Noticias Industrias (810)
Após mais de uma década de fracassos dispendiosos na reabilitação das suas refinarias, a empresa petrolífera pública da Nigéria está a operar uma mudança significativa ao voltar-se para parceiros industriais estrangeiros.
Durante o Nigeria International Energy Summit (NIES) 2026, em Abuja, o diretor-geral da empresa pública petrolífera nigeriana (NNPC), Bashir Ojulari (foto), confirmou que a companhia está em negociações avançadas com uma empresa chinesa para a retoma operacional de uma das suas refinarias. «Trata-se de uma empresa chinesa que opera um dos maiores complexos petroquímicos da China», declarou, sem revelar o nome do grupo em questão.
A NNPC procura parceiros com experiência comprovada na operação industrial de refinarias, enquanto acionistas e operadores, para reabilitar os sites de Port Harcourt, Warri e Kaduna, com uma capacidade cumulativa de 445 000 barris por dia. Uma revisão técnica e comercial foi lançada em outubro de 2025 para selecionar investidores capazes de entrar no capital e gerir segundo padrões internacionais.
Um novo modelo baseado em performance operacional
O novo modelo privilegia agora parcerias industriais assentes na performance operacional e na rentabilidade sustentável. «Para colocar as refinarias de novo em funcionamento, são essenciais três elementos: financiamento, um contratista EPC ([engenharia, suprimentos e construção, N.d.R.]) competente e capacidade operacional de classe mundial. Esta é exatamente a nossa prioridade atual», destacou Bashir Ojulari.
Parcerias operacionais em vez de políticas anteriores
Esta abordagem marca uma ruptura com as políticas anteriores. Nos últimos dez anos, mais de 25 mil milhões de USD foram investidos em programas de reabilitação, sem resultados duradouros. As refinarias continuaram a registar perdas elevadas devido a custos operacionais altos, forte recurso a subcontratados e volumes de processamento relativamente baixos. Apenas algumas unidades de Port Harcourt funcionaram brevemente antes de pararem novamente, enquanto Warri nunca reiniciou realmente e Kaduna permaneceu parada.
A NNPC esclarece que não pretende vender as suas refinarias, mas sim ceder uma participação no capital a parceiros, para que possam autofinanciar-se e alcançar rentabilidade. Esta reorientação surge num contexto em que a entrada em funcionamento gradual da refinaria privada da Dangote (650 000 barris por dia) oferece um alívio temporário ao abastecimento interno de combustíveis. Insere-se também numa reforma mais ampla do modelo económico da NNPC, que visa reduzir a dependência do orçamento federal e mobilizar até 30 mil milhões de USD em financiamentos até 2027.
O governo justifica esta estratégia pelas vulnerabilidades estruturais do país, maior produtor africano de petróleo bruto, mas ainda fortemente dependente das importações de produtos refinados. Esta dependência expõe a Nigéria à volatilidade dos preços internacionais e a tensões recorrentes no mercado interno.
Se as parcerias com operadores chineses se concretizarem, a NNPC espera reduzir de forma sustentável as importações de combustíveis e, a médio prazo, reposicionar o país como exportador de produtos refinados. A curto prazo, contudo, o aumento da taxa sobre os combustíveis importados poderá agravar pressões inflacionárias e sociais.
O desafio já não é apenas reiniciar as refinarias, mas demonstrar que podem funcionar como ativos industriais rentáveis, apoiados em parceiros com know-how operacional comprovado.
Olivier de Souza
A conclusão da perfuração do poço AK-2H em Sèmè deverá permitir o arranque da produção petrolífera, após o adiamento causado por dificuldades técnicas.
A Akrake Petroleum, filial indireta da Rex International, anunciou a conclusão com sucesso da perfuração do poço de produção AK-2H no campo de Sèmè, ao largo da costa do Benim. Considerado uma etapa-chave do projeto petrolífero offshore de Sèmè, este poço deverá contribuir para o reforço da produção nacional e apoiar o desenvolvimento do setor energético beninense.
Cerca de 950 metros desta secção atravessam uma zona petrolífera, o reservatório H6, confirmando a presença de volumes potencialmente exploráveis. O restante percurso situa-se em camadas de xisto não produtivas. Os dados recolhidos indicam uma porosidade média superior a 19%, sinal de uma rocha capaz de armazenar quantidades significativas de hidrocarbonetos. A saturação média de petróleo, superior a 70%, indica ainda que a maioria dos poros está efetivamente preenchida com óleo, um indicador favorável para a produção. Não foi identificada qualquer camada aquífera de areia, o que reduz o risco de produção simultânea de água com o petróleo, um problema comum em alguns poços.
Para assegurar e otimizar o fluxo de petróleo, o poço foi equipado com filtros, que impedem a subida de areia do reservatório juntamente com o petróleo, e com válvulas autónomas de controlo de escoamento (AICV), que regulam o fluxo e limitam a entrada de água. Uma bomba submersível elétrica (ESP) encontra-se em fase de instalação para elevar o petróleo à superfície quando a pressão natural do reservatório não for suficiente.
Perfuração bem-sucedida, mas início da produção adiado
Apesar do sucesso técnico da perfuração, o calendário inicial de produção, previsto para o final de janeiro de 2026, não poderá ser cumprido. O arranque depende agora da conclusão da ligação do poço às principais instalações, nomeadamente a unidade móvel de produção offshore Stella Energy 1 e a unidade flutuante de armazenamento e descarga Kristina.
Desta vez, o operador do campo não forneceu qualquer novo calendário para o início da produção. As operações de ligação das unidades offshore explicam a ausência de uma nova data oficial.
