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A maior mina de ouro do país, Mina de Siguiri, figura também entre as poucas operações industriais de uma indústria aurífera guineense ainda dominada pela exploração artesanal. O ativo, controlado em 85% pela AngloGold Ashanti e em 15% pelo Estado guineense, tinha encerrado o exercício de 2025 com um aumento da produção e das receitas.
No primeiro trimestre de 2026, o grupo mineiro AngloGold Ashanti declarou uma produção atribuível de 75 000 onças de ouro na mina de Siguiri, a maior em atividade na Guiné. Este desempenho representa uma queda de 6% em termos homólogos, segundo o relatório publicado na sexta-feira, 8 de maio, pela empresa.
Este volume fica ligeiramente abaixo das 80 000 onças atribuíveis registadas no primeiro trimestre de 2025. Numa base consolidada de 100%, incluindo a participação estatal de 15%, a mina produziu cerca de 88 235 onças entre janeiro e março, contra 94 118 onças um ano antes. A AngloGold Ashanti explica esta descida pela redução dos volumes de minério processado no local, apesar da melhoria das teores.
Por agora, ainda não é possível avaliar plenamente o impacto desta evolução na trajetória anual de produção da mina, após um aumento de 6% registado no exercício anterior. Embora a empresa não divulgue previsões detalhadas por ativo, o grupo aponta para uma produção global que pode atingir 3,1 milhões de onças em 2026. Este objetivo baseia-se num portefólio que inclui minas no Gana, Tanzânia, República Democrática do Congo e Egito, bem como ativos nas Américas e na Austrália.
As dinâmicas operacionais contrastantes em Siguiri foram, contudo, compensadas pela subida dos preços do ouro, sustentando as receitas. A mina gerou 377 milhões de dólares no trimestre, contra 221 milhões de dólares um ano antes. O Estado guineense beneficia do projeto através de royalties sobre as receitas, dividendos da sua participação no capital e outros mecanismos fiscais aplicáveis às empresas mineiras.
Aurel Sèdjro Houenou
De acordo com a legislação senegalesa, as companhias locais de seguros devem estar na linha da frente da cobertura dos riscos ligados aos hidrocarbonetos no país. No entanto, a realidade ainda está longe das ambições anunciadas, dois anos após a entrada do país no grupo de exportadores de petróleo.
No Sénégal, o secretariado técnico do Comité Nacional de Acompanhamento do Conteúdo Local (ST-CNSCL) reuniu-se na quinta-feira, 7 de maio, em Dakar, com os intervenientes do setor dos hidrocarbonetos e dos seguros, com o objetivo de aumentar a participação das companhias de seguros senegalesas no petróleo e no gás. Esta concertação deverá conduzir a um consenso sobre as reformas a implementar e os instrumentos a criar para atingir esse objetivo.
Os números ilustram a dimensão do fosso a ultrapassar. Segundo Alioune Guèye, diretor-geral da empresa pública de hidrocarbonetos Petrosen, os seguradores senegaleses captam atualmente menos de 5% das receitas geradas pelos seguros no sub-sector dos hidrocarbonetos no país. «É necessário garantir que uma parte significativa dessas receitas seja captada pelas empresas senegalesas que operam nos hidrocarbonetos», declarou.
Para Mor Bakhoum, o seguro não deve ser visto como uma simples formalidade contratual neste setor. «Nos hidrocarbonetos e nas minas, ele é um instrumento de estruturação do risco, de proteção dos ativos e de segurança dos investimentos», sublinhou.
El Hadj Amar Kébé considera, por sua vez, que o setor dos seguros tem um papel fundamental a desempenhar nesta nova fase de desenvolvimento económico impulsionada pela exploração dos recursos petrolíferos e gasíferos do país.
Um quadro legal existente, mas pouco aplicado
A participação das seguradoras locais no setor petrolífero não é uma aspiração recente. Está consagrada na lei sobre o conteúdo local no setor dos hidrocarbonetos, adotada e promulgada em 2019. O texto impõe o recurso a seguros e serviços financeiros locais no âmbito das atividades petrolíferas e gasíferas. As finanças e os seguros figuram entre as treze categorias de atividades sujeitas às obrigações de conteúdo local.
Sete anos após a adoção desta lei, a realidade no terreno continua desalinhada com as ambições iniciais. O campo petrolífero de Sangomar Oil Field iniciou entretanto a produção em 2024, com 16,9 milhões de barris extraídos, ultrapassando os objetivos iniciais de 11,7 milhões.
Em paralelo, o projeto gasífero Grand Tortue Ahmeyim, partilhado com a Mauritanie, iniciou a produção no início de 2025. Com a indústria petrolífera e gasífera senegalesa já operacional, a questão da participação das seguradoras locais ganha nova relevância.
Um setor subcapitalizado face aos riscos
Segundo dados citados pelo Lejecos, o mercado senegalês contava no final de 2022 com 29 companhias de seguros, das quais 19 especializadas em seguros de danos materiais e responsabilidade civil, e 10 em seguros de vida. Um tecido relativamente reduzido face aos riscos industriais associados à exploração de petróleo e gás.
Foi feita uma tentativa de mutualização com a criação de um Pool de Seguro dos Riscos Petrolíferos e Gasíferos do Senegal, reunindo sociedades autorizadas no mercado local para cobrir esses riscos em cosseguro. Apesar de inovadora na África francófona, a iniciativa enfrentou resistências internas no setor.
