Actividades Petrolíferas.

Juridicamente, porém, a diligência não começa no mesmo ponto.

No primeiro projecto, o problema dominante pode ser a execução de um desenvolvimento tecnicamente complexo. No segundo, a primeira questão consiste em determinar se existe um caso jurídico e económico para alterar os termos aplicáveis à descoberta de modo a torná-la desenvolvível.

É esta diferença que separa risco de desenvolvimento de risco de marginalidade.

2. Marginalidade não significa necessariamente uma descoberta pequena

O Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18 contém um conceito mais sofisticado do que a simples ideia de «campo pequeno».

O artigo 5.º define a descoberta marginal a partir da reduzida lucratividade que impede, nas condições existentes, a sua transformação numa descoberta comercial.

O diploma utiliza vários indicadores para essa análise. Entre eles figuram recursos recuperáveis inferiores a 300 milhões de barris, lâmina de água superior a 800 metros, determinados níveis de rendimento económico para o Estado e para as associadas e taxa interna de rentabilidade após imposto inferior a 15%.

Mas a lei permite ainda, excepcionalmente, que descobertas com recursos superiores a 300 milhões de barris sejam declaradas marginais quando o desenvolvimento seja complexo em função da estrutura geológica ou da profundidade da lâmina de água, desde que o critério de rentabilidade previsto no diploma esteja igualmente preenchido.

Esta regra destrói uma equivalência que deve ser evitada na linguagem jurídica: marginal não significa necessariamente pequeno, e deepwater não significa necessariamente economicamente robusto.

Uma descoberta pode possuir volume relevante e continuar economicamente marginal.

A due diligence precisa, por isso, de testar simultaneamente volume, custo, fiscalidade, calendário e retorno.

3. A marginalidade precisa de ser declarada; não nasce apenas do modelo financeiro do investidor

Uma empresa pode concluir internamente que determinado projecto apresenta uma taxa de retorno insuficiente. Isso não transforma juridicamente a descoberta numa Zona Marginal Qualificada.

O regime especial do Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18 exige um procedimento.

O operador, em representação das associadas ou entidades contratadas, pode solicitar à Concessionária Nacional que a descoberta seja considerada marginal. O pedido deve ser acompanhado de documentação técnica e financeira, plano preliminar de desenvolvimento e estudo de viabilidade económica que demonstre o impacto financeiro com e sem os incentivos propostos.

A ANPG analisa a economicidade da descoberta e submete o seu parecer ao departamento ministerial competente.

A Declaração de Descoberta Marginal é depois aprovada mediante o acto legalmente previsto e constitui a Zona Marginal Qualificada à qual se aplicarão os termos específicos aprovados.

Para uma aquisição ou farm-in, esta sequência muda a diligência.

Não basta receber do vendedor um modelo que diz «marginal field economics».

O comprador deve pedir a declaração formal; o processo que a fundamentou; o modelo económico utilizado; os termos fiscais efectivamente aprovados; as condições de manutenção dos incentivos; e a correspondência entre a descoberta adquirida e a área juridicamente abrangida pela qualificação.

A marginalidade económica é uma conclusão financeira. A Zona Marginal Qualificada é uma posição jurídica.

4. O caso Urano e Dione mostra que o regime continua materialmente activo em 2026

O regime não pertence apenas à história regulatória do sector.

Em Março de 2026, o Ministro dos Recursos Minerais, Petróleo e Gás aprovou, através do Decreto Executivo n.º 75/26, a Declaração de Descoberta Marginal relativa à área de desenvolvimento dos campos Urano e Dione, no Bloco 31/21.

Segundo a informação oficial do MIREMPET, a classificação apoiou-se na avaliação técnica da ANPG, que considerou recursos recuperáveis inferiores a 300 milhões de barris e taxa interna de rentabilidade inferior a 15% nos termos então aplicáveis.