A campanha de perfuração inclui igualmente o poço horizontal AK-1H, que visa o reservatório H6, bem como o poço de exploração AK-1P, destinado a melhorar o conhecimento dos reservatórios mais profundos. Os dados recolhidos deverão permitir otimizar a produção e avaliar o potencial do campo a médio prazo.
O primeiro patamar de produção deverá atingir cerca de 15 000 barris por dia, com perspetivas de expansão graças aos recursos profundos identificados pelo poço AK-1P.
A área marítima de Sèmè é estratégica para o Benim, uma vez que representa um dos raros campos offshore plenamente desenvolvidos. Recorde-se que este programa de requalificação do local foi lançado em agosto de 2025, após 27 anos de inatividade, com um arranque inicialmente previsto antes do final do ano passado. Dificuldades técnicas relacionadas com as camadas de xisto e o desempenho dos equipamentos levaram ao adiamento do calendário.
A Akrake detém 76% de participação no bloco, o Estado beninense 15% e a empresa local Octogone Trading 9%.
Olivier de Souza
Nos últimos meses, Angola, produtor histórico de petróleo bruto em África, tem multiplicado as iniciativas focadas no gás natural, um recurso cuja valorização o Estado procura reforçar ativamente.
A empresa pública angolana Sonangol assinou um contrato de cerca de 245 milhões de dólares para a construção de um novo navio de transporte de gás natural liquefeito (GNL). A informação foi divulgada na segunda-feira, 2 de fevereiro, pela agência sul‑coreana Yonhap, citando uma declaração regulamentar apresentada pelo estaleiro HD Hyundai Samho Heavy Industries às autoridades financeiras coreanas.
O navio será construído por um dos principais atores mundiais na construção naval especializada. Especificamente, o contrato prevê um metaneiro novo com capacidade de cerca de 174.000 m³, cuja entrega está prevista para 2028.
Destinar-se-á principalmente à exportação do GNL produzido em Angola para os mercados internacionais. Esta é a primeira encomenda de um metaneiro novo feita pela Sonangol no âmbito da renovação da frota utilizada nas atividades de gás do país. A empresa já possui vários navios dedicados ao transporte de GNL, principalmente colocados ao serviço no início da década de 2010.
O investimento da Sonangol num novo metaneiro surge num contexto de reforço das capacidades de gás do país. Angola possui uma única instalação de liquefação, o complexo Angola LNG, localizado em Soyo, com uma capacidade de 5,2 milhões de toneladas por ano.
A unidade é alimentada essencialmente por gás associado (gás recuperado durante a extração de petróleo bruto) proveniente da produção petrolífera offshore. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), a produção de GNL em Soyo registou um aumento de 20% em novembro de 2025.
Além disso, volumes de gás não associado também foram integrados no abastecimento do terminal, na sequência da entrada progressiva em operação do projeto New Gas Consortium, desenvolvido, nomeadamente, pela Eni, de acordo com comunicações oficiais do grupo.
Assim, em dezembro de 2025, a Agência Ecofin reportou a inauguração de uma unidade de tratamento em Soyo associada a este projeto, marcando o início da exploração do gás proveniente dos campos Quiluma e Maboqueiro, localizados no bloco 2, na costa do país.
Para além disso, Angola descobriu e perfurou o seu primeiro poço de gás dedicado, integrado no Plano Diretor Nacional do Gás, que visa estruturar a exploração e o investimento no setor gasífero nacional.
Abdel-Latif Boureima
A medida que os países africanos procuram reforçar a sua capacidade de produção elétrica, um relatório recente do Global Solar Council analisa as dinâmicas do mercado de energia solar fotovoltaica no continente e os obstáculos que travam o seu desenvolvimento.
Segundo o relatório “Africa Market Outlook for Solar PV 2026–2029”, publicado em fevereiro de 2026 pelo Global Solar Council, a implantação da energia solar fotovoltaica em África acelerou significativamente em 2025, num contexto de crescimento económico sólido e de aumento da procura por eletricidade fiável.
O relatório indica que África instalou cerca de 4,5 GW de novas capacidades solares em 2025, um aumento de 54 % face ao ano anterior. Esta progressão ocorre num contexto em que o crescimento económico do continente atingiu cerca de 3,9 % em 2025, com mais de vinte países a registarem uma taxa superior a 5 %.
Os acréscimos de capacidade continuam, contudo, fortemente concentrados. Os dez principais mercados representaram quase 90 % das novas instalações, liderados pela África do Sul (1,6 GW), seguidos da Nigéria (803 MW), do Egito (500 MW) e da Argélia (400 MW).
Paralelamente, vários mercados de dimensão intermédia registaram volumes significativos, nomeadamente Marrocos (204 MW), Zâmbia (139 MW), Tunísia (120 MW), Botsuana (120 MW), Gana (92 MW) e Chade (86 MW). O relatório especifica que, em 2025, oito países ultrapassaram o limiar de 100 MW instalados, contra quatro no ano anterior.
A médio prazo, o Global Solar Council estima que África poderá instalar mais de 31,5 GW de capacidade solar acumulada até 2029, impulsionada tanto por projetos ligados à rede como por soluções descentralizadas.
O relatório destaca, contudo, que esta dinâmica continua a ser travada por várias limitações, sobretudo na África Subsaariana, região que mobiliza apenas cerca de 8 mil milhões de dólares por ano para o setor energético, em comparação com os 20 mil milhões de dólares considerados necessários para atingir o Objetivo de Desenvolvimento Sustentável 7. Os elevados custos de capital, a volatilidade cambial, a fragilidade financeira das companhias públicas de eletricidade, bem como a congestão das redes de transporte e distribuição, entre outros, são apontados como fatores que limitam o desenvolvimento e a integração do solar em larga escala.