É precisamente este processo inacabado que a reunião de 7 de maio pretende relançar. Segundo informações do Africtelegraph, o mercado nacional prevê a criação de uma estrutura especializada na cobertura dos riscos ligados aos hidrocarbonetos, com a ambição de captar até 13 mil milhões de francos CFA em prémios por ano (cerca de 21,3 milhões de dólares).
Abdel-Latif Boureima
Enquanto o seu mix elétrico é dominado pela geotermia e pela hidroeletricidade, o Kenya procura reforçar a flexibilidade da sua rede, com novos projetos que associam energias renováveis e capacidades de armazenamento.
No domingo, 10 de maio, o grupo francês Meridiam e a Craftskill Energy lançaram oficialmente no Quénia o projeto eólico Siruai, apresentado como o primeiro projeto da África Oriental a associar 100 MW de capacidade eólica a um sistema de armazenamento em baterias de 50 MWh. Segundo o comunicado, serão investidos mais de 200 milhões de euros nesta infraestrutura.
«Ao associar a produção eólica ao armazenamento em baterias, o Siruai oferece uma solução concreta para os problemas ligados à intermitência, reforça a estabilidade da rede e melhora a qualidade do serviço para particulares e empresas», indicou a Meridiam na sua publicação.
Consolidar o mix energético queniano
Localizado perto do parque eólico de Kipeto Wind Power Station, a cerca de 70 quilómetros a sul de Nairobi, o projeto insere-se na continuidade dos ativos quenianos adquiridos pela Meridiam após a compra da BTE Renewables à Actis em 2023. Numa publicação de junho de 2023, a empresa francesa de investimento e gestão de ativos já indicava que Siruai deveria tornar-se a primeira instalação de armazenamento em baterias do Quénia. O fundo também adquiriu o parque Kipeto de 100 MW, em funcionamento desde julho de 2021.
O projeto surge num país que já possui um dos mixes elétricos mais renováveis do continente. Segundo a International Energy Agency, a geotermia representava 43% da produção elétrica do Quénia em 2024, seguida da hidroeletricidade com 28% e da energia eólica com 14%. Neste contexto, a integração de armazenamento torna-se essencial para acompanhar o aumento das energias renováveis variáveis e reforçar a flexibilidade da rede.
Abdoullah Diop
O conflito no Médio Oriente, as tensões em torno do estreito de Ormuz e a volatilidade dos mercados petrolíferos continuam a alimentar, em África, reflexões sobre a soberania energética e a segurança do abastecimento.
O conflito no Médio Oriente e as perturbações das cadeias energéticas mundiais alimentam as ambições industriais africanas. Num contexto de dependência do continente das importações de combustíveis refinados, Aliko Dangote pondera agora reproduzir na África Oriental o modelo da sua Lekki Refinery, que entrou em funcionamento em 2024 na Nigéria e atingiu a sua plena capacidade no início de 2026.
No mês passado, em Nairobi, durante a cimeira «The Africa We Build», o empresário nigeriano afirmou, perante os presidentes William Ruto do Kenya e Yoweri Museveni, que estava disposto a construir na região uma refinaria de 650 000 barris por dia, caso os governos envolvidos apoiassem o projeto.
Até então, o porto tanzaniano de Tanga surgia como a opção preferida para acolher um projeto regional estruturado em torno dos recursos petrolíferos do Quénia, do Uganda, do Sudão do Sul e da República Democrática do Congo, com ligações logísticas entre Tanga e Mombasa, como referido por William Ruto. No entanto, algumas semanas depois, Dangote explicou ao Financial Times que inclinava-se mais para Mombasa.
Duas razões principais destacam-se nas suas declarações: as capacidades portuárias do local queniano e o peso económico do mercado local.
A vantagem logística de Mombasa
Para uma refinaria de 650 000 barris por dia, as infraestruturas portuárias são um fator central, sobretudo para o abastecimento de crude e a exportação de produtos refinados. Dangote sublinhou que Mombasa dispõe de um porto «maior e mais profundo» do que o de Tanga, o que pode pesar na avaliação logística de um projeto industrial desta dimensão.
O porto de Mombasa é atualmente o principal hub marítimo da África Oriental e Central. Serve vários mercados regionais, incluindo o Uganda, o Ruanda, o Burundi, o leste da RDC, o Sudão do Sul e a Etiópia. As suas infraestruturas permitem gerir grandes volumes de tráfego e receber navios de grande capacidade.
O outro argumento avançado por Dangote diz respeito ao próprio mercado queniano. «Os quenianos consomem mais. É uma economia maior», afirmou. O Quénia é uma das principais economias da África Oriental e um centro regional de distribuição de produtos petrolíferos.
Equilíbrios regionais sensíveis
A reorientação para Mombasa ocorre também num contexto diplomático delicado. A presidente tanzaniana Samia Suluhu Hassan afirmou publicamente não ter sido consultada antes do anúncio do projeto de refinaria em Tanga feito em Nairobi. Esta situação evidenciou as sensibilidades regionais em torno de grandes projetos energéticos e logísticos. Ao mesmo tempo, Dangote mantém alguma flexibilidade quanto à localização final do projeto.
