Desde a retirada massiva de licenças mineiras em maio de 2025, a Guiné tem assistido ao surgimento de vários litígios entre o Estado e empresas mineiras. Neste contexto, alguns destes atores já iniciaram procedimentos de arbitragem, reclamando vários milhões de dólares em indemnizações.
Cerca de um ano após a revogação unilateral das licenças dos seus projetos mineiros na Guiné, as empresas afetadas continuam a procurar esclarecimentos junto do Estado. Se algumas já levaram o litígio a instâncias de arbitragem internacional, outras, como a junior mineira australiana Arrow Minerals, ainda privilegiam a via de negociação amigável com Conacri.
A Arrow Minerals reiterou esta posição por ocasião de um memorando de entendimento anunciado na terça-feira, 28 de abril, com a Société Guinéenne du Patrimoine Minier (Soguipami), entidade pública responsável pela gestão dos direitos mineiros no país. As discussões incidem sobre os projetos Niagara e Simandou Norte, os dois ativos da empresa na Guiné, cujo desenvolvimento está suspenso desde a retirada das licenças.
Esta situação levou nomeadamente à suspensão dos investimentos previstos para a realização de um estudo económico preliminar em Niagara, um jazigo de bauxite com um potencial de 185 milhões de toneladas, com teor de 42,3% de alumina, um produto intermédio resultante da transformação do minério antes da produção de alumínio. Simandou Norte é, por sua vez, um projeto de exploração de minério de ferro em fase ainda inicial, que partilha a mesma formação geológica do complexo mineiro de Simandou.
Mais “clareza” sobre as licenças
No âmbito da aproximação com a Soguipami, a Arrow Minerals prevê colaborar para “trazer clareza e segurança relativamente às licenças ligadas à exploração e ao eventual desenvolvimento dos projetos de bauxite de Niagara e de ferro de Simandou Norte”. O objetivo é permitir, a médio prazo, a retoma das atividades no terreno e dos investimentos associados. A iniciativa, não vinculativa neste momento, permanece incerta.
Além disso, as autoridades guineenses ainda não comunicaram oficialmente sobre a situação destas licenças, apesar dos contactos com o ministro das Minas, o gabinete presidencial e o primeiro-ministro. Sem detalhar os motivos da retirada dos títulos, a Arrow Minerals indica ter entendido que o governo está atualmente a proceder a uma análise caso a caso das concessões e da capacidade das empresas envolvidas.
A abordagem adotada neste contexto aproxima-se da da empresa Emirati Emirates Global Aluminium (EGA), que, apesar de ter considerado uma ação judicial após a perda dos seus direitos mineiros e a nacionalização do seu ativo, ainda procura uma solução amigável com Conacri, segundo a Reuters.
Entretanto, empresas como Falcon Energy Materials e Axis Minerals já avançaram com arbitragens internacionais contra o Estado guineense, reclamando respetivamente 100 milhões de dólares e 28,9 mil milhões de dólares em indemnizações, relacionadas com a retirada de licenças nos setores do grafite e da bauxite. Estas ações ainda se encontram em fases preliminares.
Neste contexto, o caso da Arrow Minerals ilustra uma estratégia prudente, baseada na negociação em vez da judicialização do conflito. Uma abordagem que permanece dependente da evolução das conversações com as autoridades guineenses e cujo desfecho será um teste importante à capacidade da Guiné para reforçar a previsibilidade jurídica do seu setor mineiro.
Aurel Sèdjro Houenou
Principal produtor de cobre na Zâmbia, a First Quantum iniciou 2026 com uma queda trimestral da produção nas suas minas locais. No entanto, uma boa notícia proveniente do Panamá permitiu-lhe rever em alta as suas previsões anuais, num contexto de tensões na oferta mundial de cobre.
A First Quantum Minerals produziu 96 469 toneladas de cobre no primeiro trimestre de 2026, uma queda de 4% em relação ao último trimestre de 2025, devido a uma redução dos volumes na Zâmbia. É o que indica no seu mais recente relatório trimestral publicado na terça-feira, 28 de abril. Ainda assim, a empresa canadiana reviu em alta as suas previsões anuais, agora estimadas entre 405 000 e 475 000 toneladas de cobre (contra 375 000 a 435 000 anteriormente), graças à integração de volumes provenientes da mina Cobre Panamá.
Na Zâmbia, Kansanshi forneceu 45 345 toneladas de cobre nos três primeiros meses do ano, menos 2 310 toneladas do que no quarto trimestre de 2025. A First Quantum explica esta queda por teores e taxas de recuperação mais baixos, mas mantém o objetivo anual entre 175 000 e 205 000 toneladas para esta mina. Na segunda mina zambiana, Sentinel, a produção atingiu 45 252 toneladas, em queda de 2 983 toneladas face ao trimestre anterior. Também aqui a descida se deve a menores teores e taxas de recuperação, mantendo-se as previsões anuais entre 190 000 e 220 000 toneladas.