Para ultrapassar estes obstáculos, o Global Solar Council recomenda, entre outras medidas: reduzir o custo do capital através de quadros regulamentares estáveis, simplificar os procedimentos de autorização, melhorar a transparência do planeamento das redes, desenvolver estratégias nacionais de armazenamento, e reforçar as competências locais e as cadeias de valor industriais para apoiar uma expansão solar mais ampla e sustentável no continente.
Recorde-se que o Banco Mundial estima que cerca de 600 milhões de africanos não têm acesso à eletricidade. O solar, cujo potencial do continente é abundante, deverá desempenhar um papel central no acesso universal à eletricidade.
Abdoullah Diop
Na corrida global pelos minerais críticos, os Estados Unidos procuram reforçar a sua presença no subsolo congolês
Nos últimos meses, os Estados Unidos têm procurado fortalecer a sua posição sobre o subsolo da República Democrática do Congo (RDC) e os seus recursos minerais. Esta ambição foi formalizada através da assinatura de uma parceria bilateral com o governo congolês em 2025.
Na RDC, a mina de zinco de Kipushi figura entre os ativos susceptíveis de alimentar o projeto americano de estoque estratégico de minerais críticos, dotado de 12 mil milhões de USD. A informação foi divulgada na terça-feira, 3 de fevereiro, pelo seu operador canadiano Ivanhoe Mines, que indica estar em negociações com os seus parceiros no projeto, incluindo a companhia pública Gécamines, sobre os termos desta iniciativa. Este movimento, combinado com outra ofensiva americana, direcionada ao mesmo tempo para as minas de cobre congolesas exploradas pelo grupo suíço Glencore, ilustra a aceleração dos planos de Washington na área dos minerais críticos na RDC.
Duas ofensivas para abastecer o mercado americano
Lançado no início desta semana, o estoque estratégico de minerais críticos dos EUA visa garantir as cadeias industriais nacionais face ao risco de interrupções de abastecimento. Embora as fontes de fornecimento ainda não tenham sido oficialmente divulgadas, a comunicação da Ivanhoe Mines sobre a mina de Kipushi oferece o primeiro indicativo. A empresa e os seus parceiros estão a discutir um acordo para exportar para os Estados Unidos concentrados de zinco, cobre, chumbo, bem como germânio e gálio provenientes deste local.
A operação passaria, segundo se sabe, por uma empresa de comércio recentemente criada pela Gécamines e pelo grupo suíço Mercuria. Para memória, a companhia pública congolesa detém 38% da mina de Kipushi, enquanto a Mercuria beneficia desde 2025 do direito de adquirir até um terço do concentrado de zinco ainda não atribuído de Kipushi. Embora os contornos finais da iniciativa ainda precisem de ser definidos, a estratégia americana de securização do abastecimento estende-se paralelamente às minas de cobre e cobalto Mutanda e Kamoto, exploradas pela Glencore.
Desta vez, o objetivo não é alimentar o estoque estratégico em formação, mas garantir diretamente uma parcela da produção destes ativos. Concretamente, o Orion Critical Mineral, consórcio criado no ano passado com o apoio de Washington, assinou um protocolo de acordo com a Glencore para adquirir 40% dos interesses nas duas minas. Segundo um comunicado conjunto publicado na terça-feira, a transação envolveria uma valorização combinada de cerca de 9 mil milhões de USD para Mutanda e Kamoto. O objetivo é dispor, a prazo, de um volume de produção proporcional a esta participação para compradores designados, «garantindo assim o abastecimento de minerais críticos para os Estados Unidos e os seus parceiros».
Primeiros passos para a parceria mineira EUA–RDC
Tomadas em conjunto, o projeto anunciado em Kipushi e as iniciativas em torno das minas da Glencore seguem a mesma lógica: assegurar o abastecimento do mercado americano em minerais críticos. Mais amplamente, estas ações representam os primeiros avanços concretos no âmbito da parceria bilateral assinada no início de dezembro de 2025 entre Kinshasa e Washington, destinada a incentivar os investimentos americanos no setor mineiro congolês.
Em janeiro, uma lista de ativos mineiros estratégicos da RDC foi inclusive apresentada às empresas americanas no âmbito deste acordo comercial. O conteúdo da lista continua, no entanto, confidencial, não sendo claro se as três minas recentemente alvo das iniciativas americanas estão incluídas. Contudo, segundo o secretário de Estado adjunto americano Christopher Landau, a oferta apresentada pela Orion CMC à Glencore já se enquadra plenamente nos objetivos estabelecidos pela parceria entre Kinshasa e Washington.
«Esta transação proposta entre a Glencore e o consórcio Orion Critical Mineral, apoiado pelos Estados Unidos, reflete os objetivos fundamentais do acordo de parceria estratégica EUA–RDC, incentivando um aumento dos investimentos americanos no setor mineiro da RDC e promovendo fluxos seguros, fiáveis e mutuamente vantajosos de minerais críticos entre os nossos dois países», declarou o responsável americano.
Para a RDC, estas iniciativas vão para além da atração de novos investimentos mineiros. Elas traduzem também uma vontade clara de reduzir a influência dos atores chineses sobre o setor mineiro nacional. A sua concretização continua, porém, a depender da assinatura de acordos juridicamente vinculativos e da obtenção das autorizações regulatórias necessárias. A evolução destas dinâmicas será, por isso, de seguir nas próximas semanas, enquanto Glencore e Orion já manifestam a intenção de «adquirir projetos e ativos mineiros críticos adicionais na RDC».