O empresário nigeriano indicou que uma instalação na Tanzânia continua a ser possível caso as negociações regionais avancem. Insistiu igualmente na necessidade de apoio público para garantir a viabilidade económica de uma refinaria desta dimensão. Defende, nomeadamente, um mecanismo de proteção contra importações de combustíveis a baixo preço, como acontece noutras regiões com forte capacidade de refinação.
O projeto, avaliado entre 15 e 19 mil milhões de dólares, dependeria também da disponibilização de terrenos, de um quadro regulatório estável e de apoio financeiro regional.
Uma lógica de soberania energética
Para além da escolha entre Mombasa e Tanga, o projeto insere-se numa reflexão mais ampla sobre a transformação industrial do continente. A África Oriental ainda importa a maior parte dos seus combustíveis refinados, sobretudo do Médio Oriente. As recentes tensões geopolíticas reavivaram o debate sobre a vulnerabilidade dos países africanos às perturbações dos mercados internacionais.
Desde a expansão da refinaria de Lekki, Dangote defende que África deve dispor de grandes capacidades de refinação localizadas, de forma a reduzir a dependência externa. Estima mesmo que seriam necessárias pelo menos três refinarias comparáveis à da Nigéria a nível continental.
A refinaria de Lekki já exporta produtos petrolíferos para vários mercados internacionais, abastecendo inclusive companhias como a Ethiopian Airlines em combustível de aviação.
O projeto na África Oriental insere-se assim num plano mais vasto de reforço da transformação local dos recursos energéticos africanos e de maior segurança no abastecimento regional.
Olivier de Souza
O conflito no Médio Oriente, as tensões em torno do estreito de Ormuz e a volatilidade dos mercados petrolíferos continuam a alimentar, em África, reflexões sobre a soberania energética e a segurança do abastecimento.
O conflito no Médio Oriente e as perturbações das cadeias energéticas mundiais alimentam as ambições industriais africanas. Num contexto de dependência do continente das importações de combustíveis refinados, Aliko Dangote pondera agora reproduzir na África Oriental o modelo da sua refinaria de Lekki Refinery, que entrou em funcionamento em 2024 na Nigéria e atingiu a sua plena capacidade no início de 2026.
No mês passado, em Nairobi, durante a cimeira «The Africa We Build», o empresário nigeriano afirmou, perante os presidentes William Ruto do Kenya e Yoweri Museveni, que estava disposto a construir na região uma refinaria de 650 000 barris por dia, caso os governos envolvidos apoiassem o projeto.
Até então, o porto tanzaniano de Tanga surgia como a opção preferida para acolher um projeto regional estruturado em torno dos recursos petrolíferos do Quénia, do Uganda, do Sudão do Sul e da República Democrática do Congo, com ligações logísticas entre Tanga e Mombasa, como referido por William Ruto. No entanto, algumas semanas depois, Dangote explicou ao Financial Times que inclinava-se mais para Mombasa.
Duas razões principais destacam-se nas suas declarações: as capacidades portuárias do local queniano e o peso económico do mercado local.
A vantagem logística de Mombasa
Para uma refinaria de 650 000 barris por dia, as infraestruturas portuárias são um fator central, sobretudo para o abastecimento de crude e a exportação de produtos refinados. Dangote sublinhou que Mombasa dispõe de um porto «maior e mais profundo» do que o de Tanga, o que pode pesar na avaliação logística de um projeto industrial desta dimensão.
O porto de Mombasa é atualmente o principal hub marítimo da África Oriental e Central. Serve vários mercados regionais, incluindo o Uganda, o Ruanda, o Burundi, o leste da RDC, o Sudão do Sul e a Etiópia. As suas infraestruturas permitem gerir grandes volumes de tráfego e receber navios de grande capacidade.
O outro argumento avançado por Dangote diz respeito ao próprio mercado queniano. «Os quenianos consomem mais. É uma economia maior», afirmou. O Quénia é uma das principais economias da África Oriental e um centro regional de distribuição de produtos petrolíferos.
Equilíbrios regionais sensíveis
A reorientação para Mombasa ocorre também num contexto diplomático delicado. A presidente tanzaniana Samia Suluhu Hassan afirmou publicamente não ter sido consultada antes do anúncio do projeto de refinaria em Tanga feito em Nairobi. Esta situação evidenciou as sensibilidades regionais em torno de grandes projetos energéticos e logísticos. Ao mesmo tempo, Dangote mantém alguma flexibilidade quanto à localização final do projeto.
O empresário nigeriano indicou que uma instalação na Tanzânia continua a ser possível caso as negociações regionais avancem. Insistiu igualmente na necessidade de apoio público para garantir a viabilidade económica de uma refinaria desta dimensão. Defende, nomeadamente, um mecanismo de proteção contra importações de combustíveis a baixo preço, como acontece noutras regiões com forte capacidade de refinação.
O projeto, avaliado entre 15 e 19 mil milhões de dólares, dependeria também da disponibilização de terrenos, de um quadro regulatório estável e de apoio financeiro regional.
Uma lógica de soberania energética
Para além da escolha entre Mombasa e Tanga, o projeto insere-se numa reflexão mais ampla sobre a transformação industrial do continente. A África Oriental ainda importa a maior parte dos seus combustíveis refinados, sobretudo do Médio Oriente. As recentes tensões geopolíticas reavivaram o debate sobre a vulnerabilidade dos países africanos às perturbações dos mercados internacionais.