Na Mauritânia, a mina Guelb Moghrein produziu 2 910 toneladas de cobre no primeiro trimestre, e a empresa aumentou o objetivo anual para 7 000 toneladas, devido ao adiamento para 2027 da transição total da operação para o ouro, que até aqui era um subproduto. Esta contribuição permanece, contudo, secundária na revisão global dos objetivos do grupo, já que a principal mudança vem do Panamá.
Encerrada desde o final de 2023 após uma crise política e jurídica em torno do contrato mineiro, a Cobre Panamá não fazia parte das previsões iniciais da empresa para 2026. Mas, a 7 de abril, as autoridades do Panamá autorizaram a First Quantum a remover, processar e exportar o minério já armazenado no local. O stock é estimado em 38 milhões de toneladas de minério, contendo cerca de 70 000 toneladas de cobre recuperável, das quais entre 30 000 e 40 000 toneladas poderão ser produzidas em 2026.
Este acréscimo inesperado surge num mercado mundial do cobre marcado por tensões recentes no lado da oferta. No Chile, maior produtor mundial, a suspensão das exportações chinesas de ácido sulfúrico em março coloca em risco parte da produção baseada na lixiviação, um processo dependente deste insumo químico. Na República Democrática do Congo, a entrada em funcionamento da fundição de Kamoa-Kakula oferece uma alternativa de abastecimento de ácido sulfúrico, mas os volumes continuam insuficientes para cobrir todas as necessidades do país.
Emiliano Tossou
O Paquistão é um importador líquido de petróleo bruto e de produtos refinados. Os seus dois principais fornecedores, a Arábia Saudita e os Emirados Árabes Unidos, entregam as suas cargas quase exclusivamente através do estreito de Ormuz.
O Paquistão passa agora a incluir a Nigéria entre as opções em análise para garantir o seu abastecimento de petróleo. Segundo informações divulgadas na sexta-feira, 24 de abril, pelo Pakistan Today, Islamabad está a explorar a importação de petróleo bruto e combustíveis a partir deste país africano.
No mesmo dia, o The Express Tribune indicou que o governo paquistanês está a analisar ativamente fontes alternativas, para além da Nigéria. Esta iniciativa acompanha concursos para fornecimento de gás natural liquefeito (GNL), com o objetivo de compensar interrupções no abastecimento observadas nos circuitos tradicionais.
Esta estratégia surge num contexto em que o Paquistão importa mais de 80% das suas necessidades totais de petróleo bruto e produtos refinados. Os seus principais fornecedores são a Arábia Saudita e os Emirados Árabes Unidos, cujas exportações passam quase exclusivamente pelo estreito de Ormuz, encerrado há várias semanas devido à guerra no Irão.
No mesmo contexto de tensões no abastecimento, esta dinâmica ultrapassa o caso paquistanês. No início do mês, a imprensa local nigeriana noticiou que a Índia, terceiro maior importador mundial de petróleo bruto depois dos Estados Unidos e da China, também iniciou esforços para aumentar as suas importações de petróleo bruto nigeriano, face às crescentes perturbações no mercado energético global.
No final de março, a Reuters noticiou que a Índia assegurou até 60 dias de abastecimento de petróleo ao diversificar as suas fontes, incluindo a África, beneficiando de maior disponibilidade fora do Médio Oriente, que fornecia até 40% das suas necessidades de crude.
Perante esta aceleração da diversificação, a Nigéria destaca a sua capacidade de responder a uma procura internacional crescente. Segundo a Agence Ecofin, o país posiciona-se como uma alternativa ao fornecimento do Médio Oriente.
De acordo com dados oficiais publicados em janeiro, a produção petrolífera nigeriana situou-se entre 1,6 e 1,7 milhões de barris por dia, confirmando o papel central do país no mercado africano.
Em paralelo, as autoridades nigerianas apontam margens de aumento a curto prazo. Bayo Ojulari, responsável da empresa estatal NNPC Ltd, afirmou durante a conferência CERAWeek que o país pode aumentar a produção em cerca de 100 000 barris por dia nos próximos meses.
Abdel-Latif Boureima
O governo federal nigeriano autorizou os estados a desenvolverem e gerirem os seus próprios mercados elétricos locais, numa altura em que a rede nacional enfrenta desafios recorrentes. Vários estados procuram tirar partido desta medida para impulsionar as suas economias.
O estado de Lagos, capital económica da Nigéria, está a acelerar a sua busca por autonomia energética para fazer face às repetidas falhas da rede nacional. O estado iniciou uma reforma que lhe permite produzir e distribuir eletricidade localmente, uma evolução tornada possível por uma lei federal aprovada em 2023, segundo as autoridades locais, na terça-feira, 28 de abril.
Concretamente, Lagos assinou acordos com produtores privados para garantir cerca de 400 megawatts (MW) destinados a serviços públicos essenciais. Os contratos preveem pagamentos baseados na eletricidade efetivamente fornecida, afastando-se de compromissos anteriores considerados ineficazes e dispendiosos para as finanças públicas locais.