Aurel Sèdjro Houenou
Maior produtor africano de lítio, o Zimbabwe é também um importante exportador de metais do grupo da platina (PGMs), ouro e cromo. Nos últimos anos, o país tem vindo a perseguir o objetivo de aumentar as suas receitas mineiras para 12 mil milhões de USD.
No Zimbabwe, a Minerals Marketing Authority of Zimbabwe (MMCZ), entidade responsável pela comercialização de minerais, à exceção do ouro e da prata, anunciou ter gerado 3,4 mil milhões de USD em receitas de exportação em 2025. Este montante, um aumento de 6% face a 2024, continua, no entanto, bastante aquém do objetivo de 12 mil milhões de USD definido pelas autoridades em 2019, à espera da publicação dos dados relativos às exportações de ouro e prata.
Inicialmente anunciado para 2023, este objetivo ainda não foi alcançado no Zimbabwe. Os dados disponíveis indicam que o país gerou apenas 5,4 mil milhões de USD nesse ano, e 5,56 mil milhões de USD em 2024. Embora o MMCZ afirme ter superado os seus próprios objetivos anuais no exercício de 2025, não faz qualquer referência ao limiar nacional de 12 mil milhões de USD. Salienta-se que as suas receitas provêm principalmente dos metais do grupo da platina (PGMs), lítio, cromo e ferro‑ligas.
Para compreender plenamente a dinâmica de 2025, será necessário aguardar a publicação dos dados de exportação de ouro e prata, dois metais preciosos cujos preços registaram uma forte subida durante o ano. No início de janeiro, a Fidelity Gold Refinery, entidade responsável pela sua comercialização, anunciou mesmo uma produção recorde de ouro de 46,7 toneladas, um aumento de 17% face a 2024. Um desempenho que o seu CEO, Peter Magaramombe, atribui à força dos preços, sem especificar, no entanto, o impacto nas receitas geradas.
Para o Zimbabwe, onde o setor mineiro representa 80% das exportações e 19% das receitas públicas, ultrapassar a barreira dos 12 mil milhões de USD seria um marco importante para a economia nacional. Resta obter mais detalhes sobre os objetivos atuais das autoridades e sobre o calendário previsto para concretizar esta ambição.
Aurel Sèdjro Houenou
Em setembro de 2025, a Chevron, operadora do campo petrolífero de Aseng, anunciou o compromisso de investir fundos para desenvolver o projeto de gás destinado à exploração dos recursos gasíferos associados a este campo produtor.
A Guiné Equatorial e a companhia petrolífera norte-americana Chevron assinaram um acordo relativo ao projeto Aseng Gas, que prevê um aumento da participação da empresa petrolífera estatal GEPetrol. Segundo informações publicadas na sexta-feira, 30 de janeiro, pelo órgão oficial Guinea Ecuatorial Press, a participação da GEPetrol passará de 5 % para 32,55 %.
Esta operação permite à empresa pública reforçar a sua posição na exploração do gás associado ao campo de Aseng, que já se encontra em produção. De acordo com o texto assinado em Malabo entre representantes do Governo da Guiné Equatorial e da Chevron, a multinacional assegurará o financiamento do aumento da participação da GEPetrol no projeto. Não foi anunciada qualquer alteração ao papel da Chevron enquanto operadora do campo.
Segundo o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o gás abrangido pelo projeto Aseng Gas deverá ser valorizado através das infraestruturas gasíferas existentes no país.
O acordo assinado insere-se nas iniciativas em curso destinadas a desenvolver os recursos gasíferos nacionais, cujas reservas provadas são estimadas em 39 mil milhões de metros cúbicos pelo Fórum dos Países Exportadores de Gás (GECF). De acordo com Antonio Oburu Ondo, ministro das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o projeto Aseng Gas «abrirá caminho a outros projetos de gás no país e garantirá o abastecimento de gás para as próximas décadas».
Um desenvolvimento gasífero apoiado por compromissos financeiros
Em setembro de 2025, a Agence Ecofin indicou que o Governo da Guiné Equatorial e a Chevron anunciaram um acordo avaliado em cerca de 690 milhões de dólares para o desenvolvimento do gás associado ao campo petrolífero de Aseng, situado no bloco offshore I do país. Este acordo visa financiar os trabalhos necessários ao tratamento do gás extraído do campo e ao abastecimento das infraestruturas existentes de liquefação de gás natural em Punta Europa.
Num comunicado divulgado aquando da assinatura, as autoridades equato-guineenses já tinham indicado que a Chevron asseguraria este financiamento na qualidade de operadora do projeto, sem qualquer alteração do seu estatuto de operadora principal.
Paralelamente, em janeiro de 2026, o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial declarou estar à procura de financiamentos externos para apoiar a produção petrolífera e gasífera do país. O Governo indicou ter iniciado negociações com várias casas de comércio internacionais com vista à mobilização de cerca de 300 milhões de dólares, através de acordos de pré-financiamento garantidos por futuras entregas de petróleo bruto e de gás natural liquefeito (GNL).
Segundo pormenores avançados por vários meios de comunicação internacionais, estes fundos destinam-se a manter e a estimular as capacidades de produção de petróleo e de gás, que têm registado um declínio ao longo da última década.
Abdel-Latif Boureima
A conclusão da perfuração do poço AK-2H em Sèmè deverá dar início à produção petrolífera, após o adiamento devido a dificuldades técnicas.
A Akrake Petroleum, filial indireta da Rex International, anunciou a conclusão com sucesso da perfuração do poço de produção AK-2H no campo de Sèmè, ao largo da costa beninense. Considerado uma etapa fundamental do projeto petrolífero offshore de Sèmè, este poço deverá contribuir para o reforço da produção nacional e apoiar o desenvolvimento do setor energético no Benim.
