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Importador de produtos petrolíferos, Madagáscar enfrenta, há vários anos, dificuldades recorrentes no abastecimento de combustíveis, que se agravam ainda mais devido às tensões nos mercados energéticos mundiais.
Enquanto se registavam carências de combustível em várias localidades de Madagáscar, o governo decretou um regime de emergência energética de 15 dias para fazer face à situação. A decisão autoriza o Estado a intervir diretamente no abastecimento e na distribuição de produtos petrolíferos.
«A declaração de estado de emergência energética permite às autoridades tomar medidas excecionais e urgentes para restabelecer o fornecimento de energia e assegurar a continuidade dos serviços públicos», anunciaram as autoridades malgaxes após o Conselho de Ministros realizado na terça-feira, 7 de abril.
De imediato, a medida abre caminho a um controlo reforçado dos fluxos de combustível. O dispositivo dá ainda às autoridades o direito de requisitar meios logísticos e organizar a distribuição dos stocks, cuja disponibilidade não foi especificada.
Além disso, o decreto prevê também a reserva do abastecimento de produtos petrolíferos para determinados usos prioritários, nomeadamente os serviços públicos e as atividades consideradas essenciais para o funcionamento do país, segundo informações veiculadas pela Reuters.
No terreno, os primeiros sinais de tensão são visíveis. Postos de combustível registam rupturas pontuais, enquanto se formam filas de espera em várias zonas urbanas. Operadores do setor indicam dificuldades em manter níveis regulares de abastecimento.
Na origem destas perturbações está um contexto internacional marcado por tensões, nomeadamente o conflito no Golfo, que perturba os fluxos de hidrocarbonetos e dificulta o acesso a cargas para alguns importadores. Esta situação acompanha-se de um aumento dos custos de aquisição no mercado internacional.
Uma crise mais estrutural do que conjuntural
Embora até ao momento não tenha sido oficialmente reportada qualquer ruptura de stocks de combustível, a situação evidencia a vulnerabilidade estrutural do sistema de abastecimento energético da grande ilha, que ainda depende da importação de combustíveis para produzir eletricidade.
O L’Express de Madagascar recorda, nas suas publicações de 7 e 8 de abril, que o país não possui refinaria operacional e importa quase a totalidade dos seus produtos petrolíferos refinados, nomeadamente gasolina, gasóleo e petróleo lampante. Segundo dados relatados pelo meio de comunicação, estes produtos representam cerca de 27% das importações totais do país, o que aumenta a fatura energética e exerce pressão sobre as reservas em divisas.
A maioria das importações de combustível do país depende de um fornecedor único localizado em Sohar, no norte do Omã, próximo do Estreito de Ormuz, por onde passa cerca de 20% do petróleo bruto mundial.
Além disso, apesar das ambições anunciadas para a exploração e produção de petróleo, Madagáscar ainda não conseguiu identificar recursos petrolíferos em quantidades comerciais. Esta situação obriga o país a depender das importações marítimas através do porto de Toamasina.
Abdel-Latif Boureima
Impulsionada por custos em forte queda e por implementações em grande e pequena escala, a energia solar ocupa agora um lugar central no desenvolvimento das capacidades elétricas mundiais.
O solar impõe-se hoje como o motor principal das energias renováveis no mundo. Os números publicados pela Agência Internacional para as Energias Renováveis (IRENA), na terça-feira, 31 de março, confirmam que esta fonte concentra a maioria das novas instalações e representa, por si só, quase metade de toda a capacidade verde instalada no planeta.
Em 2025, a energia solar atinge 2 392 GW, ou seja, 47 % do total mundial de renováveis (5 149 GW). Esta área adicionou 511 GW de novas capacidades, representando 75 % dos 692 GW adicionados, muito à frente do setor eólico e de outras tecnologias. Em outras palavras, a eletricidade verde continua a crescer, sendo agora a energia solar a liderar esta dinâmica a nível global.
Queda nos custos dos painéis solares
O crescimento da energia solar assenta quase inteiramente no fotovoltaico, que concentra mais de 510 GW das novas instalações em 2025, tendência já observada em 2024.
Esta predominância deve-se, em grande parte, à rápida redução dos custos dos equipamentos e da eletricidade produzida. O preço médio da eletricidade solar fotovoltaica passou de 0,417 dólares por kWh em 2010 para 0,043 dólares por kWh em 2024, segundo a IRENA.
No mesmo ano, esta tecnologia era, em média, 41 % mais barata do que as alternativas fósseis. Além disso, a sua modularidade facilita a implementação, com instalações que variam de alguns quilowatts a várias centenas de megawatts, contribuindo assim para a “democratização” do acesso à eletricidade.
Crescimento solar desigual
O avanço do solar mantém-se concentrado em algumas regiões. A Ásia, em particular a China e a Índia, regista os maiores aumentos de capacidade, seguida pelos Estados Unidos e pelo Brasil.