Ao mesmo tempo, a reforma permite ao estado de Lagos regular o seu próprio mercado elétrico, uma competência anteriormente centralizada. «Procuramos ultrapassar o problema do ponto único de falha», afirmou Biodun Ogunleye, comissário da Energia e dos Recursos Minerais de Lagos, durante uma conferência organizada pelo meio de comunicação local BusinessDay. Mais de vinte estados federados nigerianos já iniciaram processos semelhantes, segundo fontes governamentais oficiais.
A reforma impulsionada em Lagos insere-se na continuidade de uma decisão regulatória tomada pelo estado em dezembro de 2024. Nesse ano, o governador Babajide Sanwo-Olu promulgou a Lagos Electricity Bill, uma lei destinada a melhorar o fornecimento de eletricidade.
Promulgada em conformidade com a autorização do governo federal, esta lei foi vista como uma resposta local ao colapso do sistema elétrico nacional, que afetou 19 estados federados em 2024, incluindo Lagos. A situação mantém-se atual, uma vez que a rede elétrica nacional da Nigéria entrou em colapso duas vezes entre 23 e 27 de janeiro de 2026.
Abdel-Latif Boureima
Perante as limitações da rede nacional, nomeadamente uma capacidade real de transporte limitada a cerca de 8 700 MW em 2025, as soluções descentralizadas estão a ganhar terreno na Nigéria para responder às necessidades elétricas de milhões de pessoas.
Um novo apoio financeiro internacional foi anunciado para acelerar a eletrificação rural através da energia solar na Nigéria. Na terça-feira, 28 de abril, a Sociedade Financeira Internacional (IFC), membro do Grupo Banco Mundial, e a instituição norueguesa de financiamento do desenvolvimento Norfund revelaram um pacote que pode atingir 83,2 milhões de dólares. Este apoio irá financiar a instalação de mini-redes solares híbridas em parceria com cinco empresas locais, segundo o comunicado oficial.
Acelerar a eletrificação rural
Esta nova iniciativa visa facilitar o acesso à eletricidade nas zonas menos servidas do país. O projeto prevê o desenvolvimento de 315 mini-redes, com um custo total estimado em 271 milhões de dólares. Estas instalações deverão permitir a ligação de cerca de 2,9 milhões de pessoas, ou seja, aproximadamente 500 000 famílias e empresas.
«Para colmatar o défice de acesso à eletricidade na Nigéria, são necessárias soluções escaláveis, sustentáveis e alinhadas com as prioridades nacionais […] Parcerias como esta são essenciais para acelerar o acesso à eletricidade, promovendo ao mesmo tempo o crescimento económico e a criação de emprego em todo o país», afirmou Sanyade Okoli, conselheira especial do presidente para as finanças e economia.
Um défice estrutural persistente
A Nigéria continua a enfrentar um forte défice de acesso à eletricidade, com mais de 85 milhões de pessoas sem ligação à rede, segundo o Banco Mundial. Esta situação faz do país aquele com a maior população não eletrificada do mundo.
A rede de transporte envelhecida, com linhas com mais de 60 anos, funciona como um estrangulamento no escoamento da produção. A Transmission Company of Nigeria (TCN) elevou a sua capacidade de transporte para 8 700 MW em 2025, segundo o seu diretor-geral, Sule Abdulaziz. No entanto, a capacidade instalada é de 13 500 MW, para uma procura nacional estimada em 40 000 MW, segundo a Comissão de Energia.
Neste contexto, as soluções descentralizadas estão a ganhar importância. O documento oficial «Nigeria Energy Compact», publicado no âmbito da Missão 300, indica que as energias renováveis distribuídas representam uma solução imediata para mais de 60 milhões de nigerianos, nomeadamente através de mini-redes em zonas densas afastadas da rede e sistemas solares individuais em áreas rurais.
Estas alternativas são consideradas as mais económicas e adequadas para acelerar a eletrificação nestas regiões.
Abdoullah Diop
No quadro da sua política de subida na cadeia de valor industrial, o Zimbabué tem vindo, há vários anos, a incentivar as empresas mineiras a desenvolver unidades de produção de sulfato de lítio. Esta estratégia visa acrescentar valor a um setor até agora centrado sobretudo na exportação de concentrados de lítio.
O grupo chinês Zhejiang Huayou Cobalt anunciou, na segunda-feira, 27 de abril, o envio do primeiro carregamento de sulfato de lítio produzido na sua mina Arcadia, um marco inédito tanto para o Zimbabué como para África. Este passo representa um ponto de viragem para o país da África Austral, que procura promover a transformação local numa indústria do lítio ainda dominada pela exportação de concentrados.
Maior produtor africano de lítio, o Zimbabué procura captar mais valor a partir deste recurso estratégico essencial para a transição energética. Esta ambição traduziu-se no incentivo às empresas mineiras para apresentarem planos de desenvolvimento de unidades de produção de sulfato de lítio, um produto resultante do refino dos concentrados.