Desde a expansão da refinaria de Lekki, Dangote defende que África deve dispor de grandes capacidades de refinação localizadas, de forma a reduzir a dependência externa. Estima mesmo que seriam necessárias pelo menos três refinarias comparáveis à da Nigéria a nível continental.
A refinaria de Lekki já exporta produtos petrolíferos para vários mercados internacionais, abastecendo inclusive companhias como a Ethiopian Airlines em combustível de aviação.
O projeto na África Oriental insere-se assim num plano mais vasto de reforço da transformação local dos recursos energéticos africanos e de maior segurança no abastecimento regional.
Olivier de Souza
Egito: diante dos desafios energéticos, o país aposta em novos contratos e no aumento da produção de petróleo
Perante desafios energéticos significativos, o Egito está a multiplicar iniciativas para inverter a tendência. O país pretende duplicar a produção de petróleo bruto até ao final da década, enquanto novas descobertas têm sido registadas nos últimos meses.
O Ministério egípcio do Petróleo e dos Recursos Minerais pretende implementar novos modelos contratuais para estimular o investimento estrangeiro no setor dos hidrocarbonetos. O anúncio foi feito na terça-feira, 5 de maio, pelo ministro Karim Badawi, durante uma reunião alargada com representantes de parceiros internacionais e dirigentes do setor petrolífero nacional.
Concretamente, o ministério prevê adotar dois tipos de contratos avançados, nomeadamente os contratos IPM (Integrated Project Management) e LSTK (Lump Sum Turnkey). Estes modelos, desenvolvidos em colaboração com empresas tecnológicas especializadas, visam apoiar a execução de perfurações horizontais e da fraturação hidráulica, duas técnicas que permitem otimizar a recuperação de hidrocarbonetos em reservatórios complexos.
O ministro anunciou também incentivos específicos para acelerar a exploração em zonas ainda inexploradas e afastadas das infraestruturas existentes, nomeadamente no Mediterrâneo ocidental, no Mar Vermelho e no deserto ocidental.
Dívidas que paralisaram um setor
Segundo dados publicados pelo Ministério do Petróleo do Egito, a dívida acumulada com companhias petrolíferas internacionais atingiu 6,1 mil milhões de dólares em junho de 2024. Esta situação está associada a anos de escassez de divisas estrangeiras, que impediram o banco central de cumprir obrigações contratuais denominadas em dólares.
Perante atrasos nos pagamentos, as companhias internacionais reduziram gradualmente as suas atividades de exploração e produção. O Egito tem vindo desde então a liquidar esta dívida, reduzindo-a em 88% em menos de dois anos, para 714 milhões de dólares em abril de 2026, segundo o Egypt Today.
A queda dos investimentos traduziu-se numa diminuição da produção. De acordo com dados do Middle East Economic Survey, a produção de gás caiu 16% em 2024, atingindo o nível mais baixo em oito anos. Em paralelo, a produção de petróleo desceu para 476 000 barris por dia, o valor mais baixo desde o final da década de 1970.
Segundo a Enerdata, o gás natural representa 81% da produção elétrica do país, mas o consumo interno já ultrapassava a produção em cerca de 2 mil milhões de pés cúbicos por dia em 2024.
A Agência Internacional de Energia (AIE) estima ainda que as importações de gás natural liquefeito (GNL) aumentaram 188% nos primeiros onze meses de 2025. O Egito encontra-se assim numa situação paradoxal: possui capacidade de exportação de 12,7 milhões de toneladas por ano, mas é forçado a importar grandes volumes para satisfazer a procura interna.
Abdel-Latif Boureima
Por um lado historicamente marginal, a África deverá representar entre 7 e 9 % da oferta mundial de terras raras entre 2029 e 2034, segundo estimativas. Entre os projetos destinados a concretizar estas previsões, alguns deverão entrar em produção em 2026 e 2027, nomeadamente Kangankunde, no Malawi.
No Malawi, a empresa mineira australiana Lindian Resources confirmou na quinta-feira, 7 de maio, a entrada em funcionamento prevista da sua mina de terras raras de Kangankunde no quarto trimestre de 2026. Se este calendário for cumprido, o projeto poderá tornar-se a primeira mina industrial de terras raras lançada em África desde Gakara, no Burundi, em 2017, num momento em que o continente é cada vez mais procurado para diversificar uma oferta mundial ainda largamente dependente da China.
As terras raras agrupam 17 elementos indispensáveis à fabricação de ímanes permanentes utilizados em motores de veículos elétricos, turbinas eólicas e equipamentos de defesa. Para além da sua dominância na extração, a China controla a maior parte das capacidades mundiais de refinação e tem endurecido nos últimos anos as restrições à exportação, aumentando a pressão sobre os países importadores que procuram assegurar fontes alternativas.
Neste contexto, cada novo projeto fora da China assume uma dimensão estratégica. África já teve uma primeira experiência industrial com Gakara, colocada em operação no Burundi pela Rainbow Rare Earths em 2017. No entanto, a mina está paralisada desde 2021, após uma suspensão solicitada pelo governo burundês. No Malawi, a primeira fase de Kangankunde deverá permitir produzir 20 000 toneladas por ano de concentrado de terras raras, com cerca de 10 000 toneladas esperadas durante o primeiro semestre de exploração.