A declaração foi acompanhada por incentivos destinados a tornar o desenvolvimento economicamente viável, incluindo amortização das despesas de desenvolvimento em três anos, percentagem reforçada de petróleo para recuperação de custos nos primeiros anos, taxa de 25% de Imposto sobre o Rendimento do Petróleo e prémio de investimento.

Este exemplo demonstra uma proposição limitada, mas importante: a qualificação marginal continua a ser utilizada em Angola como instrumento de transformação de recursos descobertos, mas economicamente difíceis, em projectos potencialmente desenvolvíveis.

Não demonstra que todos os campos de menor dimensão recebam os mesmos incentivos. Os termos concretos precisam de ser verificados no acto aplicável a cada Zona Marginal Qualificada.

5. Num activo marginal, a due diligence fiscal deixa de ser uma análise de taxas e passa a ser uma análise de dependência

Esta diferença é uma das mais importantes para o investidor.

Num projecto desenvolvido sob os termos ordinários da concessão, a fiscalidade continua a ser essencial, mas pode ser modelada a partir do regime contratual e legal aplicável ao bloco. Numa Zona Marginal Qualificada, a rentabilidade pode depender precisamente da alteração desses termos.

O Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18 permite adequar as condições contratuais e fiscais à Zona Marginal Qualificada. Prevê, entre outros elementos, amortização acelerada, mecanismos específicos de recuperação de custos e prémio de investimento.

A pergunta decisiva passa a ser: que parte do valor económico do activo desaparece se o incentivo deixar de ser aplicável?

Essa pergunta deve ser modelada expressamente. Uma aquisição pode parecer atractiva quando avaliada com os incentivos e deixar de cumprir o retorno mínimo do investidor sem eles.

A due diligence deve, portanto, construir pelo menos dois cenários financeiros e jurídicos: o cenário com os benefícios efectivamente consolidados e o cenário em que determinada condição, caducidade ou requalificação altera o tratamento económico.

6. Os incentivos pertencem à zona qualificada e não devem ser generalizados a toda a concessão

O artigo 6.º do Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18 contém uma regra particularmente relevante para a diligência: a adequação contratual e fiscal aplica-se à Zona Marginal Qualificada, permanecendo inalterados os termos aplicáveis às descobertas da concessão que não estejam abrangidas pela declaração.

Isto significa que um mesmo bloco pode conter diferentes perímetros económicos.

Uma operação de aquisição que envolva participação numa concessão com produção ordinária e, simultaneamente, uma Zona Marginal Qualificada deve separar os dois regimes no modelo. Não é tecnicamente correcto pegar no incentivo aplicável à descoberta marginal e projectá-lo sobre todas as receitas da concessão.

A diligência deve reconciliar a delimitação física da área; a produção atribuível à Zona Marginal Qualificada; os custos imputáveis; os incentivos aplicáveis; e a contabilidade necessária para impedir que fluxos sujeitos a regimes diferentes sejam tratados como se fossem homogéneos.

Quanto mais integrada estiver a infra-estrutura, mais importante se torna esta separação económica e documental.

7. A utilização de infra-estrutura existente pode ser o principal activo de uma descoberta marginal

Uma descoberta pequena ou de rentabilidade reduzida pode tornar-se desenvolvível quando consegue utilizar infra-estrutura já instalada. Essa lógica muda profundamente o foco da diligência.

Se o projecto depende de uma unidade flutuante de produção, oleoduto, sistema subsea, terminal ou outra instalação pertencente a desenvolvimento existente, a análise precisa de determinar se o acesso é juridicamente seguro durante toda a vida económica do novo activo.

Além da capacidade física, é necessário verificar quem é titular da infra-estrutura; que contrato permite o acesso; qual capacidade foi reservada; que prioridade existe em caso de restrição; como se calcula a tarifa; quem suporta investimento adicional; qual é a duração do acordo; que eventos permitem a terminação; e se a vida útil da instalação é compatível com o período necessário para produzir a descoberta marginal.