Cerca de 950 metros desta secção atravessam uma zona petrolífera, o reservatório H6, confirmando a presença de volumes potencialmente exploráveis. O restante percurso situa-se em camadas de xisto não produtivas. Os dados recolhidos indicam uma porosidade média superior a 19 %, sinal de uma rocha capaz de armazenar quantidades significativas de hidrocarbonetos. A saturação média de petróleo, superior a 70 %, indica igualmente que a maioria dos poros está efetivamente preenchida com óleo, um indicador favorável à produção. Não foi identificado qualquer aquífero arenoso, o que limita o risco de subida de água juntamente com o petróleo, um problema comum em alguns poços.
Para garantir e otimizar o fluxo de petróleo, o poço foi equipado com filtros, que impedem a subida de areia do reservatório com o petróleo, e com válvulas autónomas de controlo de fluxo (AICV), que regulam o escoamento e limitam a entrada de água. Está igualmente em curso a instalação de uma bomba submersível elétrica (ESP), destinada a elevar o petróleo até à superfície quando a pressão natural do reservatório não é suficiente.
Uma perfuração bem-sucedida, mas uma entrada em produção adiada
Apesar do sucesso técnico da perfuração, o calendário inicial de produção, previsto para o final de janeiro de 2026, não poderá ser cumprido. O arranque depende agora da finalização da ligação do poço às infraestruturas principais, nomeadamente a unidade móvel de produção offshore Stella Energy 1 e a unidade flutuante de armazenamento e descarga Kristina.
Desta vez, o operador do campo não forneceu qualquer calendário quanto ao início da produção. Neste caso, as operações de ligação das unidades offshore explicam a ausência de uma nova data oficial.
A campanha de perfuração inclui igualmente o poço horizontal AK-1H, direcionado para o reservatório H6, bem como o poço de exploração AK-1P, destinado a melhorar o conhecimento dos reservatórios mais profundos. Os dados recolhidos deverão permitir otimizar a produção e avaliar o potencial do campo a médio prazo.
O primeiro patamar de produção deverá atingir cerca de 15 000 barris por dia, com perspetivas de expansão graças aos recursos profundos identificados pelo poço AK-1P.
O perímetro marítimo de Sèmè é estratégico para o Benim, uma vez que representa um dos raros campos offshore plenamente desenvolvidos. Recorde-se que este programa de redesenvolvimento do local foi lançado em agosto de 2025, após 27 anos de inatividade, com um arranque inicialmente previsto antes do final do ano passado. Dificuldades técnicas relacionadas com as camadas de xisto e o desempenho dos equipamentos levaram ao adiamento do calendário.
A Akrake detém 76 % de participação no bloco, o Governo beninense 15 % e a empresa local Octogone Trading 9 %.
Olivier de Souza
Os preços do ouro registaram um novo recorde histórico, atingindo cerca de 5.590 USD por onça na semana passada. Embora o dinamismo de valorização tenha abrandado desde então, os analistas continuam optimistas quanto ao potencial de alta para 2026.
Após atingir um pico de aproximadamente 5.590 USD por onça, os preços do ouro caíram para 4.642 USD por onça na noite de segunda-feira, 2 de fevereiro, prolongando uma correcção iniciada durante o fim‑de‑semana. Segundo a plataforma Trading Economics, este recuo deve‑se principalmente a realizações de lucros, após os ganhos registados desde o início do ano. Apesar desta queda, o sentimento de mercado permanece globalmente positivo, com vários analistas a antecipar níveis de preço superiores ao pico recentemente atingido.
UBS, JP Morgan e Deutsche Bank na mesma linha
Antes do recuo observado, o banco alemão Deutsche Bank já previa um preço do ouro podendo atingir 6.000 USD por onça em 2026, impulsionado pela forte procura de investidores e bancos centrais. O mesmo optimismo é partilhado pelo banco suíço UBS, que na semana passada elevou o seu objetivo de preço para 6.200 USD por onça até setembro de 2026, face a 5.000 USD anteriormente.
Mais recentemente, o banco norte-americano JP Morgan apontou para uma trajectória ainda mais positiva, estimando um preço de 6.300 USD por onça até ao final de 2026. Segundo o banco, o interesse contínuo de bancos centrais e investidores deverá continuar a alimentar a tendência de valorização do ouro a médio prazo.
“Continuamos firmemente convencidos do valor do ouro a médio prazo, graças a uma tendência de diversificação estrutural e contínua que deverá prosseguir num contexto de sobreperformance dos ativos reais em relação aos ativos financeiros”, explicou o JP Morgan, citado pela Reuters.
Factores que sustentam a valorização
É importante recordar que a forte actividade de compra dos bancos centrais foi um dos principais motores do aumento de 67% dos preços do ouro em 2025. Numa nota publicada na quinta-feira, 29 de janeiro, o World Gold Council registou uma procura recorde de 5.002 toneladas ao longo do ano, num contexto de crescentes tensões geopolíticas, levando muitos bancos centrais a reforçar as suas posições em activos de refúgio como o ouro.
Riscos de queda persistem…
Apesar de um consenso globalmente optimista, alguns factores continuam a pesar sobre as perspectivas do ouro. Entre eles destaca-se a incerteza sobre a governação da Reserva Federal dos EUA (Fed), reforçada pela recente nomeação de Kevin Warsh pelo presidente Donald Trump para liderar a instituição. Ex-membro do conselho da Fed, Kevin Warsh é visto pelos mercados como defensor de uma política monetária mais rígida, focada na luta contra a inflação, mesmo que implique manter taxas de juro elevadas por mais tempo.