Segundo as informações disponíveis, a infraestrutura desenvolvida pela Zhejiang Huayou Cobalt foi concluída em outubro de 2025, com um investimento estimado em 400 milhões de dólares e uma capacidade anual de 50 000 toneladas de sulfato de lítio. O início das exportações, poucos meses após a entrada em funcionamento, reflete a fase de arranque progressivo do projeto. A dimensão da carga não foi, no entanto, divulgada, nem o seu valor comercial.
“Trata-se de muito mais do que uma simples carga; é a prova da inovação do Zimbabué e do papel crescente de África na transição energética global. Este marco sublinha a emergência do país como ator-chave na cadeia de valor global do lítio e evidencia os progressos na valorização local”, pode ler-se numa publicação da Prospect Lithium Zimbabwe (PLZ), filial zimbabueana da Zhejiang Huayou Cobalt.
Este avanço ocorre num contexto de reforço da regulamentação das exportações de concentrados de lítio no país. Após um embargo temporário decretado em fevereiro, Harare introduziu este mês um sistema de quotas para controlar os volumes exportados, com o objetivo de acelerar a transformação local. Está igualmente prevista uma proibição total das exportações de concentrados a partir de janeiro de 2027.
Para além da Zhejiang Huayou Cobalt, outros grupos chineses como a Sinomine e a Sichuan Yahua também estão a desenvolver unidades de produção de sulfato de lítio. Resta agora observar como esta política será aplicada a todo o setor e quais serão os seus impactos económicos concretos. Recorde-se que o lítio é um dos principais produtos mineiros do Zimbabué, com receitas de exportação estimadas em cerca de 571 milhões de dólares em 2025.
Aurel Sèdjro Houenou
Após 21,65 milhões de quilates recuperados em 2025, a De Beers reduziu o seu objetivo de produção de diamantes para 2026. Em vez de uma faixa inicial de 26 a 29 milhões de quilates, a empresa pretende produzir no máximo 26 milhões de quilates este ano.
A De Beers produziu 7,1 milhões de quilates de diamantes no primeiro trimestre de 2026, um aumento de 17% em termos homólogos. Numa atualização divulgada na terça-feira, 28 de abril, a empresa indica, no entanto, que esta evolução não altera as suas previsões anuais, mantidas entre 21 e 26 milhões de quilates.
A De Beers atribui principalmente este aumento à abertura de uma nova zona mineira em mina de Gahcho Kué, no Canadá, bem como ao aumento dos volumes tratados na mina subterrânea de mina de Venetia. A produção canadiana atingiu assim 1 milhão de quilates, um aumento de 163% face ao primeiro trimestre de 2025. Na África do Sul, a Venetia forneceu 0,7 milhões de quilates, um crescimento de 53%.
No Botswana, principal país contribuinte do grupo, a produção aumentou 5% para 4,8 milhões de quilates, impulsionada por uma maior concentração de minério em mina de Orapa. Na Namíbia, onde os diamantes são recuperados no mar, a produção caiu 12% para 0,6 milhões de quilates, devido a operações de manutenção programadas em dois navios e ao efeito da retirada de outros dois navios em 2025.
Este aumento da produção ocorre num mercado ainda sob pressão. A De Beers afirma que as condições de comercialização dos diamantes continuam difíceis. Em fevereiro, a empresa já tinha reduzido o seu objetivo de produção, anteriormente fixado entre 26 e 29 milhões de quilates. Embora as vendas de diamantes em bruto tenham gerado 648 milhões de dólares no primeiro trimestre, contra 520 milhões um ano antes, o preço médio recuou 19%, para 101 dólares por quilate.
Recorde-se que a Anglo American, empresa-mãe do grupo, continua simultaneamente o processo formal de venda da companhia, com uma atualização esperada durante 2026. O governo do Botswana (já acionista minoritário com 15% na De Beers) e o governo de Angola estão entre os interessados na compra dos 85% detidos pelo gigante mineiro britânico.
Emiliano Tossou
Criar campeões nacionais capazes de explorar diretamente as minas no lugar dos operadores estrangeiros é um dos objetivos centrais de vários Estados africanos. Para isso, o principal produtor de ouro do continente tem vindo a multiplicar medidas cujos efeitos já começam a ser visíveis.
No Gana, o regulador mineiro emitiu notificações formais à Newmont, à AngloGold Ashanti e à Zijin Mining, exigindo que confiem as suas operações a contratantes locais antes de dezembro de 2026. Trata-se de mais uma demonstração da prioridade dada às empresas ganesas no setor mineiro, uma obrigação que se junta a outras medidas de Acra para reforçar o conteúdo local. Num contexto em que vários países africanos produtores de minerais procuram fazer do conteúdo local uma prioridade, a estratégia ganesa surge como referência.
Os contratantes mineiros são atores-chave na produção de recursos minerais, funcionando como subcontratados responsáveis por operações como perfuração, extração do minério, carregamento e transporte. Estas empresas dominam, portanto, uma ou várias fases da cadeia de exploração mineira.