Uma descoberta pode ter petróleo comercialmente recuperável e continuar sem valor autónomo se perder acesso à infra-estrutura da qual depende.

Neste tipo de activo, o acordo de ligação (tie-back agreement) ou outra estrutura de acesso pode ser tão importante quanto o próprio título petrolífero.

8. No deepwater greenfield, a concentração de risco muda para execução e capex

Um desenvolvimento deepwater de grande escala apresenta uma configuração diferente.

Pode exigir uma nova unidade de produção, novos poços, árvores submarinas, risers, umbilicais, sistemas de processamento, embarcações especializadas e contratos de engenharia de longa duração.

O investidor avalia se uma cadeia contratual com múltiplos fornecedores conseguirá entregar uma infra-estrutura integrada dentro dos limites económicos aprovados, e não apenas se existe petróleo suficiente.

Nesses projectos, a due diligence jurídica precisa de entrar profundamente em contratos EPC e EPCI; perfuração; subsea; unidade flutuante; interfaces; garantias de desempenho; indemnizações pré-fixadas (liquidated damages); seguros; mudança de lei; força maior; cost overrun; conteúdo local; financiamento; e alocação da responsabilidade entre os vários contratantes.

A incerteza económica do projecto marginal concentra-se frequentemente em saber se o activo pode ser tornado rentável. No grande deepwater greenfield, parte relevante da incerteza está em saber se a estrutura consegue transformar um investimento gigantesco em produção dentro do orçamento e do calendário.

9. O deepwater também pode beneficiar de arquitectura fiscal específica

Seria igualmente errado concluir que os grandes projectos deepwater operam sempre sob uma matriz fiscal uniforme.

Os recentes Contratos de Serviços com Risco aprovados para áreas offshore demonstram a utilização de mecanismos próprios para atrair investimento, incluindo taxas específicas, prémios de investimento e remuneração ligada à rentabilidade.

O Bloco 19, por exemplo, foi objecto do Decreto Presidencial n.º 127/26, de 30 de Julho, que aprovou o respectivo CSR e introduziu uma arquitectura fiscal específica para aquela concessão.

A diferença entre deepwater e marginalidade não pode, portanto, ser resumida a «deepwater usa regime geral; marginal recebe incentivos». Ambos podem possuir termos económicos adaptados.

A distinção é que, no regime das Zonas Marginais Qualificadas, a própria insuficiência da economicidade ordinária constitui fundamento jurídico para a adequação dos termos. No deepwater convencional, a matriz económica pode resultar directamente do decreto de concessão, do CSR, do contrato de partilha de produção ou de outro instrumento aplicável à operação.

10. O Bloco 50 mostra por que a due diligence não deve assumir que todos os regimes marginais são idênticos

O Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18 estabelece o regime-base das Zonas Marginais Qualificadas. Mas podem existir adaptações específicas para determinadas concessões.

No Bloco 50, o Decreto Legislativo Presidencial n.º 5/24, de 22 de Maio, alterou, para aquela concessão, alguns indicadores utilizados na aplicação do regime marginal. O diploma admite, por exemplo, recursos até 300 milhões de barris com taxa interna de rentabilidade após imposto inferior a 25% ou, em determinadas condições, recursos superiores a 300 milhões de barris com TIR inferior a 20%. Também introduz um Capex Cap relevante para o prémio de investimento.

A conclusão é metodológica: não existe due diligence séria de um activo marginal feita apenas com a leitura do Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18.

É necessário verificar o decreto de concessão, o contrato aplicável, a declaração de marginalidade, os diplomas especiais posteriores e qualquer instrumento que tenha ajustado os parâmetros económicos daquela concessão.

A norma geral é o ponto de partida. O activo concreto determina o resto.

11. Descoberta marginal, campo maduro e produção incremental são conceitos diferentes

Uma descoberta marginal não é necessariamente um campo maduro. A marginalidade pode existir antes de o campo entrar em produção.