A mina malawiana surge, na prática, como a primeira de uma vaga de projetos destinados a aumentar, nos próximos anos, a contribuição africana para a oferta mundial. Em 2024, a Benchmark Mineral Intelligence estimava já que oito novas minas na Tanzânia, em Angola, no Malawi e na África do Sul poderiam permitir ao continente representar 9 % do abastecimento mundial de terras raras até 2029. A Fitch Solutions, por sua vez, estima que África poderá representar 7 % da produção mundial até 2034, e cerca de 16 % da oferta mundial fora da China nesse horizonte.
Para concretizar estes projetos, a questão do financiamento continua a ser um desafio central. Ainda assim, os Estados Unidos e a União Europeia procuram reduzir a sua dependência das terras raras chinesas, e alguns projetos africanos já atraem a sua atenção. É o caso de Longonjo, em Angola, previsto para entrar em produção no próximo ano e apoiado pela agência norte-americana Development Finance Corporation, ou de Songwe Hill e Zandkopsdrift, incluídos pela Comissão Europeia entre os seus projetos estratégicos fora da União Europeia.
Emiliano Tossou
Após uma subida de 35 % em 2025, a B2Gold Inc antecipa uma queda da sua produção de ouro no Mali este ano. Apesar desta perspetiva menos favorável do ponto de vista operacional, o grupo continua a beneficiar da força dos preços do ouro para valorizar as onças produzidas na sua mina de Fekola.
No Mali, as receitas da companhia mineira canadiana B2Gold Inc atingiram 734,8 milhões de USD no primeiro trimestre de 2026, contra 254,6 milhões de USD um ano antes, o que representa uma subida de 188 %. Este forte crescimento explica-se tanto pelo aumento dos volumes de ouro comercializados como pela subida do preço médio realizado nas vendas provenientes de Fekola, a sua mina operada no país da África Ocidental.
Em detalhe, a B2Gold Inc indica ter vendido 152 356 onças de ouro no período, contra 87 808 onças em 2025, a um preço médio de 4 823 USD por onça, face a 2 900 USD anteriormente. Esta dinâmica ocorre num contexto de aumento da produção em Fekola, enquanto os preços mundiais do ouro continuam em níveis elevados, após uma subida superior a 60 % no exercício anterior.
Para a B2Gold Inc, estes resultados refletem-se também a nível global, com receitas totais de 1,15 mil milhões de USD, contra 532 milhões de USD um ano antes. Embora Fekola seja o seu principal ativo aurífero, a produção da empresa inclui também minas na Namíbia, no Canadá e nas Filipinas. Num contexto em que instituições como o JP Morgan Chase e o UBS antecipam uma continuação da subida dos preços do ouro para níveis ainda inéditos até ao final do ano, a empresa mantém os seus objetivos de produção em Fekola para o exercício em curso.
A dinâmica de crescimento das receitas nos próximos meses poderá ser determinante não só para a empresa, mas também para o Mali, que conta com Fekola como um dos principais contribuintes do setor aurífero, um pilar da economia nacional. Bamako detém 20 % do capital da mina e beneficia da sua exploração através de impostos e royalties aplicados às receitas das vendas de ouro.
Aurel Sèdjro Houenou
Num contexto marcado pelas perspetivas de escassez de cobre associadas à transição energética, o desenvolvimento de novos jazigos torna-se cada vez mais estratégico. Um desafio que a canadiana Ivanhoe Mines pretende já enfrentar na RDC através do seu projeto de exploração Western Forelands.
A companhia mineira canadiana Ivanhoe Mines prevê investir agora 86 milhões de dólares americanos em 2026 no desenvolvimento do seu projeto de exploração de cobre Western Forelands, na República Democrática do Congo. Este orçamento, divulgado no seu relatório trimestral publicado na quarta-feira, 6 de maio, representa um aumento significativo face aos 50 milhões de dólares inicialmente anunciados em fevereiro.
As razões precisas para este reajustamento orçamental não foram detalhadas. A empresa indicou, no entanto, que o programa de exploração deste ano será o maior alguma vez realizado no projeto, com mais de 80 000 metros de perfuração com testemunho de diamante e 16 000 metros de perfuração por circulação inversa (RC). Os trabalhos visam testar novos alvos, mas sobretudo reforçar o nível de confiança no potencial do distrito de Makoko, cuja atualização de recursos é esperada para o terceiro trimestre.
Esta área do perímetro de Western Forelands contém atualmente 773 000 toneladas de cobre em recursos indicados, às quais se juntam 8,38 milhões de toneladas de recursos inferidos. Uma base que a Ivanhoe Mines considera já suficiente para classificar Makoko como a quinta maior descoberta mundial de cobre. Ao acelerar os seus investimentos, o grupo espera assim avançar na preparação de uma futura mina no local. Um estudo de pré-viabilidade está também em curso e deverá ser concluído até ao segundo trimestre de 2027.
«Estamos a avançar rapidamente no processo de descoberta de grandes jazigos. A descoberta de cobre no distrito de Makoko, em Western Forelands, é um depósito promissor cuja importância continua a crescer. Em breve, revelaremos os nossos planos de desenvolvimento para Western Forelands», afirmou Robert Friedland, copresidente da Ivanhoe Mines.