O objetivo da decisão da Minerals Commission (o regulador mineiro) remete diretamente para outra medida recente do governo. No início do mês, as autoridades reservaram exclusivamente a empresas ganesas o concurso para a exploração da mina de ouro de Damang. Existe uma ligação direta entre estas duas políticas, uma vez que é a existência de operadores locais com experiência acumulada que permite ao país assumir o controlo de ativos industriais de grande escala.
Foi precisamente a Engineers & Planners Company Ltd (E&P), liderada por Ibrahim Mahama e anteriormente contratante em Damang, que venceu o concurso. Segundo o comité de avaliação, a escolha da E&P baseia-se no seu conhecimento das operações, da infraestrutura e da geologia do local, bem como na sua capacidade de mobilizar pelo menos 500 milhões de dólares para manter a produção. Após quase trinta anos de exploração pela Gold Fields, a empresa propõe prolongar a vida útil da mina por mais dez anos.
Uma obrigação já amplamente aplicada
Ao contrário da Gold Fields e de outras empresas estrangeiras no setor, a Newmont, a AngloGold Ashanti e a Zijin não recorrem atualmente a contratantes externos. No entanto, uma política em vigor desde janeiro de 2025 obriga as empresas a utilizar operadores 100% ganeses para minas a céu aberto e entidades com pelo menos 50% de capital nacional para operações subterrâneas.
Segundo fontes citadas pela Reuters, a maioria das grandes empresas já cumpriu a exigência. O regulador rejeitou o pedido da Newmont para adiar a conformidade para 2027, argumentando que outras empresas cotadas, como a Gold Fields, já se adaptaram. As autoridades alertam que os incumpridores poderão enfrentar multas elevadas e, em último caso, o encerramento das operações.
Para além das sanções, Acra vê nesta política um instrumento de desenvolvimento industrial, como demonstra a escolha da E&P para assumir a gestão integral de uma mina onde já atuava como subcontratada. “A empresa demonstrou a maior capacidade para explorar a mina de Damang, como evidenciado pela proposta mais viável”, refere o comité de avaliação.
Um teste no terreno
A escolha da E&P para gerir Damang pode ser vista como um teste prático da estratégia de conteúdo local no Gana. Mas o sucesso ou fracasso da empresa não é o único fator determinante. O sindicato dos mineiros do Gana, que representa cerca de 14 000 trabalhadores, anunciou resistência coordenada à decisão do regulador, incluindo greves e manifestações.
O presidente do sindicato, Abdul Moomin Gbana, afirma que as empresas locais pagam salários cerca de 50% inferiores aos das multinacionais, oferecem menor estabilidade laboral e apresentam falhas no cumprimento das contribuições sociais. Embora o regulador reconheça os desafios, o seu diretor-geral, Isaac Tandoh, anunciou medidas para reforçar a supervisão e o controlo de preços dos contratantes.
Para além dos salários, será também a competitividade dos operadores locais que determinará o sucesso da política no longo prazo. Ahamadou Mohamed Maïga, diretor executivo da consultora Extractive & Energy Investment Council, sublinha que as empresas mineiras exigem elevados padrões de desempenho, rentabilidade e eficiência. Assim, as políticas públicas terão de ser acompanhadas por reforço de capacidades técnicas e acesso a financiamento adequado. Sem estas condições, os futuros campeões nacionais permanecerão vulneráveis às suas próprias limitações.
Emiliano Tossou
Com o projeto SMSZ, a Desert Gold pretende desenvolver um novo ativo de exploração aurífera segundo um plano mineiro em várias fases, cuja primeira já se encontra em fase de planeamento. Paralelamente, os trabalhos de exploração continuam para otimizar o potencial do ativo.
A junior mineira canadiana Desert Gold anunciou, na segunda-feira, 27 de abril, o lançamento de uma nova campanha de exploração no seu projeto aurífero SMSZ, no Mali. Esta iniciativa, que prevê investimentos num programa de cerca de 4 250 metros de perfuração, visa apoiar o crescimento dos recursos deste futuro local de exploração.
Em detalhe, a empresa explica que os trabalhos correspondem à primeira fase de uma campanha de perfuração por circulação reversa (RC), visando cinco zonas prioritárias, incluindo os prospectos Koussili e Gourbassi. O calendário prevê a conclusão das operações até ao final do semestre, sem que tenha sido divulgado o orçamento alocado. Este desenvolvimento ocorre poucas semanas depois de a Desert Gold ter mobilizado 7,1 milhões de dólares canadianos (5,2 milhões USD) para financiar as suas atividades na África Ocidental, incluindo o projeto SMSZ.
“Estamos entusiasmados por lançar o programa de perfuração de 2026 no nosso projeto SMSZ. Esta fase irá focar-se em cinco zonas, três das quais já contêm recursos auríferos. Prevemos realizar perfurações em profundidade e em inclinação para identificar extensões das lentes auríferas existentes […]. As outras duas zonas-alvo foram apenas parcialmente exploradas até agora e apresentam um grande potencial para novas descobertas e recursos adicionais de ouro”, declarou Jared Scharf, CEO da empresa.