“A Ásia mais do que duplicou a sua capacidade solar instalada desde 2022, adicionando 317,1 GW em 2024 e 371,2 GW em 2025. A China (+315,1 GW) e a Índia (+37 GW) concentram a maior parte deste crescimento, à frente da Coreia do Sul (+3,7 GW)”, refere o relatório da IRENA.
Por outro lado, África cresce mais lentamente. A capacidade solar do continente atinge 22 188 MW em 2025, contra 18 375 MW em 2024, permanecendo marginal à escala mundial.
A queda dos custos removeu um obstáculo importante ao desenvolvimento de instalações solares. A capacidade dos países em transição energética de mobilizar os investimentos necessários para implementar soluções em grande e pequena escala, incluindo mini-redes e kits solares, continua, no entanto, a ser um desafio.
Abdoullah Diop
Após uma queda generalizada nos preços do algodão no mercado internacional em 2025, os analistas antecipavam a continuação desta tendência em 2026. Contrariando todas as expectativas, a matéria-prima registou uma recuperação dos preços num contexto geopolítico mundial marcado por fortes tensões.
Os preços do algodão vêm registando uma recuperação no mercado internacional desde o início de fevereiro de 2026. Segundo dados da Intercontinental Exchange (ICE Futures U.S.), os preços da fibra fecharam a 7 de abril de 2026 em 71,31 cêntimos por libra, cerca de 1,57 $/kg. Este nível representa um aumento de 8,7% em relação ao preço observado a 31 de dezembro de 2025 (1,45 $/kg).
Trata-se também do nível mais alto registado nos últimos doze meses. Para encontrar um preço semelhante, é necessário recuar até 5 de maio de 2025, quando os preços da fibra fecharam a 72,06 cêntimos por libra, cerca de 1,59 $/kg na ICE.
Segundo a plataforma internacional de dados económicos e financeiros Trading Economics, os intervenientes no mercado preveem um aperto nas perspetivas de oferta mundial, à luz dos dados recentes sobre as áreas cultivadas.
“As áreas efetivamente cultivadas frequentemente divergem das primeiras estimativas governamentais, e esta incerteza é agravada por reduções de produção confirmadas em grandes países produtores como o Brasil, a China e a Austrália”, sublinha a plataforma na sua última análise do mercado mundial, em 4 de abril.
Em 31 de março, a empresa chinesa SunSirs, especializada na recolha, análise e divulgação de dados sobre mercados de matérias-primas, reportou, por exemplo, que a área plantada com algodão nos Estados Unidos, 4.º maior produtor mundial de algodão depois da China, Índia e Brasil, deverá cair para 9,23 milhões de acres em 2026, contra uma estimativa anterior de 9,4 milhões de acres, devido a condições climáticas desfavoráveis. A região cotonnière americana sofreu temperaturas recorde em março, que podem afetar o plantio e gerar preocupações sobre a produção.
Para além das incertezas de oferta em alguns países produtores, os analistas antecipam um aumento próximo dos custos de produção, ligado às tensões existentes no mercado mundial de fertilizantes.
Um impacto esperado do conflito no Médio Oriente?
O algodão é uma cultura de rendimento elevado que consome grande quantidade de fertilizantes, nomeadamente NPK e ureia. Neste contexto, os observadores estimam que o aumento dos preços no mercado mundial de fertilizantes deverá refletir-se nos custos de produção, especialmente em países produtores de algodão que dependem maioritariamente da importação de fertilizantes. O Brasil, 3.º produtor mundial de algodão, ilustra bem esta preocupação: segundo o USDA, o país depende em 87% das importações para as suas necessidades em fertilizantes.
Desde o final de fevereiro de 2026, a escalada militar entre os EUA, Israel e Irão tem perturbado o tráfego marítimo no estreito de Ormuz, uma passagem estratégica por onde transita cerca de um terço do transporte marítimo mundial de fertilizantes (aproximadamente 16 milhões de toneladas), segundo a UNCTAD. Numa nota informativa publicada em 19 de março, o Centro Internacional para o Desenvolvimento de Fertilizantes (IFDC) indicou que, já na primeira semana do conflito no Médio Oriente, o preço médio FOB (Free on Board) da ureia aumentou cerca de 37%, e na segunda semana os preços subiram ainda mais, atingindo cerca de 715 $ por tonelada métrica, um aumento de aproximadamente 45% em relação ao nível anterior à escalada.
Todos estes fatores sugerem a continuação da subida dos preços do algodão nos próximos meses. Mais amplamente, este momento representa uma oportunidade para os produtores de algodão da África Ocidental e Central aumentarem as suas receitas de exportação. Recorde-se que, na região, cerca de 98% do algodão produzido ainda é exportado sob a forma de fibra bruta.