O sucesso do desenvolvimento de uma mina em Western Forelands seria determinante para a Ivanhoe Mines, permitindo reforçar ainda mais o seu posicionamento na RDC, onde já explora Kamoa-Kakula, a maior mina de cobre do país. Estas perspetivas surgem num contexto de crescente tensão no mercado do metal vermelho, com cenários de défice de oferta na próxima década a ganharem credibilidade. Neste contexto, cada novo projeto com potencial de produção assume importância estratégica. A Conferência das Nações Unidas sobre Comércio e Desenvolvimento (CNUCED) estima, aliás, que serão necessárias 80 novas minas de cobre no mundo até 2030 para responder à procura.
Ainda assim, apesar dos investimentos e das ambições anunciadas, serão necessários vários anos até confirmar a viabilidade de tal cenário em Western Forelands. Em paralelo, o grupo continua a desenvolver atividades de exploração noutras jurisdições africanas, nomeadamente na Zâmbia e em Angola, que também beneficiam de orçamentos dedicados para o exercício em curso.
Aurel Sèdjro Houenou
Na sequência da alienação dos seus ativos no Burkina Faso, Kouri e Babonga, a Asara Resources afirmou claramente a intenção de concentrar os seus recursos no projeto aurífero de Kada, na Guiné. O objetivo imediato é aumentar o seu potencial com vista ao desenvolvimento de uma eventual mina de ouro.
A junior mineira australiana Asara Resources anunciou, na sexta-feira, 8 de maio, a intenção de mobilizar 60 milhões de dólares australianos (43,3 milhões de dólares americanos) através de uma colocação de ações em bolsa. Esta operação visa financiar os trabalhos em curso no seu projeto aurífero de Kada, na Guiné, onde já se planeia o desenvolvimento de uma futura mina de ouro.
Embora detenha também dois outros projetos mineiros na América do Sul, a Asara Resources tem concentrado, nos últimos meses, os seus esforços em Kada. Esta orientação volta a confirmar-se com esta angariação de fundos, apoiada nomeadamente por investidores institucionais.
Concretamente, os capitais esperados serão principalmente destinados ao projeto guineense, incluindo campanhas de perfuração destinadas a aumentar os recursos, exploração de alvos vizinhos e trabalhos preparatórios para o desenvolvimento de uma mina, abrangendo estudos técnicos e ambientais.
“Esta colocação […] oferece uma base financeira sólida que permite à Asara acelerar a exploração do projeto Kada com vista à sua entrada em produção. Mais importante ainda, este financiamento apoiará também a expansão do nosso portefólio de terrenos e o alargamento da nossa área de exploração, enquanto nos esforçamos por transformar o projeto Kada num ativo aurífero de referência”, declarou Matthew Sharples, diretor-geral da Asara Resources.
Na prática, a perspetiva de uma nova mina de ouro em Kada ainda carece de confirmação e exigirá provavelmente vários anos adicionais de investimento. No entanto, a otimização do potencial do projeto através da aceleração dos trabalhos de exploração poderá já constituir um avanço importante. Nesta fase, os recursos minerais identificados ascendem a 923 000 onças de ouro, enquanto a empresa prevê já expandir o seu perímetro fundiário com a aquisição de duas licenças situadas nas proximidades do local.
A operação financeira destinada a apoiar esta estratégia prevê a obtenção de uma primeira tranche de cerca de 50 milhões de dólares australianos até quinta-feira, 14 de maio. A mobilização do restante montante ainda terá de obter a aprovação dos acionistas da Asara até ao final de junho. Num contexto marcado pela forte subida dos preços do ouro nos últimos meses, a empresa pretende assim posicionar-se num setor aurífero guineense cada vez mais atrativo para os investidores. Enquanto o país aguarda novas minas de ouro como Bankan, atrai também outros atores, como a Resolute Mining, que entrou no mercado guineense em março passado.
Aurel Sèdjro Houenou
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Perante o aumento das necessidades elétricas das indústrias sul-africanas, os contratos privados de eletricidade renovável envolvendo comercializadores estão a ganhar terreno. A Discovery Green continua assim a alargar o seu portefólio de clientes com este modelo de fornecimento privado.
O mercado privado sul-africano de eletricidade renovável continua a estruturar-se em torno de contratos de wheeling celebrados entre produtores, comercializadores e industriais. Neste contexto, o grupo Afrox, especializado em gases industriais, anunciou na quarta-feira, 6 de maio, a assinatura de um acordo de fornecimento com a Discovery Green para receber 28 GWh de eletricidade renovável por ano a partir de 2028.
Segundo o comunicado divulgado pela Afrox, o contrato tem a duração de 10 anos e basear-se-á num portefólio diversificado de ativos solares e eólicos localizados nas províncias do Cabo Ocidental, Mpumalanga e Estado Livre.
A empresa estima que este fornecimento de energia limpa permitirá reduzir as suas emissões em cerca de 25 000 toneladas de CO₂ por ano. A este propósito, Ferdinand Kuehner, diretor-geral da empresa, declarou: «Este acordo sublinha o compromisso da Afrox em aumentar o seu abastecimento em energias renováveis e reduzir as suas emissões de Scope 2».
Rumo à normalização do wheeling de energia
Este anúncio insere-se numa dinâmica mais ampla de desenvolvimento do wheeling na África do Sul. Este modelo permite transportar a eletricidade produzida por centrais privadas até aos locais dos clientes através da rede do operador público Eskom. Está a atrair cada vez mais empresas industriais que procuram garantir o seu abastecimento elétrico e reduzir a dependência do carvão.