Apoiar um plano de desenvolvimento faseado
A intenção da Desert Gold de melhorar o potencial mineiro do SMSZ insere-se numa estratégia de longo prazo que visa o desenvolvimento progressivo de uma mina de ouro no local. Segundo uma avaliação económica preliminar publicada em novembro, a primeira fase prevê a construção de um complexo capaz de produzir cerca de 130 700 onças de ouro ao longo de 10 anos. Esta projeção baseia-se apenas em cerca de 10% dos recursos auríferos totais identificados no SMSZ, o que sugere um potencial de crescimento, especialmente com a intensificação dos esforços de exploração em curso.
Neste contexto, a empresa procura acelerar a valorização do ativo, beneficiando de um ambiente de mercado favorável. Após uma subida de cerca de 65% no último exercício, os preços do ouro começaram o ano em níveis ainda elevados. Apesar de uma ligeira desaceleração nas últimas semanas, instituições como a UBS e o JPMorgan continuam a prever novos recordes, com projeções acima dos 6 000 USD por onça até ao final de 2026.
Para além dos desafios da empresa, estas dinâmicas são também relevantes para o Mali, onde o ouro representa o principal produto de exportação. Surgem num contexto de redução dos investimentos em exploração mineira, com o país a registar um terceiro ano consecutivo de queda em 2025, a maior observada no continente, segundo o relatório “World Exploration Trends 2026” da S&P Global Market Intelligence.
Aurel Sèdjro Houenou
No início de abril, as autoridades malgaxes anunciaram a situação de urgência energética, num contexto em que tensões crescentes no abastecimento de combustíveis estão a perturbar o mercado. Rutura pontual de stock em algumas estações de serviço também gerou preocupações quanto à continuidade da distribuição nacional.
Enquanto as tensões persistem no abastecimento de combustível, as autoridades de Madagáscar decidiram prolongar o estado de emergência energética por mais 15 dias. A medida, adotada na quinta-feira, 23 de abril, em Conselho de Ministros, visa enquadrar um mercado sob pressão, marcado por perturbações observadas em várias estações de serviço nas últimas semanas.
Neste quadro, o governo mantém um dispositivo excecional de regulação. Este permite, nomeadamente, fixar os preços na bomba e intervir diretamente na cadeia de abastecimento. As autoridades dispõem assim de maior margem de ação para coordenar as importações e enquadrar a distribuição no território.
Ao mesmo tempo, os operadores petrolíferos continuam a operar sob constrangimentos regulamentares. O mecanismo automático de ajustamento de preços permanece suspenso. Uma decisão destinada a evitar a repercussão imediata das flutuações internacionais nos preços internos.
As tensões têm origem em dificuldades logísticas e financeiras que afetam a importação de produtos petrolíferos. As autoridades referem igualmente um contexto internacional marcado por aumentos de custos e prazos de abastecimento mais longos. Esta extensão insere-se na continuidade das medidas adotadas há pouco mais de duas semanas para estabilizar o setor.
Preços dos combustíveis e diferença face aos preços internacionais
Para abril de 2026, o Gabinete Malgaxe dos Hidrocarbonetos manteve os preços regulados na bomba ao mesmo nível de março. Assim, o gasóleo está fixado em 4 660 ariarys por litro (cerca de 1,12 dólar), a gasolina comum em 4 900 ariarys (1,18 dólar) e o petróleo de iluminação em 3 510 ariarys (0,85 dólar).
A 8 de abril, o meio de comunicação local 2424.mg revelou que o Ministério da Energia estimava, por exemplo, o preço de importação do gasóleo, antes de frete, manuseamento e distribuição, em cerca de 6 000 ariarys por litro (1,45 dólar). Ao manter o preço na bomba em 4 660 ariarys, o Estado absorve a diferença, que recai assim sobre o orçamento público.
Este desequilíbrio fragiliza uma economia já sob pressão. O Banco Mundial e o Fundo Monetário Internacional (FMI) projetam para Madagáscar uma inflação de 8,3% em 2026, com um crescimento limitado a 3,6%. Com 66,5% da população abaixo do limiar da pobreza, segundo o Banco Mundial, qualquer aumento do custo da energia reduz um poder de compra já reduzido.
A situação é ainda mais crítica no sul do país. Segundo um relatório da FEWS NET (Famine Early Warning Systems Network) publicado este mês, populações dessa região permanecem em crise alimentar, fase 3 do Índice de Fase de Crise, até setembro, devido a uma seca extrema e aos impactos de ciclones. Neste contexto, qualquer aumento dos combustíveis agravaria diretamente a pressão sobre as cadeias alimentares.
Abdel-Latif Boureima
Perante uma forte subida dos custos do combustível de aviação, as autoridades nigerianas estão a intervir para conter os preços e garantir a continuidade dos voos domésticos.
O Nigéria decidiu, a 28 de abril, fixar um teto para o preço do combustível de aviação, de forma a evitar perturbações no transporte aéreo, após várias semanas de tensões associadas ao aumento dos custos. Segundo um documento oficial, o regulador do setor petrolífero a jusante (NMDPRA) estabeleceu uma faixa de preços entre 1 760 e 1 988 nairas por litro em Lagos, e entre 1 809 e 2 037 nairas em Abuja, com base nos preços observados entre 17 e 23 de abril.