Warsh sucederia a Jerome Powell, cuja condução da política monetária tem sido alvo de críticas recorrentes da Casa Branca nos últimos meses. Esta evolução aumenta os receios de uma possível interferência política na Fed, um elemento-chave para a estabilidade dos mercados financeiros. Uma política monetária mais restritiva traduz-se normalmente em taxas de juro elevadas, o que tende a penalizar o ouro.
Como activo que não gera rendimento, o ouro torna-se menos atractivo em comparação com obrigações ou outros investimentos com juros mais elevados. O UBS sublinha que tal cenário poderia acentuar os riscos de correcção dos preços, baseando o seu cenário baixista nesta hipótese, com uma estimativa de preço em torno de 4.600 USD por onça.
Em qualquer caso, a diversidade destas projecções ilustra a amplitude das expectativas e das incertezas que cercam a evolução dos preços do ouro em 2026. Trata-se de dinâmicas a acompanhar de perto nas próximas semanas, particularmente em África, onde vários países produtores estão a apostar em reformas fiscais para melhor aproveitar os benefícios do mercado em alta.
Aurel Sèdjro Houenou
Num contexto de forte dependência do gás importado e de crescimento sustentado da procura de eletricidade, a Tunísia continua a alargar o seu portefólio de projetos solares, apoiando-se em investimentos privados para acelerar a sua transição energética.
A Voltalia, empresa internacional de energias renováveis, anunciou na quinta-feira, 29 de janeiro, que foi selecionada pelo Estado tunisino para desenvolver um novo projeto solar de 132 MW, denominado Wadi, na região de Gabès, no sudeste da Tunísia. Este projeto junta-se aos de Sagdoud (maio de 2024) e Menzel Habib (dezembro de 2024). Com Wadi, a capacidade total dos projetos solares da Voltalia a iniciar construção no país atinge cerca de 400 MW.
Localizado nas proximidades do sítio de Menzel Habib, o projeto Wadi deverá beneficiar de sinergias operacionais, nomeadamente através da partilha de custos relacionados com a construção, transporte e manutenção. A construção está prevista para 2027, com entrada em funcionamento esperada em 2028. Segundo a Voltalia, a central produzirá uma quantidade de eletricidade equivalente ao consumo de cerca de 200 000 habitantes e permitirá evitar 120 000 toneladas de CO₂ por ano. Não foram divulgadas informações sobre o custo do projeto nem sobre o modo de financiamento.
«Estamos muito satisfeitos por termos sido selecionados para este novo projeto na Tunísia. Esta etapa reforça não só a nossa presença numa região com elevado potencial solar, mas permite-nos também acompanhar mais de perto as ambições energéticas do país», declarou Robert Klein, diretor-geral da Voltalia.
Este projeto insere-se numa estratégia nacional que visa reduzir a dependência energética da Tunísia. Segundo um artigo do Banco Mundial publicado em janeiro de 2024, o país ainda depende largamente do gás natural importado para produzir eletricidade, com 48% das suas necessidades energéticas importadas em 2022, enquanto a procura elétrica de ponta aumentou cerca de 5% ao ano entre 2010 e 2022. O Banco Mundial estima ainda o potencial solar e eólico tunisino em 320 GW, para uma procura nacional de ponta de cerca de 5 GW.
Esta dinâmica e a vontade de acelerar a diversificação do mix energético são apoiadas por reformas estruturais. Em 11 de novembro de 2025, o Banco Mundial aprovou um financiamento de 430 milhões USD para o programa TEREG, destinado a modernizar o setor elétrico tunisino, reforçar a performance da Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz (STEG) e atrair investimentos privados. Este programa visa, nomeadamente, mobilizar 2,8 mil milhões USD de investimentos privados para adicionar 2,8 GW de capacidade solar e eólica até 2028.
Abdoullah Diop
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No Congo, a taxa de acesso à eletricidade passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações oficiais divulgadas em janeiro de 2026. A estratégia elétrica nacional apresentada pelas autoridades prevê uma diversificação do mix energético, apoiando-se nomeadamente nas energias renováveis.
O governo da República do Congo iniciou estudos técnicos relativos ao projeto hidroelétrico de Kitéké, no rio Loufoulakari, no departamento do Pool, a cerca de 35 km a sudeste de Brazzaville. Trata-se de uma central com uma capacidade instalada prevista de cerca de 510 megawatts (MW), segundo informações reportadas em 29 de janeiro pela ADIAC-Congo.
Os estudos técnicos incidem sobretudo sobre a viabilidade do projeto, a definição das infraestruturas, a escolha dos equipamentos, bem como sobre os estudos de impacto ambiental e social. Visam também detalhar as modalidades de ligação da futura central à rede elétrica nacional.
Esta etapa foi concluída a 28 de janeiro durante um workshop oficial em Brazzaville, com a presença, entre outros, de Émile Ouosso, ministro da Energia e Hidráulica, e de representantes das empresas envolvidas no projeto.
Entre elas, o consórcio Lincoln e China Energy participa na fase de estudos técnicos. Ambas as empresas indicaram a intenção de assegurar, futuramente, a concepção, aquisição de equipamentos, construção, assim como alguns aspetos do financiamento.
Até ao momento, nenhum valor oficial foi divulgado relativamente ao investimento total previsto no projeto. De acordo com o calendário divulgado, o início efetivo da construção está previsto para julho-agosto de 2027, condicionado à conclusão dos estudos.
Durante o Congo Energy & Investment Forum, realizado em Brazzaville em março de 2025, as autoridades congolesas anunciaram a intenção de duplicar a capacidade nacional de produção elétrica para 1.500 MW até 2030, com ênfase no desenvolvimento das energias renováveis.