A Discovery Green está assim a multiplicar contratos com grandes consumidores. Em outubro de 2025, a empresa tinha assinado um acordo de 20 anos com a Glencore para fornecer cerca de 290 GWh de eletricidade renovável por ano a vários locais mineiros. Poucos dias antes, tinha fechado uma parceria com a Red Rocket em torno do projeto solar Tournee de 331 MWp.
Segundo uma nota recente da Power Futures Lab publicada na segunda-feira, 4 de maio, cerca de 80% das capacidades privadas renováveis asseguradas na África do Sul em 2026 envolvem atualmente comercializadores de eletricidade, que se tornaram atores centrais do mercado de contratos de compra de energia em regime de negociação direta (corporate PPAs).
Abdoullah Diop
Fortemente dependente das importações regionais para o seu abastecimento elétrico, a Eswatini continua a desenvolver a sua produção interna, com um novo projeto solar apoiado por financiamentos locais e regionais.
Na quinta-feira, 7 de maio, a empresa sul-africana Anthem anunciou o fecho financeiro da central solar de Tsamela, um projeto fotovoltaico de 20 MW localizado na região de Hhohho, perto de Ngwenya. Segundo o comunicado publicado no LinkedIn, trata-se da primeira iniciativa do programa regional «ESERA Solar PV» a atingir esta fase, ilustrando assim o reforço da produção solar doméstica na Eswatini.
Uma parceria estratégica com o Standard Bank e o PSPF
Atribuído no âmbito de um concurso público destinado ao fornecimento de eletricidade à Eswatini Electricity Company (EEC), o projeto deverá ser construído num terreno de 44,8 hectares, com mais de 37 000 painéis bifaciais. A Anthem indica que as obras já começaram sob a coordenação da Alensy Energy Solutions, com entrada em operação comercial prevista para dentro de 15 meses. A produção estimada para o primeiro ano é de 47 788 MWh.
O financiamento é assegurado pelo Standard Bank Eswatini e pelo Standard Bank South Africa enquanto credores seniores, enquanto o Public Service Pension Fund (PSPF) participa tanto em dívida como em capital próprio. O custo do projeto, no entanto, não foi divulgado.
A soberania energética como imperativo nacional
O projeto surge num contexto em que a Eswatini procura reforçar a produção local de eletricidade e reduzir a dependência regional.
«Uma vez operacional, a central de Tsamela dará uma contribuição significativa para a capacidade de produção nacional da Eswatini, o que permitirá reduzir a dependência das importações e apoiar objetivos mais amplos em matéria de segurança energética e transição energética», indicou a Anthem no seu comunicado.
Segundo o Eswatini Financial Times, as importações de eletricidade representavam mais de 80% do consumo final do país em 2025. No mesmo período, um relatório publicado pela IRENA indica que a energia solar representava 14% do seu mix elétrico em 2024. A bioenergia dominava então a produção com 54%, seguida pela hidroeletricidade com 32%.
A IRENA indica ainda que 86% da população tinha acesso à eletricidade em 2024, um dos níveis mais elevados da África Subsaariana. Este dado confirma que o principal desafio da Eswatini é a soberania energética e não o acesso à eletricidade.
Abdoullah Diop
Em África, a companhia petrolífera Woodside Energy está ativa apenas no Senegal, onde opera o campo petrolífero offshore de Sangomar. A empresa procura expandir a sua presença operacional no continente.
A Woodside Energy procura alargar a sua presença africana até Angola. O grupo australiano, que em 2025 desistiu de entrar no bloco PEL 87 na Namíbia, assinou na quarta-feira, 6 de maio, um memorando de entendimento com a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG).
Segundo as informações divulgadas pelo organismo estatal, o acordo incide especificamente sobre a avaliação do potencial de hidrocarbonetos de três áreas, nomeadamente os blocos 25, 26 e 43, localizados na bacia do Namibe, no sul de Angola, em águas profundas e ultraprofundas.
O memorando estabelece um período inicial de estudo durante o qual as duas partes irão trabalhar em conjunto na análise de dados geológicos e geofísicos das áreas em causa. Estas atividades incluem sísmica 2D e 3D, o estudo de dados de poços já perfurados e a obtenção de outras informações técnicas.
O objetivo é determinar se as estruturas geológicas destas áreas apresentam potencial comercial suficiente para justificar investimentos em trabalhos de exploração. Assim, o acordo não constitui, nesta fase, um contrato de exploração vinculativo entre a ANPG e a Woodside, que não forneceu qualquer calendário nem valores relativos a este projeto.
«A assinatura deste protocolo de entendimento enquadra-se nos esforços desenvolvidos pela ANPG para promover o investimento e dinamizar as atividades de exploração e desenvolvimento dos recursos petrolíferos e gasíferos», pode ler-se no comunicado publicado pela empresa estatal.
Uma expansão africana seletiva
O acordo angolano insere-se numa estratégia africana que a Woodside vem desenvolvendo desde 2024. O grupo está, até agora, presente num único ativo em África, o campo petrolífero de Sangomar, ao largo do Senegal, cuja Fase 1 arrancou em junho de 2024, tornando o Senegal numa nova nação produtora de petróleo.
Em dezembro de 2025, a empresa australiana atingiu a marca de 50 milhões de barris produzidos neste campo, ou cerca de 8% dos recursos recuperáveis totais, segundo declarou Clive Jones, vice-presidente da Woodside para o Senegal, na última conferência MSGBC Oil, Gas & Power, em Dakar.