Stéphanas Assocle
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Kenya remains East Africa’s top tourist destination in 2025
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International arrivals rise to 2.7 million, ahead of Tanzania
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Growth driven by visa reforms, air connectivity, rising tourism revenue
Kenya confirmed its position as East Africa's top tourist destination in 2025, outpacing Tanzania for a second consecutive year as the sector continues to recover across the continent. The country strengthened its regional lead, supported by relaxed visa rules and expanded air connectivity, while Tanzania remains on an upward trend.
According to Kenya's Ministry of Tourism and Wildlife, international arrivals rose 9% to 2.7 million in 2025, up from 2.47 million in 2024. For the full year, the country recorded about 7.9 million visitors, including 5.2 million domestic travelers.
Tourism generated nearly 500 billion Kenyan shillings (about $3.9 billion), reinforcing its strategic role in the economy. The ministry said growth was driven by a visa exemption policy introduced by the government and an increase in international air routes, which boosted the country’s appeal to foreign visitors.
Tanzania also reported solid growth, though it continues to trail its northern neighbor. The country said it received more than 2.09 million international visitors between January and November 2025, without releasing a full-year figure. In 2024, total arrivals, including domestic tourism, reached 5.3 million.
Tanzania aims to attract 8 million tourists by 2030, a level Kenya has already reached. This highlights growing competition between the two leading East African destinations as both seek to attract a larger share of international visitors.
A favorable backdrop across Africa
Beyond regional competition, both countries are benefiting from a broader positive trend across the continent. Africa is strengthening its appeal as a tourist destination, led by major markets such as Morocco (19.8 million tourists), Egypt (19 million), Tunisia (11 million) and South Africa (10.48 million).
According to the latest World Tourism Barometer published in January 2026 by UN Tourism, Africa welcomed about 81 million international tourists in 2025, up 8% from 2024. This marks the fastest growth rate of any region globally, driven in part by North Africa, where arrivals increased by 11%.
In this context, competition between Kenya and Tanzania is expected to intensify as the sector undergoes deeper structural changes. While Kenya benefits from early reforms in visas, connectivity and destination marketing, Tanzania still has significant growth potential, particularly through diversification and infrastructure development.
Over the medium term, both countries’ ability to attract more visitors will depend less on volume than on value: targeting higher-spending tourists, developing sustainable tourism and strengthening integration with regional and international air transport networks.
Henoc Dossa
A África do Sul é o maior produtor mundial de platina. Nos últimos meses, as empresas mineiras que operam no país têm beneficiado de preços elevados, mas ainda não estão inclinadas a aumentar a produção.
O platina negociou-se, em média, a 2.206 dólares por onça no primeiro trimestre de 2026, um aumento de 30% em relação ao último trimestre de 2025. Esta subida, registada no World Bank Commodities Price de abril de 2026, ocorre num contexto de défice, o qual contribuiu para mais do que duplicar, em apenas um ano, o preço do metal utilizado nos catalisadores de carros com motor térmico.
Segundo o Platinum Quarterly Q4 2025, publicado em março de 2026 pelo World Platinum Investment Council (WPIC), o défice do mercado de platina atingiu 1,08 milhões de onças em 2025, contra 921 mil onças no ano anterior. Este aumento do desequilíbrio deve-se principalmente à forte procura de investidores, cuja demanda por platina subiu 65% em um ano, enquanto a procura para joalharia cresceu 9%, a sua melhor performance desde 2018.
No lado da oferta, a produção mineira global caiu 4% em 2025, parcialmente compensada por um aumento de 10% no reciclo. A África do Sul, maior produtor mundial, deverá manter a produção em 2026, apoiada pelos primeiros volumes do projeto Platreef da Ivanhoe Mines, que entrou em produção no quarto trimestre de 2025. Em contrapartida, espera-se que a produção russa decline, penalizada, entre outros fatores, pelo afastamento de fornecedores ocidentais de equipamentos.
Apesar de uma procura total em queda de 8% em 2026, o mercado deverá continuar deficitário este ano, com um défice estimado em 240 mil onças, segundo o WPIC. Estes fatores levam os analistas a prever a manutenção de preços elevados. Rohit Savant, do CPM Group, estima uma média anual de 1.954 dólares por onça em 2026, numa faixa entre 1.400 e 2.800 dólares, considerando que a dinâmica favorável aos metais preciosos sustenta os preços a curto prazo, mas prevendo uma normalização gradual a médio prazo.
Para os produtores sul-africanos, este aumento de preços traduz-se principalmente num forte crescimento dos resultados financeiros. A Valterra Platinum, resultante da cisão da Anglo American e maior produtora mundial em termos de valor de vendas, anunciou um EBITDA em alta de 68% ano a ano. Por enquanto, no entanto, as empresas mineiras privilegiam o retorno aos acionistas em vez de investir em novos projetos.