Foi apresentada uma folha de rota incluindo vários projetos destinados a aumentar a produção elétrica e a melhorar a taxa de acesso à eletricidade, que passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações de Émile Ouosso divulgadas em janeiro de 2026.
Além disso, no âmbito da reforma do setor elétrico, a República do Congo solicitou a expertise da Société nationale d’électricité do Senegal (Senelec). Segundo a Agência Ecofin, em fevereiro de 2025 foi assinado um acordo que confere ao operador senegalês missões ligadas à distribuição, gestão e manutenção da rede elétrica congolesa por um período de dez anos.
Abdel-Latif Boureima
Colocado em operação em 2005, Bonga é um dos principais campos petrolíferos offshore da Nigéria, com uma capacidade de produção de cerca de 225.000 barris por dia e um papel central na exportação de crude proveniente de águas profundas.
A Nigéria irá enfrentar uma redução temporária dos seus volumes de exportação de cerca de 225.000 barris por dia durante várias semanas. Este desenvolvimento, noticiado na segunda-feira, 2 de fevereiro, está relacionado com uma manutenção programada na unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) que opera o campo petrolífero offshore de Bonga.
“Esta manutenção programada visa reduzir interrupções imprevistas, melhorar a eficiência operacional e reforçar a resiliência global do ativo”, declarou Ronald Adams, diretor-geral da Shell Nigeria Exploration and Production Company Ltd (SNEPCo), operador do site.
“Prevemos retomar a produção em março, assim que os trabalhos de manutenção forem concluídos com sucesso”, acrescentou, especificando que esta operação também abrange a produção de gás natural associado, estimada em cerca de 150 milhões de pés cúbicos por dia.
Bonga, projeto estratégico do offshore nigeriano em águas profundas
Desenvolvido no bloco offshore OML 118, o campo de Bonga inclui vários poços produtores ligados por condutas e equipamentos instalados a mais de 1000 metros de profundidade no fundo do mar, de acordo com os dados técnicos do projeto.
O FPSO Bonga foi projetado para armazenar até dois milhões de barris de petróleo antes de serem carregados em navios shuttle destinados à exportação. O crude é exportado diretamente do site offshore, sem passar por instalações terrestres.
Um desenvolvimento petrolífero adjacente, chamado Bonga South West-Aparo, deverá ser implementado após mais de dez anos de incertezas. Em meados de janeiro de 2026, a Agência Ecofin noticiou que a SNEPCo lançou novamente um concurso para a fornecimento de uma unidade FPSO para este projeto, com capacidade alvo de cerca de 150.000 barris por dia quando totalmente desenvolvido.
No final de janeiro, o presidente nigeriano Bola Tinubu aprovou incentivos específicos ligados a investimentos para acelerar este projeto offshore em águas profundas, situado a cerca de 120 km da costa. Segundo a presidência, estas medidas não constituem incentivos sectoriais gerais, mas estão condicionadas a novos investimentos e ao aumento efetivo da produção.
As autoridades expressaram o desejo de que o projeto alcance uma decisão final de investimento (FID) até meados de 2027. Nos últimos meses, reiteraram a ambição de elevar a produção para 2 milhões de barris por dia até 2027, contra 1,64 milhão de barris por dia de petróleo bruto e condensados produzidos em média nos primeiros onze meses de 2025, segundo dados oficiais. Também flexibilizaram as condições financeiras do concurso lançado em dezembro de 2025, que abrange 50 blocos petrolíferos e gasíferos.
Abdel-Latif Boureima
Durante muito tempo pilar do sistema elétrico da Zâmbia, a hidroeletricidade mostra hoje os seus limites face às incertezas climáticas. Neste contexto, as autoridades aceleram a diversificação do mix energético, com a energia solar como principal alavanca para reforçar a segurança do abastecimento.
Na Zâmbia, a diversificação do mix elétrico impõe-se agora como uma resposta direta às limitações do sistema hidroelétrico, que durante muito tempo sustentou o fornecimento de eletricidade do país e ainda fornece a maior parte da energia. Esta orientação materializou-se mais uma vez na quinta-feira, 29 de janeiro, com a inauguração pela Kiyona Energy Limited, filial da ZESCO, de um projeto solar fotovoltaico de 20 MW no campus do Natural Resources Development College (NRDC), em Mutendere, na capital Lusaca.
O projeto visa reforçar o fornecimento de eletricidade à rede nacional num país ainda marcado pela seca de 2024, que reduziu significativamente a produção hidroelétrica e, consequentemente, a oferta de eletricidade durante vários meses.
Desenvolvida num antigo aterro reabilitado, esta nova central será ligada à rede nacional. Segundo informações divulgadas durante a cerimónia, 2 MW da capacidade serão dedicados diretamente ao NRDC, garantindo fornecimento contínuo ao campus. O custo do projeto e a sua estrutura de financiamento não foram, no entanto, revelados.
Esta iniciativa integra uma dinâmica mais ampla liderada pela Kiyona Energy. Em meados de janeiro, a empresa adjudicou um contrato de compra de eletricidade à Bluesun Solar Zambia para um projeto solar distinto de 26 MW, representando um investimento estimado entre 22 e 26 milhões de dólares, com entrada em operação comercial prevista ainda este ano. A filial da ZESCO prevê também desenvolver até 300 MW de projetos de energias renováveis até 2028.
A vontade de reforçar a fiabilidade do fornecimento elétrico é determinada diretamente pelas autoridades do país. Durante a inauguração do projeto, o ministro da Energia, Makozo Chikote, declarou:
“Reconhecemos que, embora a hidroeletricidade nos tenha servido bem durante décadas, a variabilidade climática recordou-nos a urgência de diversificar o nosso mix energético e reforçar a segurança energética nacional.”