O campo maduro é, por definição, um activo que já possui uma história relevante de produção e em que grande parte do volume previsto já foi extraída.

O Decreto Legislativo Presidencial n.º 8/24, de 20 de Novembro, criou um regime específico para produção incremental em blocos maduros e projectos localizados em áreas de desenvolvimento não desenvolvidas na zona marítima. O diploma define, entre outros conceitos, campo maduro com referência à relação entre produção acumulada e reservas remanescentes.

A due diligence deve, por isso, evitar três equivalências: marginal não é sinónimo de maduro; maduro não é sinónimo de pequeno; e deepwater não é necessariamente novo.

Um campo pode ser deepwater e maduro. Uma descoberta pode ser marginal antes de produzir um único barril. Uma área não desenvolvida pode integrar um bloco antigo.

Cada classificação activa perguntas jurídicas e económicas próprias.

12. Nos campos maduros, a diligência deve olhar para o passivo escondido atrás da produção existente

Quando o investidor entra num activo maduro, recebe uma vantagem evidente: existe histórico de produção. Mas recebe também uma história.

Essa história pode incluir poços antigos; equipamentos degradados; obrigações ambientais acumuladas; contratos prestes a expirar; custos de manutenção crescentes; passivos laborais; necessidade de intervenção em poços; e obrigações de abandono cada vez mais próximas.

Uma aquisição de produção existente não deve, por isso, ser avaliada apenas pela curva de barris futuros. O comprador deve confrontar os barris com a curva de obrigações futuras.

Quanto mais avançado estiver o ciclo de vida do activo, maior é a importância da integridade das instalações, do abandono, do desmantelamento, das provisões, das garantias financeiras, da responsabilidade ambiental e da alocação de custos históricos.

Um projecto jovem pede capital para construir. Um projecto maduro pode pedir capital para continuar e, depois, para encerrar.

13. O abandono pode inverter a aparente vantagem económica de um activo marginal

A proximidade entre investimento inicial reduzido e infra-estrutura existente pode tornar uma descoberta marginal especialmente atractiva. Mas a diligência precisa de saber quem suportará o custo de abandono no final.

Suponha-se que uma descoberta marginal utiliza instalações existentes e produz durante oito anos. O investidor pode beneficiar de capex inferior ao de um greenfield. Contudo, se a aquisição ou acordo contratual lhe atribuir parcela desproporcional dos custos de abandono dos poços, linhas ou instalações utilizadas, parte da economia inicial pode desaparecer no fim da vida do projecto.

A due diligence deve, por isso, quantificar que activos precisam de ser abandonados; quem possui a obrigação legal; que contratos repartem o custo; que provisões existem; que garantias financeiras foram constituídas; e se a obrigação sobrevive à transferência da participação.

O custo de saída deve ser incorporado no preço de entrada.

14. No marginal, o modelo económico é documento jurídico de primeira ordem

Em muitas transacções, o modelo financeiro aparece como documento da equipa de investimento. Num activo marginal, essa separação é artificial.

A própria qualificação regulatória depende da demonstração de economicidade. O pedido de declaração deve incluir estudo de viabilidade económica e simulação do impacto com e sem os incentivos.

A equipa jurídica precisa, portanto, de compreender as premissas essenciais do modelo. Deve perguntar qual preço do petróleo foi utilizado; que perfil de produção foi assumido; que capex foi considerado; que custos operacionais foram projectados; que tarifa de infra-estrutura foi incorporada; que incentivo fiscal foi aplicado; que TIR resulta sem incentivo; e que alteração de apenas uma destas variáveis faria o projecto deixar de preencher a tese apresentada ao regulador.

A diligência jurídica não substitui os engenheiros ou economistas; precisa de saber qual conclusão jurídica depende do número produzido por eles.

15. A caducidade da declaração precisa de entrar no calendário da transacção

O regime marginal possui também prazos próprios.

O Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18 disciplina situações em que a aprovação da declaração pode caducar, incluindo falta de progressão dentro dos períodos legalmente estabelecidos.