Emiliano Tossou
O ouro como valor de refúgio: porque é que os preços caem apesar da persistência do conflito no Irão
Após ter encerrado 2025 com mais de 53 máximos históricos, o ouro iniciou o ano em curso com um novo pico acima dos 5.500 USD por onça. Uma dinâmica que levou os analistas a projetar níveis ainda mais elevados, antecipando a ultrapassagem dos 6.000 USD por onça até ao final de 2026.
Na segunda-feira, 6 de abril, os preços do ouro cmeçaram a semana em queda, recuando para 4.600 USD por onça nos mercados, o que representa uma descida de cerca de 12% desde o final de fevereiro. Esta evolução contrasta com a tendência de alta observada um ano antes, num contexto geopolítico relativamente semelhante, atualmente marcado pela persistência do conflito no Irão.
Em 2025, o metal amarelo beneficiou plenamente do seu estatuto de valor de refúgio, atraindo investidores preocupados em proteger-se contra as tensões comerciais entre a China e os Estados Unidos e a guerra na Ucrânia. Esta procura sustentada impulsionou os preços para níveis recorde, com 53 máximos históricos registados ao longo do ano e uma valorização anual superior a 60%.
Desta vez, porém, a persistência das tensões geopolíticas, nomeadamente com o conflito envolvendo os Estados Unidos e Israel contra o Irão, parece produzir o efeito inverso. Em causa está a subida dos preços do petróleo, associada a perturbações no abastecimento, que reacende os receios inflacionistas e reforça as expectativas de aumento das taxas de juro nos Estados Unidos.
Embora o ouro seja tradicionalmente visto como uma proteção contra a inflação, a subida das taxas de juro tende a reduzir a sua atratividade em favor de ativos mais rentáveis, como as obrigações. Esta dinâmica é igualmente reforçada pela solidez dos indicadores macroeconómicos norte-americanos, que sustentam tanto os rendimentos dos títulos do Tesouro como o dólar.
«Na segunda-feira, o ouro caiu para cerca de 4.600 dólares por onça, acentuando as perdas do dia anterior após o presidente Donald Trump ter lançado um novo ultimato ao Irão […]. O ouro mantém-se em queda de cerca de 12% desde o início do conflito, com a subida dos preços da energia a alimentar receios de inflação e a reforçar as expectativas de aumento das taxas de juro. O metal precioso também teve dificuldades em cumprir o seu papel tradicional de valor de refúgio, sob pressão de liquidações forçadas, com investidores a tentarem cobrir perdas», explica a Trading Economics.
Neste contexto, as perspetivas a curto e médio prazo permanecem incertas. Antes da escalada das tensões no Irão, instituições como UBS e JP Morgan ainda previam a continuação da subida dos preços, com a possibilidade de ultrapassar os 6.000 USD por onça até ao final do ano. Estas previsões baseavam-se na atratividade do metal para investidores e bancos centrais face às incertezas geopolíticas.
Resta agora acompanhar a evolução desta tendência nos próximos meses, bem como as suas implicações para as economias africanas dependentes das receitas do ouro. Países como o Burkina Faso, o Mali, o Gana ou a Costa do Marfim tinham beneficiado da subida dos preços em 2025, ao mesmo tempo que adotavam novas reformas fiscais para captar melhor os seus benefícios.
Aurel Sèdjro Houenou
Após uma primeira fundição de ouro simbólica no final de dezembro passado, a mina Kiniero da Robex Resources iniciou as suas atividades comerciais no primeiro trimestre de 2026. Para este primeiro ano completo de exploração, o objetivo é atingir uma produção total de 155.000 onças de ouro.
Mais de três meses após o arranque na Guiné, a mina de ouro Kiniero, do grupo canadiano Robex Resources, continua a aumentar a sua capacidade de produção. Numa atualização publicada na terça-feira, 7 de abril, a empresa indica ter produzido 39.347 onças de ouro no local durante o primeiro trimestre de 2026, período marcado pelo início efetivo da comercialização da sua produção.
Sendo o mais recente complexo aurífero a entrar em produção no país, Kiniero inicia assim o seu primeiro ano completo de exploração. Para este exercício, a Robex tem como objetivo uma produção total de 155.000 onças. Este objetivo já foi atingido em cerca de 25% com os volumes registados até ao final de março, enquanto a empresa revela ter também comercializado cerca de 32.306 onças de ouro a um preço médio de 4.804 USD por onça durante o período, o que representa cerca de 155 milhões de dólares em receitas, segundo os cálculos.
«A exploração de Kiniero continua a ganhar ritmo após o início da produção comercial em fevereiro de 2026 […]. A Robex fornecerá uma atualização completa das suas operações e atividades de exploração no seu relatório trimestral de março de 2026, que será publicado ainda este mês», pode ler-se no comunicado.
Enquanto se aguardam mais detalhes sobre a evolução operacional e comercial do projeto, estes primeiros resultados parecem encorajadores, incluindo para a Guiné. Para além dos mecanismos fiscais em vigor, o Estado detém uma participação de 15% no projeto e recebe uma taxa de 5,5% sobre as receitas geradas.