Esta medida insere-se num dispositivo mais amplo decidido após conversações de emergência com companhias aéreas e fornecedores. O governo também concedeu uma redução de 30% das dívidas das companhias junto das agências aeronáuticas e introduziu um prazo de pagamento de 30 dias para a compra de combustível.
Um comité técnico recomenda ainda que os fornecedores vendam diretamente às companhias aéreas, de modo a reduzir custos e melhorar a transparência da cadeia de abastecimento. As autoridades também ponderam integrar o querosene na iniciativa “naira contra crude”, para limitar a exposição do setor às flutuações das moedas estrangeiras.
A intervenção pública surge após um aumento de mais de 270% no preço do querosene, o que levou as companhias a aumentar tarifas e a considerar cortes de capacidade. Em alguns casos, o custo do combustível representa até 40% das despesas operacionais, um nível superior à média global.
Esta dinâmica explica-se em parte por fatores externos, nomeadamente tensões no mercado energético ligadas ao conflito entre os Estados Unidos e o Irão, bem como pelos elevados custos de abastecimento. O regulador sublinha que os preços continuam expostos à volatilidade da conjuntura internacional.
Embora o plafonamento vise estabilizar o setor a curto prazo, levanta dúvidas num ambiente oficialmente liberalizado. Alguns intervenientes alertam que o controlo de preços pode gerar distorções, incluindo riscos de escassez ou de desenvolvimento de circuitos informais.
Neste contexto, as discussões com a Dangote Refinery sobre as margens aplicadas aos preços internacionais surgem como um instrumento-chave para ajustar os custos de forma sustentável.
Olivier de Souza
Perante as restrições de abastecimento elétrico marcadas por um défice de produção de cerca de 4 200 MW, vários países da África Austral estão a acelerar o recurso à energia solar em grande escala para diversificar o seu mix energético e reforçar a estabilidade da rede.
Na África do Sul, a Engie e a Pele Green Energy anunciaram a inauguração da central solar de Graspan, num comunicado publicado na terça-feira, 21 de abril. Com uma capacidade de 75 MW, esta instalação localizada no Cabo Setentrional está agora totalmente operacional após vários meses de exploração comercial.
A iniciativa foi desenvolvida no âmbito do programa REIPPPP, que permite aos produtores independentes financiar e explorar centrais ligadas à rede nacional. Com o projeto de Grootspruit, também desenvolvido pela Engie no Free State, estas infraestruturas elevam a capacidade instalada para 150 MW injetados na rede sul-africana.
“Graspan é um ativo operacional que já está a alimentar a rede elétrica. Isto é essencial num momento em que a África do Sul procura colmatar o seu défice de abastecimento e criar uma rede elétrica mais resiliente”, declarou Sanjeev Mungroo, diretor-geral do polo de Energias Renováveis e Baterias da Engie África do Sul.
O solar para responder ao défice estrutural regional
Para além desta entrada em operação, o projeto insere-se numa dinâmica mais ampla na África Austral, onde o desenvolvimento da energia solar e das energias renováveis está a acelerar segundo modelos e objetivos distintos. Na África do Sul, programas estruturados como o REIPPPP facilitam a intervenção do setor privado em grande escala para abastecer a rede ou responder à procura industrial. Desde a sua primeira fase em 2011, o REIPPPP permitiu a entrada em operação de mais de 7 300 MW provenientes de 95 projetos de produtores independentes de eletricidade, segundo o portal de informação independente grantZA.
Noutros países da região, nomeadamente na Zâmbia, a progressão das energias renováveis, como a solar, assenta mais numa iniciativa pública, com o objetivo de reduzir a dependência da hidroeletricidade e reforçar a segurança do abastecimento elétrico. Em 2025, o país tinha como meta instalar 1 000 MW de capacidade solar. Em abril de 2026, lançou um projeto solar de 250 MWp com a Globeleq, além da assinatura de vários acordos, incluindo um com a DZGM Energy Resources para um projeto híbrido solar-eólico de 100 MW.
A região austral de África enfrenta um desequilíbrio estrutural entre a oferta e a procura de eletricidade. O Southern African Power Pool (SAPP), que coordena as trocas entre 12 países, precisa de colmatar um défice de produção estimado em 4 200 MW, segundo a Engineering News. Estas políticas, que começam a produzir efeitos mensuráveis nos sistemas elétricos, deverão permitir à África Austral reduzir este fosso.
Abdoullah Diop
A Empower New Energy continua a sua expansão em África com um novo projeto solar destinado a um site industrial nos Camarões, ilustrando a difusão progressiva de soluções energéticas descentralizadas no continente.