Abdoullah Diop
Moçambique LNG retoma oficialmente após quase cinco anos de suspensão
Suspenso durante quase cinco anos devido a uma crise de segurança significativa, o projeto Mozambique LNG vai retomar oficialmente as atividades. Esta retomada segue uma longa trajetória marcada por compromissos industriais e financeiros precoces, uma interrupção abrupta, fortes controvérsias e uma recomposição gradual do quadro do projeto.
Quando a TotalEnergies anuncia, no final de janeiro de 2026, a retomada completa das atividades do projeto Mozambique LNG, o empreendimento sai de um longo período de suspensão anunciado em abril de 2021. Esta retomada ocorre num contexto ainda frágil em Cabo Delgado, mas também após uma série de decisões que progressivamente tornaram quase impossível o abandono do projeto.
Um projeto estruturado desde a origem como ativo estratégico
O Mozambique LNG ganha nova dimensão em 2019, quando a TotalEnergies anuncia a aquisição dos ativos africanos da Anadarko. Em 30 de setembro de 2019, o grupo confirma a finalização da operação e a compra da participação de 26,5% da Anadarko no projeto por 3,9 mil milhões de dólares, tornando-se operador da Área 1 na bacia do Rovuma.
O projeto baseia-se então em dois trens de liquefação com capacidade aproximada de 13 milhões de toneladas por ano, desenvolvidos a partir dos campos Golfinho e Atum. A decisão final de investimento é tomada em junho de 2019, com base num projeto já amplamente assegurado comercialmente. A TotalEnergies indica que cerca de 90% dos volumes estão cobertos por contratos de longo prazo com compradores internacionais, principalmente na Ásia e na Europa.
Uma etapa importante é alcançada em julho de 2020 com a assinatura de um financiamento em dívida sénior de 14,9 mil milhões de dólares, para um investimento total estimado em cerca de 20 mil milhões de dólares. Este financiamento envolve várias agências de crédito à exportação, bancos comerciais e uma instituição multilateral africana. Após o período de força maior anunciado em 2021, a TotalEnergies esclarece, em dezembro de 2025, que alguns apoios públicos não foram reconfirmados, mas que a sua retirada foi compensada por um aporte adicional em capital próprio dos parceiros.
Em 29 de janeiro de 2026, a TotalEnergies anuncia a retomada completa das atividades onshore e offshore. O projeto encontra-se avançado em cerca de 40%, com vários milhares de trabalhadores mobilizados.
Segurança, direitos humanos e contenciosos judiciais
A situação de segurança na província de Cabo Delgado começa a deteriorar-se em 2017, com uma intensificação progressiva dos ataques armados. Em 2020, uma unidade conjunta, a Joint Task Force, é criada no âmbito de um memorando entre a filial moçambicana da TotalEnergies e o Estado moçambicano, para garantir a segurança do sítio de Afungi.
Após os ataques à cidade de Palma em março de 2021, a TotalEnergies evacua o seu pessoal. Em 26 de abril de 2021, o grupo declara força maior e suspende todas as atividades.
O componente judicial abre-se posteriormente com dois processos distintos. Em 2023, sobreviventes e familiares das vítimas do ataque a Palma apresentam uma queixa em França, acusando a TotalEnergies de não ter assegurado a segurança de subcontratados-alvo. Em março de 2025, o Ministério Público de Nanterre abre um inquérito preliminar contra a TotalEnergies, nomeadamente por homicídio involuntário e omissão de auxílio a pessoa em perigo.
Paralelamente, surgem alegações sobre eventos ocorridos entre julho e setembro de 2021 no ou próximo do sítio de Afungi, conhecidos como “container massacre”. Estas acusações são divulgadas a partir de setembro de 2024 pelo Politico e depois retomadas por Le Monde e SourceMaterial.
Em novembro de 2025, o European Center for Constitutional and Human Rights (ECCHR) apresenta uma queixa criminal em França contra a TotalEnergies por cumplicidade em crimes de guerra, tortura e desaparecimentos forçados, junto do Ministério Público Nacional Antiterrorismo. A ONG afirma que a empresa teria fornecido apoio material e logístico à Joint Task Force, apesar de conhecimento prévio de alegadas violações dos direitos humanos.
A TotalEnergies rejeita todas estas acusações e afirma nunca ter tido conhecimento dos fatos alegados. No meio destas controvérsias, a empresa decide encomendar uma missão independente para avaliar a situação em Cabo Delgado. O relatório da missão, publicado em maio de 2023, conduz a um plano de ação e à criação da fundação Pamoja Tunaweza, com um orçamento de 200 milhões de dólares.
Reação política e continuação do projeto
Alguns dias após a apresentação da queixa pelo ECCHR, o presidente moçambicano recém-eleito, Daniel Chapo, nega publicamente quaisquer violações graves de direitos humanos cometidas pelas forças de defesa e segurança em Cabo Delgado. Afirma que as acusações divulgadas pela imprensa internacional “não são verdadeiras” e destaca o envolvimento das autoridades judiciais e da Comissão Nacional de Direitos Humanos na análise dos fatos.
Esta tomada de posição ocorre quando uma parte significativa dos investimentos já foi realizada, os equipamentos principais já foram encomendados e os compromissos contratuais foram mantidos.
A continuação do Mozambique LNG insere-se agora num calendário industrial claramente identificado, com a primeira produção de GNL prevista para 2029, dez anos após a decisão final de investimento. Símbolo de um projeto cujos impactos económicos e financeiros são demasiado grandes para ser abandonado, independentemente dos riscos de segurança ou ambientais.
Abdoullah Diop
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