Aurel Sèdjro Houenou
Na Namíbia, o setor mineiro continua a ser um dos principais motores da economia, com uma contribuição de 14,4 % para o PIB nacional em 2023. Embora este peso assente em grande parte nos diamantes, urânio e ouro, o país está a emergir progressivamente como um ator no mercado de minerais críticos.
A empresa mineira júnior Kaoko Metals anunciou na segunda-feira, 6 de abril, que prevê angariar até 6,5 milhões de dólares australianos (4,4 milhões USD) no âmbito da sua cotação na bolsa australiana ASX. Esta operação insere-se nas suas ambições de identificar novas descobertas de cobre nos seus projetos na Namíbia, um país cada vez mais visado por investidores pelo seu potencial em minerais críticos.
Com um portfólio de dois ativos, nomeadamente Chalkos e Karibib, a Kaoko Metals pretende concluir a sua cotação na ASX ainda este mês. Questionado pelo média StockHead sobre esta operação e a angariação de fundos associada, o seu CEO, Gerard O’Donovan, indicou que a empresa se concentra numa «descoberta, idealmente em grande escala» nos seus ativos. Esta aposta no cobre lembra outras empresas júnior, como a Midas Minerals ou a Koryx Copper, esta última a desenvolver a futura mina Haib.
No entanto, esta dinâmica não se limita ao cobre. Abrange também o lítio (projeto Uis) e os elementos de terras raras, utilizados respetivamente na cadeia de valor dos veículos elétricos e nas turbinas eólicas. Desde a futura mina Lofdal (Namibia Critical Metals) aos depósitos já identificados, como Kameelburg (Aldoro Resources), os investimentos multiplicam-se, contribuindo para uma diversificação progressiva do setor mineiro namibiano, historicamente dominado pelos diamantes, urânio e ouro.
A transição energética como motor
Este enfoque nos minerais estratégicos na Namíbia insere-se num contexto em que a sua disponibilidade é essencial para a transição energética global. A este fator soma-se um ambiente de negócios considerado favorável. Segundo Donovan, a «Namíbia é uma região madura, favorável e acolhedora; não acho que as pessoas percebam quão acolhedora é […]. Parece-me simplesmente que não apresenta a mesma incerteza política nem o mesmo risco soberano que outras nações africanas».
Apesar desta dinâmica promissora, a maioria dos projetos mencionados ainda se encontra em fase de desenvolvimento, e a sua concretização não está ainda garantida. Para atores como a Kaoko, ainda em busca dos seus primeiros depósitos, o caminho poderá ser longo e estender-se por vários anos, exigindo investimentos contínuos.
Entretanto, o setor mineiro namibiano já desempenha um papel central na economia, representando 14 % do PIB nacional em 2023. De acordo com dados atribuídos ao Ministro das Minas, Modestus Amutse, o setor gerou mais de 64,7 mil milhões de dólares namibianos (3,8 mil milhões USD) de receitas de exportação no exercício 2025/26, graças sobretudo a desempenhos sólidos no ouro e urânio.
Aurel Sèdjro Houenou
A Líbia visa aumentar a sua produção de petróleo, enfrentando, ao mesmo tempo, constrangimentos operacionais, nomeadamente relacionados com as infraestruturas.
A National Oil Corporation (NOC), a empresa pública de petróleo da Líbia, anunciou que a produção de petróleo bruto atingiu 1,43 milhões de barris por dia. Segundo o The Libya Observer, que cita dados oficiais publicados no início de abril, este valor representa o nível mais alto em mais de dez anos.
Este patamar aproxima a Líbia das suas capacidades pré-crise política de 2011. Na altura, a Líbia, que possui as maiores reservas comprovadas de petróleo bruto de África, estimadas entre 48,3 e 48,4 mil milhões de barris, podia produzir entre 1,6 e 1,7 milhões de barris por dia, segundo a U.S. Energy Information Administration.
Esta evolução ocorre num contexto de recuperação gradual das atividades em vários campos e terminais petrolíferos. De acordo com a NOC, as operações estabilizaram-se após períodos de interrupção causados por bloqueios e constrangimentos técnicos.
A empresa indica ainda que a continuidade da produção foi possível graças à melhoria da disponibilidade das infraestruturas.
Ao mesmo tempo, as receitas petrolíferas atingiram 10,7 mil milhões de dinares líbios (cerca de 1,67 mil milhões de dólares) em fevereiro de 2026, segundo o Central Bank of Libya (CBL). Estes rendimentos, provenientes das exportações de hidrocarbonetos, ocorrem num contexto de forte dependência da economia líbia do setor petrolífero.
O setor petrolífero continua a ser central para as finanças do país. Segundo dados do CBL e da Coface, o petróleo e o gás representam cerca de 95% das exportações e 90% das receitas públicas. Em outubro de 2025, as autoridades líbias anunciaram o objetivo de atingir uma produção de 1,6 milhões de barris por dia até ao final de 2026.