Essa regra deve entrar directamente no calendário da transacção.

Um investidor que compra participação numa descoberta marginal precisa de confirmar não apenas se a declaração foi obtida, mas se permanece eficaz e se os actos necessários para preservar os benefícios foram praticados dentro do prazo.

Se o activo se encontra próximo de um marco de caducidade, o risco não pode ser tratado como ponto secundário de conformidade. Pode afectar a própria base económica da aquisição.

A documentação de compra deve então considerar condição precedente; obrigação de obtenção ou manutenção; data-limite (long-stop date); direito de terminar; ajuste de preço; ou mecanismo de indemnização.

A qualificação marginal não deve ser assumida como atributo eterno do activo.

16. A diligência deve mudar conforme o investidor está a comprar exploração, desenvolvimento ou produção

A fase do projecto altera a relevância de cada risco.

Se o investidor entra antes da declaração comercial, a diligência concentra-se em dados geológicos, compromissos mínimos, prazo de pesquisa, programa de avaliação e possibilidade de qualificação marginal. Se entra depois da declaração marginal, precisa de verificar a validade da qualificação e os termos económicos aprovados. Se entra depois da decisão final de investimento, o foco desloca-se para execução dos principais contratos, cost overrun, financiamento e calendário. Se entra em produção, a análise privilegia desempenho real, integridade, reservas, custos operacionais e abandono.

Não existe, portanto, uma lista única de verificação para um activo upstream. A diligência deve seguir a fase de vida do activo. A mesma concessão pode exigir uma diligência completamente diferente cinco anos depois.

17. A comparação correcta entre marginal e deepwater deve ser feita através das perguntas que podem destruir o retorno

Para uma descoberta marginal, as perguntas mais perigosas tendem a ser estas: o activo possui a qualificação jurídica necessária para os incentivos incorporados no modelo? Esses benefícios aplicam-se exactamente à área adquirida? Que pressupostos económicos justificaram a declaração? O acesso à infra-estrutura existente é suficientemente robusto? Os incentivos podem caducar, ser reduzidos ou deixar de se aplicar se determinados parâmetros mudarem? Quem suporta abandono e integração na infra-estrutura existente?

Num grande desenvolvimento deepwater, as perguntas mudam: os direitos petrolíferos e o contrato estão plenamente vigentes? O operador possui capacidade técnica e financeira? O plano de desenvolvimento está aprovado? O capex tem margem para cost overrun? Os contratos de perfuração, unidade flutuante e subsea distribuem correctamente os riscos de interface? Existe financiamento suficiente até ao primeiro óleo? Que acontecimentos podem atrasar o calendário? Que obrigações de conteúdo local afectam a cadeia de fornecimento?

O método de diligência continua a ser jurídico. O que muda é o centro de gravidade.

18. A realidade de 2026 mostra que Angola está a trabalhar simultaneamente nos dois lados da equação

A política petrolífera angolana actual procura simultaneamente atrair grandes investimentos em novas áreas e recuperar valor em activos que, nas condições ordinárias, poderiam permanecer por desenvolver.

O Programa de Desenvolvimento e Consolidação da Fileira de Petróleo e Gás identifica expressamente entre as prioridades o desenvolvimento de campos marginais e maduros e a análise da adequação do quadro fiscal e contratual.

Em Março de 2026, Urano e Dione receberam declaração de marginalidade no Bloco 31/21. Ao mesmo tempo, Angola aprovou em 2026 novos Contratos de Serviços com Risco para áreas offshore, incluindo os Blocos 19 e 34, demonstrando continuidade na abertura de novas oportunidades de elevado investimento.

Estas operações não devem ser agrupadas como se representassem o mesmo tipo de risco. O ponto comum está apenas no facto de ambas exigirem capital. A arquitectura da decisão de investimento é diferente.

19. A matriz de due diligence deve reflectir essa diferença

Uma comparação útil pode ser organizada da seguinte forma.