Em março de 2023, o grupo tinha celebrado um acordo com a Pancontinental para financiar uma campanha sísmica 3D de 35 milhões de dólares no bloco PEL 87, na bacia de Orange, na Namíbia, em troca de uma opção de aquisição de 56% do mesmo, segundo a Agência Ecofin.
Após análise dos dados, a Woodside notificou a Pancontinental, a 17 de março de 2025, da sua decisão de não exercer essa opção, sem divulgar os motivos, segundo a Offshore Magazine. O grupo abandonou assim um bloco considerado de elevado potencial, adjacente à descoberta de classe mundial Mopane, então operada pelo grupo português Galp.
O protocolo com a ANPG enquadra-se nesta ambição de expansão subsaariana da empresa australiana para além do Senegal. Surge num contexto em que Angola procura inverter uma queda de produção que a levou a descer abaixo do limiar simbólico de um milhão de barris por dia em julho de 2025, o nível mais baixo desde março de 2023. Para tal, as autoridades apostam na exploração de bacias ainda pouco valorizadas, como a bacia do Namibe, nomeadamente por empresas estrangeiras.
Abdel-Latif Boureima
As tensões no mercado mundial do gás estão a levar a Itália a reforçar as suas parcerias energéticas mediterrânicas, com o objetivo de garantir maior segurança no abastecimento energético.
A Itália e a Líbia pretendem acelerar os seus projetos conjuntos no setor do gás, a fim de reforçar a segurança dos abastecimentos energéticos no Mediterrâneo, num contexto marcado por tensões geopolíticas internacionais e perturbações no mercado global do gás. Reunidos em Roma, na quinta-feira, 7 de maio, a primeira-ministra italiana, Giorgia Meloni, e o chefe do governo líbio, Abdulhamid Dbeibah, manifestaram a vontade de reforçar a cooperação e os investimentos no setor energético.
Este encontro ocorre numa altura em que Roma procura reduzir a sua exposição aos choques que afetam os fluxos globais de energia. As recentes perturbações nas exportações catarianas de GNL, após ataques iranianos que afetaram parte das capacidades do país, reacenderam as preocupações em torno da dependência europeia dos abastecimentos transportados por via marítima. Muito dependente das importações, a Itália procura garantir maiores volumes junto de fornecedores próximos e ligados por gasodutos.
Nesta estratégia, a Líbia ocupa uma posição-chave. O país norte-africano continua a ser o principal fornecedor de petróleo bruto da Itália, representando cerca de um quinto das importações italianas. Os dois países estão igualmente ligados pelo gasoduto GreenStream, que conecta o complexo gasífero de Mellitah, na costa líbia, à Sicília.
Exportações líbias limitadas por constrangimentos estruturais
Contudo, as exportações líbias de gás para a Itália diminuíram nos últimos anos. Passaram de cerca de 1,4 mil milhões de metros cúbicos em 2024 para aproximadamente 1 mil milhão de metros cúbicos em 2025. Esta queda reflete vários constrangimentos estruturais, incluindo o aumento do consumo interno na Líbia, infraestruturas envelhecidas, interrupções frequentes nos processos de produção e a persistente instabilidade política. Estas dificuldades mantêm o gasoduto GreenStream amplamente subutilizado.
Perante esta situação, Roma e Tripoli procuram acelerar os investimentos destinados a relançar a produção e modernizar as infraestruturas. Membros da Comissão Parlamentar italiana responsável pela segurança já tinham sublinhado, no final de abril, a necessidade de aumentar os investimentos para reforçar as exportações líbias para a Itália.
O grupo italiano Eni está no centro desta estratégia. Presente na Líbia desde 1959, continua a ser o principal operador internacional no país, com uma produção de cerca de 162 mil barris equivalentes de petróleo por dia em 2025. Três projetos de desenvolvimento estão atualmente em curso, dois dos quais deverão entrar em produção já em 2026.
O programa de investimento, estimado em cerca de 10 mil milhões de dólares, inclui nomeadamente o projeto offshore de compressão de Sabratha, o “Bouri Gas Utilization Project”, destinado à recuperação de gás associado, bem como o desenvolvimento offshore A&E, apresentado como o maior investimento energético realizado na Líbia em mais de vinte anos.
O Mediterrâneo no centro da estratégia energética italiana
Para além dos projetos líbios, esta ofensiva traduz uma evolução mais ampla da política energética italiana. Desde a reconfiguração dos mercados europeus da energia nos últimos anos, Roma procura fazer do Mediterrâneo um eixo prioritário para garantir os seus abastecimentos.
A Itália reforça simultaneamente as suas negociações com a Argélia, o seu principal fornecedor de gás por gasoduto através do Transmed, explorando também alternativas com os Estados Unidos e o Azerbaijão. Contudo, num ambiente marcado por tensões nas rotas marítimas e pela volatilidade do GNL, os abastecimentos regionais por gasoduto ganham importância estratégica.
Para Tripoli, esta cooperação representa uma oportunidade de estabilizar a sua produção, modernizar um setor fragilizado e atrair mais capitais estrangeiros. No entanto, a capacidade da Líbia de transformar estes compromissos num aumento sustentável da produção continuará dependente da evolução dos seus constrangimentos internos e do contexto regional.
Olivier de Souza
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