Neste contexto, a Líbia prevê um plano de relançamento do setor petrolífero, apoiado por investimentos estimados entre 3 e 4 mil milhões de dólares, destinados a modernizar as infraestruturas e restaurar as capacidades existentes.
As autoridades líbias indicam que a manutenção deste nível de produção depende, nomeadamente, de um fornecimento elétrico confiável e do bom funcionamento das instalações, segundo o The Libya Observer.
Abdel-Latif Boureima
Marrocos continua a aumentar a sua capacidade de energias renováveis, com mais 2.434 MW em relação a 2016. Esta dinâmica insere-se num contexto em que o país pretende elevar a quota de renováveis para 52% do mix elétrico até 2030.
Nos últimos dez anos, Marrocos mais do que duplicou a sua capacidade de produção de eletricidade a partir de energias renováveis, passando de 2.417 MW em 2016 para 4.851 MW no final de 2025. Este crescimento, confirmado pela Agência Internacional para as Energias Renováveis (IRENA) em março de 2026, ilustra a aceleração da transição energética do reino num contexto de dependência das importações.
Esta expansão baseia-se principalmente na energia eólica, que atingiu 2.452 MW, contra 902 MW há dez anos. A energia solar também progrediu, passando de 202 MW para 1.086 MW, mas continua a ser menos significativa. A energia hidroelétrica manteve-se estável em 1.306 MW ao longo do período.
A nível continental, esta dinâmica confere a Marrocos um peso relevante. A África tinha um total de 82.371 MW de capacidades renováveis em 2025, representando 1,6% do total mundial. O reino marroquino representa cerca de 5,9% desta produção cumulativa, enquanto o continente acrescentou 11,3 GW durante o ano, correspondendo a um crescimento de 15,9%.
A aceleração da transição energética marroquina reveste-se de um papel chave na soberania energética. O país ainda importa grande parte das suas necessidades de energia fóssil, com uma dependência energética de 87,5% em 2024, segundo a ministra da Transição Energética, Leila Benali. «Marrocos continua exposto a certas vulnerabilidades que podem limitar a sua soberania industrial, nomeadamente a dependência das importações de energias fósseis, que ainda cobrem grande parte do consumo primário nacional», afirmou em entrevista à imprensa local.
O desenvolvimento das energias solar e eólica poderá, a longo prazo, permitir reduzir a fatura energética do reino e limitar a sua exposição às flutuações dos preços internacionais.
Abdoullah Diop
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Em fevereiro de 2026, o projeto EACOP já se encontrava numa fase avançada de execução, aproximando-se da sua entrada em operação prevista para julho de 2026, segundo as partes interessadas.
O East African Crude Oil Pipeline (EACOP), um oleoduto com 1.443 quilómetros, destinado a exportar petróleo bruto ugandês para o mercado internacional, atingiu uma taxa de execução de 82%, de acordo com informações divulgadas na quinta-feira, 2 de abril, pelo Upstream Online.
Este progresso aproxima a infraestrutura, que liga os campos petrolíferos do Lago Alberto, na Uganda, ao porto de Tanga, na Tanzânia, da sua fase operacional. Em fevereiro, as partes interessadas indicaram julho de 2026 como objetivo para o primeiro carregamento de petróleo.
Após uma inspeção conduzida pela Ministra da Energia da Uganda, Ruth Nankabirwa, no início de fevereiro de 2026, a EACOP Company, a empresa responsável pelo desenvolvimento, financiamento, construção e operação do oleoduto, indicou que a infraestrutura estava então concluída em mais de 75%.
A longo prazo, a infraestrutura deverá transportar cerca de 216.000 barris por dia de petróleo ugandês, caracterizado pela sua elevada viscosidade e natureza cerosa. Para tal, foi projetada para ser totalmente isolada termicamente e equipada com estações de aquecimento ao longo do seu traçado.
Para além das estações de aquecimento, o EACOP inclui também estações de bombagem e um terminal de exportação em Tanga. Os trabalhos foram iniciados após a decisão final de investimento anunciada em 2022 pela multinacional francesa TotalEnergies, operadora do projeto, e pelos seus parceiros.
Embora, segundo a EACOP Company, a entrada em serviço do oleoduto, apresentado como um dos mais longos do continente, esteja prevista para os próximos meses, este calendário continua dependente da conclusão dos trabalhos restantes e dos testes técnicos previstos antes do início das operações.
Um projeto ainda contestado quatro anos após o seu lançamento
Apesar da evolução significativa, o projeto EACOP continua a enfrentar contestação. Segundo informações divulgadas na sexta-feira, 3 de abril, pelo Inter Press Service (IPS), uma ação judicial foi interposta em Londres (Reino Unido) por agricultores ugandeses. O processo é apresentado como uma “tentativa de última hora” para bloquear o desenvolvimento.