O setor agroindustrial camaronês prepara-se para reforçar a fiabilidade do seu abastecimento energético graças a uma central que combina 1,8 MWp de energia fotovoltaica e 2,5 MWh de armazenamento. O promotor norueguês Empower New Energy anunciou assim, num comunicado publicado na quarta-feira, 22 de abril, o início da construção desta solução descentralizada destinada a abastecer a unidade de transformação de cacau da Neo Industry, em Kekem, no oeste dos Camarões.
“A parceria com a Empower New Energy e a Éclipse Énergies Renouvelables apoia a nossa ambição de construir uma indústria competitiva e baseada em padrões elevados, em linha com o nível de excelência que desejamos oferecer a partir dos Camarões para os mercados internacionais. Esperamos que muitas empresas do país passem a utilizar energia solar”, declara Chantal Bounkeu, diretora-geral da Neo Industry S.A.
Uma estratégia pan-africana para o solar híbrido industrial
A instalação é desenvolvida no âmbito de um contrato de fornecimento de eletricidade de 25 anos, ao abrigo do qual a Empower assegura o financiamento, a construção e a exploração da infraestrutura. O sistema deverá produzir 2 270,6 MWh de eletricidade por ano e permitir ao industrial reduzir a sua dependência da rede e dos geradores a gasóleo, num contexto marcado por cortes frequentes de energia. O projeto é executado com o parceiro técnico Éclipse Énergies Renouvelables.
Este projeto insere-se na estratégia da Empower de implementar soluções solares híbridas para clientes industriais e comerciais em toda a África. Na Nigéria, a empresa colocou recentemente em funcionamento uma central de 1 MWp associada a 2,15 MWh de armazenamento para a fábrica UMZA em Kano, no âmbito de um contrato de 10 anos. No Norte de África, está também a desenvolver vários projetos multi-sítio, nomeadamente na Tunísia, no Egito e em Marrocos, destinados a reduzir os custos energéticos e a garantir o abastecimento dos industriais.
Na África subsaariana, as empresas procuram estabilizar o acesso à eletricidade e reduzir o recurso a geradores a gasóleo, que custam entre 3 e 5 vezes mais do que a eletricidade da rede, segundo o Energy for Growth Hub. Neste contexto, a energia solar e o armazenamento formam um conjunto cada vez mais essencial para garantir sustentabilidade.
Abdoullah Diop
Perante uma procura de eletricidade em alta de 10% a 15% por ano, impulsionada pelas necessidades nacionais e pelas exportações para países vizinhos interligados, a Costa do Marfim aposta nos seus recursos de gás natural para consolidar o seu sistema energético e apoiar as suas ambições de desenvolvimento.
O governo marfinense reafirmou a sua vontade de fazer do gás natural produzido localmente um pilar do seu sistema elétrico. À margem das reuniões de primavera do Banco Mundial e do Fundo Monetário Internacional (FMI) em Washington, o ministro das Minas, do Petróleo e da Energia, Mamadou Sangafowa Coulibaly (foto, ao centro), indicou que o país privilegia o uso doméstico do gás para responder à procura de eletricidade.
Prioridade à procura nacional
Esta escolha visa também apoiar a industrialização, em vez de exportar a produção para gerar divisas. Segundo o ministro, todo o gás descoberto na Costa do Marfim já é utilizado na produção de eletricidade.
«É preciso primeiro satisfazer a procura nacional antes de liquefazer o excedente de gás para exportação. Esta escolha traduz uma vontade política de fazer da energia uma alavanca de transformação económica interna, em vez de uma simples fonte de divisas. Por outras palavras, o gás deixa de ser apenas um recurso para exportação e passa a ser um instrumento ao serviço da industrialização», recordou o ministro, citado num comunicado governamental.
Paralelamente ao gás natural, as autoridades apostam nas energias renováveis, incluindo a hidroeletricidade e a energia solar, com vários projetos em desenvolvimento. O objetivo declarado é atingir uma quota de 45% de energias renováveis no mix energético até 2030.
Esta orientação surge num contexto de forte crescimento da procura, estimado entre 10% e 15% ao ano, ligado ao aumento do consumo interno e às exportações de eletricidade para países vizinhos. Além disso, o país pretende alcançar uma taxa de eletrificação de 100% até 2030, contra 64% em 2023. No “Pacto Nacional da Energia para a República da Costa do Marfim”, Abidjan pretende também aumentar em 1,7 vezes a sua capacidade de produção, que era de 2 907 MW no final de 2023, dominada em 69% pela energia térmica.
Uma dinâmica continental
A vontade de combinar centrais a gás e energias renováveis para satisfazer a procura elétrica não é exclusiva da Costa do Marfim, mas sim uma estratégia também observada noutros países, alguns já bastante avançados.
No Egito e na Argélia, o gás representa respetivamente 80% e 99% da produção elétrica, contribuindo para um elevado acesso à eletricidade. Estes países lançam regularmente projetos de energias renováveis e apresentam ambições elevadas nesse domínio.
Outros países, como o Senegal e a Mauritânia, também estão a avançar para uma utilização crescente da produção de gás nacional para reforçar a oferta elétrica, ao mesmo tempo que apostam na energia solar, eólica e hidroelétrica.
Abdoullah Diop
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