Esta matriz não substitui a análise de cada concessão. Serve para determinar onde a equipa deve começar a procurar o risco.

20. Conclusão

A oposição entre «bloco marginal» e deepwater é conceptualmente enganadora.

A marginalidade descreve uma descoberta cuja economicidade não permite, nas condições ordinárias, justificar o desenvolvimento e que pode, mediante o procedimento legal aplicável, receber uma arquitectura contratual e fiscal adaptada; não descreve simplesmente um activo pequeno. O deepwater descreve essencialmente um ambiente de operação.

Uma descoberta pode ser simultaneamente deepwater e marginal.

A due diligence precisa, por isso, de abandonar a comparação por etiquetas e passar a comparar modos de falha do investimento.

Num activo marginal, o retorno pode falhar porque a qualificação, o incentivo, o acesso à infra-estrutura ou a premissa económica que tornou o projecto viável deixam de funcionar. Num grande desenvolvimento deepwater, o retorno pode falhar porque a execução, o capex, as interfaces, o financiamento ou o calendário deixam de funcionar.

É essa diferença que deve orientar a diligência.

A regra prática pode ser formulada assim: quando a economicidade depende de uma excepção, diligencia-se primeiro a excepção; quando a economicidade depende de execução em grande escala, diligencia-se primeiro a capacidade de executar.

Em ambos os casos, o investidor compra mais do que petróleo. Compra uma arquitectura jurídica destinada a transformar recurso geológico em retorno económico.

Nota metodológica

Neste artigo, a expressão «descoberta marginal» é utilizada no sentido técnico do Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18. Evita-se a expressão genérica «bloco marginal» sempre que ela possa sugerir que a concessão inteira adquire automaticamente essa qualificação. A designação deepwater é utilizada como categoria industrial e operacional e não constitui, por si só, um regime jurídico autónomo. Os casos Urano e Dione e Bloco 50 são utilizados para demonstrar aplicação e adaptação concretas do regime; não se inferem desses casos condições fiscais universais para todas as Zonas Marginais Qualificadas.

Base normativa e institucional

Decreto Legislativo Presidencial n.º 6/18, de 18 de Maio, Diário da República, I Série, n.º 72, p. 3029: regime-base das Zonas Marginais Qualificadas; define a descoberta marginal, estabelece os indicadores da marginalidade, disciplina a declaração e prevê mecanismos de adequação contratual e fiscal. Revogou expressamente o anterior Decreto Legislativo Presidencial n.º 2/16. Texto no lex.ao.

Decreto Executivo n.º 75/26, de 10 de Março, Diário da República, I Série, n.º 44: aprova a Declaração de Descoberta Marginal da Área de Desenvolvimento Urano e Dione da Concessão do Bloco 31/21 e aplica incentivos destinados a viabilizar o seu desenvolvimento.

Decreto Legislativo Presidencial n.º 5/24, de 22 de Maio, Diário da República, I Série, n.º 95, p. 4526: adaptações específicas do regime marginal para o Bloco 50. Texto no lex.ao.

Decreto Legislativo Presidencial n.º 8/24, de 20 de Novembro, Diário da República, I Série, n.º 222, p. 12672: produção incremental em blocos maduros e projectos em áreas de desenvolvimento não desenvolvidas na zona marítima. Texto no lex.ao.

Decreto Presidencial n.º 127/26, de 30 de Julho, Diário da República, I Série, n.º 143, p. 5655: concessão do Bloco 19 e aprovação do respectivo Contrato de Serviços com Risco. Texto no lex.ao.

Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, Lei das Actividades Petrolíferas, alterada pela Lei n.º 5/19, de 18 de Abril. Texto no lex.ao.

MIREMPET, informação oficial sobre a Declaração de Descoberta Marginal dos campos Urano e Dione, Março de 2026.

Programa de Desenvolvimento e Consolidação da Fileira de Petróleo e Gás.