Segundo o IPS, os reclamantes denunciam impactos nas suas terras e condições de vida. Para a ONG Business & Human Rights Resource Centre, esta iniciativa insere-se numa oposição persistente à construção do oleoduto apoiada pelas autoridades da Uganda e da Tanzânia.
Perspetivas económicas questionadas
Esta contestação ocorre num contexto em que as perspetivas económicas do EACOP também estão a ser questionadas. Segundo informações divulgadas pela Agência Ecofin em fevereiro de 2026, os custos excedentários do oleoduto EACOP ameaçam as projeções de receitas petrolíferas da Uganda.
Baseando-se numa análise do Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), o meio de comunicação indica que o custo do projeto atinge cerca de 5,6 mil milhões de dólares, um aumento de aproximadamente 55% em relação às estimativas iniciais. Estes excessos de custos poderão reduzir significativamente os rendimentos esperados pelo Estado ugandês, devido ao mecanismo de recuperação prioritária dos custos pelas companhias petrolíferas envolvidas no projeto.
Abdel-Latif Boureima
Perante a chegada à maturidade de vários dos seus campos, a Guiné Equatorial procura relançar a exploração de hidrocarbonetos. O projeto gasífero Aseng insere-se nas iniciativas lançadas com esse objetivo.
A Chevron Corporation deu um novo passo no desenvolvimento dos seus ativos de gás na Guiné Equatorial. Na quarta-feira, 1 de abril, a multinacional americana indicou que foi tomada uma decisão final de investimento (FID) para o projeto Aseng Gas Monetisation, segundo vários meios de comunicação que citaram uma comunicação da empresa.
Com esta decisão, o projeto abre caminho ao arranque das obras de desenvolvimento das infraestruturas de gás. Como já noticiado anteriormente, a Chevron Corporation tinha celebrado um acordo com a Guiné Equatorial para o desenvolvimento do projeto gasífero Aseng no bloco I, envolvendo um investimento inicial estimado em cerca de 690 milhões de dólares.
Estes fundos destinam-se a desenvolver e valorizar cerca de 550 mil milhões de pés cúbicos de gás natural identificados neste perímetro offshore. O campo, descoberto em 2007, alberga igualmente recursos líquidos de petróleo bruto estimados em 40 milhões de barris.
As partes envolvidas planeiam encaminhar o gás extraído para as instalações de liquefação do campo de Alen. Após o tratamento e transformação, deverá abastecer Punta Europa, o terminal de gás natural liquefeito (GNL) do país.
Um contrato de 150 a 300 milhões de dólares já atribuído
Paralelamente à decisão de investimento, começam a ser atribuídos os primeiros contratos. Num comunicado também publicado a 1 de abril, a Subsea 7 anunciou ter obtido um contrato avaliado entre 150 e 300 milhões de dólares, junto da Noble Energy EG Ltd, filial da Chevron Corporation, no âmbito do projeto Aseng.
Este contrato inclui a ligação do campo Aseng às infraestruturas existentes do campo de Alen. Prevê o transporte e a instalação de cerca de 19 quilómetros de condutas rígidas de produção, bem como 20 quilómetros de cabos submarinos. Estas infraestruturas serão instaladas a uma profundidade de aproximadamente 800 metros, incluindo também a construção das estruturas submarinas associadas.
Antes das operações no mar, as atividades de engenharia e gestão de projeto serão lançadas de imediato. Segundo a Subsea 7, estas serão coordenadas a partir do seu escritório em Paris, com o apoio de equipas em Lisboa e na Guiné Equatorial.
Um projeto inserido numa estratégia mais ampla de relançamento
Para além do desenvolvimento do campo Aseng, as autoridades da Guiné Equatorial têm lançado várias iniciativas para apoiar o setor petrolífero e gasífero. Esta dinâmica passa, nomeadamente, pelo reforço do papel dos atores públicos nos projetos em curso.
Neste contexto, a companhia nacional GEPetrol aumentou a sua participação no projeto, passando de 5% para 32,55%, segundo informações divulgadas pelo governo em fevereiro de 2026.
Paralelamente, as autoridades procuram mobilizar financiamentos para sustentar a produção. Em janeiro de 2026, o governo indicou estar a explorar mecanismos para atrair capitais destinados à manutenção e desenvolvimento das atividades petrolíferas e gasíferas.
Esta orientação integra-se numa estratégia mais ampla de relançamento do setor. Segundo anúncios do Ministério dos Hidrocarbonetos publicados em setembro de 2025, a Guiné Equatorial prevê lançar um novo ciclo de atribuição de licenças petrolíferas em abril de 2026, num contexto marcado pela maturidade de vários campos produtores.
Abdel-Latif Boureima
Graças a um acordo de cooperação bilateral assinado em 2025, os Estados Unidos passam a apostar na indústria mineira da República Democrática do Congo para assegurar novas fontes de minerais críticos. Entre os primeiros ativos visados estão as minas Etoile e Mutoshi, operadas pela Chemaf SA.
Uma semana após obter a aprovação do governo congolês, a Virtus Minerals confirmou a aquisição da Chemaf SA, operadora das minas de cobre e cobalto Etoile e Mutoshi. A empresa americana foca agora na reativação desses ativos, com um orçamento previsto de mais de 700 milhões de dólares.
A aquisição encerra um longo processo de compra, marcado por forte concorrência entre potenciais compradores. A Virtus concentra-se agora no planeamento operacional, incluindo inventário de estoques existentes e avaliação técnica e operacional dos locais.
Ainda não há calendário preciso de implementação. A mineradora indiana Lloyds Metals and Energy atua como parceira operacional da Virtus, contribuindo com 200 milhões de dólares para o montante global previsto.
«A Virtus e seus parceiros estão prontos para restabelecer empregos, reiniciar a produção e concretizar as promessas do comércio de minerais críticos entre os EUA e a RDC», afirmou Phil Braun, CEO da Virtus, em entrevista ao Wall Street Journal.
As minas de Etoile e Mutoshi têm importância estratégica além dos aspetos técnicos. Para a Virtus, trata-se sobretudo de reforçar de forma duradoura o fornecimento americano de minerais críticos, especialmente cobalto, metal estratégico usado em eletrónica e baterias de veículos elétricos.
Estima-se que estas duas minas representem cerca de 5 % da oferta mundial de cobalto, constituindo uma das poucas fontes na RDC não controladas por capitais chineses, num país que continua a ser o maior produtor mundial.
Antes da aquisição, a Chemaf SA planeava otimizar operações para atingir uma produção combinada anual de 75 000 toneladas de cobre e 20 000 toneladas de cobalto nas duas minas. Resta agora saber como estas ambições se concretizarão sob a direção da Virtus, que terá de demonstrar capacidade de gerir eficazmente ativos numa jurisdição onde ainda não tinha experiência operacional.
Aurel Sèdjro Houenou
Segundo maior produtor de petróleo em África, Angola definiu metas de redução das suas emissões de gases com efeito de estufa, mantendo, contudo, o papel central dos hidrocarbonetos.
A captura de dióxido de carbono (CO₂) foi integrada nas operações petrolíferas ao largo da costa angolana. Na segunda-feira, 30 de março, a Yinson Production anunciou que um equipamento de captura e armazenamento de carbono entrou em operação a bordo da unidade flutuante utilizada para produzir, armazenar e transferir petróleo (FPSO), a partir do campo Agogo, no bloco marítimo 15/06.
O sistema utiliza o CESAR1, um solvente químico para capturar o CO₂ presente nos gases de combustão, aplicando tecnologia de captura pós-combustão já usada em algumas instalações industriais em terra.
A integração exigiu adaptações técnicas específicas, segundo a Yinson, para operar em ambiente offshore, com espaço limitado e instalações complexas, incluindo monitorização em condições reais.
No campo Agogo, o FPSO, com capacidade de 120 000 barris/dia, extrai e processa petróleo no âmbito do projeto Agogo Integrated West Hub, que abrange os campos Agogo e Ndungu no bloco 15/06, segundo a operadora Azule Energy.
Uma iniciativa alinhada com a estratégia climática
A Yinson Production destaca que é a primeira vez que um sistema de captura de CO₂ é usado num site petrolífero offshore em condições reais, sem interromper as operações.
A nível nacional, esta medida faz parte da política energética de redução de emissões, mantendo a produção de hidrocarbonetos. Segundo a Contribuição Determinada a nível Nacional (NDC) atualizada em setembro de 2025, Angola pretende reduzir 5 % das emissões de gases de efeito estufa até 2035 de forma incondicional, podendo chegar a 11 % com apoio internacional. O setor petrolífero e gasífero é diretamente visado, com foco na redução do queima de gás e de emissões fugitivas.
Em fevereiro de 2026, a EU Reporter qualificou a trajetória angolana como “pragmática”, combinando desenvolvimento de petróleo e gás com tecnologias de baixo carbono, incluindo captura de carbono, eletrificação de instalações offshore e uso de gás como combustível de transição.
Projeto Agogo e redução de CO₂
O Agogo Integrated West Hub integra o sistema de captura pós-combustão de CO₂, com potencial para reduzir até 27 % das emissões da unidade, segundo a Offshore Energy.
Outros projetos estão em curso no setor, como o Kaminho da TotalEnergies, previsto para 2028, com navio totalmente eletrificado e reinjeção de gás associado para reduzir emissões e queima de gás.
Paralelamente, Angola implementa medidas para reduzir a pegada de carbono, incluindo fim do torchamento rotineiro até 2030 com penalizações financeiras, e explora gás não associado e hidrogénio verde, com a Sonangol a projetar produção de até 400 000 toneladas/ano a partir de 2027.
Abdel-Latif Boureima
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